2.3Пример теплового расчета установки комплексной подготовки нефти (укпн). [28].

Провести поверочный тепловой расчет УКПН, принципиальная технологическая схема, которой изображена на рис.3, применительно к условиям заданного режима. По результатам расчета определить:

А. Требуемые количества теплообменников первой и второй ступеней нагрева.

Б. Потребную тепловую мощность для работы установки.

В. Условия эксплуатации теплообменников и трубчатой печи, обеспечивающие работоспособность объекта в заданном режиме.

Г. Влияние остаточной воды на требуемую тепловую мощность генератора (генераторов) тепла.

Условия работы объекта и основные сведения из технологической карты установки:

А. Сырая нефть.

Расход

Температура

Водосодержание

Б. Продукция установки :

безводная стабильная нефть

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) 680 кг/

В. Температуры технологических процессов:

в отстойной аппаратуре по обезвоживанию и обессоливанию 45……60

в верхней части стабилизационной колонны 95

в нижней части стабилизационной колонны 200

холодного орошения при поступлении в стабилизационную колонну

стабильной (товарной) нефти, покидающей установку: не более 40

Г. Расходы сред:

Промывочной пресной воды: 5% от объема сырья;

Дренажной воды (из электродегидратора): от объема сырья;

Доля отгона легких фракций в колонне е = 2%;

Кратность орошения колонны

Применяемое оборудование :

А. Трубчатые печи типа А2Б2 конструкции ВНИИнефтемаш (старое обозначение ПБ).

Б. Теплообменники первой и второй ступени нагрева: кожухотрубчатые с плавающей головкой, сдвоенные, с четырьмя ходами по трубному пространству, с сегментными перегородками в межтрубном пространстве, стальными рабочими трубками диаметром 25 мм и длиной 6 м. Рабочая поверхность одного аппарата 450

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема УКПН с одной ступенью нагрева сырой нефти перед обессоливанием и обезвоживанием и поддержанием теплового режима «горячей струей»:

1 — резервуар сырой нефти; 2 - насос; 3 - теплообменники первой ступени нагрева «нефть-нефть»; 4 - отстойная аппаратура; 5 — электродегидратор; 6, - буферная емкость; 7 - насос обезвоженной и обессоленной нефти; 8 - теплообменники второй ступени нагрева «нефть- нефть»; 9 — насос стабильной нефти; 10 - стабилизационная колонна; 11 - конденсатор-холодильник; 12 - сепаратор; 13 - насос ШФЛУ; 14 - печь; 15 - насос «горячей струи»; 16 - емкость дренажной воды; 17 - насос дренажной воды; 18 -резервуар товарной нефти.

I - сырая нефть; II - дренажная вода; III - пресная вода; IV раствор реагентов; V - стабильная нефть; VI - газ верха колонны (ШФЛУ); VII - охлаждающий агент; VIII - сжиженный газ; IX - не сконденсировавшийся газ.

Расчёт

1. Принимаем следующие условные обозначения :

А. Температура:

входа сырой нефти на установку;

выхода из теплообменников (3);

входа в отстойную аппаратуру (4);

выхода из отстойной аппаратуры (4);

после смешивания нефти промывочной водой;

после электродегидратора (5);

перед буферной емкостью (6);

после буферной емкости (7);

входа в теплообменники (8);

выхода обезвоженной и обессоленной нефти из теплообменников

– обессоленной нефти при входе в стабилизационную

колонну(10);

– входа в стабилизационную колонну нефти, нагретой в

печи(14);

– поддерживаемая в нижней части стабилизационной колонны(10);

–входа стабильной нефти в теплообменники (8);

–выхода стабильной нефти из теплообменников (8);

–стабильной нефти при входе в теплообменники (3);

стабильной нефти при выходе из теплообменников (3);

– в верхней части стабилизационной колонны(10).

Б. Коэффициенты сохранения тепла:

=0,98 - теплообменников (3) первой ступени нагрева;

=0_?99 - теплообменников (8) второй ступени нагрева;

=0,9 8 5 - отстойной аппаратуры (4);

=0,985 - электродегидратора (5);

=0,985 - буферной емкости (6);

=0,98 - стабилизационной колонны (10)

- емкости дренажной воды;

=0,9975 - трубопроводов, -где порядковый номер

аппаратуры по схеме (рис.3) соответствующего участка

трубопровода, - то же в конце участка (трубопровода);

=0,997 - трубопровода, соединяющего теплообменники (8)

со стабилизационной колонной(10);

- трубопровода, соединяющего нижнюю часть

стабилизационной колонны со змеевиком печи;

=0,99 - трубопровода, соединяющего печь со средней

частью стабилизационной колонны.

2. Узел теплообменников второй ступени нагрева.

2.1. Вариант 1

Рассмотрим работу установки при следующих условиях: число теплообменников первой ступени нагрева (3), включенных в работу составляет 660=58,8 шт; то же во второй ступени нагрева составляет 4 шт.

С целью сокращения объема вычислений на основе практических данных принимаем величины коэффициентов теплопередачи равными:

в теплообменниках первой ступени нагрева =90…100

в теплообменниках второй ступени нагрева =140 .

Согласно условиям задания температуру сырой нефти при входе в отстойные аппараты (4) принимаем равной максимально допускаемому значению, то есть, 60 С. Определяем температуру сырой нефти при выходе из отстойников (4)

.

Находим температуру нефти после смешения с промывочной водой:

где W₄, W_пр.в - водяные эквиваленты потоков нефти и промывочной воды при их смешении, кВт/°С.

W₄=G_Hc_H4,

где G_H- массовый расход нефти после отстойников (4), кг/с; c_H4 - удельная теплоемкость нефти при средней температуре в отстойниках, кДж/кг°С. .

,

где 86400 - число секунд в одних сутках, с.

Пренебрегая, содержанием остаточной воды после отстойников определяем теплоемкость c_H4 как для безводной нефти

кДж/кг

где - расход промывочной воды, кг/с;

- удельная теплоемкость промывочной воды, кДж/кг°С.

где = 1000 кг/м³ - плотность промывочной (пресной) воды.

кДж/

кДж/

Принимаем t₅ ⁼ 53 °С.

Температура нефти при входе в теплообменники (8) второй ступени нагрева

где - коэффициенты сохранения тепла трубопроводов на участках «электродегидратор - буферная емкость» и «буферная

емкость - теплообменники второй ступени нагрева» (8).

.

При противоточной схеме движения температуру обессолено обезвоженной нефти при выходе из теплообменников (8) можно определить по нижеследующей формуле (3.79), так как температура нижней части стабилизационной колонны задана исходя из технологических

условий (t_В= 200°С)

,

где , - водяные эквиваленты потоков обессоленной и обезвоженной нефти при их средних температурах в теплообменниках (соответственно );

- характеристика, в ходящая в формулу (3.79) [28].

,

где - суммарная рабочая поверхность теплообменников второй ступени нагрева, м².

где F - площадь рабочей поверхности аппарата,

,

где - коэффициент сохранения тепла трубопровода, соединяющего стабилизационную колонну с теплообменниками (8),

Задаемся °С; и при этих значениях определяем:

где ^_ удельная теплоемкость безводной нефти при температурах, соответственно, и кДж/кг °С;

расход стабильной (товарной) нефти, кг/с.

кДж/кг ;

кДж/кг

=0,572;

.

Величину температуры стабильной нефти при выходе из теплообменников второй ступени нагрева определяем по формуле (3.78) [28].

Принимаем = 115°С.

Тепловые потоки практически совпадают. Определяем величину тепловосприятия нагреваемой обессоленной и обезвоженной нефти по условиям теплообмена. Большая разность температур теплоносителей

.

Меньшая разность температур теплоносителей

.

Разности температур незначительно отличаются, поэтому среднюю разность температур определяем как разность средних температур теплоносителей

.

Характеристика

Характеристика

По графику Ψ=f(P,R)(рис.3,19)[28]находим Ψ= 0,99.

Расчетная величина средней разности температур теплоносителей составляет

Принимаем = 60.

кВт.

Полученная величина незначительно отличается от ранее вычисленной. Относительная разность составляет

Полученные цифры являются приемлемыми, поэтому расчеты по группе теплообменников второй ступени нагрева прекращаем.