Содержание:
Введение
1.Характеристика нефти по ГОСТ Р51858-2002 и выбор варианта ее переработки
2.Характеристика получаемых фракцийнефти и их возможное применения
3.Выбор и обоснование технологическойсхемы установки АВТ
4.Расчет количества и состава паровойи жидкой фаз в емкостии орошенияотбензинивающей колонны (ЭВМ)
5.Расчет материального балансаректификационных колонн и установки в целом
6.Расчет доли отгона сырья на входе впроектируемую колонну (ЭВМ)
7.Технологический расчет колонны
8.Расчет теплопроизводительности печиатмосферного блока
9.Расчет коэффициента теплопередачи втеплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)
10. Расчет площади поверхностинагрева теплообменника
11. Охрана окружающей среды наустановке.
Заключение
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
Выпуск разнообразнойпродукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Нонемалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологическихпроцессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.
Из сырой нефтинепосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт(за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой нанескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ,поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальныхзвеньев технологической цепочки [1].
Установки первичной переработки нефти составляютоснову всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторныхтоплив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимическихпроизводств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив исмазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессовпереработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы иинтенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.
Важнейшими из всегомногообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считатьследующие:
– дальнейшееуглубление переработки нефти;
– повышениеоктановых чисел автобензинов;
– снижениеэнергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в областитепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологийглубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.
Решение этих проблем предусматривает:
1. Совершенствование основных аппаратовустановок АВТ:
– контактныхустройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависятматериальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов иглубина переработки нефти и т.д.;
– конденсационно-вакуумсоздающихсистем (КВС) промышленных вакуумных колонн;
– трубчатых печей итеплообменно-холодильного оборудования.
2. Совершенствование технологическихсхем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоватьсяпотенциальным содержанием фракций.
3. Совершенствование схем и технологиивакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть
– уменьшение уносажидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки иорганизация вывода затемненного тяжелого газойля);
– подборэффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.
Преимущества насадочных контактных устройств передтарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давленияна одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являютсярегулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и ихгидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными[2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка«Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшитьналожение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.
Коррозия оборудования – еще одна не менее важнаяпроблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (какнеорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие ихгидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования,главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии неуниверсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являютсявысокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящеевремя разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата(ПГМГ Н2О). Этот ингибитор неимеет вышеперечисленных недостатков [3].
Одним из направлений совершенствования установок АВТявляется улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходитдо 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.
В практикифракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция киспользованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС)гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуумсоздающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправданоявным преимуществом её эксплуатации.
В качестве рабочего телав ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использованияПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного параприводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сбросахимически загрязненных вод.
Углубление вакуума,обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потокапитания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е.уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].
Изложенный материалпозволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако ихсовершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но исыграет большую роль в защите окружающей среды.
1Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки
Выбор технологическойсхемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от еёкачества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефтипредставлены в таблицах 1.1 и 1.2.
Таблица 1.1 – Показателикачества Девонской нефтиПоказатели Единицы измерения Значение показателя Плотность нефти при 20°С
кг/м3 889,5
Содержание в нефти:
хлористых солей
мг/дм3 119 воды % масс. 0,67 серы % масс. 2,82 парафина % масс. 2,6 фракции до 360°С % масс. 38,4 фракции 360-500°С % масс. 18,7 фракции 500-600°С % масс. 15,0 Плотность гудрона (остатка) при 20 °С (фр.>500°С)
кг/м3 1009,3
Вязкость нефти:
при t=20°C
мм2/с 38,9 при t=50°C
мм2/с 14,72 Выход суммы базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С % масс. –
Таблица 1.2 – Потенциальноесодержание фракций в Девонской нефтиНомер компонента Компоненты, фракции
Массовая доля компонента в смеси, xi 1
H2 2
CH4 3
C2H6 0,000278 4
C2H4 0,00000 5
H2S 0,00000 6
SC3 0,003654 7
SC4 0,006068 8 28-62°С 0,018 9 62-85°С 0,016 10 85-105°С 0,019 11 105-140°С 0,036 12 140-180°С 0,046 13 180-210°С 0,039 14 210-310°С 0,138 15 310-360°С 0,072 16 360-400°С 0,061 17 400-450°С 0,064 18 450-500°С 0,062 19 500-550°С 0,081 20 >550°С 0,338 Итого: 1,000
Показатели качества Девонскойнефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел сИВ³90 и температурой застывания £-15°С в нефти нет.
Таким образомпроизводство базовых масел, т.е. получение узких масляных фракций на установкеАВТ является не целесообразным.
Нефть следует перерабатыватьпо топливному варианту.
Девонская нефть смассовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20оС889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм3,массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Даннаянефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.»только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиямэкспортного варианта — тип 3).
2 Характеристикафракций нефти и вариантов их применения
Характеристики всехфракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.
2.1 Характеристика газов
Таблица 2.1 – Состав и выход газов нанефтьКомпоненты Выход на нефть, % масс. Метан Этан 1,0∙0,0278=0,0278 Пропан 1,0∙0,3654=0,3654 Бутан 1,0∙0,4546=0,4546 Изобутан 1,0∙0,1522=0,1522 Итого: 1,0
Содержание этана врефлюксе: 2,78 % масс..
Девонской нефть содержитв основном тяжёлые газы, т.е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можнополучать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в видерефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т.к. содержание этана внём будет
2.2 Характеристикабензиновых фракций и их применение
Таблица 2.2 –Характеристика бензиновых фракций Девонской нефтиПределы кипения фракции, °С Выход на нефть, % масс. Октановое число без ТЭС Содержание, % масс. серы ароматических углеводородов нафтеновых углеводородов парафиновых углеводородов н.к.-70 2,1 59 0,1 1 13 86 70-120 4,5 51 0,18 7 22 71 70-140 6,8 45 0,20 9 27 64 140-180 4,6 37 0,32 12 29 59 н.к.-180 13,5 40 0,19 9 25 66
В таблице 2.2представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают насовременных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти невыделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производстваиндивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитическогориформинга. На современных установках каталитического риформинга применяютсявысокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, чтообеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырьеширокого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТв основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива)или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют нариформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразноиспользовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или всмеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонентаавтомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительнаягидроочистка.
2.3 Характеристикадизельных фракций и их применение
В таблице 2.3представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать наустановке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение наАВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.
Таблица 2.3 –Характеристика дизельных фракций Девонской нефтиПределы кипения, °С Выход на нефть, % масс. Цетано-вое число
Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт) Температура
Содержание серы
общей, % масс. помутнения, °С застывания, °С 180-230 5,9 – – – минус 50 0,78 230-360 19,0 51 8,21 минус 4 минус 8 1,98 180-360 24,9 49 6,34 минус 5 минус 10 1,80
Из Девонской нефти получаемдизельные фракции 180-230°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиямстандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать каккомпонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижениясодержания серы [4].
2.4 Характеристикавакуумных (масляных) дистиллятов Девонской нефти и их применение
Таблица 2.4 –Характеристика вакуумных дистиллятов Девонской нефтиПределы кипения, °С Выход на нефть, % масс.
Плотность при 20°С, кг/м3
Вязкость, мм2/с, при Выход базовых масел с ИВ³90 на дистиллят, % масс. 50°С 100°С 350-430 11,19 872,3 13,91 4,82 – 430-510 10,13 886,0 45,68 8,17 – 510-600 13,71 924,5 167,49 24,56 – выше 600 26,9 947,2 298,23 33,45 –
Данные табл. 2.4показывают нецелесообразность получения узких масляных фракций из Девонскойнефти, т.к. получение базовых масел с ИВ≥90 невозможно из-за ихотсутствия. Поэтому после выхода из вакуумной колонны и блока теплообменниковпотоки объединяем и направляем широкую масляную фракцию (ШМФ) на установкикаталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.
2.5 Характеристикаостатков и их применение
Таблица 2.5 –Характеристика остатков Девонской нефтиПоказатель
Остатки, tнк °С выше 350 выше 500 выше 600 Выход на нефть, % масс. 62,0 41,9 26,9
Вязкость условная, °ВУ:
при 80°С 18,84 379,00 – при 100°С 9,63 224,28 357,80
Плотность при 20°С, кг/м3 975,2 1009,3 1163,4 Коксуемость, % масс. 11,06 14,51 17,40
Содержание, % масс.:
серы 3,18 3,57 4,19 парафинов 2,1 0,6 0,4
На установке АВТ получаютостатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tнк~360°С) и остатоквакуумной перегонки – гудрон обычный (tнк~550°С). Мазут поступает навакуумный блок для производства масляных дистиллятов.
Мазут и гудрон применяются в качестве компонентовкотельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того,гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации ипроизводства битумов, т.к. Девонская нефть отвечает требованиям:
А+С-2,5П=6,15+17,84-2,5·0,5=22,74> 0,
где А, С, П – содержаниеасфальтенов, смол и парафинов в нефти соответственно [4].
Остатки Девонской нефтииз-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качествекомпонентов котельных топлив только после их переработки на установкевисбрекинга.
3 Выбор и обоснованиетехнологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)
3.1 Блок ЭЛОУ
В блоке ЭЛОУ дляполучения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей £1 мг/л при степени обессоливания вкаждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [13]. Это позволяетдовести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т.к.
119 – 119 × 0,95 = 5,95 мг/л и после второйступени до ~0,3 мг/л, т.к.
5,95 – 5,95 × 0,95 » 0,3 мг/л.
где 119 – содержаниехлористых солей в сырой нефти, мг/л (см.таблицу 2.1).
Концентрация хлористыхсолей в воде, находящейся в сырой нефти:
/>
Концентрация хлористыхсолей в воде, находящейся в обессоленной нефти:
/>
где 0,0067 – содержаниеводы в сырой нефти, масс. доля (0,67%);
0,8895 – относительнаяплотность нефти;
1 – содержание хлористыхсолей в обессоленной нефти, мг/л;
0,001 – содержание воды вобессоленной нефти, масс. доля (0,1 % масс.).
Для пониженииконцентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.
Расход промывной воды (В)определяется из уравнения:
/>
Для девонской нефти сучетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:
/>,
откуда В=16,85 л/м3нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.
Для уменьшениянеутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается тольково вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второйступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевогонасоса (3% об.), т.е. применяется циркуляция воды.
Дренажные воды изэлектродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а послеотстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгаторнеионогенного 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 втехнологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости инасосы.
3.2 Блок колонн
3.2.1 Атмосферный блок
В настоящее времянаиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:
1. с одной сложной ректификационнойколонной
2. с предварительным испарителем
3. с отбензинивающей колонной
/>
Рис.3.1. Атмосферный блок.
Схему1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированныхнефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае –13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа инизкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давлениена питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режимаи давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможностьконденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами,при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колоннеуменьшает четкость фракционирования.
Всхеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракцийснижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций ирастворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, чтозаставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадаютвместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищаетатмосферную колонну от коррозии.
Схема3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболеегибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракцийи растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верхпервой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаряпредварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменникахне создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевоеоборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следуетнагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократномиспарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Крометого, установка оборудована дополнительной аппаратурой.
В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будутявляться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-1400С– нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяетполностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствиечего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшаетсяметаллоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, вколонне К-1 наряду с газами С2 — С4 удаляются солёная водаи коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранностьпоследующего ректификационного и теплообменного оборудования.
В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки,которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.
В основной атмосфернойколонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140оС; фракции 140-1800С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде,снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140оСобъединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или всмеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракцииобъединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракцийприменяем стриппинги.
Данная схема, в случаенеобходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-1800С+180-230°С),что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.
В низ колонны подаетсяводяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основнойатмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее инижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.
3.2.2. Блок стабилизации и чёткойректификации.
Стабилизации подвергаем бензин из К-1и фракцию нк-140оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блокстабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационнымиколонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашемслучае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колоннеК-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура внизу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции черезиспаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расходтоплива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизацииотправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырьяпроцессов изомеризации (нк-70оС) и каталитического риформинга(70-140оС).
/>
Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.
Из-за отсутствия в нефтирастворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практическиневозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропанадо 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки ирефлюкс.
3.2.3. Вакуумный блок.
На практике существуетдва основных варианта получения широкой масляной фракции.
1. Тарельчатая ректификационная колонна.
2. Вакуумная колонна с высокоэффективнойнасадкой.
/>
Рис. 3.3. Вакуумный блок.
За основу принимаем второй вариант, так как насадкаявляется более эффективным контактным устройством и обладает малымгидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла извакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона ивакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны вкачестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем дляподогрева сырой нефти.
Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа,применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровыхэжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечиваетостаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).
Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционногоорошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капельжидкости.
3.3. Блоктеплообменников
Схема теплообмена наустановке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245ºС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителейи их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которыеполучаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных ипрактических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – наосновании материального баланса (п. 5)
Таблица 3.1. — ХарактеристикатеплоносителейТеплоноситель 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 схемытеплообмена до электродегидраторов:
1-й поток
Т-101:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-102:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-103:
∆t н=(145-120)∙18,0/50=9 ºC
44+9=53 ºC
Т-104:
∆t н=(155-100)∙12,5/50=14 ºС
53+14=67 ºС
Т-105:
∆t н=(230-170)∙37,54/50=51 ºС
67+51=118 ºС
2-ой поток
Т-201:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-202:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-203:
∆t н=(200-65)∙5,9/50=16 ºC
44+16=60 ºC
Т-204:
∆t н=(255-110)∙16,13/50=47 ºС
60+47=107 ºС
Потоки объединяем и стемпературой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.
Расчет схемытеплообмена после электродегидраторов
1-й поток
Т-106:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-107:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-108:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-109:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-110:
∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 ºС
174+17=191 ºС
Т-111:
∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 ºС
191+22=213 ºС
Т-112:
∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 ºС
213+13=226 ºС
Т-113:
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 ºС
226+26=252 ºС
2-ой поток
Т205:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-206:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-207:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-208:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-209:
∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 ºС
174+11=185 ºС
Т-210:
∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 ºС
185+25=210 ºС
Т-211
∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 ºС
210+16=226 ºС
Т-212
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 ºС
226+16=252 ºС
Потоки объединяем и стемпературой 252 оС направляем в колонну К-1.
Тепло теплоносителей стемпературой выше 100оС можем использовать для выработки водяногопара или подогрева бензина на блоке стабилизации.