Материальный баланс производства

Расчетная часть

Материальный баланс производства

Исходные данные для расчета материального баланса:

Производительность установки 7200000 тонн в год сырой нефти

Время капитального ремонта оборудования 30 дней

		G2

		G4

где G 1 – масса сырой нефти поступающей на установку, кг/с;

G 2 – масса раствора щелочи подаваемого в трубопровод, кг/с;

G 3 – масса деэмульгатора подаваемого в трубопровод, кг/c;

G 4 – масса обессоленной нефти выводимой с установки, кг/с;

G 5 – масса воды выводимой с установки, кг/с;

Согласно закону сохранения массы

G прихода = G расхода, т.е.

G1 + G2 + G3 = G4 + G5

Таблица 1 - Состав G1, сырой нефти подаваемой на установку.

компонент, фракции	кг/c	% масс
1. H2O 2. CH4 3. C2H6 4. H2S 5. C3H6 6. C3H8 7. и - C4H10 8. н - C4H10 9. Фракции 100-150 С 10. Фракция 150 – 220 С 11. Фракция сывше 220 С	102,1387 5,3212 7,3230 2,1387 1,4921 3,3337 3,4825 3,9800 12,6021 21,0062 185,9380	34,9 2,3 2,9 0,9 0,6 1,3 1,4 1,6 5 8,4 40,7
Всего	348,7562	100

Определим массу G2, раствор щелочи подаваемого на установку, она составляет 0,5% масс от массы H₂S в сырье, т.е.:

G2= mH₂S*0,005

G2=2,1387 кг/с*0,005

G2=0,0107 кг/с.

Определим массу G3, деэмульгатора подаваемого на установку, она составляет 0,8% масс от содержание H₂S в сырье, т.е.:

G3= mH₂S*0,008

G3= 2,1387 кг/с*0,008

G3= 0,0171 кг/с.

Таблица 2 - Состав G1, обессоленной нефти подаваемой на установку.

компонент, фракции	кг/c	% масс
1. H2O 2. CH4 3. C2H6 4. H2S 5. C3H6 6. C3H8 7. и - C4H10 8. н - C4H10 9. Фракции 100-150 С 10. Фракция 150 – 220 С 11. Фракция сывше 220 С	2,1387 5,3212 7,3230 2,1387 1,4921 3,3337 3,4825 3,9800 12,6021 21,0062 185,9380	0,9 2,3 2,9 0,9 0,6 1,3 1,4 1,6 5 8,4 74,7
Всего	248,7562	100

Составим сводную таблицу процесса подготовки

Таблица 3 – Сводная таблица прихода и расхода

Приход	Расход
Поток	кг/c	% масс	Поток	кг/c	% масс
1. G1, масса поступающей сырой нефти 2. G2, масса подаваемого раствора щелочи 3. G3, масса подаваемого деэмульгатора	348,7563 0,0107 0,0171	99,98 0,01 0,01	1. G4, масса обессоленной нефти выводимой с установки 2. G5, масса воды выводимой с установки	248,7562 100,0278	67,6 32,4
Итого	348,784	100		348,784	100

G4

G6

G5

G1

G2

где G 1 – масса обессоленной нефти поступающей на установку, кг/с;

G 2 – масса нейтрализатора подаваемого в шлемовый трубопровод, кг/с;

G 3 – масса ингибитора коррозии подаваемого в шлемовый трубопровод, кг/c;

G 4 – масса легкой бензиновой фракции выводимой с установки, кг/с;

G 5 – масса отбензиненной нефти выводимой с установки, кг/с;

G 6 – масса несконденсированных углеводородов направляемых в топливную сеть, кг/с

Согласно закону сохранения массы

G прихода = G расхода, т.е.

G1 + G2 + G3 = G4 + G5 + G6

Определяем секундную производительность G1, кг/c, установки очистки сжатого факельного газа от сероводорода:

G1 = G*1000/Тэфф.,

где G – годовая производительность установки, тонн в год;

Тэфф. – эффективное время работы оборудования, с.

Определим эффективное время работы установки Тэфф., с, по формуле:

Тэфф. = (Ткал. – Ткап.)*24*3600,

где Ткал. – календарное время работы оборудования в году, дни;

Ткап. – время капитального ремонта оборудования в году, дни.

Тэфф = (365-30)*24*3600 = 28944000 с.

G1=7200000*1000/28944000 = 248,7562 кг/с

Состав и масса обессоленной нефти подаваемой на установку приведен в таблице 4

Таблица 4 - Состав G1, обессоленной нефти подаваемой на установку.

компонент, фракции	кг/c	% масс
1. H2O 2. CH4 3. C2H6 4. H2S 5. C3H6 6. C3H8 7. и - C4H10 8. н - C4H10 9. Фракции 100-150 С 10. Фракция 150 – 220 С 11. Фракция сывше 220 С	2,1387 5,3212 7,3230 2,1387 1,4921 3,3337 3,4825 3,9800 12,6021 21,0062 185,9380	0,9 2,3 2,9 0,9 0,6 1,3 1,4 1,6 5 8,4 74,7
Всего	248,7562	100

Определим массу G2, нейтрализатора подаваемого на установку, она составляет 0,5% масс от массы H₂S в сырье, т.е.:

G2= mH₂S*0,005

G2=2,1387 кг/с*0,005

G2=0,0107 кг/с.

Определим массу G3, ингибитора коррозии подаваемого на установку, она составляет 0,8% масс от содержание H₂S в сырье, т.е.:

G3= mH₂S*0,008

G3= 2,1387 кг/с*0,008

G3= 0,0171 кг/с.

Состав легкой бензиновой фракции дан в табл. 5

Таблица 5 - Состав G4, легкая бензиновая фракция

Компонент	кг/с	% масс
1. H2O 2. H2S 3. C3H6 4. C3H8 5. и-C4H10 6. н- C4H10 7. Продукт нейтрализации и ингибирования 8. Фракция 100 – 150 С	1,8383 2,1387 1,4921 3,3337 3,4825 3,5482 0,0278 0,571	11,8 13 9 20,3 21,2 21,5 0,2 3
Всего	16,4323	100

Состав отбензиненной нефти приведен в таблице 6

Таблица 6 - Состав G5, отбензиненной нефти

Фракции	кг/c	% масс
1. H2O 2.Фракция 100 – 150 С 3.Фракция 150 - 220 С 4.Фракция свыше 220 С 5. н- C4H10	0,3004 12,0311 21,0062 185,9380 0,4318	0,2 5,4 9,5 84,6 0,3
Всего	219,7075	100

Состав несконденсированных низкокипящих углеводородов направляемых в топливную сеть приведен в таблице 7

Таблица 7 – Состав G6, несконденсированные низкокипящие углеводороды

компонент	кг/c	% масс
1. CH4 2. C2H6	5,3212 7,3230	42,1 57,9
5. Всего	12,6442	100

Составим сводную таблицу процесса отбензинивания

Таблица 8 – Сводная таблица прихода и расхода

Дата добавления: 2015-08-05