Транспорт нефти (стр. 5 из 5)

1.Тепловая нагрузка теплообменника определяется по формуле :

То есть количество тепла, которое необходимо отдать охлаждающей воде будет равным :

Q₂=

2. При прямотоке конечная температура воды t_н^в не может быть выше конечной температуры нефти t_k^н= 40 ºС. Исходя из этого, можно принять приблизительно t_н^в = 35 ºС. Тогда, используя уравнение теплового баланса Q₂ = Q_x, можно определить расход охлаждaющей воды G_в. (Q_x - количество холода, используемое для охлаждения горячей нефти).

Тогда расход водыG_В=

кг/с =

кг/ч.

3.Необходимая поверхность теплообмена вычисляется по уравнение

где

- температурный напор, = .

Средний температурный поток при прямотоке :

ºС

4.Тогда необходимая поверхность теплообмена при прямотоке :

5.Средний температурный поток при противотоке

ºС

6.Необходимая поверхность теплообмена при противотоке

Таким образом, рассчитано, что для охлаждения 3310 м³ горячей нефти от температуры 90 ºС до 40 ºС за час необходимо 137775 кг воды. Так же определено, что при одинаковом расходе воды необходимая поверхность теплообмена при противотоке меньше(F = 179 м³ ), чем в прямотоке (F= 236 м³).

2.4.5 Насос для системы стабилизации нефти

Для перекачивания нефти в разработанной системе стабилизации нефти внедрен центробежный нефтяной насос 6НДв-Нт-ЕУ2.Данный насосиспользуется для перекачивания незагрязненных механическими примесями нефти, нефтепродуктов. Содержание твердых включений в перекачиваемых средах должно быть не более 0,2% по массе и размером не более 0,2 мм [35]. Насос 6НДв-Нт-ЕУ2 – центробежный, горизонтальный, одноступенчатый с 2-хсторонним полуспиральным подводом жидкости к рабочему колесу и спиральным отводом.

Насос 6НДв-Нт-Е У2 ТУ3631-066-05747979-96
где 6- диаметр напорного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз;
НД - насос двустороннего входа;
в - высоконапорный; с - средненапорный;
Б -бензиновый; Н - нефтяной;
т - одинарное торцовое уплотнение;
Е - стальной корпус;
У2 - категория размещения.

Таблица 5 - Технических характеристик [35]

Марка агрегата	Подача, м3/час	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Потребляемая мощность, кВт
6НДв-Бт	50- 200	50.00	1450	68.00

для насосов с проточной частью из стали- 0,6 МПа (6кгс/см²)
для насосов с проточной частью из чугуна- 0,3 МПа (3кгс/см²)

2.5 Материальный баланс системы стабилизации нефти

За год функционирования резервуарного парка с 54 резервуарами годовая оборачиваемость нефти составляет G = 300000 тонн. Максимальный выход легкой газовой фракции нефти составляет 40 - 45% в расчете на массу сырья [34]. Основываясь на эти данные, составлен материальный баланс стабилизации нефти и представлен в таблице 6.

Таблица 6 - Материальный баланс стабилизации нефти

Количество несконденсировавшихся газов составляет 15 тонн в год (5 % масс). Таким образом, разработанная схема защиты атмосферы позволит снизить потери легких газовых фракций нефти до 95%.

2.6 Обоснование эко-эффективности разработанной системы стабилизации нефти.

Определим, какое количество выбросов образуется при функционировании резервуарного парка, состоящего из 54 резервуаров, и годовой оборачиваемостью нефти, равной 300000 тонн.

2.6.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при хранении нефти в наземных резервуарах.

Для расчета приняты следующие обозначения и допущения: Объем резервуара – 1000м³.В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год.M - максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, г/с;G - годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, т/год;t _нк - температура начала кипения жидкости, С;t_ж^max,t_ж^min - температура соответственно при максимальной и минимальной закачке жидкости в резервуар, С;p_ж - плотность жидкости, т/куб.м;m - молекулярная масса паров жидкости;V_р - объем резервуара, куб.м;N_р - количество резервуаров, шт.;Р₃₈ - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при Т = 38°С; К_t^max , К_t ^min - опытные коэффициенты, равные 0,78 и 0,42 соответственно; К_P^CP - опытный коэффициент, равный 0,62;Q_Ч^MAX- максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, куб.м/час;К _В - опытный коэффициент, равен 1; P_Ж - плотность жидкости, т/куб.м; Таблица 7 - Данные продукта :

Наименование продукта	Р38, мм.рт.ст	tНК, ºС	Тж, ºС			Qчmax, куб.м/час	В, т/год	РЖ, т/куб.м
			Tmin	Tmax
Нефть	420	42	10		32	56	300000	0,74

1.Значение коэффициента К_об принимается в зависимости от годовойоборачиваемости резервуаров (n) (1):n = В/ ( р_ж · V_p· N_p) (1) n = 300000 / (0,74 х 1000 · 6) = 135, а К _об = 1,352.Валовые выбросы паров нефти рассчитываются согласно формулам (2) и (3): - максимальные выбросы (М, г/с): М = Р₃₈· К_т^max · К_P^max · К_В · Q_Ч · 0,163·10^-4 ( 2 ) - годовые выбросы (G, т/год): G =[ Р₃₈ · m · ( K_T^max · K_B^min + K^СР_T) · K_P· K_OБ ·В ·0,294 ] /10^-7 (3) Максимальные выбросы и годовые выбросы составят: М=0,163 · 420 · 63,7· 0,78 · 0,62 · 1,0 · 56 · 10^-4 = 11,8100 г/с. G= 0,294·420 ·63,7·(0,78·1,0 + 0,42)·0,62·1,35 ·300000 ·10^-7 = 324,6692 т/год.

Таким образом, при функционировании резервуарного парка, состоящего из 54 резервуаров, и годовой оборачиваемостью нефти, равной 300000 тонн, образуется 325 000 тонн загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

Внедрение разработанной системы защиты атмосферы, основанной на стабилизации нефти, позволит снизить потерилегких газовых фракций нефти до 95%. Это в 20 раз меньше годового выброса загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров, функционирующих без систем улавливания.

При этом экоэффективность разработанной системы достигнет 100%. Поскольку стабилизируется 95 % нефти, а 5% нестабилизированного сырья в виде несконденсировавшихся газов направляется на газобензиновый завод, где он полностью используется.