Новиков А.А., Федяева И.М. Физико-химические основы процессов первичной переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

132

На каждом шаге по результатам предшествующего расчета

ОИ задается текущие значения G

, X

мс,i

, Т

и с использованием

алгоритма расчета ОИ определяются Y

мс,i

, X

мс,i

j+1

, е

мс

, G

j+1

, сум-

марный мольный, массовый, объемный отгон. В итоге рассчиты-

вается, «восстанавливается» кривая разгонки по Энглеру.

Анализ взаимосвязи кривых ИТК и разгонки по Энглеру был

проведен на примере типовой нефти, данные по ИТК с характе-

ристикой узких фракций для которой приведены в табл. 7 и ре-

зультаты разгонки по Энглеру – в табл. 10. Алгоритм расч

ета

процесса ОИ подробно изложен в разделе 4.3.3.

Основные результаты расчета приведены на рис. 31.

50 100 150 200 250 300

Температура разгонки,

Суммарный отгон, %

об.

0,7

0,9

1,1

1,3

1,5

1,7

Эффективность ОИ

- экспериментальный отгон,

- расчетный отгон,

- расчетный отгон при эффективности 1,0,

- эффективность процесса ОИ,

- эффективность ОИ - 1,0.

Рис. 31 Моделирование разгонки по Энглеру

При неизменной эффективности процесса ОИ ε = 1 расчетная

кривая суммарного объемного отгона не совпадает с эксперимен-

тальной. Температура начала однократного испарения типовой

нефти ~ 75

С, тогда как начало разгонки по Энглеру ~ 55

С. Не-

совпадения обнаруживаются и при других температурах разгонки.

133

Поэтому расчет был повторен, но уже с варьированием эф-

фективности процесса ОИ на каждом шаге. Результаты этого

расчета также приведены на рис. 31. Экспериментальная и рас-

четная кривые Энглера практически совпадают при

ε ~ 1,7 на

первом шаге и

ε ~ 0,8 на последующих.

Этому есть объяснение, связанное с особенностями экспери-

ментальной методики разгонки по Энглеру. Нагрев лаборатор-

ной колбы осуществляется в нижней части, а фиксирующий тем-

пературу термометр находится у горловины колбы. В начальный

период разгонки, в условиях интенсивного нагрева еще холодной

нефти, вполне возможен перепад температуры по высоте колбы.

Следовательно, реальная температу

ра жидкой фазы, а значит, и

процесса ОИ, может быть больше 55

С. Это и приводит к повы-

шенной расчетной эффективности процесса ОИ, поскольку фор-

мально на первом шаге расчета t

ОИ

=55

С.

Поскольку алгоритм расчета ОИ включает расчет состава па-

ровой и жидкой фаз и их усредненных характеристик, моделиро-

вание разгонки по Энглеру позволяет получить много дополни-

тельной информации о продуктах разгонки в разных условиях.

На рис. 32 приведено сопоставление кривых разгонки по

Энглеру типовой нефти в объемных, массовых и мольных %. На

рис. 33 – сопоставлени

е кривых ИТК, ОИ и разгонки по Энглеру,

приведенных к одной размерности – массовые %.

На рис. 34 и 35 приведены кривые состава отбираемой паровой и

жидкой фаз (% масс.) на разных этапах разгонки. Они хорошо иллю-

стрируют «утяжеление» отбираемой паровой фазы и жидкого остатка

в кубе периодической перегонки по мере увеличения температуры.

4.3.7. Типовые задачи расчета однократного

испар

ения

Перечислим основные алгоритмы, которые были рассмотре-

ны ранее в рамках решения общей задачи процесса однократного

испарения.

– [

Расчетная таблица ИТК] включает в себя аппроксима-

цию данных экспериментальной таблицы ИТК и формирование

численного аналога таблицы ИТК.

134

50 100 150 200 250 300

Температура, оС

Суммарный % отгона

- % об эксп, - % масс,

- % мол, - % об расчетн.

Рис. 32 Расчетные кривые разгонки по Энглеру типовой нефти.

100

200

300

400

500

600

0,00,20,40,60,81,0

% массовый

Температура, оС

- ИТК, - линия ОИ, - разгонка по Энглеру.

Рис. 33 Сопоставление кривых ИТК, ОИ и разгонки по Энглеру типовой нефти

(% масс.)

135

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 100 200 300 400 500

t кип, ср

Масс. доли

- t=55oC, - t=300oC.

Рис. 34 Изменение состава отбираемой паровой фазы при увеличении темпера-

туры разгонки

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0 100 200 300 400 500

t кип, ср

Масс. доли

- t=55oC, - t=300oC.

Рис. 35 Изменение состава жидкой фазы по мере увеличения температуры

разгонки

136

В ней содержатся расчетные физико-химические характери-

стики узких фракций нефти, которые используются потом во

всех остальных алгоритмах.

– [

Расчетные характеристики фракций] – расчет плотно-

сти узких фракций для различных условий, пересчеты концен-

траций:

для исходной нефти:

мс,i

Æ Х

мл,i

Æ Х

об,i

для равновесных фаз процесса ОИ:

мл,i

Æ Х

мс,i

Æ Х

об,i

, Y

мл,i

Æ Y

мс,i

Æ Y

об,i

– [

Средние характеристики] – расчет средних молярной

массы, плотности, температура кипения углеводородных смесей.

– [

ОИ: Х

ÆХУ] – расчет мольного состава равновесных фаз и

мольного отгона е

мл

при заданной температуре (t Æ е

мл

)

или

– температуры при заданном мольном отгоне (

мл

Æ t).

– [

НОИ: е

мл

~ 0 Æ t

НОИ

], [КОИ: е

мл

~ 1 Æ t

КОИ

] – особые

функции алгоритма [

ОИ: Х

ÆХУ], определение температур на-

чала и конца однократного испарения,

– [

ОИ: Х

ÆХУ] – модификация алгоритма [ОИ: Х

ÆХУ]

для расчета ОИ двухфазного потока.

– [

Смешение потоков ХУÆХ

] – расчет характеристик

суммарного потока при смешении.

– [

ОИ: Х

ÆТХУ] и [ОИ: Х

ÆТХУ] – расчет ОИ с учетом

тепловых эффектов, сопровождающих однократное испарение.

Рассмотрим их взаимодействие при расчете типовых процес-

сов нефтеподготовки и переработки.

1. Расчет характеристик потока по мольной или массовой

концентрации компонентов (фракций) и расчетной таблице ИТК.

137

2. Стабилизация, подогрев нефти в кубе однократного испа-

рения.

Характеристики

потока

Расчетная

табли

а ИТК

ХÆХУ

по е

мл

~ 0

ХÆХУ

по е

мл

~ 1

Расчетные характеристики фракций

НОИ

КОИ

мс,i

или Х

мл,i

Средние характеристики

потока

ХÆХУ

по Т

задан

мл

Характеристики

потока нефти

Характеристики

потока X

Характеристики

потока Y

138

3. Дефлегматор.

4. Холодильник, подогреватель двухфазных потоков.

5. Каскады зон однократного испарения.

Они могут быть использованы для расчета технологических

схем, включающих последовательно-параллельные цепочки ап-

паратов разделения нефти и нефтяных фракций, а также при ис-

ÆХУ

по Т

задан

мл

Характеристики

потока Y

Характеристики

потока X

Характеристики

потока Y

ÆХУ

по Т

задан

мл

Характеристики

потока Y

Характеристики

потока X

Характеристики

потока Y

Характеристики

потока Х

139

пользовании многозонных моделей сложных аппаратов (вплоть

до моделей идеального вытеснения) – трубчатых печей, кожу-

хотрубчатых теплообменников, ректификационных колонн.

5.1. Кубовая батарея.

5.2. Отделение светлых фракций нефти.

Характеристики

мазута

Характеристики

нефти

Характеристики

светлой фр.

ÆХУ

по Т

задан

Характеристики

дизельной фр.

ÆХУ

по Т

задан

Характеристики

бензиновой фр.

Характеристики

остатка Х

Характеристики

нефти

Характеристики

потока Y

ÆХУ

по Т

задан

Характеристики

потока Y

ÆХУ

по Т

задан

Характеристики

потока Y

ÆХУ

по Т

задан

140

5.3. Ректификационная колонна

Таким образом, рассмотренный базовый алгоритм расчета

частичного однократного испарения и его модификации, реали-

зованные в виде блочных компьютерных программ, могут слу-

жить эффективным инструментом исследования и проектирова-

ния процессов и аппаратов нефтеподготовки, транспортировки и

переработки.

Нефть

Дефлегматор

Печь подогрева

Маз

YÆХУ

по Т

задан

ХYÆTХУ

ХÆХУ

по Т

задан

ХYÆTХУ

Светлые фракции

141

ЛИТЕРАТУРА

1. Нефти СССР. Справочник, т.1. Нефти северных районов ев-

ропейской части СССР и Урала. – М.: Химия,1971. – 504 с.

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработ-

ки. Справочник/Под ред. Судакова Е.Н. // 3 изд. – М.: Хи-

мия, 1979. – 568 с.

3. Хорошко С.И., Хорошко А.Н.. Сборник задач по химии и

технологии нефти и газа. – Минск: ВШ, 1989. –122 с.

4. Эмирджанов Р.Т., Лемберанский Р.А.. Основы технологиче-

ских расчетов в нефтепереработке и нефтехимии: Уч. посо-

бие для вузов. – М.: Химия,1989. –192 с.

Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидко-

стей: Справочное пособие /Под ред. Соколова Б.И. – Л.: Хи-

мия, 1982. –592 с.

Перри Дж. Справочник инженера-химика. – Л.: Химия,

1969. – т.1, 640 с. – т.2, 504 с.

Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и

газа: Уч. пособие для вузов. – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.

Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и

аппаратов переработки углеводородных газов: Справ. посо-

бие. – М.: Химия, 1983. – 224 с.

9. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам

газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 720 с.

10. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по тех-

нологии переработки нефти и газа. Уч. пособие для вузов. –

М.: Химия, 1980. – 256 с.

11. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А., Во-

лошин Н.Д., Золотарев П.А. Технологические расчеты уста-

новок переработки нефти. – М.: Химия, 1987. – 352 с.

12. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепере-

работчика. – Л.: Химия, 1980. – 328 с.

13.

Справочник химика, т.6. – Л.: Химия, 1967. – 1012 с.

14. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа, ч.2.

Учебник для вузов. – М.: Химия, 1980. – 328 с.

15.

Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. Инженерные

методы расчета. – М.- Л.: Химия, 1966. – 536 с.

16. Смольянинова Н.М., Страмковская К.К., Хорошко С.И.,

Смольянинов С.И. Нефти и газовые конденсаты Томской

области. – Томск: Изд-во ТГУ, 1976. – 234 с.