Анализ системы теплообмена установок перегонки нефти

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

  • Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов

1.2 Синтез систем теплообмена установок перегонки и ректификации нефтяных смесей

1.2.1 Определение эффективности схем теплообмена

1.2.2 Декомпозиционно — эвристический метод

1.2.3 Эволюционно — эвристический метод

1.3 Оптимизация систем теплообмена графоаналитическим методом

1.4 Синтез системы теплообмена на основе задачи о назначении

1.5 Температурно — энтальпийные диаграммы и пинч — методы[8]

2. ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Описание схемы установки ЭЛОУ-АВТ-6 Киришского НПЗ [9]

3.2 Исходные данные

3.3 Создание расчетной схемы существующего варианта блока подогрева нефти

3.3.1 Создание основных технологических потоков

3.3.2 Расчет схемы методом концевых температур

3.3.3 Поверочный расчет схемы с учетом конструкции аппаратов

3.3.4 Проверка адекватности модели

3.4 Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена

3.4.1 Исходные данные

3.4.2 Оценка существующей схемы теплообмена

3.4.3 Результаты

4. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Оптимизация схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ — АВТ — 6 Киришского НПЗ

4.1.1 Выбор методики и рассмотрение способов повышения эффективности теплообмена в аппаратах кожухотрубчатого типа

4.1.2 Применение выбранной методики к реальной схеме установки

4.1.3 Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики

4.2. Экономическая оценка принятых проектных решений

5. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЯ

6. ЗАКЛЮЧЕНИЯ И ВЫВОДЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. МАРКЕТИНГОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ В. СТАНДАРТИЗАЦИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Г. 1 Характеристика опасных и вредных производственных факторов производства

Г. 2 Мероприятия и решения, принятые в проекте для обеспечения безопасности технологического процесса

Г. 3 Мероприятия и решения, принятые в проекте по обеспечению безопасности технологического оборудования

Г. 4 Организация пожарной безопасности взрывобезопасности производства

Г. 5 Мероприятия, предусмотренные для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий производственной среды

Г. 6 Охрана окружающей среды

ПРИЛОЖЕНИЕ Д. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Е. РАЗГОНКИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТОВ И ПОЛУПРОДУКТОВ УСТАНОВКИ ЭЛОУ — АВТ — 6

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. ПРОЕКТНЫЕ ДАННЫЕ ПО СХЕМЕ ТЕПЛООБМЕНА

ПРИЛОЖЕНИЕ З. РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ РАБОТЫ — ПРОЕКТА

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВИДЫ И ОБЪЕМЫ РАБОТ, ВЫПОЛНЕННЫХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ И ЭЛЕМЕНТАМИ САПР

Введение

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность являются одним из основных крупных потребителей энергоресурсов. В отрасли в виде топлива, тепловой и электрической энергии расходуется около 13% всей перерабатываемой нефти, причем доля топлива составляет почти 40%, тепловой энергии — 46%, электроэнергии — 14% [1]. Поэтому энегросбережение в отрасли имеет важнейшее значение.

Основные направления снижения энергоемкости производства в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности следующие:

— создание и внедрение новых технологических процессов, мощных комбинированных систем и установок большой единичной мощности;

— автоматизация поточных линий и производств, обеспечивающая наиболее эффективное использование сырьевых, материальных и топливно-энергетических ресурсов;

— исключение промежуточных операций (перекачка сырья и полупродуктов, их охлаждение и последующий нагрев);

— модернизация, реконструкция и техническое перевооружение технологических установок и производств, увеличение их мощности, совершенствование технологических схем и сокращение удельных расходов топливно-энергетических ресурсов;

— широкое использование сбросной энергии для технологических нужд в системах внутризаводской промышленной теплофикации.

При проведении процессов нефтепереработки при повышенных температурах особенно высокие требования предъявляются, как правило, к системам теплообмена, позволяющим регенерировать тепло, затраченное на достижение необходимых температур, и свести к минимуму затраты на охлаждение продуктов, направляемых на хранение. Рациональная обвязка многих систем теплообмена может существенно интенсифицировать их работу.

Наиболее существенную роль теплообмен играет на установках AT и АВТ, блоки теплообмена которых из-за большого количества теплоносителей представляют собой наиболее сложные системы.

В данной работе проведен анализ системы теплообмена на примере конкретной установки, с целью поиска возможны путей снижения потребления энергоресурсов.

1. Аналитический обзор

1. 1 Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов

Установки первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов имеют наиболее развитые системы теплообмена, которые предназначены для максимального использования тепла уходящих потоков и повышения термодинамической эффективности процесса. Для теплообмена используют следующие потоки: пародистиллятные фракции, боковые погоны и остатки атмосферной и вакуумной колонн, промежуточные циркуляционные орошения, дымовые газы и промежуточные фракции и потоки с других технологических узлов комбинированных установок. Благодаря эффективному использованию тепла горячих потоков сырую нефть, удается предварительно нагреть до 220--230 0C, уменьшая тем самым тепловую мощность печей на 20--25%. В результате утилизации тепла горячих нефтепродуктов значительно уменьшается расход охлаждающей воды.

На рисунке 1.1 показана схема теплообмена для подогрева сырой нефти на установке AT [11]. Здесь используется следующая схема теплообмена: циркуляционное орошение атмосферной колонны — пародистиллятные фракции атмосферной колонны — боковые потоки атмосферной колонны — остаток атмосферной колонны.

На рисунке 1.2 представлена схема теплообмена на установке AT с однократным испарением нефти в атмосферной колонне с боковыми укрепляющими секциями [2]. Сырую нефть нагревают двумя потоками до 150 °C перед ЭЛОУ и затем до 230 °C и вводят в ректификационную колонну выше места отбора керосиновой фракции.

Рисунок 1.1 — Схема теплообмена горячих нефтепродуктов и сырой нефти на установке AT при двукратном ее испарении:

1 -- электродегидратор; 2 -- отбензинивающая колонна; 3 -- атмосферная колонна; / -- сырая нефть; // -- легкий бензин; III -- тяжелый бензин; IV-- керосин; V --дизельное топливо; VI -- керосино-газойлевая фракция; VII -- мазут.

С верха колонны отводят легкие бензиновые фракция. Из разных зон колонны отводят тяжелую бензино-лигроиновую фракцию, керосиновую, легкую и тяжелую газойлевую фракцию при соответствующих температурах 160, 280, 345 и 410 °C. Последние три фракции отбирают в парообразном состоянии в укрепляющие секции, где от них отделяются более высококипящие компоненты, которые возвращаются в колонну. Из ряда зон ректификационной колонны при 250, 345 и 380 °C выводят жидкие потоки, которые дополнительно нагревают на 28--35°С и возвращают в колонну. Тепло отводимых фракций используют для предварительного нагрева нефти и для нагрева жидких потоков, имеющих более низкую температуру.

Для предварительного нагрева, нефти на установке ЭЛОУ -- АВТ используют схему теплообмена с тремя параллельными потоками [3]. Сырая нефть нагревается до 115 °C ори поступлении в блок ЭЛОУ и затем до 230 оС при поступлении на переработку с использованием следующей схемы теплообмена: циркуляционное орошение атмосферной колонны -- пародистиллятные фракции атмосферной колонны -- верхние продукты вакуумной колонны -- боковые погоны атмосферной колонны -- боковые погоны вакуумной: колонны -- остаток вакуумной колонны. Для повышения эффективности теплообмена на установках AT и АВТ предлагается сырую нефть вначале подавать в пародистиллятый теплообменник атмосферной колонны.

Поскольку обычно сырая нефть нагревается несколькими параллельными потоками, следует избегать принудительного регулирования расхода потоков по отдельным ветвям, достигая равномерного их распределения главным образом симметричным расположением оборудования, конструкций узлов и использованием симметричного числа потоков (двух, четырех).

На современных установках АВТ с помощью системы теплообмена используют подвод дополнительного тепла в атмосферную и вакуумную колонны за счет частичного испарения атмосферного газойля и гудрона (рисунок 1. 3) [2]; испарения легких фракций боковых погонов мазутом в отпарных секциях атмосферной колонны (рисунок 1. 4, а) [2]; подогрева низа стабилизатора циркулирующей флегмой атмосферной колонны (рисунок 1. 4, б); кроме того, система теплообмена используется для конденсации паров из предварительного испарителя и водяного пара в вакуум создающей аппаратуре сырой нефтью.

а б

Рисунок 1.4 — Варианты теплообмена потоков атмосферной колонны с отпарной секцией (а) и атмосферой колонны со стабилизатором:

/ -- атмосферная колонна; 2 -- отпарная секция; 3 -- стабилизатор. / -- нефть; // -- нестабильный бензин; ///--- керосин; IV -- дизельное топливо; V--мазут; VI -- сжиженный газ; VII -- стабильный бензин.

1.2 Синтез систем теплообмена установок перегонки и ректификации нефтяных смесей

Разработка систем теплообмена является одной из важнейших: задач проектирования технологических установок.

На выбор той или иной схемы теплообмена влияют такие факторы, как температуры внешних потоков на установке, стоимость тепла и оборудования.

1.2.1 Определение эффективности схем теплообмена

При проектировании систем теплообмен необходимо учитывать также следующие обстоятельства[2]:

— теплообмен всегда должен быть экономически оправдан, т. е. дополнительные капитальные затраты не должны превышать нормативный срок окупаемости;

— система теплообмена должна быть достаточно гибкой, т. е. обеспечивать эффективную работу при различном составе сырья;

— система теплообмена должна быть выполнена из простых и стандартных аппаратов;

— температура потока, направляемого в аппарат воздушного, охлаждения, не должна превышать 125 °C, так как тепло воздуха обычно не регенерируется и, следовательно, безвозвратно теряется.

Эффективность системы теплообмена наиболее объективно определяется на основе приведенных затрат:

где док -- нормативный коэффициент окупаемости, год-1; дам -- норма амортизации, год-1; Цi; -- стоимость i-го основного элемента системы теплообмена, руб; Цj--стоимость j-го вспомогательного элемента системы теплообмена, руб; и -- число часов работы оборудования в год; Цт -- стоимость топлива, руб. /кг, или электроэнергии, руб. /(кВт*ч); GT -- расход топлива, кг/ч, или потребляемая мощность электроэнергии, кВт.

Стоимость основных элементов системы теплообмена (рекуперативных теплообменников) и вспомогательных элементов (воздушных холодильников) рассчитывается по уравнению

где а, b -- коэффициенты, определяемые с помощью регрессионного анализа данных из каталогов и прейскурантов типоразмеров и цен на теплообменники; F- поверхность теплообмена, м2.

Для определения эффективности схемы теплообмена могут быть использованы также такие показатели, как степень регенерации (использования) тепла Кр и удельный расход топлива Вт (кг/т) [2]:

где QT, QK---тепло, переданное в теплообменниках и кипятильниках от горячих потоков нефтепродуктов; Qn -- полезная тепловая мощность печей; УQn--суммарная тепловая мощность печей, МВт; Qnн -- теплотворная способность топлива, кДж/кг; Gн -- производительность по нефти, т/ч; зп -- к. п. д. печи (зп= 0,7--0,8).

В качестве примера в таблице 1.1 приведены результаты расчета указанных показателей для различных установок АВТ и AT [2]; установки первичной перегонки нефти характеризуются высокими коэффициентами использования тепла, доходящими до 80% и сравнительно невысоким расходам тепла.

Таблица 1.1. Значения Кр и Вт для различных установок.

KP, %

BT, кг/т

Типовая схема АТ — 1 двукратного испарения

70

17,1

То же, АТ — 2

70

17,8

Схема трехкратного испарения

80

15,7

АТ — 1 Краснодарского НПЗ

75

16,5

АВТ Ново-Ярославского НПЗ

77

17,1

АТ — 6 Ново-Полоцкого НПЗ

57

17,2

АВТ — 6 Ново-Полоцкого НПЗ

57

23,2

АВТ Делавайр (США)

49

16,5

1.2.2 Декомпозиционно — эвристический метод

В работе [4] получен оптимальный вариант системы теплообмена установки ЭЛОУ-АВТ-6 с использованием декомпозиционно-эвристического метода синтеза однородных систем. В проектном варианте схемы теплообмена (рисунок 1. 5, а) используют кожухотрубные рекуперативные теплообменники, для доохлаждения технологических потоков используют воздушные холодильники. В схему теплообмена включен испаритель, связанный с изменением агрегатного состояния потока в кипятильнике второй колонны блока вторичной перегонки бензина. Параметры состояния технологических потоков проектной схемы теплообмена приведены в табл. 1.2. Потоки SN-5 и SN-6 перед электродегидраторами и SN-5 и SN-6 перед отбензинивающей колонной объединяются для усреднения их температур.

Таблица 1.2. Параметры технологических потоков проектной системы теплообмена установки ЭЛОУ — АВТ — 6.

Поток на схеме (рисунок 1. 5)

Наименование потока

Температура, оС

Расход, т/ч

Начальная

Конечная

SM-1

Среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны

160

100

284,0

SM-2

Фракция 350−420 оС

284

80

78,5

SM-3

III циркуляционное орошение атмосферной колонны

270

90

130,0

SM-4

Гудрон

360

90

183,8

SM-5

II циркуляционное орошение атмосферной колонны

198

80

280,0

SM-6

Фракция 290−350 оС

324

120

79,0

SM-7

Фракция 420−500 оС

344

170

174,0

SM-8

Фракция 180−240 оС

182

60

73,5

SM-9

Фракция 62−85 оС

102

50

22,0

SN-1

Сырая нефть

10

149

368,2

SN-2

Сырая нефть

10

122

368,2

SN-3

Теплофикационная вода

70

150

54,2

SN-4

Фракция 62−85 оС

102

102

110,2

SN-5

Обессоленная нефть

125

217

368,2

SN-6

Обессоленная нефть

125

208

368,2

Поверочный расчет проектного варианта технологической схемы с учетом 5%-х тепловых потерь с поверхности трубопроводов и теплообменников показал, что температура нефти перед отбензинивающей колонной составит 209 °C, а степень рекуперации тепла равна:

где ДQм-- тепло, отводимое горячими потоками при изменении их температур от tн до tK; ДQN -- тепло, принимаемое холодными потоками за счет рекуперации тепла горячих потоков.

Синтезированный вариант оптимальной системы теплообмена показан на рисунке 1. 5, б. Оптимальный вариант схемы отличается от проектного большим числом рекуперативных теплообменников (14 вместо 10) и значительно меньшим числом воздушных холодильников (2 вместо 7). Сравнение стоимостей проектного и разработанного вариантов систем теплообмена представлено в таблице 1. 3:

Таблица 1.3. Стоимости проектного и расчетного вариантов схемы.

Проектный вариант

Разработанный вариант

Общая поверхность, м2

рекупиративных теплообменников

16 010

19 938

воздушных холодильников

25 168

3976

кипятильников

354

1062

Полная стоимость, тыс. руб.

740,9

448,7

Как видно, оптимальная система теплообмена позволяет довести степень рекуперации тепла до 92%, за счет чего повышается температура потока нефти перед вводом в отбензиниваюшую колонну до 230 °C. Одновременно с уменьшением числа воздушных холодильников снижаются затраты на электроэнергию.

1.2.3 Эволюционно — эвристический метод

Рассмотрим эволюционно-эвристический метод синтеза систем теплообмена, разработанный специально для ручных расчетов [2]. Применение этого метода особо эффективно для синтеза оптимальных систем теплообмена установок первичной перегонки нефти.

Синтез проводят с использованием диаграмм энтальпий потоков. На рисунке 1.6 в качестве примера показана диаграмма энтальпий потоков для системы теплообмена одного горячего потока, двух холодных потоков SC1 и 5С2 и потока водяного пара как теплоносителя. По осям ординат на диаграмме отложены температуры потоков и по оси абсцисс в масштабе, указанном на рисунке, откладываются теплоемкости потоков. Каждому потоку соответствует прямоугольник или трапеция (блок) при различных теплоемкостях потока на входе и выходе. Следовательно, площадь блока обозначает энтальпию потока (блоки вверху рисунка относятся к горячим потокам, внизу -- к холодным). Стрелки около соответствующих потоков показывают направление движения потоков, т. е. изменение температур потоков. Относительно оси абсцисс блоки располагаются произвольно, но таким образом, чтобы температуры горячих потоков на входе в блоки и температуры холодных потоков на выходе из блоков располагались в порядке уменьшения их значений слева направо. Теплоносители или хладагенты обозначаются точками на уровне соответствующих температур (первые выше и вторые ниже оси абсцисс). При этом нагреваемые теплоносителями или охлаждаемые, хладагентами потоки соответствуют заштрихованным площадям блоков.

Теплообмен на соответствующих блоках между горячими и холодными потоками обозначается буквами, например, А и В. Поскольку при теплообмене тепло, отдаваемое одним потоком, практически полностью передается другому потоку площади горячих и холодных блоков с одинаковыми буквами должны быть равны между собой. Аналогично, общая площадь всех горячих блоков- должна быть равна площади холодных блоков за вычетом площади потоков, нагреваемых теплоносителем .и охлаждаемых хладагентом. И, наконец, разбивка блоков на меньшие фигуры горизонтальными и вертикальными линиями обозначает соответственно организацию последовательного или параллельного теплообмена.

При синтезе систем теплообмена используют следующие эвристические правила.

1. Теплообмен между горячими потоками или теплоносителем и холодными потоками или хладагентами осуществляется последовательно для потоков в порядке уменьшения их температур, т. е, горячий поток с максимальной температурой на входе связывается теплообменом с холодным потоком с максимальной температурой на выходе; горячий поток со средней, температурой на входе связывается теплообменом с холодными потоками со средней температурой на выходе и, наконец, горячий поток с минимальной температурой на входе связывается теплообменом с холодным потоком с минимальной температурой на выходе.

2. Если температура теплоносителя выше максимальной температуры горячих потоков, подогреватели ставят в конце схемы, т. е. на выходе холодного потока, и. если температура хладагента ниже минимальной температуры холодных потоков, холодильник устанавливают также в конце схемы, т. е. на выходе горячего потока.

Предлагается следующий порядок синтеза системы теплообмена.

1. Для заданных условий теплообмена строят диаграмму энтальпий потоков.

2. Определяют максимальное количество тепла, передаваемого теплообменником с учетом тепла теплоносителей и хладагентов.

3. Каждый из блоков, разбивают горизонтальными линиями на участки последовательного теплообмена. Горизонтальные линии в i-м блоке проводят для температур, соответствующих температуре входа (i +1)-го блока.

4. Обозначая, элементы блоков одинаковыми буквами, синтезируют схему теплообмена между горячими и холодными потоками.

5. Элементы блоков разбивают вертикальными линиями для организации системы параллельного теплообмена, при. этом вертикальные линии в блоке проводят в том случае, когда необходимо уравнять число элементов блоков; обозначенных одинаковыми буквами для холодных и горячих потоков.

6. На основе построенной диаграммы энтальпий потоков чертят синтезированную схему теплообмена.

7. Определяют необходимые поверхности теплообмена и общую стоимость всей системы теплообмена.

8. Вычисленные поверхности теплообмена укрупняют за счет объединения двух или нескольких теплообменников. Новую стоимость системы теплообмена сравнивают с предыдущим значением. Укрупнение продолжают до тех пор, пока стоимость системы теплообмена не начнет увеличиваться.

Проверка данного метода на целом ряде примеров показала, что он обеспечивает нахождение системы теплообмена, близкой к оптимальной с использованием довольно простых вычислительных операций. Одним из существенных достоинств указанного метода является возможность синтеза циклических схем теплообмена, не всегда реализуемых другими известными методами синтеза.

1.3 Оптимизация систем теплообмена графоаналитическим методом

Для однопоточных систем теплообмена разработан метод, базирующийся на графоаналитическом подходе [6]. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.4. Расчет ведут в следующем порядке.

Таблица 1.4. Исходные данные для расчета теплообмена установки АТ

Теплоноситель

Поток, кг/ч

Температура, 0С

Теплоемкость при средней темпера-туре, кДж/кг*0С

Средний коэффици-ент тепло-передачи, кДж/(м2*ч*0С)

Начальная

Конечная

Нефть

736

20

До

максима-льной

2,01

Мазут

384

340

100

2,07

340

III циркуляционное орошение

133

281

200

2,14

410

Дизельное топливо

тяжелое

105

311

50

2,04

330

легкое

70

291

50

2,15

380

II циркуляционное орошение

281

209

150

2,17

460

Керосин

107

193

50

2,12

440

II циркуляционное орошение

170

145

50

2,05

500

1. Строят кривую теплосодержания нагреваемой нефти и аналогичные линии для теплоносителей в координатах «температура — теплосодержание». Кривую откладывают в левой части графика, приведенного на рисунке 1. 7, слева направо по возрастанию теплосодержания, а линии теплоносителей от произвольной оси температуры, проведенной в правой части графика таким образом, чтобы кривые теплосодержания нефти и теплоносителей не пересекались. Линии теплоносителей наносят справа налево по снижению теплосодержания. Каждой линии теплоносителя соответствует пунктирная линия, учитывающая КПД теплообменников, равный 0,95.

2. Через точку на линии нефти, соответствующей предварительно задаваемой конечной температуре нагрева сырья (в данном случае 265 °С), проводят ось АБ, параллельную оси температур. Построение ведут от оси влево, т. е. от конечной температуры нагрева сырья к начальной. Далее из числа горячих потоков выбирают тот, который обеспечивает наибольшую теплонапряженность в последних по ходу сырья теплообменниках, в данном случае — мазут.

От точки на линии АБ, соответствующей максимальной температуре мазута (340 °С), проводят линию, параллельную линии выбранного горячего потока (мазута), построенной в правой части графика. После этого задают в первом приближении разность температур между нефтью на входе в теплообменник и мазутом на выходе, которая по практическим данным должна составлять 20 -70°С, определяют соответствующие этой разнице точки на линиях нефти и мазута, через них проводят ординату СД и подсчитывают принятое количество снимаемого тепла, соответствующее отрезку СА абсциссы.

Затем выбирают конкретный теплообменник в зависимости от вязкости или линейной скорости потоков, которые должны быть в пределах 1−2 м/с; определяют необходимую поверхность теплообмена из условия, что теплонапряженность теплообменной поверхности должна быть не ниже теплояалряженпости, достигаемой в конвекционной части печи или воздушных холодильниках, т. е. не ниже 41 900 кДж/(м2*ч); рассчитывают количество тепла в выбранном теплообменнике.

3. Повторяют процедуру построения. Из числа оставшихся горячих потоков выбирают тот, который обеспечивает наибольшую теплонапряженность в последующих против хода сырья теплообменниках.

Таким путем расчет доводят до первого по ходу сырья теплообменника. Если абсциссы точек начала нагрева сырья и окончания охлаждения горячего потока совпадают или близки, то указанная в первом приближении в начале расчета конечная температура нагрева сырья выбрана верно. В противном случае ею задаются вновь и производят пересчет потоков во втором и т. д. приближении до получения совпадающих результатов.

Данный метод намного проще в реализации, чем рассмотренные ранее пригоден для оценочного расчета схемы теплообмена, Недостаток его в том, что применить его можно только для простейших однопоточных нециклических схем.

1.4 Синтез системы теплообмена на основе задачи о назначении

В работе [7] был рассмотрен случай, когда числа холодных и горячих потоков равны N = М, а число теплообменников также равно N. Далее в работе было положено, что при сделанных предположениях задача синтеза ТС может быть сведена к специальной задаче целочисленного линейного программирования -- задаче о назначениях. Было введены двоичные переменные хij следующим образом;

если есть теплообмен между горячим потоком Shi

и холодным потоком Scj

если нет теплообмена между горячим потоком Shi

и холодным потоком Scj

Матрица X = ||хij|| называлась матрицей назначения. Поскольку в ТС на каждом горячем и холодном потоке мог стоять только один теплообменник, переменные хij должны были удовлетворять следующим соотношениям:

Задача оптимизации ТС записывалась автором следующим образом:

Это специальная задача целочисленного линейного программирования, которая носит название задачи о назначениях. Для нее имеются хорошо разработанные методы решения.

1.5 Температурно — энтальпийные диаграммы и пинч — методы[8]

Горячий и холодный потоки, принимающие участие в теплообмене могут быть представлены в виде температурно — энтальпийной диаграммы.

Перекрытие этих потоков на диаграмме соответствует количеству теплоты рекуперации между этими потоками Qp, а Qp и Qp — количеству теплоты, которое необходимо отвести от горячего потока и подвести к холодному для достижения их конечных температур. Количество теплоты рекуперации может быть увеличено при уменьшении минимально допустимой движущей силы процесса теплопередачи tmin (рисунок 1. 9, б).

Все горячие и холодные потоки на температурно — энтальпийной диаграмме могут быть объединены в составные или композитные кривые. Для этого ось ординат делится на температурные интервалы, соответствующие начальным и конечным температурам потоков (рисунок 1. 10, а). В каждом интервале энтальпия постоянна. Затем необходимо просуммировать энтальпию потоков, попавших в общий температурный интервал (рисунок 1. 10, б). В итоге получается композитная кривая (рисунок 1. 10, в).

Композитные кривые горячих и холодных потоков размещаются вместе на одной диаграмме (рисунок 1. 11). Перекрытие композитных кривых соответствует количеству рекуперированной теплоты, переданной от горячих к холодным потокам.

Рисунок 1. 10 — Построение композитной кривой для горячих потоков (а — в — этапы построения).

Точка наибольшего сближения композитных кривых называется точкой пинча или просто пинчом, Точка пинча делит композитные кривые на две области. Выше точки пинча вся теплота, соответствующая композитной кривой горячих потоков, передается композитной кривой холодных потоков. Недостаток теплоты горячих потоков компенсируется нагревом холодных потоков вспомогательными теплоносителями. Ниже точки пинча избыток теплоты горячих потоков компенсируется охлаждением вспомогательными теплоносителями.

Рисунок 1. 11 — Композитные кривые для горячих и холодные потоков: а — t > tmin; б — t = tmin.

Иногда удобнее использовать транспонированную температурно — энтальпийную диаграмму, т. е. энтальпийно — температурную диаграмму (ЭТД) (рисунок 1. 12).

Уравнения композитных кривых могут быть получены следующим образом.

Для удобства построений температуры всех потоков сдвигаются на половину tmin:

;

Все начальные и конечные температуры всех потоков выстраиваются в порядке возрастания:

,;

Композитная кривая холодных потоков строится следующим образом:

где Jxi — подмножество холодных потоков, удовлетворяющих неравенствам

Рисунок 1. 12 — Энтальпийно — температурная диаграмма.

Композитная кривая горячих потоков строится следующим образом:

где Jxi — подмножество холодных потоков, удовлетворяющих неравенствам

Положение пинч-точки вычисляется следующим образом. Если ЭТД определяется уравнениями (1. 11) и (1. 13), тогда обратно транспонированные композитные кривые температурно — энтальпийной диаграммы определяются как обратные функции:

,

Теплота может быть передана, когда

;

Так как функции (1. 15) — монотонно возрастающие функции, то в терминах ЭТД условие передачи тепла может быть представлено в виде:

Это неравенство и определяет положение пинч-точки:

Тогда максимальное суммарное количество теплоты Qp, которое может быть передано между потоками, определяется следующим образом:

Данный метод, как и предыдущие, базируется на температурно — энтальпийных кривых потоков, что позволяет быстро оценить термодинамический потенциал схемы теплообмена. Существенным преимуществом является то, как эти кривые группируются в композитные кривые. Такая группировка наглядно показывает нам распределение нагрузок между интервалами температур.

Также данный метод довольно легко реализуется вручную для небольших схем, для более сложных схем необходимо привлечение расчетных программ, вследствие большего количества рутинных расчетов.

Однако, метод дает нам всего лишь базовые данные, а именно: теплоту рекуперации и точку пинча, условно делящую все потоки на две части. Обвязка схемы в дальнейшем осуществляется при помощи уже известных нам методов, например с применением эвристик.

2. Цель и задачи работы

Цель данной работы — проекта — выявить возможности снижения энергозатрат на блоке подогрева нефти установки ЭЛОУ — АВТ — 6 при условии сохранения режимных параметров всех колонн.

Исходя из вышеизложенного, задачами дипломной работы являются:

— изучение основных закономерностей процесса теплопередачи в теплообменных аппаратах;

— рассмотрение взаимосвязи технологических параметров, а также их влияния на интенсивность теплообмена;

— создание с использованием приложения HYSYS модели процесса, обеспечивающей заданные температуры нефти и горячих потоков на входе и выходе из системы теплообмена.

— проведение оценки качества разработанной модели путем сравнения реальных и расчетных данных, анализ полученных результатов;

— рассмотрение возможных вариантов оптимизации теплообмена на установке.

3. Экспериментальная часть

3.1 Описание схемы установки ЭЛОУ-АВТ-6 Киришского НПЗ [9]

Сырая нефть прокачивается тремя параллельными потоками через теплообменники, где нагревается до температуры не более 160оС.

Первый поток сырая нефть прокачивается последовательно по трубному пространству теплообменников Т-1/1, Т-½, Т-16/1, в которых нагревается за счет теплоносителей (в зависимости от работы вакуумного блока):

а) без работы вакуумного блока: первый поток нефти обогревается мазутом после;

б) при работе вакуумного блока: первый поток сырой нефти нагревается теплом I (II циркуляционного орошения К-10) циркуляционного орошения колонны К-10; затем — теплом II циркуляционного орошения колонны К-10.

Далее нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

Второй поток сырая нефть проходит последовательно по трубному пространству теплообменников: Т-2/2, где нагревается за счет тепла фракции 220−280оС, Т-2/1, где нагревается за счет тепла I (или II циркуляционного орошения К-2) циркуляционного орошения колонны К-2; Т-17/1, где нагревается за счет тепла II циркуляционного орошения К-2.

Далее нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

Третий поток сырая нефть проходит последовательно по трубному пространству теплообменников Т-51/1, Т-51/2, Т-52/1, Т-52/2, где нагревается за счет тепла теплоносителей (в зависимости от работы вакуумного блока):

а) без работы вакуумного блока: сырая нефть III поток нагревается за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2; затем за счет тепла фракции 280−350оС (или за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2); затем за счет тепла фракции 280−350оС (или за счет тепла мазута, гудрона — при работе вакуумного блока); далее — за счет тепла мазута.

б) при работе вакуумного блока: сырая нефть III поток нагревается за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2; затем — за счет тепла фракции 280−350оС (или за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2); затем — за счет тепла фракции 280−350оС (или за счет гудрона); далее — за счет тепла мазута.

После Т-52/2 нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

После электродегидраторов II ступени обессоленная нефть с температурой распределяется на 3 параллельных потока.

Первый поток обессоленной нефти.

а) без работы вакуумного блока: нефть обессоленная нагревается за счет тепла мазута с низа колонны К-2.

б) при работе вакуумного блока: нефть обессоленная нагревается в теплообменнике за счет тепла II циркуляционного орошения колонны К-10, затем — за счет тепла гудрона с низа колонны К-10.

Второй поток обессоленной нефти проходит последовательно: по трубному пространству теплообменника Т-17/2, затем по межтрубному пространству теплообменника Т-18, где нагревается за счет тепла II циркуляционного орошения колонны К-2, затем проходит межтрубное пространство теплообменников Т-81/1, Т-81/2, где нагревается за счет тепла мазута колонны К-2 (или за счет тепла III циркуляционного орошения колонны К-10 при работающем вакуумном блоке) и с температурой TIR 145 поступает под 24 тарелку колонны К-1. Температура нефти после теплообменника Т-17/2 контролируется по TIR 153.

Третий поток обессоленной нефти проходит параллельно: по трубному пространству Т-53/1, где нагревается за счёт тепла фракции 280−350оС, и по трубному пространству Т-61, где нагревается за счёт тепла III вакуумного погона колонны К-10 при работе вакуумного блока; затем последовательно нефть проходит по межтрубному пространству Т-53/2, где нагревается за счет тепла мазута, и по трубному пространству Т-53/3, где нагревается за счет тепла мазута и поступает под 24 тарелку колонны К-1.

Температура в электродегидраторах при необходимости может регулироваться за счет перераспределения тепла фр. 280−350оС и мазута в теплообменниках Т-52/1,2 и Т-53/1,2,3 (до и после ЭЛОУ).

3.2 Исходные данные

В таблице 3.1 приведён перечень потоков, имеющихся на установке.

Таблица 3.1. Перечень потоков установки АВТ-6.

Поток

Начальная температура, 0С

Конечная температура, 0С

Нагрузка, ГДж/ч

Средняя теплоемкость, кДж/кг*0С

Массовый расход, кг/ч

1 ЦО К-2

178

75

36,86 342

2,39

149 200

ДТ К-7

132

56

18,86 016

2,18

113 800

ЛВГО К-10

151

67

21,40 996

2,17

117 500

ТВГО К-10

250

92

89,42 274

2,55

222 000

2 ЦО К-2

247

110

78,11 584

2,55

224 400

Гудрон К-10 (а)

331

206

33,52 903

2,77

97 000

Гудрон К-10 (б)

206

163

10,16 994

2,47

95 000

Затемн. Фр. (3 ЦО) К-10

320

267

16,50 264

2,84

109 000

Мазут К-2

346

91

88,93 786

2,59

135 000

Бензин К-1

123

53

27,57 546

6,79

58 150

Бензин К-2

137

64

27,8806

6,57

58 150

Нефть до ЭЛОУ

19

120

166,4476

2,12

776 100

Нефть после ЭЛОУ

105

275

309,6431

2,59

702 000

3.3 Создание расчетной схемы существующего варианта блока подогрева нефти

Первостепенной задачей курсового проектирования являлся расчет существующей схемы теплообмена, для этого был применен метод математического моделирования процесса. В качестве инструмента математического моделирования был выбран Aspen HYSYS v. 2006. Полученная математическая модель помимо того, что являлась расчетной и содержала в себе всю информацию о процессе, она также являлась отправной точкой для следующего этапа курсового проектирования, а именно, синтеза новой более выгодной системы теплообмена.

3.3.1 Создание основных технологических потоков

Первым этапом создания модели процесса являлось задание исходных потоков, задействованных в процессе. Задавать их можно несколькими способами: с помощью основных свойств (плотности, вязкости, теплопроводности, и т. д) и покомпонентного состава, с помощью кривых разгонок и критических свойств, а также с помощью кривых плотности, вязкости.

Для расчета модели было выбрано уравнение состояния Пенг — Робинсона. Это уравнение хорошо описывает равновесие пар-жидкость и плотность жидкости для углеводородных систем. В качестве исходных данных для задания потоков были использованы лабораторные разгонки основных продуктов и полупродуктов, получаемых на установке (Приложение 1).

3.3.2 Расчет схемы методом концевых температур

Далее необходимо было удостовериться в адекватности созданных потоков. Для этого мы произвели расчет схемы теплообмена, используя созданные потоки, по методу концевых температур.

Этот метод основан на уравнении, связывающем общий коэффициент теплопередачи, поверхность теплообмена, среднелогарифмический температурный напор[10]:

где U — суммарный коэффициент теплопередачи; А — поверхность теплообмена; TLM — среднелогарифмическая разность температур (LMTD); Ft — поправочный коэффициент для среднелогарифмического температурного напора

Делается два предположения:

— Коэффициент теплопередачи постоянен

— Теплоемкости потоков постоянны

В этой модели тепловые кривые рассматриваются как линейные функции. Поэтому метод достаточно хорошо работает для простых задач, где не наблюдается фазовых переходов, и величина теплоемкости остается относительно постоянной.

В качестве исходной информации для расчета каждого из аппаратов мы использовали начальную и конечную температуры горячих потоков, а также начальную температуру нефти.

Расчет проводился на основании данных, полученных в ходе проектных работ на установке (Приложение 2).

Результаты расчета приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Сравнение фактических и расчетных температур.

Параметр

Фактическое значение, 0С

Расчетное значение, 0С

Температура сырой нефти на входе в установку

19

19

Температура нефти на входе в блок ЭЛОУ

115

118

Температура обессоленной нефти на выходе из блока ЭЛОУ

105

105

Температура нефти на входе в К-1 (1-ый поток)

233

233

Температура нефти на входе в К-1 (2-ой поток)

236

236

Температура нефти на входе в К-1 (3-й поток)

240

241

3.3.3 Поверочный расчет схемы с учетом конструкции аппаратов

На следующем этапе было необходимо построить полностью расчетную математическую модель максимально приближенную к реальной схеме, существующей на установке. В качестве метода был выбран поверочный расчет в стационарном режиме.

Этот метод представляет собой расширение метода по концевым точкам, включающим оценочный расчет, и использующим те же предположения. Задавая конструкцию аппарата, мы можем рассчитать общий коэффициент теплопередачи, величину K*F (UA), и коэффициенты теплоотдачи внутри (hi) и снаружи (h0) труб.

Для потоков, в которых не происходит фазовых превращений, коэффициент теплоотдачи hi внутри труб рассчитывается по уравнения Сидера-Тейта[10]:

где Gi — массовая скорость потока в трубах; i — вязкость потока в трубах; I, w — скорость потока у внутренней стенки труб; Cp — теплоемкость потока внутри труб.

Общий коэффициент теплопередачи вычисляется на основе местных коэффициентов теплоотдачи по следующей формуле:

где U — общий коэффициент теплопередачи; h0 — коэффициент теплоотдачи снаружи труб; hi — коэффициент теплоотдачи внутри труб; r0 — термическое сопротивление загрязнения снаружи труб; ri — термическое сопротивление загрязнения внутри труб; rw — термическое сопротивление стенки труб; D0 — наружный диаметр труб; Di — внутренний диаметр труб.

Исходной информацией для данного этапа послужили:

— данные о конструкции теплообменных аппаратов (диаметр кожуха, число труб, диаметр труб, длина труб, число трубных ходов, число корпусов последовательно и параллельно, и т. д.).

— режимные параметры установки (показания датчиков температуры и расхода на всех интересующих нас потоках за определенный период).

Данные о конструкции аппаратов были взяты нами из технологических паспортов и представлены в таблице 3.3.

Данные о режимных параметрах были взяты из общезаводской базы показаний приборов КИПиА (Приложение 3).

Исходной информацией для расчета каждого из аппаратов были начальные температуры горячего и холодного потоков, а также данные о конструкции аппарата.

Далее представлен ряд проблем, возникших по ходу моделирования:

— Так как горячие и холодные потоки движутся по схеме противотоком, то появилась необходимость использования в расчете итерационных блоков, что существенно повлияло на скорость расчетов.

— В исходных данных отсутствовали величины сопротивлении термических загрязнений, что не позволяло однозначно рассчитать предложенную схему. Для решения этой проблемы было необходимо произвести подбор значений данных параметров для каждого аппарата таким образом, чтобы при заданных расходах и начальных температурах потоков конечные температуры были равны температурам, указанным в исходных данных (Приложение 3).

— В ходе создания модели в ряде мест было выявлено несоответствие расчетных температур с режимными. Это поставило под сомнение достоверность исходных данных. Поэтому были сделаны следующие допущения: показания датчиков температуры принимались как точные, а показания датчиков расхода могли уточняться.

Таблица 3.3. Перечень теплообменного оборудования.

Марка (номер чертежа)

Диаметр труб, м

Длина труб, м

Технол. индекс

Кол-во труб

Повер-хность т/о, м2

Число ходов

Число корпусов последова-тельно

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-1/1

1720

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-½

1720

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-2/1

1718

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25−9К4

0,025

9

Т-2/2

1720

1214

4

2

1400ТП-25-М1/25Г9К2

0,025

9

Т-3

2506

1770

2

2

1400ТП-25-М4/25Г9Т4

0,025

9

Т-4/1

2776

1960

4

2

1400ТП-25-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-4/2

2380

1704

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-16/1

1720

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-16/2

1700

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-17/1

1720

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25−9Т4

0,025

9

Т-17/2

1720

1214

4

2

1200ТП-25-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-18

1720

1260

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-51/1

1718

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-51/2

1718

1214

4

2

12 003П-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-52/1

1718

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-52/2

1718

1214

4

2

1200ТП-40-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-53/1

1718

1214

4

2

1200ТП-40 М4/25Г9К4

0,025

9

Т-53/2

1718

1214

4

2

1400ТП-25-М4/25Г9К4

0,025

9

Т-53/3

2750

1682

4

2

1000ТП-40-М4/25−9-4

0,025

9

Т-81/1

700

400

4

1

1000ТП-40-М4/25−9-4

0,025

9

Т-81/2

700

400

4

1

3.3.4 Проверка адекватности модели

Сопоставление расчетных и фактических температур приведено в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Сравнение расчетных и фактических температур.

Поток

Параметр

Фактическое значение, 0С

Расчетное значение, 0С

1 ЦО колонны К-2

Температура на выходе из колонны

184

184

Температура после Т-2/1

106

105

Температура на входе в колонну

73

73

ДТ колонны К-7

Температура на выходе из колонны

104

104

Температура на выходе с установки

44

44

Мазут

Температура на выходе из колонны

350

350

Температура на выходе с установки

84

84

ЛВГО + 1 ЦО колонны К-10

Температура на выходе из колонны

145

145

Температура ЛВГО на выходе с установки

61

61

Температура 1 ЦО на входе в колонну

60

61

ТВГО + 2 ЦО колонны К-10

Температура на выходе из колонны

243

243

Температура ТВГО на выходе с установки

86

86

Температура 2 ЦО на входе в колонну

86

86

Затемненная фракция +

3 ЦО колонны К-10

Температура на выходе из колонны

345

345

Температура Затемн. Фр. на выходе с установки

176

176

Температура 3 ЦО на входе в колонну

254

254

Гудрон

Температура на выходе из колонны

348

348

Температура квенча

188

188

Температура после Т-52/1

176

174

Температура на выходе с установки

174

174

Нефть до ЭЛОУ

Температура на входе на установку

17

17

Температура 1-ой ветки после Т-16/1

143

143

Температура 2-ой ветки после Т-17/1

143

144

Температура 3-й ветки после Т-52/2

143

143

Температура нефти на входе в ЭЛОУ

143

143

Нефть после ЭЛОУ

Температура на выходе из ЭЛОУ

135

135

Температура 1-ой ветки после Т-4/2

223

222

Температура 2-ой ветки после Т-81/1

231

231

Температура 3-й ветки после Т-53/3

261

260

2 ЦО колонны К-2

Температура на выходе из колонны

253

253

Температура на входе в колонну

122

122

Атмосферный газойль колонны К-9

Температура на выходе из колонны

299

299

Температура после Т-51/2

78

78

Температура на выходе с установки

63

63

3.4 Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена

В качестве метода оценки был выбран пинч — метод.

3.4.1 Исходные данные

Сначала было необходимо составить перечень потоков, имеющихся на установке с указанием начальной и конечной температур, расхода, и массовой теплоемкости. Начальные и конечные температуры, а также расходы потоков были взяты из режимных параметров установки. Массовые теплоемкости были вычислены в ходе создания математической модели процесса. Перечень потоков, имеющихся на установке, представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5. Исходные данные для синтеза системы т/о.

Поток

Начальная температура, 0С

Конечная температура, 0С

Массовый расход, кг/ч

Массовая теплоемкость, кДж/кг*0С

Нефть до ЭЛОУ

17

143

935 395

2,14

Нефть после ЭЛОУ

135

238

948 326

2,59

ДТ

104

44

280 510

2,09

2 ЦО К-2

253

122

347 184

2,59

Мазут

350

84

272 682

2,58

ТВГО (2 ЦО К-10)

243

86

289 971

2,52

Атмосферный газойль

299

64

80 082

2,51

ЛВГО (1 ЦО К-10)

145

60

74 813

2,15

Гудрон (а)

188

174

99 849

2,46

Гудрон (б)

350

188

100 831

2,77

1 ЦО К-2

184

73

266 204

2,40

Затемненная Фракция

345

254

110 958

2,87

Отбензиненная нефть

260

275

869 917

3,19

3.4.2 Оценка существующей схемы теплообмена

На первом этапе было необходимо построить композитные кривые горячих и холодных потоков на ЭТД. Это позволило нам оценить максимально возможную теплоту рекуперации. Построение было проведено при помощи Aspen HX-Net v. 2006. Данная программа была выбрана потому, что все расчеты в ней проводятся пинч — методом, с использованием уравнений, описанных выше.

Для сравнения сначала нами были построены композитные кривые, описывающие теплообмен между горячими и холодными потоками по существующей схеме. Результаты представлены в таблице 3. 6

Таблица 3.6. Композитные кривые существующей схемы.

Кривая горячих потоков

Кривая холодных потоков

Температура, 0С

Энтальпия, кДж/ч

Температура, 0С

Энтальпия, кДж/ч

350

664 000 610,7

238

664 000 610,7

348

662 382 274,4

184

527 360 621,1

345

658 875 351,5

143

431 061 415,4

299

596 047 490,5

135

393 975 960,2

265

541 159 201,6

78

273 901 430,7

254

523 522 415,6

17

159 875 524

253

523 145 861,6

243

499 818 142,2

217

424 142 660,5

188

342 027 320,7

185

333 466 571,6

184

329 648 613,8

182

321 966 207,9

174

295 478 552,4

162

258 588 733,5

145

207 166 286,8

127

148 524 661,8

122

134 654 727,6

104

92 766 612,94

100

82 688 297,43

86

41 992 113,84

84

37 448 070,55

73

21 286 093,02

63

12 244 004,4

60

9 503 403,502

44

0

Рисунок 3.1 — Графическое изображение композитных кривых существующей схемы.

Точка пинча:

Теплота рекуперации:

По результатам построения стало ясно, что есть возможность уменьшения минимального сближения температур и за счет этого увеличить максимальную теплоту рекуперации. Также были оценены движущие силы в самих аппаратах. В результате этой оценки было выявлено неравномерное распределение движущей силы по схеме. Таким образом, следующим шагом в усовершенствовании схемы являлась переобвязка существующей схемы таким образом, чтобы разности температур по аппаратам распределялись равномерно и не были меньше минимальной.

На следующем этапе предполагалось увеличение теплоты рекуперации потоков, что заметно увеличивало температуру нагрева нефти. Так, как режим колонны К-1 должен был оставаться неизменным, то было принято решение не менять температуру подачи нефти в колонну К-1. Вместо этого было решено догревать поток отбензиненой нефти, выходящий из низа колонны К-1.

Так как данный поток в исходных данных не задавался, его нужно было смоделировать, используя имеющиеся потоки.

Для этого была произведена оценка группового состава имеющейся в модели нефти (рисунок 3. 2).

Рисунок 3.2 — Групповой состав нефти:

1 — Бензин, 2 — Керосин, 3 — Диз. топливо, 4 — Атмосферный газойль, 5 — Мазут.

Весь бензин условно поделили пополам. Одна половина отгонялась в колонне К-1, а вторая — в К-2. Далее из состава убрали ту часть бензина, которая отогналась в К-1, а оставшееся приняли за 100%. Сделав пересчет, получили групповой состав отбензиненной нефти. Теперь нужно было смешать имеющиеся в нашей модели фракции в нужном соотношении, и вычислить расход.

Полученный поток был рассчитан моделью и добавлен в исходные данные для синтеза оптимальной системы т/о.

Далее было необходимо оценить температуру нагрева отбензиненной нефти. Для этого мы установили минимальное сближение температур композитных кривых: tmin=48,90С. При этом условии температура нагрева отбензиненной нефти равнялась 2750С, а теплота рекуперации равнялась 664 ГДж/ч

3.4.3 Результаты

На данном этапе была произведена комплексная оценка схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ — АВТ — 6. В ходе оценки были выявлено:

— потоков, имеющихся на установке, вполне хватило бы для большего нагрева нефти;

— имеющаяся обвязка теплообменников не позволяет полностью использовать тепло горячих потоков и требует пересмотра;

— также в теплообмене не задействованы верхние дистилляты колонн К-1 и К-2;

4. Проектная часть

4.1 Оптимизация схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ — АВТ — 6 Киришского НПЗ

Оптимизацию можно проводить несколькими методами, которые можно условно разделить на две группы. Одна предполагает полную реконструкцию установки, с демонтажом старого и монтажом нового оборудования. Вторая требует только изменения режимных параметров, либо переобвязку аппаратов без их замены или добавления нового оборудования. Обе группы ведут к уменьшению эксплуатационных затрат на установке, но первая группа требует больших капиталовложений, а вторая — нет. Для оптимизации в данной работе — проекте были выбраны методы, относящиеся ко второй группе.

Так, как ранее было решено в качестве дополнительного потока нагревать поток «Отбензиненная нефть», то для его нагрева необходимо было выделить теплообменники из числа имеющихся. Проанализировав технологическую схему стало ясно, что все аппараты, имеющиеся на установке, задействованы в процессе, и выделение свободных аппаратов возможно только путем увеличения тепловой нагрузки на остальные.

ректификация теплообмен перегонка нефть

4.1.1 Выбор методики и рассмотрение способов повышения эффективности теплообмена в аппаратах кожухотрубчатого типа

Для выбора методики оптимизации рассмотрим основные термодинамические законы процесса теплопередачи.

Во всех теплообменных аппаратах передача тепла от одного потока к другому осуществляется по основному уравнению теплопередачи[11].

где K — коэффициент теплопередачи, определяющий среднюю скорость передачи тепла вдоль всей поверхности теплообмена; tср — средняя разность температур между теплоносителями, определяющая среднюю движущую силу процесса теплопередачи, или температурный напор; F — поверхность, через которую осуществляется теплообмен, Q — тепловая нагрузка, передаваемая в процессе теплообмена от одного теплоносителя к другому.

Из уравнения видно, что увеличение поверхности теплообмена, коэффициента теплопередачи и разности температур влечет за собой увеличение тепловой нагрузки. Поверхность теплообмена увеличить нельзя, так как все аппараты имеют фиксированную поверхность. Средняя разность температур зависит от температур потоков на входе и выходе из аппарата и повысить ее можно лишь заменой огорячего потока на другой, обладающий более высокой температурой.

Коэффициент теплопередачи описывается следующей зависимостью[11]:

где тр — коэффициент теплоотдачи от потока, текущего в трубах к поверхности теплопередачи; мтр — коэффициент теплоотдачи от потока, текущего в межтрубном пространстве к поверхности теплопередачи; rзагр — сумм термических сопротивлений загрязнения поверхности теплообмена.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой