Анализ эффективности работы теплообменников линии подогрева нефтегазоконденсатной смеси

АННОТАЦИЯ

В статье анализирована эффективность работы теплообменников для предварительного подогрева нефтегазоконденсатной смеси НПЗ. По технико-эксплуатационным данным определены сравнительные величины гидравлического сопротивления трубного и межтрубного пространства аппаратов, их тепловой нагрузки и потребной мощности для перекачки углеводородной смеси, а также выработана рекомендация по рациональному сокращению число теплообменников при соблюдении условий неизменности теплового баланса линии предвари-тельного подогрева поступающей в установку нефтегазоконденсатной смеси.

ABSTRACT

The article analyzes the efficiency of heat exchangers for preheating the oil and gas condensate mixture of refineries. According to the technical and operational data, the comparative values of the hydraulic resistance of the pipe and inter-pipe space of the apparatuses, their thermal load and the required capacity for pumping the hydrocarbon mixture were determined, and a recommendation was developed for a rational reduction in the number of heat exchangers, subject to the conditions of immutability of the thermal balance of the preheating line of the oil and gas condensate mixture entering the installation.

Ключевые слова: нефтегазоконденсатная смесь, теплообменник, трубный пучок, межтрубное пространство, конструктивные параметры, гидравлическое сопротивление, тепловая нагрузка, потребляемая мощность.

Keywords: oil and gas condensate mixture, heat exchanger, pipe bundle, inter-pipe space, design parameters, hydraulic resistance, thermal load, power consumption

Технологический цикл первичной переработки углеводородного сырья включает в себя операции по его подогреву, предварительного фракционирования, нагревания в печах и его первичной перегонки под атмосферным давлением [1].

Процесс перегонки углеводородного сырья заключается в разделении многокомпонентных неравновесных потоков в паром и жидком состояниях на целевые фракции на массообменных колоннах с тарельчатыми контактными устройствами. В результате многократного взаимного контакта фаз в сложной ректификационной колонне нефтяное сырьё разделяется на пары фракций нафты, керосина, лёгкого и тяжёлого газойля, а также кубового остатка - мазута [2,3].

Технологическая стадия тепловой подготовки нефтегазоконденсатных смесей к атмосферной перегонке на НПЗ осуществляется в три этапа (рис. 1), в последовательно соединенных блоках теплообменников нефтеперегонной установки. В качестве теплоносителей используются горячие технологические потоки - дистилляты фракций, циркуляционные потоки орошения и кубовой остаток, подаваемые в трубное или межтрубное пространство теплообменников.

Первый этап предварительного подогрева нефтегазоконденсатной смеси представляет собой систему из восьми последовательно подключённых теплообменников.

Рисунок 1. Технологическая схема теплообменников I этапа подогрева нефтегазоконденсатной смеси Бухарского НПЗ

ГК - газовый конденсат; Н - нефть; Н-1 - насос для перекачки сырья; I - линия сырья; II - линия общей нафты; III - линия общей нафты из колонны предварительного фракционирования; IV и V - линия керосина; VI - линия мазута из атмосферной ректификационной колонны.

Обезвоженная и обессоленная нефть из резервуара блока ЭЛОУ, а также газовый конденсат из резервуаров, при помощи насосов через смеситель подают на приём сырьевого насоса и перекачивают через кожухотрубчатые теплообменники Т1 (теплоноситель - поток керосина в межтрубном пространстве), Т2 (теплоноситель - пары общей нафты из колонны предварительного фракционирования в трубном пространстве), Т3 (теплоноситель - пары верха колонны предварительного фракционирования в трубном пространстве), Т4 (теплоноситель - пары верха колонны предварительного фракционирования в трубном пространстве), Т5, Т6 и Т7 (теплоноситель - поток керосин из ректификационной колонны в трубном пространстве) и Т8 (теплоноситель - поток мазута в трубном пространстве) [4].

В таблице 1 приведены основные технические и технологические характеристики теплообменников I этапа подогрева нефтегазоконденсатной смеси атмосферной нефтеперегонной установки НПЗ [4].

Таблица 1.

Технические и технологические характеристики теплообменников I этапа подогрева смеси нефти с газовым конденсатом

Поскольку конструктивные параметры теплообменников линии предварительного подогрева нефтегазоконденсатной смеси отличается друг от друга, то их гидродинамические показатели также отличаются друг от друга.

По этой причине выполнен сравнительный расчет гидравлических показателей этих теплообменников. Расчеты осуществлены для выявления энергетически рациональных гидродинамических режимов движения сырья в трубах аппаратов, с учетом влияния температуры перекачиваемого сырья на величину гидравлического сопротивления DР_п в горизонтальной трубы. [5,6].

Гидравлический расчёт теплообменников нефтеперегонной установки выполнен с целью определения потребной мощности насоса для перекачки -подогреваемого сырья через аппаратов. При этом величина гидравлического сопротивления аппаратов DР определены с учетом их технических и технологических характеристик (табл. 1), вида теплоносителя и режима движения потоков по числе Re в трубном или межтрубном пространствах аппаратов [4].

Для расчета гидравлического сопротивления трубного пространства аппаратов использовано следующее уравнение [7]:

                                        (1)

где λ - коэффициент гидравлического трения для труб; L = nl - общая длина труб, м; n - количество труб в аппарате, шт; l - длина одной трубы, м; z - число ходов по трубам аппарата; d - внутренний диаметр труб, м; w_тр - средняя скорость потока в трубах, м/с; r_тр - плотность потока, кг/м³.

         Гидравлическое сопротивление межтрубного пространства аппаратов рассчитано с использованием следующего уравнения [7]:

                                    (2)

где х - число сегментных перегородок; r_мтр - плотность теплоносителя в межтрубном пространстве аппарата, кг/м³; w_мтр - скорость теплоносителя в данной зоне аппарата, м/с.

Количество переносимого тепла от горячего теплоносителя к нагреваемой жидкости Q (Вт) определено из основного уравнения теплопередачи [8]:

,                                                                            (3)

где K - коэффициент теплопередачи в аппарате, Вт/(м² град); Dt_ср - средний температурный напор, ^оС; F - теплопередающая поверхность аппарата, м².

Величина потребной мощности N (кВт) для перекачки нефтегазоконденсатной смеси по теплопередающим трубам аппаратов определено по выражению [5]:

N = (G_н DP)/(1000 r_см),                                                                       (4)

где G_н - массовый расход смеси на входе в теплообменник, кг/с; DP - общее гидравлическое сопротивление тракта перекачки смеси, Па; r_см - плотность смеси, кг/м³.

Результаты расчета технико-технологических показателей теплообменников блока предварительного подогрева нефтегазоконденсатной смеси установки атмосферной перегонки НПЗ отражены в таблице 2.

Таблица 2.

Основные технические и технологические показатели теплообменников I этапа подогрева смеси нефти с газовым конденсатом Т1÷Т8

Согласно данным таблицы 2, при проектной мощности нефтеперегонной установки НПЗ по сырье 428 м³/ч общего гидравлического сопротивления блока теплообменников Т1÷Т8 составляет от 233 до 1106 кПа, а их тепловые нагрузки колеблется в диапазоне от 62 до 823 кВт.

Анализ данных таблицы 2 показывает, что в теплообменниках Т2 и Т7 данного блока рабочая смесь подогревается всего на 0,2 и 4,1 ^оС, соответственно их тепловая нагрузка небольшая и составляет 62,9 и 66,5 кВт. При этом гидравлическое сопротивление теплообменника Т2 составляет 186,8 кПа, для преодоления которого необходимо расходовать 7,75 кВт/ч электроэнергии. Гидравлическое сопротивление теплообменника Т7 равно 608,2 кПа, а потребная мощность для перекачки через него сырья составляет 25,33 кВт/ч при минимальной его тепловой нагрузке 66,5 кВт.

На основе анализа данных табл. 2 можно заключить о том, что в настоящее время теплообменники Т2 и Т7 эксплуатируются с низкой эффективностью. Они выполняют лишь роли переходной емкости, потребляя при этом существенный расход электроэнергии - более 33 кВт/ч.

Использование опытных данных по интенсификации теплообмена за счет изменения режима движения нагреваемого потока [9,10] способствовало бы устранению вышеуказанных недостатков в данной технологической схеме и улучшить эффективности работы аппаратов для предварительного подогрева нефтегазоконденсатных смесей.

В этом аспекте улучшения эффективности данной стадии подогрева сырья можно достичь путем подбора (замены) теплообменников по типу и величине поверхности теплопередачи или же организацией рециркуляции части нагреваемого потока [10], проходящих через восемь теплообменников данной линии. Изменяя степени рециркуляции потока в пределах от 1/4 до 1/3 его части можно регулировать режим его движения от переходного к турбулентному, что способствует дополнительному повышению температуры смеси на выходе аппаратов. Такая корректировка температуры нагретой смеси приводит росту значения коэффициента теплопередачи в аппаратах, - что является основным показателем их тепловой эффективности. В этом случае, при неизменности общего теплового баланса линии I этапа подогрева нефтегазоконденсатной смеси, станет возможным рациональное сокращение числа аппаратов линии на основе проверочных расчетов.

В этом плане предлагается исключить аппараты Т2 и Т7 из существующей технологической схемы блока теплообменников I этапа предварительного подогрева нефтегазоконденсатной смеси в нефтеперегонной установки НПЗ. В случае исключения теплообменника Т2 из состава технологической линии, исходя из сохранения общей тепловой нагрузки линии, греющей поток общей нафты перераспределяется между теплообменниками Т3 и Т4, а другой теплоноситель - поток керосина, выходящий из теплообменника Т7, направляется в теплообменники Т1 и Т5.

Таким образом, предложенные практические рекомендации способствует повышению скорости потока керосина и увеличению тепловой мощности теплообменников Т1 и Т5. При этом сокращается расход энергии, необходимый для преодоления общего гидравлического сопротивления линии подогрева по тракту движения нагреваемой смеси на 19,81 % (от 166,9 до 133,83 кВт/ч). Это позволяет предприятию сэкономить до 12070,5 кВт/ч электроэнергии в год и улучшить компоновку технологической схемы тепловой подготовки нефтегазоконденсатного сырья.

Список литературы:

1. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. - М.: Химия, 1980. - 408 с.
2. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г. и др. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти / Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2006. - 400 с.
3. Исмаилов О.Ю., Худайбердиев А.А. Изучение процесса нагревания нефти углеводородными парами в опытном трубчатом теплообменнике.// Международный научно-технический журнал “Химическая технология. Контроль и управления”, 2012. - № 5. - С. 23-27.
4. Технологический регламент установки атмоферной перегонки смеси газоконденсата и нефти и фракционирования гидроочищенной нафты (установка 10) Бухарского НПЗ. - TR 16472899 001 2009.
5. Чугаев Р.Р. Гидравлика. - Л.: Энергоиздат, 1982. - 672 с.
6. Salimov Z., Ismailov. O.Yu., Saydahmedov Sh. М. Influence of hydro-dynamic regimes of oil and gas mixtures on the efficiency of heat exchange// Вестник Волгоградского государственного университета. - Волгоград, 2015. - № 2. - С. 25-33.
7. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии: Учебник для вузов. Изд. 2-е. в 2-х кн.: Часть 1. - М.: Химия, 1995. - 400 с.
8. Салимов З.С., Исмаилов О.Ю., Сайдахмедов Ш.М. Повышение эффективности теплообмена путём оптимизации гидродинамических режимов нефтегазоконденсатных потоков в горизонтальной трубе// Научно-технический журнал «Нефтепереработка и нефтехимия». - Москва: 2015, № 12. - С. 48-53.
9. Худайбердиев А.А. Интенсификация подогрева нефтяного сырья. Монография. - Ташкент:. Navroz, 2019. - 213 с.
10. Хурмаматов А.М., Исмаилов О.Ю., Худайбердиев А.А. Гидродинамика нагревания углеводородного сырья в трубчатых теплообменниках. Монография. - Ташкент:. Navroz, 2019. - 110 с.