ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ПОДОГРЕВА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ ПАРАМИ НАФТЫ В ТЕПЛООБМЕННИКЕ-КОНДЕНСАТОРЕ 10Е-03 УСТАНОВКИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ

АННОТАЦИЯ

Сформулирована целевая функция критерия оптимальности - удельной себестоимости подогреваемой нефтегазоконденсатной смеси 30%Н+70%ГК, включающая в себе изменения расхода электроэнергии и амортизационных отчислений в зависимости от производительности, условий работы теплообменника и расходуемой мощности для перекачки смеси. Построены кривые зависимостей удельной себестоимости подогретой смеси от поверхности нагрева аппарата и температуры смеси на выходе. Выявлены оптимальные условия эксплуатации теплообменника 10Е-03 Бухарского НПЗ: F = 445 м², А = 245,8 сум/кг, Э = 250,5 сум/кг, С_уд = 508,5 сум/кг и t = 77,0 ^оС при заданной производительности G_о = 105508,3 кг/ч.

ABSTRACT

The objective function of the optimality criterion is formulated - the unit cost of a heated oil and gas condensate mixture of 30%Oil+70%GC, which includes changes in electricity consumption and depreciation charges depending on the performance, operating conditions of the heat exchanger and the consumed power for pumping the mixture. Curves of the dependences of the unit cost of the heated mixture on the heating surface of the apparatus and the temperature of the mixture at the outlet are constructed. Optimal operating conditions of the heat exchanger 10E-03 of the Bukhara refinery have been identified: F = 445 m², A = 245.8 sum/kg, E = 250.5 sum/kg, C = 508.5 sum/kg and t = 77.0 ^oС at a given productivity G_o =105508.3 kg/h.

Ключевые слова: нефтегазоконденсатная смесь, перегонка, тяжелая нафта, нагревание, теплообменник, конденсатор, поверхность теплообмена, оптимизация, технологическая себестоимость.

Keywords: oil and gas condensate mixture, distillation, heavy naphtha, heating, heat exchanger, condenser, heat exchange surface, optimization, technological cost.

Введение. Крупнотоннажные нефтеперегонные установки являются крупными потребителями тепла и электрической энергии [1,2]. При постоянном росте тарифов на нефть и энергоресурсы эти установки не всегда отвечают требованиям по эффективности использования энергии. Это указывает на необходимость совершенствования большинства технологических процессов, в частности, процесса тепловой подготовки нефти к перегонке. В этом аспекте приоритетными направлениями энергосбережения на установке первичной перегонки нефти является увеличение степени использования тепла вторичных энергоресурсов, выходящих из ректификационной колонны, а также оптими-зация трех блоков теплообменного оборудования предварительного подогрева сырья установки.

Как известно, критерий оптимальности является мерой количественной оценки оптимизируемого качества объекта - процесса или аппарата [3]. Выражение критерия оптимальности в виде экономической оценки, таких как производительность, себестоимость продукции, прибыль, рентабельность и пр., являются общей постановкой задачи оптимизации. В случаях, когда объектом оптимизации является часть технологического процесса, критерием оптималь-ности может служить технологическая характеристика, косвенно оценивающая экономичность работы аппарата - выход продукта, продолжительность процесса, расходы теплоносителей и их температуры на входе и выходе из теплообменников, разность температур между теплоносителями, тепловые коэффициенты и тепловая нагрузка аппарата. При этом в качестве варьируемых параметров рассматриваются расход сырья, температуры потоков теплоносителей на выходе и передаваемое аппаратом количество теплоты.

Выбор критерия оптимальности. При решении задачи оптимизации подогрева нефтяного сырья углеводородными теплоносителями целесообразно определить либо рациональные границы технологических параметров процесса или минимальную необходимую теплопередающую поверхность при заданной производительности аппарата.

С учетом производительности теплообменника G и ограничения на технологические показатели сырья и греющего теплоносителя, критерий оптимальности в общем виде можно выразить в виде [4]:

R = f (G, K_с, K_з, Э_з),                                                                (1)

где К_с - технологические показатели сырья; К_з и Э_з - удельные капитальные и эксплуатационные затраты для осуществления процесса, отнесенные к одному году нормативного срока окупаемости Т_н.

Входящие в (1) экономические величины К_з и Э_з придают универсаль-ность данному критерию и позволяют применять для оптимизации конструкций аппаратов, независимо от их назначения и особенностей.

При выявлении оптимальных границ технологического режима подогрева нефтяного сырья теплом топливных фракций в паровом и жидком фазах целесообразно выбирать технологическую себестоимость подогретого сырья С_т в качестве критерия оптимальности. В состав технологической себестоимости продукции традиционно включают затраты на сырьё, вспомогательные материалы, теплоносители, тепловой и электрической энергии, заработную плату обслуживающего персонала и другие расходы [4,5]:

С_тех = С_оG_о + С_тG_т + С_э(N_н+N_д) + А_а F_а+ А_кн F_кн + А_н(N_н+N_д),                  (2)

где С_о, С_т и С_э - соответственно, себестоимость сырья, греющего теплоносителя и электроэнергии; G_о и G_т - расходы сырья и теплоносителя; N_н и N_д - мощность насоса для перекачки нефти и дистиллятов фракций; F_т и F_кн - поверхность теплопередачи теплообменников и конденсаторов; А_а и А_н - амортизационые отчисления для технологических аппаратов и насосов.

Отметим, что нефть в ходе подогрева не подвергается технологической обработке. Поэтому стоимость сырой нефти С_о зависит от ее качества и не зависит от режима работы теплообменного оборудования. Необходимо также учесть, что отходящие из ректификационной колонны потоки дистиллятов топливных фракций и кубовой остаток подлежат охлаждению до температуры их хранения в парках НПЗ [1,6]. Исходя из этого, для повышения тепловой эффективности нефтеперегонной установки, эти горячие потоки используются для последовательного многоступенчатого предварительного подогрева нефти, подаваемую в змеевиковую печь. Поэтому затраты, связанные с использова-нием горячих потоков, не оказывают влияния на технологическую себестои-мость подогретой нефти в теплообменных аппаратах. Помимо этого, заработная плата персонала по техническому обслуживанию аппаратов также не зависит от интенсивности эксплуатации оборудования. В силу вышеописанных обстоя-тельств, затраты, связанные с покупкой нефти, теплоносителей и зарплата технического персонала в состав выражения критерия оптимальности исследуемого процесса (2) не включаются [4]:

С_тех = С_э(N_н+N_д) + А_а F_а+ А_кн F_кн + А_н(N_н+N_д).                             (3)

Как известно, трубчатые теплообменные аппараты трех блоков предва-рительного подогрева сырья нефтеперегонной установки имеют различные конструкции и производительность [1,2,4,6,7]. По этой причине, для выявления оптимального состава блоков теплообменников нефтеперегонной установки и разработка ее энергосберегающей технологической схемы в качестве критерия оптимальности целесообразно принять удельную технологическую себестои-мость нагретого сырья С_уд = С_тех/G_о. В этом случае (3) можно выразить в виде:

С_уд = 1/G_о[С_э(N_н+N_д) + А_аF_а + А_кнF_кн + А_н (N_н + N_д)].                   (4)

Сопоставительная оценка влияния статьи затрат на технологическую себестоимость подогретой нефти проводится путем анализа уравнений для расчета параметров, входящих в выражение целевой функции критерия оптимальности (4).

Мощность насоса N (кВт) для перекачки технологических потоков (нефти и дистиллятов фракций) по трубкам теплообменных аппаратов можно определить по известному выражению [8]:

N = (G_о ^.DP)/(1000 r h_н),                                                         (5)

где G_о - массовый расход потока, кг/с; DP - гидравлическое сопротивление тракта перекачки потока, Па; r - плотность потока, кг/м³; h_н - к.п.д. насоса.

Величина потери давления DP для преодоления сил внутреннего трения в теплообменных трубках аппарата определяется по известной формуле [8]:

DP = 0,5u²r (lL_общ/d_экв+åj_i),                                                 (6)

где u = G/(0,785d_вн²r) - скорость потока в трубках аппаратов, м/с; d_вн - внутренний диаметр трубок, м; l = f(Re) - коэффициент трения, определяемый в зависимости от режима движения сырья в трубках по числу Re; Re = (ud_внr)/µ - число Рейнольдса; µ - динамический коэффициент вязкости сырья, Па^.с; L_общ = n^.l - общая длина трубок, м; n - число труб в аппарате, шт.; l - рабочая длина одной трубы, м; åj_i - суммарный коэффициент местных сопротивлений.

С учетом производительности теплообменных аппаратов по сырью G_о их теплопередающая поверхность F_а определяется по выражению

F_а = Q/(К Dt_ср) = G_о (c_вых t_вых - c_вх t_вх)/(К Dt_ср),                          (7)

где Q = G_о(c_вых t_вых - c_вх t_вх) - тепловая нагрузка аппарата, Вт; c_вх и c_вых - теплоемкость сырья при температурах его входа в аппарат t_вх и на выходе из него t_вых, Дж/(кг^.оС); К - коэффициент теплопередачи в аппарате, Вт/(м^{2 о}С); Dt_ср - полезная разность температур, ^оС.

Теплоемкость нефтяного сырья c (кДж/кг^.оС), с учетом его температуры Т и относительной плотности , определяется по формуле [1,2,4]:

.                                              (8)

Коэффициенты теплоотдачи от греющего теплоносителя к стенке труб a₁ и от стенки к подогреваемой жидкости a₂, а также коэффициент теплопередачи К в теплообменных аппаратах рассчитывается по уточненной методике [9], с учетом условий работы, используя температурные изменения показателей свойств сырья - плотность ρ, вязкость ν, и μ, теплоемкость с, теплопроводность λ и др.

Отметим, что в настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) амортизационные отчисления А_а принимаются как условно-постоянная величина от стоимости аппаратов Ц_а. В действительности же показатель А_а является переменной величиной и зависит от интенсивности работы теплообменных аппаратов Т [4]:

А_а = (Е_нЦ_а)/24Т F_а = (E_нЦ_а)/24Т_н [G_о (c_выхt_вых - c_вхt_вх)/К^.Dt_ср],                         (9)

где Е_н = 0,15 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений в отрасль промышленности; Ц_т - стоимость аппарата, сум.

Аналогичным образом, амортизационные отчисления для насосов А_н [4]

А_н = (Е_нЦ_н)/24 Т_н  N = (E_нЦ_т)/24 Т_н [(G ^.DP)/(1000 r h_н)],                          (10)

где Ц_н - стоимость насоса, сум.

Ограничения в области исследования целевой функции критерия оптимальности устанавливаются по температуре подогретого сырья на выходе блока теплообменников t_огр (t_вых£ 220÷240 °C) и специфики работы змеевиковой печи (минимальная температура сырья на входе в печь t_мин £ 120÷150 °C) [1,2,6].

Таким образом, целевая функция критерия оптимальности подогрева нефтяного сырья углеводородными теплоносителями в кожухотрубчатом теплообменном аппарате можно сформулировать как систему уравнений:

Решение системы уравнений (11) сводится к выявлению оптимальных условий эксплуатации теплообменников блока подогрева нефти, обеспечива-ющие минимальную технологическую себестоимость подогрева сырья.

Результаты. Целевая функция критерия оптимальности подогрева нефти (11) исследовалась применительно к условиям эксплуатации промышленного горизонтального кожухотрубчатого теплообменника-конденсатора 10Е-03 пер-вого этапа предварительного подогрева сырья Бухарского НПЗ. В данном аппарате осуществляется подогрев технологической смеси, состоящей из 30 % нефти и 70 % газового конденсата (30%Н+70%ГК) теплом конденсирующихся паров тяжелой нафты, отводимых с верхней части атмосферной ректифика-ционной колонны нефтеперегонной установки [10].

Теплообменник 10Е-03 имеет следующие конструктивные параметры: d = 20/25 мм, l = 6000 мм, n = 1106 шт. Поверхность теплопередачи аппарата по величине d_ср равняется F = 468,3 м². Стоимость аппарата по данным завода составляет Ц_н = 462842 тыс. сум. Установленная мощность насоса для перекачки нефтегазоконденсатной смеси через восемь последовательно соединенных теплообменников блока равна N_н = 250 кВт, стоимость насоса составляет Ц_н = 224432 тыс. сум. При этом величина амортизационных отчислений составляют, соответственно:

- для теплообменника 10Е-03 по (9):

А_т = (Е_н^.Ц_т)/(24^.Т_н^.F_т) = (0,14^.462842^.10³)/(24^.340^.468,3) = 16,97 сум/м².

- для насоса по (10):

А_н = (E_нЦ_н)/24Т_нN_н = (0,14^. 224432^.10³)/(24^.340^.250) = 15,4 сум/кВт,

Нефтегазоконденсатная смесь поступает в аппарат при температуре t_вх = 49 ^оС, где она подогревается до t_вых = 96 ^оС конденсирующимися парами тяжелой нафты при Т₁ = 165 ^оС. Коэффициент теплопередачи К (Вт/м² К) в аппарате определялся по методике [9], с использованием уточненных значений температурных изменений показателей свойств сырья и теплоносителя [1,2,4,11-13].

Исследование проведены при следующих технологических параметрах аппарата: производительность смеси G_о = 105508,3 кг/ч и расход паров нафты G_д = 61898 кг/ч, варьируя температурой подогрева смеси в диапазоне 49÷96 ^оС.

Для данного варианта исследований вид целевой функции (4) упрощается и принимает вид

С_уд = 1/G_о [С_эN_н + А_аF_а + А_нN_н].                                               (12)

Результаты расчета целевой функция критерия оптимальности процесса в аппарате 10Е-03 (11) при значениях G_о , G_д, t_вх, t_вых и Т₁ приведены в таблице 1. 

Таблица 1.

Результаты расчета целевой функция критерия оптимальности подогрева смеси 30%Н+70%ГК парами тяжелой нафты в теплообменнике 10Е-03 при G_о = 105508 кг/ч, G_д= 61898 кг/ч и t_кн = 165 ^оC 

По данным табл. 1 построены кривые изменения удельной технологи-ческой себестоимости С_уд подогрева нефтегазоконденсатной смеси в диапазоне повышения ее температуры 49÷96 ^оC при постоянной температуре конденса-ции паров тяжелой нафты t_кн = 165 ^оС (рис. 1).

Рисунок 1. Изменение удельной себестоимости С_уд подогрева нефтегазоконденсатной смеси парами тяжелой нафты в теплообменнике 10Е-03 от повышения температуры смеси t при G_о= 105508 кг/ч, G_д= 61898 кг/ч и t_кн = 165 ^оС

Как видно из рисунка 1, с повышением температуры смеси удельная технологическая себестоимость ее подогрева С_уд в аппарате интенсивно растет от 476,67 до 543,45 сум/кг с криволинейной закономерностью. Скачок вели-чины С_уд в начальной участке кривой поясняется изменением гидродинами-ческого режима потока в аппарате от значения перепада температуры Δt_ср между теплоносителями.

По данным таблицы 1 также построена зависимость изменения удельной технологической себестоимости С_уд подогрева смеси от величины поверхности нагрева теплообменника F_а (рис. 2). Как видно из рисунка 2, с увеличением потребной поверхности нагрева аппарата F_а в пределах от 391 до 506 м² удельная себестоимость подогрева смеси С_уд в нем интенсивно растет по наклонной кривой от 476,7 до 543,5 сум/кг.

Рисунок 2. Изменение удельной себестоимости С_уд подогрева нефтегазоконденсатной смеси парами тяжелой нафты от величины поверхности нагрева F_а теплообменника 10Е-03 при G_о= 105508 кг/ч, G_д= 61898 кг/ч, t_вх = 49 ^оС и t_вых = 96 ^оС

Характер изменений составляющих удельную себестоимость подогрева рабочей смеси С_уд в теплообменнике - энергетических затрат для осуществле-ния процесса Э = С_эN_н+A_нN_н и амортизационных отчислений на оборудования А = А_аF_а отражено на рисунке 3. Анализ значений этих составляющих себестои- мости подогрева смеси сводится к следующему. Для перекачки смеси по трубкам аппарата в количестве G_о = 105508,3 кг/ч потребуется N_н = 16,1 кВт мощности. При себестоимости электроэнергии С_э = 440,52 сум/кВт для промышленных предприятий, энергетические затраты для осуществления процесса подогрева смеси в аппарате составляют постоянную величину Э = 250,456 сум/кг (кривая 2 рис. 3).

Рисунок 3. Изменение энергетических затрат Э и амортизационных отчислений А при подогрева нефтегазоконденсатной смеси парами тяжелой нафты в теплообменника 10Е-03 при G_о= 105508 кг/ч и G_д= 61898 кг/ч

В данном случае величина амортизационных отчислений на теплообменник А, которая зависит от режима его работы, интенсивно возрастает по наклонной кривой от 214,62 до 277,98 сум/кг (кривая 1 рис. 3). По нашему мнению точка пересечений кривых 1 и 2, где значение F = 445 м², Э = 250,5 сум/кг, А = 244,8 сум/кг, С_уд = 508,5 сум/кг и температура нагретой смеси на выходе из аппарата t_вых =77,0 ^оС, характеризуют оптимальные условия эксплуатации теплообменника 10Е-03 при заданной его производительности G_о = 105508,3 кг/ч.

Заключение. Таким образом, благодаря исследованию целевой функции оптимальности подогрева нефтегазоконденсатной смеси в кожухотрубчатом аппарате выявлены оптимальные величины технологических параметров про-цесса в промышленном теплообменнике 10Е-03 Бухарского НПЗ: F = 445 м², А = 245,8 сум/кг, Э = 250,5 сум/кг, С_уд = 508,5 сум/кг и t = 77,0 ^оС. Предложенная методика оптимизации подогрева нефтегазоконденсатного сырья позволяет проводить анализ энергетической (тепловой) эффективности применяемых теплообменников в трех блоках тепловой подготовки углеводородного сырья к первичной перегонке, а также подобрать наиболее эффективные режимы их эксплуатации.

Список литературы:

1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г. и др. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть I. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2006. - 400 с.
2. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.
3. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии. Изд. второе, перераб. и доп. - М.: Химия, 1975. - 576 с.
4. Худайбердиев А.А. Интенсификация подогрева нефтяного сырья. Монография. - Ташкент: Navroz, 2019. - 213 с.
5. Худайбердиев А.А. Оптимизация процесса нагревания углеводородного сырья в трубчатом теплообменном аппарате// Химическая технология и экология в нефтяной и газовой промышленности: Материалы III Между-народной НПК: Булатовские Чтения: Сборник статьей/ Под общ. ред. проф. О.В. Савенок. В 5 т. - Краснодар: Юг, 31 марта 2019. - Т.4. - С.144-146.
6. Ахметов С.А., Сериков Т.П., Кузеев И.Р., Баязитов И.М. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: учебное пособие/ Под ред. С.А. Ахметова. - СПб.: Недра, 2006. - 868 с.
7. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 677 с.
8. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов/ Под ред. П.Г. Романкова. - 10-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1987. - 576 с.
9. Khudayberdiev A.A., Rakhimdjanova Sh.S. Technique for refined calculation of heat exchange during condensation of vapors of fractions of oil and gas condensate mixture in the shell and pipe apparatus. Scientific and technical journal of Namangan institute of engineering and technology. – Namangan, 2021. - Vol 6 Issue (4) 2021. - р. 126-133.
10. Технологический регламент установки атмоферной перегонки смеси газоконденсата и нефти и фракционирования гидроочищенной нафты Бухарского НПЗ. - TR 16472899-001: 2009.
11. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газ: учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. - СПб.: Недра, 2013. - 544 с.
12. Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник/ Под ред. Е.Н. Судакова. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 568 с.
13. Григорьев Б.А., Богатов Г.Ф., Герасимов А.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов и их фракций/ Под общ. ред. проф. Б.А. Григорьева. - М.: Издательство МЭИ, 1999. - 372 с.