МОДЕЛИРОВАНИЕ СТАТИКИ ПРОЦЕССА ПОДОГРЕВА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ ПРИ КОНДЕНСАЦИИ ПАРОВ НАФТЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ КОЖУХОТРУБЧАТОМ АППАРАТЕ

АННОТАЦИЯ

Приведены основные результаты математического моделирования статики процесса подогрева нефтегазоконденсатной смеси 30%Н+70%ГК от 49 ^оС до 96 ^оС парами нафты в горизонтальном кожухотрубчатом аппарате. Построена кривая распределения температуры смеси по длине трубного пучка теплообменника. Показано, что при заданной производительности по сырью 105508 кг/ч теплообменник имеет запас поверхности нагрева 58,3 %, что указывает на возможность дальнейшего увеличения расхода подогреваемой смеси в два раза.

ABSTRACT

Presented the main results of mathematical modeling of the statics of the process of heating the oil and gas condensate mixture 30% O + 70% OG from 49 °C to 96 °C with naphtha vapor in a horizontal shell-and-tube apparatus. The mixture temperature distribution curve along the length of the heat exchanger tube bundle is constructed. It is shown that at a given raw material productivity of 105508 kg/h, the heat exchanger has a heating surface margin of 58.3%, which indicates the possibility of a further increase in the consumption of the heated mixture by a factor of two time.

Ключевые слова: нефть, газоконденсат, перегонка, фракция, нагревание, теплообменник, теплопередающая труба, поверхность нагрева, производительность, математическая модель.

Keywords: oil, gas condensate, distillation, fraction, heating, heat exchanger, heat transfer pipe, heating surface, productivity, mathematical model.

Введение. Тепловая подготовка (подогрев) нефтегазоконденсатного сырья к перегонке осуществляется в кожухотрубчатых теплообменных аппаратах за счет съема тепла горячих потоков дистиллятов фракций, циркуляционных орошений и мазута, выходящих из сложной ректификационной колонны установки первичной перегонки нефти [1-3]. Кожухотрубчатые аппараты из-за простоты конструкции и высокой надежности при эксплуатации широко применяются на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии. Однако эти аппараты имеют большие габариты и массу (диаметр корпуса 0,63÷1,8 м, длина трубок 6÷11 м, масса до 35÷40 т) из-за низкой эффективности в них теплопередачи (50÷200 Вт/м^2.К) [4-6]. Здесь следует отметить, что в литературе отсутствуют научно-обоснованные сведения о влиянии свойств углеводородного сырья и теплоносителей на эффективность теплопередачи в теплообменниках. Помимо этого, учет непрерывного изменения показателей физических и теплофизических свойств теплоносителей от температуры и их распределения по длине труб способствует повышению точности расчетов коэффициента теплопередачи в аппаратах. В этом аспекте разработка рекомендаций по проектированию эффективных конструкций трубчатых аппаратов на основе анализа распределения температуры подогреваемого сырья по длине теплопередающих труб [6,7] представляет научно-практический интерес.

Методы. Анализ эффективности работы теплообменных аппаратов для нагревания сырья можно осуществлять путем математического моделирования статики процесса, с учетом их производительности G и температуры сырья на выходе t_вых [8,9].

На основании анализа теплообмена, протекающего внутри теплопередающих труб, нами получена следующая математическая модель статики процесса подогрева углеводородного сырья в горизонтальном трубчатом аппарате [9], включающей в себя выражений изменения температуры сырья t по длине горизонтальных труб l (1) и показателей его физических и теплофизических свойств - теплоемкости (2) и плотности (3):

где G - расход сырья, определяется из материального баланса процесса перегонки, кг/с; Т = t + 273,15 - температура жидкости, К; с - теплоемкость сырья при его температуре t, Дж/(кг ^оС); d_вн - внутренний диаметр труб, м; n - число труб в аппарате, шт.; a₂ - коэффициент теплоотдачи от стенки труб к нагреваемой жидкости, Вт/(м².^оС); t_ст - температура внутренней поверхности стенки труб, ^оС; - плотность сырья при 20 ^оС, кг/м³.

Температура подогрева углеводородного сырья t принимают в соответствии с требованиями технологического регламента нефтеперегонной установки НПЗ [10]. Температура стенки трубок t_ст зависит от температуры горячего теплоносителя (паров фракций в жидком или фазовом состояниях).

Значение коэффициента теплоотдачи от стенки труб к нагреваемой жидкости α₂ в аппарате определяется по известной методике [6,11-13] в следующей последовательности, используя опытные данные по физическим и теплофизическим свойствам нефтегазоконденсатного сырья [6,7].

Средняя скорость потока сырья в трубках аппарата υ (м/с) определяется по выражению [12,13]:

υ = z·4G/(3600πd_вн²nρ),                                                          (5)

где z - число ходов потока в трубном пространстве аппарата.

Режим вынужденного движения потока сырья в трубках конденсатора устанавливается по значению критерия Re [11,12]:

Re = υ d_вн r /m = υ^. d_вн / ν.                                                       (6)

где ν и m - кинематический (м²/с) и динамический (Па с) коэффициенты вязкости сырья.

Для расчета критерия Nu при вынужденном движении потока жидкости в трубе рекомендованы следующие уравнения [11-13]:

- для ламинарного режима потока (Re<2320) [11]:

 ,                                         (7)

где Pr = сm/l - критерий Прандтля, характеризующий соотношение свойств сырья; m = νρ^.10^-3 - динамический коэффициент вязкости сырья, Па·с; Рr_ст - критерий Прандтля для потока при температуре стенки t_ст; Gr = (gd³_внρ²/µ)βΔt - критерий Грасгофа; β - коэффициент температурного расширения, К^-1; ∆t = t_ct - t_ж - температурный напор между стенкой и сырьем, °С; g = 9,81 м²/с - ускорение свободного падения;

- для установившегося турбулентного режима потока (Re≥10⁴), в случае значительного изменения физических свойств сырья [11-13]:

;                                               (8)

- при переходном режима движения потока (2320 < Re < 10⁴) для приближенных расчетов рекомендовано уравнение [11,12]:

Nu = 0,008 Re^0,9 Pr^0,43.                                                            (9)

По величине критерия Nu рассчитывают значения коэффициента тепло-отдачи α₂ (Вт/м^2.К) от стенки теплопередающих труб к потоку нагреваемого сырья [11,12]:

a₂ = Nu ^.d_вн /l .                                                                     (10)

Коэффициент теплопроводности подогреваемого сырья λ (Вт/м^.К) в зависимости от его температуры Т и относительной плотности  можно определить по формуле Крэга [1,2]:

.                                                (11)

Численные значения показателей физических и теплофизических свойств сырья [6] рассчитывают при средней его температуре t_ср = 05 (t_вх+ t_вых).

Предложенная модель процесса (1-4) позволяет спроектировать кожухо-трубчатый теплообменник с оптимальной поверхностью нагрева на основе распределения параметров процесса, в частности температуры теплоносителей по его длине теплопередающих труб или же анализировать степень технологической эффективности эксплуатируемого аппарата.

Расчет процесса нагревания углеводородного сырья в теплообменнике ведут до температуры t £ t_вых, обеспечивающей достижение необходимой температуры подогрева сырья t = t_опт при соблюдении технологических рекомендаций. В дальнейшем определяется оптимальная длина теплопередающих труб l_опт = f (t_опт), что равнозначно определению оптимальной поверхности нагрева аппарата F_опт = pd_внnl_опт, соответствующей заданным значениям параметров G и t_вых.

Результаты. По разработанному алгоритму реализации математической модели (1-4) нами исследована статика процесса подогрева нефтегазоконден-сатной смеси, состоящая из 30 % нефти и 70 % газового конденсата (30%Н+70%ГК), теплом конденсирующихся паров фракции тяжелой нафты, выходящих из ректификационной колонны установки первичной перегонки нефти Бухарского НПЗ. Подогрев смеси осуществляется в горизонтальном кожухотрубчатом теплообменнике-конденсаторе 10Е-03, который входит в состав первого блока аппаратов для предварительного подогрева сырья данной установки. Теплообменник имеет следующие конструктивные параметры: d = 20/25 мм, l = 6 м, n = 1106 шт и число труб в одном ходу потока n₁= 454 шт. При этом поверхность теплопередачи аппарата по d_вн составляет F = 416,7 м².

Подогрев смеси в трубках теплообменника исследован при следующих регламентированных значениях технологических параметров процесса [5]: эксплуатационная производительность аппарата по смеси G = 105508 кг/ч, плотность смеси при 20 ^оС равна r₂₀ = 768 кг/м³, температура смеси на входе в аппарат t_вх = 49 ^оС, на выходе из него - t_н2 = 96 ^оС, температура конденсации паров нафты в межтрубном пространстве аппарата составляет t_кн = 165 ^оС.

Процесс в аппарате осуществляется в противоточных направлениях движения теплоносителей. Среднее значение коэффициента теплоотдачи от стенки труб к смеси, рассчитанное по (9), составляет a₂ = 236,1 Вт/(м^2оС).

По результатам исследования процесса на модели построена кривая распределения температуры смеси t по длине теплопередающих труб l теплообменника при его заданной производительности G (рис. 1).

Рисунок 1. Распределение температуры нефтегазоконденсатной смеси t по длине труб l теплообменника 10Е-03 при ее расходе G = 105508 кг/ч и коэффициента теплоотдачи в аппарате a₂ = 236,1 Вт/(м^2оС)

Обсуждение. Как видно из рисунка 1, при заданном расходе, температура смеси t плавно повышается с нарастающей скоростью до участка трубы с длиной l = 2,5 м. В дальнейшем, с достижением постоянного перепада температур между теплоносителями, темп изменения температуры смеси приобретает постоянный характер (от 2,5 до 6,0 м). Анализ кривой l = f (t) показывает, что для достижения требуемой температуры подогрева смеси на выходе t_вых = 96 ^оС достаточным является участок трубного пучка с активной длиной l_акт = 2,514 м, что составляет 41,7 % от общей его длины. Основной процесс подогрева смеси протекает в первой половины участка трубок (l ≤ 2,5 м), а их остальная часть работает в холостую.

Как видно, в данном режиме производительности запас поверхности теплопередачи теплообменника 10Е-03 составляет

∆F= pd_внn[(l_общ-l_акт)/l_общ)]100 = p^.0,02^.1106^.[(6-2,5)/6)]100 = 58,3 %         (12)

или 173,6 м².

Это обстоятельство указывает на недостаточное использование тепловой мощности аппарата, а также возможности дальнейшего увеличения в два раза расхода подогреваемой смеси в аппарате.

Заключение. Таким образом, результаты моделирования процесса подогрева нефтегазоконденсатной смеси 30%Н+70%ГК в горизонтальном кожухотрубчатом теплообменнике 10Е-03 показали, что аппарат имеет 58 % запаса поверхности нагрева. В связи с этим, для повышения эффективности аппарата рекомендуется увеличить расход подогреваемой смеси в соответствии с выявленным запасом поверхности нагрева в два раза, что способствует растяжению активного участка подогрева смеси по всей длины трубного пучка.

Результаты исследования способствует проектированию компактного трубчатого теплообменника с оптимальной поверхностью нагрева при заданной его производительности. Предлагаемая методика оптимального проектирова-ния также может быть применена и для анализа эффективности трубчатых теплообменных аппаратов, входящих в состав блока предварительного подог-рева сырья нефтеперегонных установок с целью их взаимной замены по технико-экономическим показателям и рационального упрощения технологи-ческой схемы данного блока.

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 природ-ного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.
3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газ: учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. - СПб.: Недра, 2013. - 544 с.
4. 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.
5. 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-Бизнес центр", 2000. - 677 с.
6. Худайбердиев А.А. Интенсификация подогрева нефтяного сырья. Монография. - Ташкент: Navroz, 2019. - 213 с.
7. Салимов З.С., Худайбердиев А.А., Худайбердиев Аб.А. Распределение темпе-ратуры нефти при нагревании её парами углеводородного сырья в двухтрубчатом теплообменнике// Узбекский химический журнал. - Ташкент, 2011. - № 3. - С. 72-75.
8. Hudayberdiev A.A. Study of the static of the process of heating hydrocarbon raw materials in tubular apparatus// International scientific and technical journal Сhemical technology. Control and management, 2019, №1 (85). - p. 63-67.
9. Худайбердиев А.А. Анализ эффективности работы трубчатых теплообменников нефтепереработки// Журнал Нефти и газа Узбекистана. - Ташкент, 2019. - № 2. - С. 49-52.
10. Технологический регламент установки атмоферной перегонки смеси газоконденсата и нефти и фракционирования гидроочищенной нафты Бухарского НПЗ. - TR 16472899-001: 2009.
11. касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии: Учебник для вузов. - 8-е изд., перераб. - М.: Химия, 1971. - 783 с.
12. 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.
13. Барулин Е.П., Кувшинова А.С. и др. Лабораторный практикум по тепловым процессам. Учебное пособие. - Иваново: ИГХТУ, 2009. - 65 б.