Интересные и нужные сведения о строительных материалах и технологиях


ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Нефтеперерабатывающие предприятия являются крупнейшими потребителями тепловой и электрической энергии. Поэтому многие действующие крупнотоннажные технологические установки НПЗ, к которым относится установка первичной переработки нефти, из-за роста тарифов на энергоресурсы не всегда отвечают современным требованиям по эффективному использованию тепловой энергии. Кроме этого, многие технологические процессы переработки углеводородного сырья являются еще несовершенными. Это обстоятельство указывает на необходимость изыскания путей повышения эффективности нефтеперегонных установок за счет сокращения энергетических расходов, увеличения доли использования вторичных энергоресурсов, максимального использования рекуперации теплоты и оптимизации технологического режима оборудования.

Как известно, установка первичной перегонки нефти имеет в своем составе ректификационную и отгонные колонны, а также целую систему теплообменного оборудования - кожухотрубчатые теплообменники, испарители, конденсаторы, трубчатые печи, аппараты воздушного охлаждения и водяные холодильники. Эти аппараты характеризуются большими расходами тепла, охлаждающей воды и электрической энергии, обладают недостаточно высокой эффективностью теплопередачи, имеют большие габаритные размеры и массы [1,2].

По существующей технологии производства при первичной перегонке углеводородного сырья (нефти, газового конденсата и их смесей) в качестве теплоносителя используется перегретый водяной пар, вводимый в кубовые части ректификационных и отгонных колонн [2,3]. При конденсации водяного пара, насыщенного углеводородными парами в ходе процесса, образуется «загрязненный» конденсат, которого в дальнейшем следует отделить от топливных фракций и очистить. Кроме этого, находящийся в составе паров углеводородных фракций водяной пар создает неоднородную парожидкостную смесь, что ухудшает условия конденсации, препятствует интенсивному протеканию тепло- и массообменных процессов и снижает технологическую эффективность оборудования. Конденсат водяного пара также усиливает коррозии рабочих поверхностей оборудования и трубопроводов, а для снижения скорости коррозии требуется применение ингибиторов коррозии. По этим причинам в технологическом плане целесообразным является резкое сокращение расхода водяного пара на процесс перегонки нефти или же проведение данного процесса без его участия.

Вышеприведенные негативные явления можно устранить, используя альтернативный (взамен водяного пара) теплоноситель - пары нефтяных фракций, выходящих из ректификационной колонны. Основное преимущество углеводородного теплоносителя заключено в его теплофизическом свойстве - теплоте конденсации (250-350 кДж/кг), что в среднем в 7-8 раз меньше теплоты конденсации водяного пара [3]. Соотношения теплоты конденсации паров воды и углеводородов показывают, насколько можно интенсифицировать процесс теплопередачи без дополнительных расходов. Применение углеводородных паров в качестве теплоносителя в процессах первичной перегонки нефти позволяет сократить расход тепловой энергии на процесс, потребляемый насосами электроэнергии, охлаждающей воды в конденсаторах, а также устраняется возможность обводнения нефтепродуктов (авиакеросина и дизельного топлива).

Расход водяного пара на процесс первичной перегонки нефтегазоконденсатной смеси составляет от 2,0 до 6,5 % в зависимости от количества поступающего в

ректификационную колонну сырья [2,4]. Отсутствие водяного пара и его конденсата в составе углеводородных паров дает возможность освободить столько же части технологического пространства аппаратов, ранее занимаемого ими и неконденси- рующимися газами. Дополнительное увеличение рабочего объема и обеспечение однородности по составу образованной паровой фазы способствуют улучшению условии конденсации, интенсификации проводимых тепло- и массообменных процессов и повышает производительность аппаратов. Проведенные нами опыты по изучению конденсации паров газового конденсата, предварительно отделенного от воды, подтвердили действительность этого аргумента, показывая увеличение производительности модельной установки до 5 раз в интервале давлений 50250 кПа по сравнению с результатами опытов при конденсации водяного пара [5]. Анализ полученных результатов показывает, что при использовании углеводородных паров, степень интенсификации теплообмена при конденсации (50-350 оС) составляет в среднем 7,8 раз [6].

Изучение процесса нагревания нефти парами углеводородов и воды в опытном трубчатом теплообменнике при давлениях от 40 до 300 кПа показало, что температура нефти на выходе из аппарата повышается дополнительно на 10-12 оС и затем появляется возможность сократить продолжительности процесса на 54% [7]. Расчеты по определению коэффициента теплопередачи при нагреве нефти углеводородными парами показывают, что значение коэффициента теплопередачи в опытном теплообменнике типа «труба в трубе», использующего альтернативный теплоноситель, на 85 % выше, чем в промышленном кожухотрубчатом аппарате.

Вышеприведенные опытные данные подтверждают целесообразность применения углеводородных паров для нагрева местной нефти, газового конденсата и их смесей в трубчатых аппаратах. Проведение тепловых процессов (нагревания и конденсации) в присутствии углеводородных паров вместо водяного пара повышает энергетическую эффективность установки первичной перегонки углеводородного сырья, улучшает качество моторных топлив (из-за отсутствия в их составе конденсата водяного пара) и происходит экономия энергетических и материальных ресурсов.

Сборник трудов Международной научно-технической конференции «Современное состояние и перспективы развития энергетики», в 2 томах. - Ташкент, ТашГТУ им. Беруни, 2011. Т1 - 246 с., Т2 - 241 с.

??????????

??????? ?.?., ??$B!`(B?????? ?.?., ??????? ?.?., ?????????????? ???????????

?????? ?.?., ???????????? ??????????? ?????????? ????????????

?.?. ???????, ????????????? ???????????

?.?. ???????, ???????? ?????? ?? ??????? ???????????

?. ???????, ????????$B!`(B????? ???????????? ???????????

???????? ?.?., ??????????? ?.?., ???????? ?.?., ???????????????? ?????????? ???????????

?.?. ???????, ?????????? ???????????

?.?. ?????????, ?. ????, X. ???????, ????? ???????????? ?????

?.?. ???????, ?????? ???????

?????? ?.?., ??????????: ??? ??? ???????? ? ??? ??? ??$B!`(B?????

?. ????????, ???????????? ????????????? ???????????? ??????

?.?. ???????, ?????????????$B!`(B????? ?????????

?.?. ???????, ????????? ??????????$B!`(B?????? ? ?????????????????? ?????????????

??????????$B!`(B????? ??????????. $B!_(B. I. ?????? ???????

??????????$B!`(B????? ??????????. $B!_(B. II. ??????????? ???????

???????????? ??????????$B!`(B????? ?????

?.?. ???????, ??????????$B!`(B????? ??????????

?. ?. ????, ????????????????

????????????$B!`(B????? ??????????????? ???????

????????????? ?????????????? ???????

????? ? ???????????, ????????? ??????

??????????? ????????? ? ??????????? ???????? ??????????