авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||

«ФГБОУ ВПО «САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.» На правах рукописи ЛЕНЬКОВА Александра ...»

-- [ Страница 5 ] --

155. Scholes C.A. Membrane gas separation applications in natural gas processing / Scholes C.A., Stevens G.W., Kentish S.E. // Fuel. - 2012. T.96, P. - 15-28.

156. Solyar B.Z. Development of designs for enhancing output and operation efficiency of "Taif-NK" catalytic cracing plant / B.Z. Solyar, L.Sh. Glazov, E.A.

Klimtseva, N.G. Godzhaev, A.A. Babynin, A.K. Kalimullin // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2012. Т. 47. № 6. P. 421-425.

157. Wang Y.T. Optimized design of the transition flue duct of a gas turbine-based waste heat recovery boiler / Y.T. Wang, S.H. Wu, M. Chen, Y.B. Wang // Journal of Engineering for Thermal Energy and Power. 2010. Т. 25. № 1. P. 65-68.

158. Yin J. High temperature pressure swing adsorption process for CO2 separation/ J. Yin, C. Qin, H. An, W. Liu, B. Feng// Energy and Fuels. - 2012. Т. 26. № 1. P.

169-175.

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение А Свойства топливной системы ЭК ГПП, характеризующие ее параметрическую и структурную сложность 1) Интегративность ГС I ГС – свойство, характеризующее связь ГС с технологическими процессами ТС и ЭК, внешними системами энергообеспечения и окружающей средой. При этом эмергентность ГС условно описывается соотношением I ГС I А, где I А – свойства подсистем A (компонентов) ГС. Интегративные качества ГС зависят от ее структуры, системного и реального времени, свойств элементов и их функций Ф, т.е. I ГС,,, I A, ФA.

I ГС 2) Детерминированность единства определенного минимума своих элементов, определяющих энергетическую эффективность ГПП в целом.

К таким элементам относятся энерготехнологические огнетехнические агрегаты ТС, топливоиспользующие агрегаты электротехнической и теплотехнической систем ЭК, при их относительной самостоятельности, неоднородности по структуре и функциональных различиях.

Структурированность ГС, динамично взаимосвязанная с ее 3) функциями и элементами, характеристиками источника сырья ТС и окружающей среды. Для ГС предприятий переработки УВС характерна многомерность структуры, определяющаяся большим числом связей с системами ЭК и внутренними взаимосвязями элементов, и многообразие структуры, связанное с различием структуры ТС и ЭК ГПП и способов их объединения.

4) Целесообразность, определяющая практически достижимые создание, функционирование ГС в составе ЭК и цели элементов ГС. При этом ГС ГПП является многоцелевой системой, поскольку к ней предъявляются многообразные требования со стороны других систем – технологических процессов, окружающей среды, внешних источников обеспечения сырьевыми и энергетическими ресурсами.

5) Функциональность ГС, реализуемая в соответствии с иерархически упорядоченным взаимодействием структурных элементов, не противоречащим материально-энергетическим балансам и направленным на достижение целей системы.

Коммуникативность, определяющая связи ГС ГПП и ее 6) взаимодействие с ТС, ЭК и системами более высокого уровня – топливно энергетическим комплексом (ТЭК) региона, внешними системами энергообеспечения и окружающей средой. Содержанием коммуникаций ГС с перечисленными системами являются материальные, энергетические и информационные потоки.

7) Динамичность функционирования в специфическом системном времени, которое позволяет выполнить анализ ГС ГПП в динамике не только текущего интервала времени, но и учесть этапы «жизненного» цикла – проектирование, эксплуатация действующих ГПП в периоды освоения, номинальной и падающей добычи источника сырья, что сопряжено с изменением целей и последующей модернизацией действующей ГС в составе соответствующего ЭК.

8) Противоречивость внутренних взаимосвязей между компонентами системы, проявляющаяся в необходимости изменения структуры элементов, связей между ними и их функций в различные периоды системного времени. На этом свойстве базируются разработка стратегии развития ГС в составе ЭК различных ГПП и направлений повышения ее эффективности.

9) Противоречивость внешних взаимосвязей ГС ГПП, учитываемая при формировании ГС в составе ЭК проектируемых ГПП, определении целей и функций входящих в нее элементов, когда вновь строящиеся, модернизируемые и расширяющиеся предприятия должны быть включены в сложившуюся структуру ТЭК регионов.

10) Управляемость ГС, направленная на максимизацию системной эффективности (целесообразности ГС предприятия в ТЭК региона) с одно временной минимизацией расхода энергоресурсов от внешних источников.

Приложение Б Итерационные расчеты ЭТБ с использованием матричного метода Расчет материального баланса процесса каталитического крекинга фракций газового конденсата.

При описании химических реакций ограничимся схемой (рис. Б.1), где учтены основные направления и результирующий эффект процесса получения продукции с использованием группировки реагирующих веществ [115].

Общий вид уравнения МБ (Б.1) A.

BC УВГ ППФ ББФ Г +К Ал Ат А /л А /т Пт Пл Нт Нл Б П т, Н т, А т, А /т – соответственно парафины, нафтены, ароматические и алифатические заместители алкилароматических углеводородов в тяжелом газойле (выше 340 С);

П л, Н л, А л, А /л – то же для фракции 220–340 С;

Б – бензиновая фракция С5–220 С;

Г – газ (углеводороды С1–С4);

К – кокс;

УВГ – углеводородный газ (С1–С2);

ППФ – пропан-пропиленовая фракция;

ББФ – бутан-бутиленовая фракция Рис. Б.1. Основные направления превращения углеводородов в процессе крекинга В соответствии с приведенной схемой процесса и экспериментальными данными [115] для действующих отечественных установок МБ каталитического крекинга в разработанных математических моделях представлен матрицей (Б.2), где GУВГ, GН, GППФ, GББФ, Gб, Gл.г, Gт.г, Gк – соответственно, расходы (выход) углеводородного газа, водорода, ППФ, ББФ, бензина, легкого газойля, тяжелого газойля, кокса;

GП, GН, GА – групповой расход парафинового, нафтенового и ароматического сырья на процесс крекинга.

GУВГ GH 2,6 3,2 3, GППФ 12,0 8,5 7, GББФ GП 22,5 18,0 16, Gб GН, (Б.2) 73,0 70,0 54, Gл.г 5,0 10,0 20,0 GА Gт.г 2,0 5,0 10, Gк 4,8 5,4 6, Результирующие МБ для различных типов отечественных установок представлены матрицами (Б.3)–(Б.5), в которых элементы матрицы-столбца C в (Б.1) записаны в виде диапазонов значений. Матрица входных потоков процесса A в (Б.1) содержит один элемент GГО – расход гидроочищенного сырья, поступающего на установку, равный сумме парафинового, нафтенового и ароматического сырья в легком и тяжелом газойле: GГО GА.

GП GН Балансы (Б.3)–(Б.5) соответствуют процессу крекинга вакуумного дистиллята сернистого сырья (для установки Г-43-107 – гидроочищенного) на цеолитсодержащем катализаторе. При изменении группового углеводородного состава сырья коэффициенты в матрице-столбце C в (Б.1) будут иметь другие диапазоны значений.

Установка 43–102 с циркулирующим шариковым катализатором.

GУВГ GH 1,5...2, GППФ 2,0...3, GББФ 4,5...6, Gб GГО. (Б.3) 35... Gл.г 23... Gт.г 20... Gк 2,5...3, Установки 1А/1М и ГК–3 с циркулирующим микросферическим катализатором.

GУВГ GH 3,4...3, GППФ 4,5...5, GББФ 8... Gб GГО. (Б.4) 38... Gл.г 20... Gт.г 14... Gк 4... Установка ГК–43–107.

GУВГ GH 2,9...3, GППФ 5... GББФ 10... Gб GГО. (Б.5) 46... Gл.г 18... Gт.г 8... Gк 3,5...4, Разработка ЭТБ ГПП Для ГПП, схема которого приведена на рис. 3.4, проведем нумерацию потоков и аппаратов и построим потоковый граф ЭТБ (рис.Б.2), показывающий взаимосвязи ГС, ТС и ЭК. Задача расчета состоит в определении ЭТБ системы по материальным потокам.

Для потокового графа ЭТБ, приведенного на рис. Б.2 построим матрицы инциденций входных (Б.6) и выходных (Б.7) технологических потоков, включая топливный газ, в которых номер строки соответствует номеру производства или подсистемы, а номер столбца – номеру потока. Разность этих матриц дает суммарную матрицу инциденций (Б.8).

4 8 4 5 48 12 16 5 9 1 1 9 26 39 6 6 13 49 7 31 41 7 13 44 43 Вершины-производства и подсистемы: 1 – сепарация УВС;

2 – пароснабжение;

3 водоснабжение технологическое;

4 – очистка газа;

5 – обработка стоков;

6 – стабилизация конденсата;

7 – утилизация стоков;

8 – осушка и отбензинивание газа;

9 – очистка и компримирование газов;

10 – переработка стабильного конденсата;

11 – производство серы;

12 – топливная подсистема;

13 – факельное хозяйство Вершины-потоки: 1 – УВС;

2 – пар от внешнего источника;

3 –деминерализованная вода от внешнего источника;

4 – отсепарированный газ;

5 – пластовая вода;

6 – нестабильный конденсат;

7 – стоки обработанные;

8 – газ очищенный;

9 – газ стабилизации;

10 – газ дегазации;

11 – газ регенерации;

12 – конденсат осушки;

13 – стабильный конденсат;

14 – газ товарный;

15, 16, 17 – кислый газ;

18 – газы очистки;

19 – сера;

20 – газовые фракции товарные (ППФ, ББФ);

21 – товарные нефтепродукты (бензины, дизельное топливо, мазуты, котельно-печное топливо);

22–28 – газ топливный;

29–41 – пар;

42 – стоки;

43–53 – вода технологии Рис. Б.2. Потоковый граф энерготехнологического баланса 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 1 1000000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0100000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 001 0000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0001 000000 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 00001 00000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 (Б.6) 6 0000010000 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 0000001000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 0000000100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9 0000000011 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 1 0001110000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0000000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0000000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 00000001 00 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0000001 001 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0000000010 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (Б.7) 7 0000000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 0000000000 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 9 0000000000 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 1 0 1 0 0 0 0 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 234 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 1 100 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 001 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0001 0 0 0 10 0 1 0 0 0 10 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0000 1 0 10 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 6 0000 0 1 0 0 10 0 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (Б.8) 7 0000 0 0 1 0 00 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 0000 0 0 0 1 0 0 1 10 10 00 00 0 0 10 0 0 0 0 9 0000 0 0 0 0 1 1 000 00 10 10 0 0 00 0 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 10 0 1 10 11 0 0 0 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 10 10 0 0 00 0 0 1 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01 Если сумма по столбцу потока матрицы инциденций (Б.8) равна нулю, то данный поток связан с двумя производствами системы. Для входного потока сумма в столбце равна 1, а для выходного потока сумма равна –1.

Транспонируем матрицу выходных потоков и умножим ее на матрицу входных потоков, чтобы показать связь i-го производства с j-м и определить контуры рецикла, порядок которого соответствует числу производств системы в замкнутом контуре. В результате получим матрицу смежности (Б.9).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 10 0 0 0 0 0 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0 30 0 0 0 0 0 0 0 41 0 0 0 0 0 0 1 51 0 0 0 0 0 0 0 61 0 0 0 0 0 0 1 00000 (Б.9) A 70 0 0 0 1 0 0 0 80 0 0 1 0 0 0 0 90 0 0 0 1 1 0 0 10 0 0 0 0 0 1 0 0 11 0 0 0 1 0 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 1 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 В соответствии с разработанным алгоритмом расчет ЭТБ представляет многократный итерационный процесс, где в начальной стадии вычисляется сходимость рециклов МБ низшего порядка, а затем рассчитываются рециклы Порядок рецикла и контур производств системы, охваченных этим рециклом, можно определить по показателю степени матрицы смежности.

Если матрицу смежности (Б.9) последовательно умножить саму на себя, то в случае существования рецикла, охватывающего N производств, в полученной матрице диагональные элементы производств, входящих в данный рецикл, становятся не равными нулю – (Б.10).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 (Б.10) A2 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 1 1 0 1 1 1 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 В матрице смежности (Б.10) в соответствии с булевой алгеброй все положительные числа заменены единицей, поскольку нас интересует, равен нулю элемент матрицы или нет.

В результате многократного итерационного процесса определены контуры рециклов 4–8 и 10–12 и получена агрегированная схема ГПП (рис.

Б.3), в которой производства 4 и 8 объединены по технологическим полупродуктам, а производство 10 и ГС 12 агрегированы по топливному газу.

Для схемы на рис. Б.3 получена матрица смежности (Б.11), вторая и третья степени, которой имеют нулевые диагональные элементы.

Это означает, что между другими производствами ТС и ГС ЭК отсутствуют замкнутые связи и на данном уровне иерархии достигнуто максимальное агрегирование объекта.

4 4– 5 5 9 21 1 9 6 6 7 13 Рис. Б.3. Схема агрегирования производств по топливному газу и технологическим потокам 1 2 3 4-8 10–12 5 6 7 9 11 0 0 00 0 00000 0 0 00 1 00000 0 0 00 0 00000 1 0 00 0 00010 4– 0 0 01 0 01000 10– (Б.11) 1 0 00 1 00000 1 0 00 0 00000 0 0 00 0 10000 0 0 00 0 11000 0 0 01 1 00010 0 0 00 1 00000 Приложение В Потоковые графы матер иальных балансов процессов переработки углеводородного сырья Проверка адекватности разработанных математических моделей МБ (и других моделей) выполнена по технологическим схемам АГПЗ, с использованием многолетних эксплуатационных данных этого предприятия [122, 123] и результатов энергетического аудита [54].

Потоковый граф установок очистки газа, стабилизации газового конденсата и получения серы приведен на рис. В.1. Обозначения вершин, где происходит трансформация физических потоков, соответствует обозначению установок, которые формируют МБ по основным потокам и потребление топлива, ЭР и химочищенной воды:

1 – сепарация пластового газа высокого давления;

2 – очистка газа от сероводорода и диоксида углерода;

3 – стабилизация конденсата и обработка сточных вод;

4 – промывка и компримирование газов стабилизации и дегазации конденсата;

5 – осушка и отбензинивание газа;

6 – получение серы.

На дугах указаны объемные и массовые потоки:

– объемные расходы УВС, VУВС, VГО, VCГ, V ДГ, VКГ2, VКГ3, VКГ отсепарированного газа, сухого товарного газа, дымовых газов, кислых газов, содержащих сероводород и диоксид углерода, подаваемых на получение серы от установок 2, 3, 4, соответственно;

GВ5 – массовые расходы химически очищенной воды;

GВ GГС, GГВ3, GHK, GCK, GШФЛУ, GS – массовые расходы очищенного газа стабилизации, газов выветривания конденсата, нестабильного конденсата, стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), серы;

G B Пл, GB Ст – расходы пластовой воды и сточных вод;

П 5 – потери материальных потоков при переработке.

П VCГ GВ2 GВ GШФЛУ 2 5 П П2 GГС VГО VУВС GВ 1 П П1 GHK GГВ GВ3 VКГ G B Пл V ДГ VКГ3 GS 3 П3 П GB Ст GCK 11 VКГ Вершины-установки: 1 – сепарация УВС;

2 – очистка газа;

3 – стабилизация конденсата и обработка стоков;

4 – очистка и компримирование газов стабилизации и дегазации;

5 – осушка и отбензинивание газа;

6 – получение серы;

Вершины-потоки: 7 – УВС;

8 – газ товарный;

9 – ШФЛУ;

10 – сера;

11 – стабильный конденсат;

12 – стоки обработанные;

13 – дымовые газы Рис. В.1. Потоковый граф установок сепарации УВС, очистки газа, стабилизации конденсата и получения серы Особенностью расчета материального баланса действующих установок является начальная точка расчета, которая определяется технологическими особенностями лимитирующего звена технологической цепочки. В данном случае таким лимитирующим звеном являются установка производства серы и установка очистки газа от кислых компонентов, которые не могут накапливаться в системе и должны быть переработаны в непрерывном процессе.

Поэтому в качестве основных исходных данных должны быть приняты следующие параметры ТС:

часовая производительность i -х агрегатов установок 6 по кислому газу VКГi, в зависимости от которой формируются все остальные материальные потоки, в том числе и количество исходного УВС – пластовой смеси;

компонентный состав сырья по газовой и жидкой фазе, %:

ГО ГО ГО ГО ГО ГО газа (по объему) – СС1 СС5, С С, С N2, ССО2, С Н 2 S ;

нестабильного конденсата (по массе) – СС1 СС5, С С, С N 2, ССО2, С Н 2 S.

HK HK HK HK HK HK Кроме этого задается также состав отдельных материальных потоков:

сероводорода в кислом газе (по объему) С Н 2 S, %;

KГ ГО серы в сырье на отсепарированный газ С S, кг/м3;

СK углеводородов С5+ в стабильном конденсате (по объему) С С, %;

ШФЛУ ШФЛУ пропана СС 3 и бутана СС 4 в ШФЛУ (по массе), %, а также плотность ТГ, кг/м3, и конденсатно-газовый фактор по нестабильному товарного газа конденсату k f, кг/м3.

В качестве первоначальных значений можно принять проектные параметры, которые в дальнейшем корректируются на основании результатов обследования действующих производств. Так, для установок переработки газа и газового конденсата Астраханского ГКМ на основании большого опыта эксплуатации установок АГПЗ в [122, 123] приведены коэффициенты распределения потоков, позволяющие прогнозировать объемы выработки товарной продукции: товарного газа, серы, стабильного конденсата и продуктов его переработки.

Итоговые уравнения символической математической модели материального баланса ТС из трех производств приведены в таблице В.1, где в дополнение к приведенным выше исходным показателям ТС указаны необходимые значения следующих параметров и коэффициентов:

степень конверсии сероводорода в серу на установках Клауса и Сульфрен xH2S, которая определяется в зависимости от срока эксплуатации аппаратов S после капитального ремонта t p (мес.): xH 2S S 10 5 t P 0,9943;

число дней работы в году установок производства серы tS, в том числе число дней с неблагоприятными метеорологическими условиями t H ;

ГО, кг/м3;

плотность углеводородов C5 в газовой фазе, С потери установки стабилизации, %;

плотность пропана и бутана в газовой фазе при нормальных условиях ГО ГО кг/м3;

С3, С4, коэффициенты извлечения пропана и бутана из отсепарированного газа и нестабильного конденсата k С3, k С4 ;

коэффициенты потерь k п 1% и извлечения компонентов kг 0,98;

После расчета основных материальных потоков, на основании которых формируются энергетические балансы, для ТС определяется годовой расход газового сырья на выработку продукции Г VУВС VS Vсж Vк.д Vк.к, (В.1) где VS, Vсж, Vк.д, Vк.к – расходы газа на производство серы, сжиженных газов, конденсата доизвлечения и на сброс кислых компонентов, млн. м3.

Слагаемые (В.1) определяются следующим образом.

0,69 тыс. м3/т Расход газа на производство серы: VS S, где S =0, GS в зависимости от содержания сероводорода в отсепарированном газе.

Таблица В.1 – Основные расчетные зависимости материального баланса производств очистки газа, стабилизации конденсата и получения серы Обозна Единица Наименование потока Расчетное уравнение Параметры чение измерения Сера в i-м агрегате тыс. т GS m КГ КГ S CH2S, хH 2S, tS, t H S i GSi VКГi C H 2S 0,000324xH 2 S tS 0,15t H установки i Сера по прямому тыс. т GS m GS GSi балансу i млн. м Отсепарированный газ ГО ГО VГО VГО GS C S CS Нестабильный конденсат тыс. т GHK k f VГО kf GHK Сера (поверочный тыс. т G S/ ГО НК ГО VОГСH2S 0,0135 GHKCH2S 0,00941 xH2S С H 2S, С H 2S / HK S GS расчет) Стабильный конденсат тыс. т GСK CK CC5 СК ГО ГО СС5, СС5, СС6, ГО НК GCK GC5 1 ;

GC5 GC5 GC5 ;

100 100 НК НК ГО СС5, СС6,, ГО ГО ГО НК НК С VГО СС5 С С 6 С5 GНК СС5 С С ГО НК GC5 GC ;

100 ШФЛУ тыс. т ГО НК ГО GШФЛУ СС3, СС4, СС3, ГО ГО ГО ГО НК НК ГО ГО НК VГО СС3 СС4 GHK СС3 k C3 СС4 k C4 СС4, С3 k C3 С4 k C4,, С3 С GШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ С С3, СС CC3 CC4, k С3, k С Сухой газ млн. м ГО ГО НК НК ГО ГО НК VСГ СС1 СС2 СС1 СС2 СС1, СС2, СС1, kп VСГ VГО GHK kг ТГ ТГ НК СС2, 100 100, k г, kп Расход газа на производство сжиженного газа Vсж сж, где – Gсж сж удельная норма расхода сырья на выработку 1 т сжиженного газа;

тыс. м3/т;

сж =0, Выработка сжиженного газа Gсж, тыс. т, с учетом коэффициента = 0,06, учитывающего содержание примесей C1, C 2, C5 (около 6%), R составляет ШФЛУ GC3 C, (В.2) Gсж 1 R ШФЛУ где GC3 C4 – количество извлекаемых пропана и бутана из ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ ШФЛУ GШФЛУ СC3 СC 4 k C 4 100 ;

(В.3) GC3 C4 kC ШФЛУ ШФЛУ – коэффициент извлечения пропана и усредненный, kC3 k C ШФЛУ коэффициент извлечения бутана (i- и n-бутана);

= 0,64;

kC ШФЛУ 0,46 0,52 [122].

k C Расход газа на сброс кислых компонентов, млн. м ГО ГО 1,053VГО 0,118СH2S ССО2 100. (В.4) VКК Расход газа на производство конденсата доизвлечения, млн. м Vк.д Gк.д к.д, (В.5) где – удельная норма расхода газа на выработку конденсата доизвлечения к.д = 0,39 тыс. м3/т);

( к.д Gк.д – количество конденсата доизвлечения, тыс. т ГО ГС GC5, (В.6) Gк.д 1,17 GC ГО ГС где – количество углеводородов соответственно в GC 5, GC отсепарированном газе и в газе стабилизации, тыс. т;

ГО ГО VГО СС GС5 С5 k1 ;

(В.7) ГС ГС VГС СС GС5 С5 k 2.

– плотность фракции С5+ в газовой фазе, кг/м3 ( = 3,2 кг/м3);

С5 С k1 – коэффициент извлечения С5+ из отсепарированного газа ( k1 = 0,0387);

k 2 – коэффициент извлечения С5+ из газа стабилизации ( k 2 = 0,2244);

VГС – расход газов стабилизации, млн. м HK HK, (В.8) VГС 0,85GHK CC1 C2 CH2S ГС C3 C4 CO где 0,85 – коэффициент извлечения углеводородов С1 С4, Н2S, СО2 из нестабильного конденсата;

– плотность газов стабилизации, кг/м3.

ГС Для производства переработки газового конденсата АГПЗ потоковый граф показан на рис. В.2.

Потоковый граф соответствует технологической структуре производства, состоящего из следующих установок:

комбинированной, включающей ЭЛОУ, блоки атмосферной (АТ) и вторичной (ВП) перегонки, фракционирования газов (ГФУ);

гидроочистки дизельных топлив (ГОД);

каталитического риформинга (КР).

Аналогично МБ производств переработки газа для производства по переработке газового конденсата составлен МБ минимальной информационности, необходимой для расчета потребления ЭР и воды.

Коэффициенты конверсии ряда технологических потоков в символической математической модели МБ приняты по практическим рекомендациям [123] на основании эксплуатационных режимов АГПЗ. Входные потоки графа соответствуют двум дугам МБ установок сепарации и очистки УВС (рис. В.1):

стабильный конденсат GCK ;

широкая фракция легких углеводородов GШФЛУ.

Разработанный МБ позволяет определить следующие основные потоки:

количество сырья установок – комбинированной GКУ, гидроочистки GГО, каталитического риформинга GКР ;

количество газов, направляемых с производства по переработке конденсата в топливную сеть АГПЗ GТ К.

7 9 10 11 GCK GШФЛУ GГС.АТ GМ Gсж Gдоп 1 П1 П GГО AT Gгол.ст П4 П GH 2S 4 GВСГ отд GS дис GУГ GCГ GВСГ под GH 2S ВП GГ стаб.риф П 6 GКР П GДK GДТ GНK 18 17 Вершины-установки: 1 – ЭЛОУ;

2 – АТ;

3 – ВП;

4 – ГОД;

5 – ГФУ;

6 – КР;

Вершины-потоки: 7 – стабилизированный конденсат;

8 – дополнительное сырье;

9 – ШФЛУ;

10 – головка стабилизации АТ;

11 – мазут;

12 – пропанобутановая фракция;

13 – кислые газы на производство серы;

14 – водородосодержащий газ (ВСГ) в топливную сеть;

15 – углеводородные газы в топливную сеть;

16 – дизельное топливо;

17 – фракция НК-62 С (бензины);

18 – дебутанизированный (стабильный) катализат Рис. В.2. Потоковый граф установок переработки ШФЛУ и стабилизированного конденсата Итоговые уравнения символической математической модели МБ ТС производства переработки стабильного конденсата приведены в таблице В.2.

Таблица В.2 – Основные расчетные зависимости материального баланса установок переработки стабильного конденсата и ШФЛУ Обозна Наименование потока Расчетное уравнение Параметр чение 1 2 4 G доп – количество Сырье комбинированной дополнительно GКУ GCК GШФЛУ Gдоп GКУ установки подаваемого со склада сырьевого потока Сырье установки ГО (прямой АТ П1 П GГО GГО GКУ Gгол.ст GМ GГС.АТ GSдис баланс) АТ АТ G КУ Головка стабилизации АТ 0,05 0, G гол.ст Gгол.ст Мазут при отборе фракции 1,1 1,3 ;

НК350 С от потенциального GМ GM GCK X Х 350 0,13 0, содержания АТ АТ П2 П Потери в блоке АТ 0,01G КУ k п kп 0,5 0,6 % ЭЛОУ ЭЛОУ П1 П Потери в блоке ЭЛОУ 0,01GСК k п kп 0,25 0,28 % Газы стабилизации блока АТ, НК НК НК НК 0,01 СС1 С С2 СС3 С С4 0,05 0, GГС.АТ GГС.АТ подаваемые в ГС GS дис GS дис = 0,0005 0,001 GКУ Дисульфидная сера Сырье установки ГО / / G ГО G ГО 0,7363 0,8347 G КУ (поверочный расчет) Продолжение таблицы В. 1 2 4 Сырье установки КР П G КР GСГ G НК62 G ДТ G H 2S ВП GКР (прямой баланс) Стабильный гидрогенизат, GСГ GСГ 0,900 0,975 GГО подаваемый в блок ВП с ГО Х НК Фракция НК-62 в блоке ВП GНК-62 GНК-62 0,90 0,96 GCГ X НК 0,090 0, 62 Х 180 GДТ GДТ 0,80 0,96 GCГ X Дизельное топливо в блоке ВП 0,46 0, Сероводород из фракции GH 2S ВП G H 2S ВП 0,0008 0,0010 GСГ НК- ВП ВП П3 П Потери вторичной перегонки 0,01G СГ k п kп 0,5 0,6 % Сырье установки КР / / G КР G КР 0,438 0,602 G ГО (поверочный расчет) Х 0,86 0,894 (А-76) Х GKP, GДК Дебутанизированный Х GДК 0,78 0,80 (АИ-93) (стабильный) катализат где параметр Х зависит от марки вырабатываемых автобензинов Х 0,77 0,70 (АИ-95) GВСГ отд. 0,0112 0,0210 GГО ВСГ установки ГО, GВСГ отд направляемый в ГС 0,062475 0,004 0,012 GГО 0,0004 0,0020 GСГ Продолжение таблицы В. 1 2 4 GS дис – G УГ GГО 1 0,0112 0,0210 k отп Углеводородный газ установки k отп 0,0083 0, GУГ П ГО, направляемый в ГС – GСГ GH 2S G ВСГотд GH2S 1,0625 0,004 0,012 GГО 0,0004 0,0020 GСГ k H 2S отп 0,01 0, G Н 2S Сероводород установки ГО k H2S отп k отпGГО ГО ГО П4 П Потери установки ГО 0,01k п G ГО 1 0,0112 0,0210 k отп kп 0,4 0,5% риф GГ стаб.риф 1 k5 0,01k п GКР k5 0,014 0, Газы стабилизации установки GГ стаб.риф КР, направляемых в ГС риф kп 0,9 1,0% GДК 0,0112 0,0210 GГО k отпGГО Топливный газ, вырабатываемый в установках GТ К GГС.АТ GВСГ отд GУГ GГ стаб.риф GТ К и направляемый в ГС (прямой баланс) Топливный газ, вырабатываемый в установках / / k вых 0,072 0, GТ К GТ К G КУ k вых и направляемый в топливную сеть (поверочный расчет) Приложение Г Расчетные зависимости свойств веществ и процессов.

Характеристики процесса теплообмена Свойства веществ Таблица Г.1 – Характеристика компонентов, входящих в состав газообразного топлива (при 0°С и 101,325 кПа) [109] Теплота сгорания Средняя низшая массовая Плотность, теплоемкость, P QH Газ c pi кг/м кДж/м3 ккал/м кДж/(кг К) Водород Н2 0,090 10798 2579 14, Азот (элементный) N2 1,251 1, А Азот воздуха N2 1,257 1, Кислород О2 1,428 1, Оксид углерода СО 1,250 12636 3018 1, Диоксид углерода СО2 1,964 1, Диоксид серы SO2 2,858 1, Сероводород Н2S 1,520 23383 5585 0, Метан СН4 0,716 35818 8555 2, Этан С2Н6 1,342 63748 15226 1, Пропан С3Н8 1,967 91251 21795 1, Бутан С4Н10 2,593 118646 28338 1, Пентан С5Н12 3,218 146077 34890 1, Этилен С2Н4 1,251 59063 14107 1, Пропилен С3Н6 1,877 86001 20541 1, Бутилен С4Н8 2,503 113508 27111 1, Бензол С6Н6 3,485 140375 33528 1, Теплота сгорания газообразного топлива, содержащего компоненты с объемной долей, определяется суммой:

i P QH 35818 63748 CH CH CH 4 26 118646 146077 ( ) 10798 CH CH C H CO 4 10 5 12 6, кДж/м 23383 HS Расчет объемной теплоемкости газов c p, кДж/(м3 К) c p, кДж/(м3 К) 4 t2 t СО N 1,2828 1 10 t 2 10 1,2799 0,0001 t 5 5 t2 t Н2 СО 1,2846 3 10 t 10 1,6365 0,0007 t 2 t2 t СН4 SO 1,5041 0,0014 t 2 10 1,7284 0,0008 t 3 t О2 1,3026 0,0002 t 4 t2 4 t Н2О (пар) 1,4698 0,0003 t воздух 3 10 1,2818 10 t 2 Таблица Г.2 – Зависимость средней объемной теплоемкости газов и воздуха c p, кДж/(м3 К), от температуры Температура, СО Н2 СН4 О2 СО2 Н2О Воздух N2 SO °С 20 1,299 1,277 1,55 1,31 1,290 1,29 1,60 1,49 1, 100 1,302 1,291 1,642 1,33 1,295 1,30 1,70 1,50 1, 200 1,307 1,297 1,759 1,33 1,300 1,31 1,79 1,52 1, 300 1,317 1,299 1,886 1,36 1,310 1,32 1,86 1,54 1, 400 1,329 1,302 2,016 1,38 1,320 1,33 1,93 1,56 2, 500 1,343 1,305 2,140 1,40 1,330 1,34 1,99 1,59 2, 600 1,357 1,308 2,261 1,42 1,340 1,36 2,04 1,61 2, 700 1,372 1,312 2,377 1,43 1,350 1,37 2,09 1,64 2, 800 1,386 1,317 2,494 1,45 1,370 1,38 2,13 1,67 2, 900 1,400 1,323 2,603 1,46 1,380 1,40 2,17 1,69 2, 1000 1,413 1,329 2,699 1,48 1,390 1,41 2,20 1,72 2, 1200 1,436 1,343 2,863 1,50 1,410 1,43 2,26 1,77 2, 1400 1,457 1,359 1,52 1,430 1,45 2,31 1, 1600 1,475 1,375 1,54 1,450 1,47 2,35 1, 1800 1,49 1,392 1,55 1,470 1,48 2,39 1, 2000 1,504 1,408 1,57 1,480 1,50 2,42 1, 2200 1,516 1,423 1,58 1,500 1,51 2,45 2, Расчет средней массовой теплоемкости газов c p, кДж/(кг К) c p, кДж/(кг К) t2 t Н2 Н2S 14,308 0,0004 t 8 10 0,9865 0,0004 t 1 5 t2 t СО СН 1,039 2 10 t 3 10 2,1336 0,0034 t 4 t2 t С2Н6 С2Н 1,6399 0,0046 t 2 10 1,4798 0,0038 t 2 t2 t С3Н8 С4Н10 1,5836 0,0047 t 1,5464 0,005 t 2 10 2 t С5+ выше 1,5874 0,0047 t 2 Таблица Г.


3 – Зависимость средней массовой теплоемкости горючих газов c p, кДж/(кг К), от температуры [109] Н2 Н2S СО СН4 С2Н6 С2Н4 С3Н8 С4Н10 С5Н12 С6Н14 С7Н16 С8Н Температура, С 0 14,19 0,990 1,040 2,16 1,650 1,49 1,55 1,59 1,59 1,60 1,61 1, 100 14,45 1,026 1,044 2,44 2,067 1,83 2,01 2,02 2,02 2,02 2,02 2, 200 14,50 1,067 1,058 2,80 2,490 2,17 2,46 2,45 2,45 2,45 2,44 2, 300 14,52 1,122 1,060 3,17 2,870 2,48 2,83 2,81 2,80 2,79 2,78 2, 400 14,58 1,172 1,105 3,53 3,210 2,74 3,16 3,13 3,10 3,09 3,08 3, 500 14,66 1,227 1,130 3,85 3,520 2,96 3,45 3,40 3,37 3,44 3,44 3, 600 14,78 1,273 1,157 4,18 3,780 3,15 3,69 3,64 3,61 3,59 3,57 3, 800 15,11 1,361 1, 1000 15,52 1,480 1, Таблица Г.4 – Плотность газов и коэффициенты для расчета средней объемной теплоемкости газов ст кг/м3 di, С Газ ст, ai bi СН4 0,716 2,440 0, С2Н6 1,342 2,067 0, С3Н8 1,967 2,010 0, С4Н10 2,593 2,020 0, С5Н12 3,218 2,020 0,003180 С6+выше 0,773 2,020 0, Н2 0,090 14,190 0, СО 1,250 1,044 0, Н2S 1,517 1,026 0, a i/ bi/ d i/, С СО2 2,858 1,700 0,000470 N2 1,257 1,295 0,000104 О2 1,428 1,330 0,000120 Воздух 1,293 1,3427 0,0000938 Таблица Г.5 – Теплофизические свойства дымовых газов при атмосферном давлении (парциальное давление pCO = 0,13;

p H O = 0,11;

p N = 0,76) [109] 2 2 Коэффициент Коэффициент Критерий Плотность Теплоемкость Температура, кинематической теплопроводности Прандтля д.г, кг/м c д.г, кДж/(кг К) С 106, м2/с д.г, Вт/(м К) вязкости Pr д.г 0 1,295 1,042 0,0227 12,2 0, 100 0,950 1,068 0,0313 21,54 0, 200 0,748 1,097 0,0401 32,80 0, 300 0,617 1,122 0,0484 45,81 0, 400 0,525 1,151 0,0570 60,38 0, 500 0,457 1,185 0,0656 76,30 0, 600 0,405 1,214 0,0742 93,61 0, 700 0,363 1,239 0,0827 112,10 0, 800 0,3295 1,264 0,0915 131,80 0, 900 0,301 1,29 0,1001 152,50 0, 1000 0,275 1,306 0,1090 174,30 0, 1100 0,257 1,323 0,1175 197,10 0, 1200 0,240 1,34 0,1262 221,00 0, 1,042 0,0003t 5 10 8 t 2 ;

0,0027 9 10 5 t 10 1,295 ;

c д.г 6 10 t;

д.г д.г д.г 273 t 10 6 12,2 0,0956t 7 10 5 t 2 ;

Pr 0,72 0,0002t 8 10 8 t д.г Математическое описание гидродинамики процессов Модель идеального смешения.

Уравнение, описывающее изменение переменной (концентрации, x температуры) в зоне идеального смешения dx x, (Г.1) V x o d – объемный расход потока, м3/с;

где V – объем соответствующего пространства (зоны) аппарата, м3;

– плотность потока, кг/м3;

– время процесса, с;

x0, x – значение переменной потока на входе в зону и выходящего из нее.

Уравнение записано для случая, когда можно пренебречь изменениями плотности потока при изменении параметра x const.

o После интегрирования (Г.1) от = 0, при котором переменная потока н равна xн, получим зависимость для определения x в любой момент (текущее значение) x xo 1 e xн e, (Г.2) где V – характеристика МИС (величина, обратная среднему времени пребывания потока в зоне), с-1.

В частном случае определения текущего значения температуры в аппарате уравнение (Г.2) будет иметь вид T To 1 e Tн e. (Г.3) При этом для более корректного описания изменения температуры в МИС были учтены следующие явления: объемный расход, плотность и теплоемкость могут меняться, температура потока может меняться за счет внутренних источников теплоты (химические реакции) и за счет теплообмена с внешней средой.

Для случая протекания химической реакции в потоке интенсивность источника теплоты qт равна суммарному тепловому эффекту H r для всех химических реакций: qт Нr.

При теплообмене с окружающей средой интенсивность источника теплоты определяется по уравнению теплопередачи T, (Г.4) qт k т Fт Tc где k т – коэффициент теплопередачи, кВт/(м2 К);

Fт – поверхность теплообмена, отнесенная к единице объема МИС, м-1;

Tc – температура внешней среды, К.

В общем случае kт Fт Tc T, (Г.5) qт Hr С учетом источника теплоты в потоке уравнение для температуры в потоке примет вид cp T c T V qт. (Г.6) V c po To o o Модель идеального вытеснения.

Движение потока в поршневом режиме легче организовать при соотношении размеров труб l/d 50, где l – длина труб, d – их диаметр.

Уравнение, описывающее изменение переменной x х х Sв, (Г.7) l где Sв – площадь сечения зоны идеального вытеснения.

Уравнение (Г.7) определяет x как распределенный параметр (функцию двух переменных – времени и длины аппарата). Если в качестве переменной в математической модели аппарата рассматривается текущее значение температуры, то решение (Г.7) выполняется для заданных начальных и граничных условий.

Начальные условия записываются в виде T l, 0 T 0 для 0 l lв, а граничные условия T 0, T 0 для 0.

Решение (Г.7):

To 0 при lu, (Г.8) T l, l u при To lu где u Sв – линейная скорость потока, м/с;

l u – время вытеснения рассматриваемого сечения, с.

При наличии источников теплоты в потоке и с учетом возможных изменений объемного расхода потока, плотности и теплоемкости вещества потока уравнение (Г.7) запишется в виде cp T c po T o S в qт. (Г.9) Sв l В общем случае интенсивность источника теплоты является функцией многих факторов и параметров (например, f T ), поэтому уравнения Hr (Г.6), (Г.9) при описании реальных процессов интегрировались совместно с другими уравнениями, описывающими изменение всех факторов и параметров, от которых зависит qт.

Характеристики процесса теплообмена Таблица Г.6 – Значения коэффициентов теплопередачи, кВт/(м2 К) [35] Вынужденное Свободное Наименование теплоносителей движение движение Газ–газ (при невысоких давлениях) 0,010…0,040 0,004…0, Газ–жидкость (газовые холодильники) 0,010…0,060 0,006…0, Конденсирующийся водяной пар–газ 0,010…0,060 0,006…0, Вода–вода 0,800…1,700 0,140…0, Жидкость–жидкость (углеводороды, масла) 0,120…0,270 0,030…0, Конденсирующийся водяной пар–вода 0,800…3,500 0,300…1, Конденсирующийся водяной пар – органические жидкости (подогреватели) 0,120…0,340 0,060…0, Конденсирующийся пар органических веществ – вода (конденсаторы) 0,300…0,800 0,230…0, Конденсирующийся водяной пар – кипящая вода (испарители) 0,300…2, Конденсирующийся водяной пар – кипящая органическая жидкость (кипятильники) 0,300…0, Приложение Д Расчетные зависимости математических моделей аппаратов и установок Модули расчета технологических трубчатых печей Взаимосвязи расчетных модулей приведены на рис. 3.6.


Расчетный модуль 1.

В зависимости от назначения и состава элементов печи используются следующие расчетные уравнения полезной теплопроизводительности Qпол.

Для печей без дополнительных поверхностей теплообмена Q пр :

– нагревательная Gпр свыхtвых свхtвх ;

(Д.1) Q пр – испарительная Gпр hвых еи rп (Д.2) hвх ;

Q пр – реакционная Gпр hвых ер Qp (Д.3) hвх.

Q пр Дополнительно передаваемая теплота к другим теплоносителям Q д. :

– воздуху (Д.4) c в tв// tв/ ;

Q д.в. VB в –водяному пару (Д.5) // / Q д.п. Gп hп hп ;

–газу (Д.6) hг// hг/.

Q д.г. B г Полезная теплопроизводительность печи определяется суммой (Д.7) Q д.в. Q д.п. Q д.г..

Q пол Q пр Расчетный модуль 3.

Определяются следующие характеристики.

р 100 q4 hух / Qр ;

q Потери теплоты с уходящими газами (Д.8) – потери теплоты от механического недожога, %;

при сжигании q газообразного топлива q4 =0.

Полный (энергетический) КПД 100 q2 q3 q4 q5 ;

(Д.9) эн q3, q5 – потери теплоты от химического недожога и в окружающую среду от ограждений и обшивки печи, %;

q3 =0 для газообразного топлива;

q5 принимается в диапазоне 3–5 %.

Коэффициент сохранения теплоты q5 ;

1 q5 (Д.10) эн р ;

B 100Qпол энQр Расход топливного газа (Д.11) Тепловое выделение в топке печи 100 q3 q р Qв ;

Qк.р. B Qр (в камере радиации) (Д.12) 100 q Теплопроизводительность камеры / FP q f P ;

Qp радиации (Д.13) Температура дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи (из топки) tт рассчитывается методом итераций по (Д.14)–(Д.16) hт t т c p t т, (Д.14) tт где hт tт – энтальпия газов на выходе из топки, кДж/м3, 1 V0 hв t т ;

(Д.15) hт t т V N hN t т VRO hRO t т V H O hH tт 2O 2 2 2 2 – средняя теплоемкость дымовых газов в температурном интервале c p tт ta...tт, кДж/(м3 К), / tт. (Д.16) c p tт Qк.р. Qр ta Температура нагреваемого целевого продукта на входе в камеру радиации, после камеры конвекции tр (рассчитывается методом итераций) / с пр Gпр, / / (Д.17) tp tвх Qпол Qр где с пр – теплоемкость нагреваемого целевого продукта в интервале температур tp...tвх, кДж/(кг К).

/ Расчетный модуль 4.

Определяются характеристики теплообмена в камере конвекции по значениям входных переменных предшествующих модулей – 1, 2, 6, 3 и общим конструктивным и эксплуатационным параметрам X (3.30).

Теплота, отданная дымовыми газами в Qб B hт hух камере конвекции (Д.18) tгср 0,5 tт tух Средняя температура дымовых газов (Д.19) ср / t 0,5 t tвых Средняя температура нагреваемого продукта (Д.20) пр р t tгср tпр ср Средняя разность температур (Д.21) ср ВVд.г. tг Скорость газов (Д.22) wг 273 f г Re wг d н Критерий Рейнольдса (Д.23) г сг Pr Критерий Прандтля (Д.24) г г г Коэффициент теплоотдачи конвекцией d н Re 0,6 Pr1 – коридорный пучок (Д.25) 0, К г d н Re 0,6 Pr1 – шахматный пучок (Д.26) 0, К г ср Коэффициент теплоотдачи излучением (Д.27) 0,025 t 273 9, л г k Коэффициент теплопередачи (Д.28) к л где – коэффициент тепловой эффективности;

принимается = 0,8–0,85.

Qт k FК t Теплота отданная газами (Д.29) Выходные данные модуля 4: Y 4 Qб, Qт и B, tух из модуля 3.

Модуль 5.

Математическое описание ограничений расчетов методом итераций.

Рассчитывается погрешность балансов теплоты со стороны дымовых газов, Q которая принимается до 3 % Qт Qб Qт. (Д.30) Q При невыполнении условия ограничения погрешности расчета итерационный цикл по температуре уходящих газов повторяется с заданным шагом t tух гр t.

tух tух Выходная информация модуля 5: Y 5, tух.

Q Информация из массива Y 5, используемая в модуле 3 (и в модуле 1 как массив Y 3 ) включает задаваемую погрешность расчета балансов при Q условии принимаемого значения температуры уходящих газов и расхода топливного газа B, рассчитываемых методом итераций.

Зависимости модели расчета печи по «прямому» балансу.

Количество теплоты, теряемое с уходящими q2 Vд.г. c pд.г. tух топочными газами (Д.31) q2 В Q2 (Д.32) q5 В Потери теплоты в окружающую среду Q5 (Д.33) Удельные потери q5, кДж/м3 принимаются 0,03…0,05 от Qпол.

p Qв.т. B Qp Количество теплоты, вносимое с топливом и воздухом (Д.34) Qпр Qв.т.

Энергетический (тепловой) КПД (Д.35) эн Qпол Qв.т.

Технологический КПД печи (Д.36) Зависимости модели расчета печи по «обратному» балансу.

Коэффициент расхода воздуха N. (Д.37) N2 3,76 O2 2CH 4 0,5 H 2 CO 3Cm H n В расчете 1 м3 топливного газа определяются потери теплоты с уходящими дымовыми газами, кДж/м t ух VCO с рCO V H O с рH VN с рN 1 с рв. (Д.38) q 2O 2 2 2 2 Потери теплоты от химического недожога, q3, кДж/м 30,18CO 85,55CH 4 141,1Cm H n. (Д.39) q3 4,19 VN VCO V0 25,79H 2 Потери теплоты в окружающую среду, Q5, кВт Fогр Tпов Т в, Q5 0,001 (Д.40) пов где – коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в окружающую пов среду (конвекцией и излучением), Вт/(м2 К);

определяется в зависимости от скорости ветра [109].

Для практических расчетов при скорости ветра w 0,3 м/с [109] 0, w в 0,032, (Д.41) пов 0, H огр в где – соответственно, коэффициент теплопроводности, Вт/(м К), и в, в кинематическая вязкость, м2/с, окружающего воздуха.

Тепловой КПД по «обратному» балансу Qв.т. B q2 q3 Q. (Д.42) эн Qв.т.

Модуль расчета огневого испарителя Полезная теплопроизводительность испарителя определяется по уравнению теплового баланса для трубчатой печи с частичным испарением продукта (Д.2).

Тепловой КПД испарителя рассчитывается по (Д.9) с предварительно принятой температурой уходящих газов.

Расход топливного газа определяется из уравнения теплового баланса (Д.11), а коэффициент сохранения теплоты – из (Д.10).

Определяются характеристики теплообмена в жаровых трубах.

Нл Внутренняя лучевоспринимающая поверхность (Д.43) L H d Внутренний объем жаровой трубы (Д.44) Vт 0,25 d 2 LH 3,6 Vт Н л S Эффективная толщина излучающего слоя (Д.45) с рд.г. В Bo Нл Та n Критерий Больцмана (Д.46) 10-8 Вт/(м2 К4) – коэффициент излучения абсолютно черного тела.

0 =5, Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kг r 0,78 1,6 rH 2 O Tух r. (Д.47) 0,1 1 0, rS 1 еxp kг r S Степень черноты дымовых газов (Д.48) ф Приведенная степень черноты жаровой 1 ат хл Ан трубы ф (Д.49) Ан =0,8–0,9 – степень черноты внутренней стенки трубы [109];

xл – степень экранирования жаровой трубы;

xл 1,0;

Т с Т ух Относительная температура стенки трубы (Д.50) c –средняя температура стенки жаровой трубы, К, предварительно Tc принимаемая по условию ограничения tс t т.р..

lф 2 0, эф Температурная функция (Д.51) LH Т ух Т с 2 Коэффициент конвективной теплоотдачи (Д.52) K 1 с 4 4 K KT aт эф с 0 Т ух Приведенная характеристика теплообмена (Д.53) Расчетная относительная температура на выходе из жаровой трубы p т является решением уравнения р КT 1 т. (Д.54) Во р т Действительная расчетная температура газов на выходе из жаровой трубы, Т ух, С p р р Тa т. (Д.55) Tух При определении последней величины проверяется условие допустимой погрешности расчета относительно первоначально принятой температуры дымовых газов на выходе испарителя. В расчетах было принято ограничение р р допустимой погрешности 0,001. Такая сходимость Tух Tух Tух T достигается после нескольких итераций.

Далее проверяется величина среднего теплового напряжения теплопередающей поверхности жаровой трубы, qтр, кВт/м p B Qp c pд.г. tух. (Д.56) qтр n Hл Модуль расчета котла-утилизатора Ограничение по максимальному значению гр tух tКУ tт.р. температуры дымовых газов на выходе из КУ (Д.57) ВVд.г. hух Qб hКУ Количество переданной дымовыми газами теплоты (Д.58) q2 100 hКУ hух Потери теплоты с уходящими газами (Д.59) 100 q2 q Тепловой КПД котла (Д.60) КУ Коэффициент теплоотдачи от стенки к 3,4 П 0,18 1 0,0045П кипящей воде (Д.61) п Qб Tc tпе d вн птр L Средняя температура стенки труб (Д.62) 1 rз п р р Т ух tКУ Расчетная температура дымовых газов (Д.63) т Погрешность расчета процесса р р TКУ TКУ TКУ 0, теплообмена (Д.64) T Удельная полезная тепло h hп hпв hпр производительность по пару (Д.65) hпр 0,01 p hкип hпв Удельные потери теплоты с продувкой КУ (Д.66) hкип – энтальпия котловой воды.

Выработка пара в КУ D 3,6Qб h (Д.67) Иконографические модели нагнетателей Приведеннный политропный КПД 370 0, Приведенная мощность, кВт/(кг/м) 350 0, 0, Ni 0, н пр 0, 250 0, 350 400 450 500 550 600 650 700 Приведенная объемная производительность, м3 /мин пр = 288 К;

z пр = 0,9;

Rпр = 490 Дж/(кг К) Tн Рис. Д.1. Приведенные характеристики нагнетателя Н–16–76/1, Приведенная мощность, кВт/(кг/м) 220 0, Приведеннный политропный КПД 210 0, 0, Ni 0, н пр 0, 0, 150 0, 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 Приведенная объемная производительность, м /мин пр = 288 К;

z пр = 0,91;

Rпр = 490,3 Дж/(кг К) Tн Рис. Д.2. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА– На рис. Д.1 и Д.2 плотность газа при 20 С и 0,1013 МПа определяется н как произведение относительной плотности газа по воздуху и плотности в 1,205, кг/м3.

воздуха при тех же параметрах: н в Приложение Е Формы расчетных модулей и структурированных данных программного комплекса а) б) Рис. Е.1. Форма ввода данных: а –режимов работы производства серы б – состава сырья и выводу результатов расчета материального баланса Рис. Е.2. Материальный баланс установок очистки, осушки, отбензинивания и переработки газа Рис. Е.3. Материальный баланс установок переработки газового конденсата Рис. Е.4. Выработка газов в производстве газового конденсата и баланс деминерализованной воды Рис. Е.5. Информация по характеристикам газов каталитического крекинга на листе «Вспом_данные» модуля процесса горения Рис. Е.6. Характеристика компонентов газообразного топлива и теплоемкость газов на листе «Вспом_данные»

Рис. Е.7. Расчетные зависимости удельной теплоемкости горючих газов на листе «Вспом_данные» модуля процесса горения Рис. Е.8. Расчетные зависимости объемной теплоемкости газов на листе «Вспом_данные» модуля процесса горения Рис. Е.9. Расчетные зависимости свойств дымовых газов на листе «Вспом_данные» модуля процесса горения Рис. Е.10. Форма ввода исходных данных и вывода результатов расчета модуля процесса горения Рис. Е.11. Форма основного листа программы расчета печи Рис. Е.12. Поле расчета ПГ листа «Горение_печь»

Рис. Е.13. Поля расчета адиабатической температуры горения и камеры радиации на листе «Горение_печь»

Рис. Е.14. Поле расчета конвективной камеры печи Рис. Е.15. Информация листа «Вспом_данные» модуля расчета печи Рис. Е.16. Форма исходных данных к расчету ЭТБ блока осушки газа и регенерации абсорбента Рис. Е.17. Форма вывода результатов расчета огневого испарителя а) б) Рис. Е.18. Формы: а – расчета конструктивно-режимных характеристик испарителя;

б – дополнительных исходных данных II I II I Рис. Е.19. Формы структурированных данных печей дожига производства серы и трубчатых печей установки каталитического риформинга I II Рис. Е.20. Формы структурированных данных печей нагрева газа установки осушки и отбензинивания газа а) б) Рис. Е.21. Формы полей структурированных данных факельных систем:

а – исходных данных;

б – результатов расчета

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.