СИСТЕМЫ АНАЛИЗА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ

Аннотация
С целью увеличения отбора светлых нефтепродуктов из нефти в процессах фракционирования и снижения рисков возникновения негативных явлений при использовании перегретого водяного пара выполнен анализ устойчивости и оптимизация работы установок фракционирования углеводородного сырья при различных технологических параметрах и расходах перегретого пара. Разработаны математические модели установок с частичной интеграцией потоков и без нее в среде AspenHysys. Предложен алгоритм анализа устойчивости ректификационных установок фракционирования нефти на стационарных математических моделях. Поскольку неустойчивость работы установок может быть обусловлена образованием азеотропов воды с нефтепродуктами и возможной конденсацией пара в колонне, расчетным путем показано, что в исследованном интервале расходов пара данные явления исключены. Оценена параметрическая чувствительность выхода светлых фракций, тепловой нагрузки и нагрузки колонн по парам к возмущениям  расхода греющего пара. Для обеих установок фракционирования нефти отмечено экстремальное поведение коэффициентов параметрической чувствительности в областях малых возмущений расхода водяного пара. Низкие абсолютные значения коэффициентов гарантируют устойчивую работу установок во всем диапазоне расходов перегретого пара, подаваемого в куб основной колонны. Сформирован критерий оптимизации. Целевая функция учитывает выход светлых нефтепродуктов и энергетические затраты на нужды фракционирования, такие как подготовка и конденсация пара. Расчетным путем определены экстремумы целевой функции в зависимости от параметров и расхода греющего пара. Выявлены оптимальные температуры и расходы перегретого водяного пара для каждой из установок, соответствующие максимумам целевой функции. Полученные результаты применены на практике.

 

Список литературы
1. A new optimisation based retrofit approach for revamping an egyptian crude oil distillation unit / M. Gadalla, D. Kamel, F. Ashour, H.M. El din // Energy Procedia. – 2013. – Vol. 36. – P. 454–464. – doi: 10.1016/j.egypro.2013.07.051.

2. Exergy analysis of multi-stage crude distillation units / X. Li, C. Lin, L. Wang, H. Li // Frontiers of Chemical Science and Engineering. – 2013. – Vol. 7, iss. 4. – P. 437–446. – doi: 10.1007/s11705-013-1349-y.

3. Beychok M.R. The design of sour water strippers // Proceedings of Seventh World Petroleum Congress, Mexico City, Mexico, 2–9 April, 1967. – Mexico City, 1967. – Vol. 9. – P. 313–332.

4. Способ перегонки нефти: патент 2394064 Российская Федерация, МПК C 10 G 7/00 / Р.И. Насибуллин; патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». – № 2008110245/04; заявл. 27.09.2009; опубл. 10.07.2010 Бюл. № 19. – 9 с.

5. Способ переработки нефти: патент 2125077 Российская Федерация, МПК C 10 G 7/00, C 10 G 7/04, C 10 G 33/04 / В.И. Нижегородцев, С.В. Нижегородцева, Т.В. Нижегородцева; патентообладатель Кооператив «Техпрогресс». – № 97107202/04; заявл. 06.05.1997; опубл. 20.01.1999.

6. Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. – М.: Химия, 1992. – 224 с.

7. Benali T., Tondeur D., Jaubert J.N. An improved crude oil atmospheric distillation process for energy integration: Pt. 2: New approach for energy saving by use of residual heat // Applied Thermal Engineering. – 2012. – Vol. 40. – P. 132–144. – doi: 10.1016/j.applthermaleng.2012.02.004.

8. Prats M. Thermal recovery. – Richardson, Texas: Society of Petroleum Engineers of AIME, 1982. – 283 p. – (SPE Monograph Series; vol. 7).

9. Farouq Ali S.M. Heavy oil-evermore mobile // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2003. – Vol. 37, iss. 1–2. – P. 5–9. – doi: 10.1016/S0920-4105(02)00307-8.

10. Laboratory investigation of thermally-assisted gas-oil gravity drainage for secondary and tertiary oil recovery in fractured models / M. Nabipour, M. Escrochi, S. Ayatollahi, F. Boukadi, M. Wadhahi, R. Maamari, A. Bemani // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2007. – Vol. 55, iss. 1–2. – P. 74–82. – doi: 10.1016/j.petrol.2006.04.013.

11. Laboratory studies of oil recovery by steam injection / B.T. Willman, V.V. Valleroy, G.W. Runberg, A.J. Cornelius, L.W. Powers // Journal of Petroleum Technology. – 1961. – Vol. 13, iss. 7. – P. 681–690. – doi: 10.2118/1537-G-PA.

12. Грязнова И.А., Вольф А.В., Самборская М.А. Влияние параметров перегретого водяного пара на извлечение светлых нефтепродуктов // Химия и химическая технология в XXI веке: материалы XV Международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых имени профессора Л.П. Кулева, Томск, 26–29 мая 2014 г.: в 2 т. – Томск: Изд-во ТПУ, 2014. – Т. 2. – С. 30–31.

13. Computer-aided chemical engineering. Vol. 6: Neural Networks for Chemical Engineers / ed. by A.B. Bulsari. – New York: Elsevier Science, 1995. – 680 p.

14. Hagan M.T., Demuth H.B., Beale M.H. Neural network design. Boston; Massachusetts: PWS Publishing, 1996. – 738 p.

15. Vapor-liquid equilibrium of difluoromethane + 1,1,1,2-tetrafluoroethane systems over a temperature range from 258.15 to 343.15 K / X. Cui, G. Chen, C. Li, X. Han // Fluid Phase Equilib. – Vol. 249, iss. 1–2. – P. 97–103. – doi: 10.1016/j.fluid.2006.09.017.

16. Bubble point pressure for binary mixtures of difluoromethane with pentafluoroethane and 1,1,1,2-tetrafluoroethane / T. Takagi, T. Sakura, T. Tsuji, M. Hongo // Fluid Phase Equilib. – 1999. – Vol. 162, iss. 1–2. – P. 171–179. – doi: 10.1016/S0378-3812(99)00174-0.

17. Анализ параметрической чувствительности колонны фракционирования нефти / М.А. Самборская, А.В. Вольф, А.В. Кравцов, В.В. Павлик // Фундаментальные исследования. – 2012. – № 6 (ч. 2). – С. 465–470.

18. Кафедра математического моделирования и оптимизации химико-технологических процессов СПбГТИ (ТУ): [официальный сайт]. – URL: http://futurewings.ru/rus/ (дата обращения: 15.06.2015).

19. Параметрическая оптимизация интегрированных схем фракционирования нефти / М.А. Самборская, А.В. Вольф, И.А. Грязнова, Н.С. Вдовушкина // Фундаментальные исследования. – 2013. – № 8 (ч. 3). – С. 714–719.