Математическая модель для управления процессом гидроочистки ДТ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Математическая модель для управления процессом гидроочистки ДТ

Сотников В.В.

Роль математических моделей в системах управления (СУ) существенно возрастает при возникновении условий неопределенности и сложности взаимосвязей параметров, определяющих характер протекания управляемого процесса. Одним из таких процессов является процесс гидроочистки дизельного топлива (ДТ) [1], реализация которого сопровождается необходимостью учета и регулирования около 30 параметров, управление которыми в реальном масштабе времени без наличия математической модели представляется достаточно сложным. С целью совершенствования существующих СУ процессами гидроочистки авторами предложена математическая модель (ММ), которая в отличии от используемых в настоящее время в технике управления аналогичными процессами, позволяет оценить изменение активности катализатора, содержание серы в ДТ, учесть различные вариации с составом и расходом фракции ДТ (ФДТ) и водородосодержащего газа (ВСГ), а также их соотношение, оценить последствия гидрогенолиза для современных типов катализатора, и некоторые другие.

В общем виде структура ММ и ее функциональные и информационные связи представлены на рис.1 с соответствующими обозначениями, которые представлены ниже.

Рис. 1. Структура ММ реакторного блока

ММ теплообменника 1

Входные данные (ВХ 1 ) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Твх., Pвх., Gдт, Tдт

Выходные данные (ВЫХ 1) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Tвых., Pвых.

ММ теплообменника 2

Входные данные (ВХ 2) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Твх., Pвх.,Gдт, Gcep, Gг, Gб

Выходные данные (ВЫХ 2) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Tвых., Pвых.

ММ печи

Входные данные(ВХ 3) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Твх., Pвх., Gтг, Gвоз., Gвсг(ст.), Твсг(вх.)

Выходные данные (ВЫХ 3) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Tвых., Pвых., Gвсг(ст.), Твсг(вых.)

ММ реактора

Входные данные (ВХ 4) - Gпжс, Gфдт, Gвсг, Gвсг(рец), Gпр., Твх., Pвх., Vk, Sн, Sк(зад.)

Выходные данные (ВЫХ 4) - Gдт, Gcep, Gг, Gб, Sк, Tвых., Pвых.

Приведенная математическая модель позволяет решать следующие ниже перечисленные задачи управления реакторным блоком:

I. Управление температурой парожидкостной смеси на входе в реактор, в зависимости от свойств ФДТ и ВСГ

II. Управление давлением парожидкостной смеси на вход в реактор, в зависимости от свойств ФДТ и ВСГ

III. Управление расходами топливного газа и воздуха в зависимости от свойств топливного газа и необходимой температуры парожидкостной смеси на входе в реактор

IV. Управление расходом свежего ВСГ для смешения с ВСГ из рецикла с целью поддержания нужной концентрации водорода в ВСГ

V. Управление соотношением между расходами ФДТ и ВСГ

VI. Управление температурой катализатора по высоте реактора, с целью избежания перегрева катализатора

VII. Управление содержанием серы в ДТ в зависимости от задания и текущей активности катализатора.

Для решения этих задач разработан ниже приводимый алгоритм управления реакторным блоком:

1. Ввод количества парожидкостной смеси Gпжс.

2. Если расход парожидкостной смеси окажется больше максимального расход парожидкостной смеси в реактор (Gпжс > Gk), то происходит его уменьшение на величину Gпжс (Gпжс = Gпжс - Gпжс) и переход к шагу 2, иначе - переход к шагу 3.

3. Если расход парожидкостной смеси меньше минимального расхода парожидкостной смеси в реактор (Gпжс < Gн), то происходит его увеличение на величину Gпжс (Gпжс = Gпжс + Gпжс) и переход к шагу 2, иначе к шагу 4.

4. Ввод количества сырья ФДТ (Gфдт) и серы в нем (Sн)

5. Блок расчета необходимого количества чистого водорода (Gh) в парожидкостной смеси

6. Ввод количества ВСГ из рецикла(Gвcг(рец)) и содержание водорода в нем (Gh(рец))

7. Блок расчета количества свежего ВСГ(Gвcг) на смешение с ВСГ из рецикла, а также количества расход углеводородных газов в ВСГ газе в парожидкостной смеси (Gпр).

8. Ввод давления парожидкостной смеси (Рпжс(вх)).

9. Если давление парожидкостной смеси окажется больше максимального (Рпжс(вх) > Рк), то переход к пункту 10, иначе к пункту 11.

10. Блок уменьшения давления парожидкостной смеси на величину P (Рпжс(вх) = Рпжс(вх) - P) и переход к пункту 8.

11. Если давление парожидкостной смеси окажется меньше минимального (Рпжс(вх) > Рн), то переход к пункту 12, иначе к пункту 13.

12. Блок увеличения давления парожидкостной смеси на величину P (Рпжс(вх) = Рпжс(вх) + P) и переход к пункту 8.

13. Ввод расхода стабильного ДТ (Gдт) из блока стабилизации установки гидроочистки ДТ.

14. Ввод температуры стабильного ДТ (Tдт) из блока стабилизации установки гидроочистки ДТ.

15. Блок расчета по ММ теплообменника 1 (Pпжс, Tвх.)

16. Блок расчета по ММ теплообменника 2 (Pпжс, Tвх.)

17. Ввод расхода топливного газа и воздуха в печь (Gтг, Gвоз.), а также свойства топливного газа Стг.

18. Ввод количества серы в ДТ (Sк(зад.))

19. Ввод расхода ВСГ для нагрева в печь

20. Ввод температуры ВСГ для нагрева в печь (Tвсг(вх.))

21. Блок расчета по ММ печи давления парожидкостной смеси, температуры парожид-костной смеси на вход в реактор, температуру ВСГ для колонны стабилизации (Pвых., Tвх., Tвсг(вых.))

22. Если температуры парожидкостной смеси больше максимальной температуры необходимой для подачи в реактор (Tвх. > Tк), то переход к пункту 23, иначе к пункту 24.

23. Уменьшение температуры парожидкостной смеси через уменьшение расхода топливного газа и воздуха на величины Gтг и Gвоз (Gтг = Gтг - Gтг, Gвоз = Gвоз - Gвоз) и переход к пункту 24.

24. Если температуры парожидкостной смеси меньше минимальной температуры необходимой для подачи в реактор (Tвх. < Tн), то переход к пункту 25, иначе к пункту 26.

25. Увеличение температуры парожидкостной смеси через увеличение расхода топливного газа и воздуха на величины Gтг и Gвоз (Gтг = Gтг + Gтг, Gвоз = Gвоз + Gвоз) и переход к пункту 22.

26. Вводим значение объема активного катализатора (Vk)

27. Блок расчет по ММ реактора количества сероводорода, газа, бензина, нестабильного ДТ, давления прореагированной смеси на выходе из реактора ( Gсер.,Gг, Gб, Gдт, Твых., Pвых,).

28. Блок расчет количества оставшейся серы в ДТ ( Sk )

29. Блок уточнение количества образовавшегося газа после гидроочистки сырья с учетом примесей в ВСГ газе

30. Блок расчет по ММ теплообменика 2 давления прореагированной смеси и его температуры (Tвых., Pвых)

31. Печать количества образовавшегося сероводорода, газа, бензина, нестабильного ДТ, количества оставшейся серы в нестабильном ДТ, температуру и давление гидрообессериной смеси (Gсер., Gг, Gб, Gдт, Sk, Tвых, Pвых.)

32. Если количества оставшейся серы в нестабильном ДТ не превышает предел (Sk > Sк(зад.)), то переходим к пункту 33, иначе к пункту 34.

33. Увеличение температуры парожидкостной смеси через увеличение расхода топливного газа и воздуха на величины Gтг и Gвоз (Gтг = Gтг + Gтг, Gвоз = Gвоз + Gвоз) и переход к пункту 21.

34. Сравнение количества оставшейся серы в нестабильном ДТ по ММ и лабораторному анализу, если лабораторный анализ оставшейся серы больше чем по математической модели (Sk > Sk(экс.)), то переход к пункту 35, иначе - переход к концу алгоритма.

35. Произошла деактивация катализатора (Vk = Vk - V) и переход к пункту 27.

Для подтверждения работоспособности алгоритма ниже приводятся таблицы.

Таблица 1. Результаты работы алгоритма без учета падения активности катализатора (Vk)

Исходные данные для таблицы 1:

Рпжс(вх) = 4 МПа, Gпжс = 217039.6 кг/ч,Gфдт = 200000 кг/ч,Gвcг = 17039.6 кг/ч, Vk = 54386 кг, Sk(зад.) = 0.05 %масс

Таблица 2. Результаты работы алгоритма с учетом падения активности катализатора (Vk)

Исходные данные для таблицы 2: Рпжс(вх) = 4 МПа, Gпжс = 217039.6 кг/ч, Gфдт = 200000 кг/ч, Gвcг = 17039.6 кг/ч, Vk = 52575 кг, Sk(зад.) = 0.05 %масс.

математический топливный парожидкостный катализатор

Таблица 3. Результаты работы алгоритма при изменении серы на входе реактор (Sн)

Исходные данные для таблицы 3:

Рпжс(вх) = 4 МПа, Gпжс = 217039.6 кг/ч, Gфдт = 200000 кг/ч, Gвcг = 17039.6 кг/ч, Vk = 54386 кг, Sk(зад.) = 0.05 %масс

Приведенные таблицы 1-2 указывают на характер изменения входной температуры в реактор (Твх.), если на выходе серы по эксперименту 0.07%масс., а по математической модели 0.05 %масс. В результате работы алгоритма рассчитывается величина Vk, Vk (табл.1). Затем, при тех же начальных условиях Рпжс(вх) = 4 МПа, Gпжс = 217039.6 кг/ч, Gфдт = 200000 кг/ч, Gвcг = 17039.6 кг/ч, Sk(зад.) = 0.05 %масс, и Vk = 52575 кг рассчитывается Твх, такая чтобы на выходе Sk = Sk(зад.) = 0.05 %масс. В данном случаи следует поднять Твх. с 345.8 0С до 346.610С. Далее выводятся соответствующие значения расходов Gдт, Gсер, Gг, Gб при Tвх.= 346.610С (табл. 2)

Таблица 3 указывается как необходимо поднимать температуры входа парожидкостной смеси в реактор, в случаи изменения содержания серы на входе в ФДТ (Sн). Так например, при изменении Sн с 0.7% масс. до 0.75 % масс. необходимо увеличить Твх с 345.85 0С до 347.52 0С с целью удержания серы на выходе Sк = 0.05; при этом выводятся соответствующие значения расходов Gдт, Gсер, Gг, Gб.

Анализ таблиц 1-3 показывает, что полученные результаты согласуются с аналогичными показателями на производстве.

Список условных обозначений

Gпжс - количество парожидкостной смеси, состоящей из ВСГ газа и фракции ДТ, на входе в реактор, кг/ч

Gпжс - изменение количество парожидкостной смеси, кг/ч

Sk - содержание серы в ДТ по математической модели, % масс.

Gk - максимальный расход парожидкостной смеси, кг/ч

Gh - минимальный расход парожидкостной смеси, кг/ч

Gфдт - расход фракции ДТ (ФДТ) в парожидкостной смеси, кг/ч

Gфдт - изменение расхода фракции ДТ на входе в реакторный блок, кг/ч

Gh - расход чистого водорода ВСГ в парожидкостной смеси, кг/ч

Gвcг - расход свежего ВСГ в парожидкостной смеси, кг/ч

Gвcг - изменение расхода свежего ВСГ, кг/ч

Gh(рец) - расход водорода в циркулирующем ВСГ, кг/ч

Gвcг(рец) - расход циркулирующего ВСГ, кг/ч

Gвcг(ст.) - расход свежего ВСГ для стабилизационной колонны, кг/ч

Gвcг(ст.) - изменение расхода свежего ВСГ для стабилизационной колонны, кг/ч

Твсг(вх.) - температура ВСГ до печи, 0С

Твсг(вых.) - температура ВСГ после печи, 0С

Gпр - расход углеводородных газов в ВСГ газе в парожидкостной смеси, кг/ч

Gдт - выход стабильного ДТ из колонны стабилизации, кг/ч

Тдт - температура стабильного ДТ из колонны стабилизации, 0С

Рпжс(вх) - давление парожидкостной смеси на входе в аппарат, МПа

Рпжс(вых) - давление парожидкостной смеси на выходе из аппарата, МПа

P - изменение давления парожидкостной смеси на входе в реактор, МПа

Рк - максимально допустимое давление для парожидкостной смеси на входе в реактор, МПа

Рн - минимально допустимое давление для парожидкостной смеси на входе в реактор, МПа

Твх - температура парожидкостной смеси на входе в аппарат, 0С

Твых - температура парожидкостной смеси на выходе из аппарата, 0С

Тк - максимально допустимая температура на входе в реактор парожидкостной смеси,0С

Тн - минимально допустимая температура на входе в реактор парожидкостной смеси, 0С

Gтг - расход топливного газа, кг/ч

Gтг - изменение расхода топливного газа, кг/ч

Стг - состав топливного газа, %масс

Gвоз - расход воздуха в печь, кг/ч

Gвоз - изменение расхода воздуха в печь, кг/ч

Vk - количество недезактивированного катализатора в реакторе, кг

Vk - количество дезактивнного катализатора в реакторе, кг

Gcep - выход сероводорода из реактора, кг/ч

Gг - суммарное количество газа выделившегося при гидрогенолизе вместе с ВСГ и углеводородными газами из реактора, кг/ч

Gб - выход бензина из реактора, кг/ч

Gдт - выход дизельного топлива из реактора, кг/ч

Sн - содержание серы в ФДТ, % масс

Sк(зад.) - заданное значение содержания серы в ДТ, % масс

Sк(экс) - содержание серы в стабильном ДТ, % масс

Sk - содержание серы в ДТ на выходе из реактора, %масс

На наш взгляд, предлагаемая математическая модель и алгоритм управления являются оригинальными и более эффективными для управления процессом гидроочистки ДТ за счет коррекции управляющих воздействий по величине активности катализатора, формируемых на основе математической модели реактора. Предложенный подход можно распространить и на другие процессы нефтепереработки, а именно - управление реакторным блоком установки каталитического риформинга.

Литература

1. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2000, с.325.

2. Альбом математических описаний и алгоритмов управления типовыми процессами химической технологии. Вып.1 Москва. 1965, с.52.

3. Олейников А.А., Зотов В.А. Автоматическое регулирование технологическими процессами. - М.: Химия, 1962, с.380

4. Судаков Н.А. Метод расчета выхода продуктов гидроочистки средних нефтяных фракций. ХТТМ. 2000, № 4, с.25-27.

Размещено на Allbest.ru