¿Qué métodos de propiedades físicas utilizan todos al simular los componentes del petróleo?
Thread Content
Este post fue editado por última vez por 我爱毛毛染 el 23/12/2015 a las 08:06. En la ayuda de ASPEN, los siguientes métodos son válidos: CHA-SEA GRAYSON BK10 SRK P-R. Me pregunto si habrá algún experto que haya comparado en profundidad las condiciones de uso y la precisión de simulación de estos métodos. ¿O todavía?
Por lo general, se utiliza GS para aplicaciones con alto contenido de hidrógeno; BK10 para bajas presiones. Para altas presiones, se utilizan GS y CS. Para otros casos, se emplean SRK y PR. Las condiciones específicas de uso se indican en la sección de ayuda; solo los datos experimentales pueden determinar qué método es el adecuado.
Hola, vi un artículo que explicaba la simulación de estabilización de la absorción. En él había una frase que decía: “Cuando el contenido de hidrocarburos ligeros es alto, se debe utilizar el modelo SRK en las 4 capas superiores de la columna”. ¿Por qué es así?
1. Cuando el contenido de hidrocarburos ligeros es alto, se pueden utilizar SRK, PR, entre otros. 2. Las 4 capas superiores deben corresponder a su propia torre; en esas 4 capas superiores, el contenido de hidrocarburos ligeros es alto.
Hmm, gracias. En el artículo, se indica que en la torre de desorción se utiliza Grayson; además, se menciona que cuando el contenido de hidrocarburos ligeros es alto, se emplean SRK en las 4 capas superiores. Es decir, para el cálculo de equilibrio de hidrocarburos ligeros como el gas licuado y el gas seco, SRK y PR son mejores que Grayson, ¿verdad? Entonces, ¿por qué no usar SRK en toda la torre? La función de la torre de desorción es hacer que el C2 presente en la gasolina cruda se evapore desde la parte superior de la torre; en la parte inferior de la torre queda la gasolina cruda que contiene gases licuados (C3, C4)