Министерство образования Республики Татарстан
Альметьевский нефтяной институт
Кафедра
Автоматизации и информационных технологий
КУРСОВАЯ РАБОТА
на тему
«Моделирование математического процесса теплообмена в теплообменнике типа “труба в трубе”»
Выполнил: студент гр.38-61
Шакиров Р.И.
Проверил: преподаватель кафедры
Тугашова Л.Г.
Альметьевск 2002 год.
Описание технологического процесса КУПВСН.
Сырая нефть (газожидкостная смесь) с бригад №1,2,3 нефтепромысла №3
НГДУ, разделенные потоками поступает в горизонтальные сепараторы холодной
ступени сепарации (отбор газа от нефти). В сепараторе отбирается основной
объем газа. Отрегулированный газ из сепараторов первой ступени сепарации
через газоосушитель откачивается компрессором на Миннибаевский ГПЗ. В
случае отказа и не принятия газа на МГПЗ предусмотрена подача газа на
факельный стояк, где сжигается. Дегазированная эмульсия на КУПВН и ДНС-3
ЦДНиГ №3, ДНС-2 и ЦДНиГ №2 и ДНС-1539 ЦДНиГ №1, ДНС-10 ЦДНиГ №6
направляется через узел учета в блок предварительного холодного сброса.
Узел учета служит для определения количества поступающей жидкости отдельно
по каждому ЦДНиГ в бригаде. Для улучшения процессов обезвоживания и
обессоливания в нефть перед узлом учета подается на деэмульгатор. После
узла учета сырая нефть общим потоком направляется в блок предварительного
холодного сброса воды (отстойники 1,2,3).
Вся жидкость с промыслов после предварительного холодного сброса общим
потоком поступает в каплеобразователь. Каплеобразователь – труба диаметром
500мм, длиной 80м, предназначен для разрушения бронирующих оболочек на
глобулах пластовой воды, укрупнение глобул и расслаивания потока на нефть и
воду перед отстаиванием эмульсии. Укрупнение капель происходит
непосредственно в потоке нефти на стенках каплеообразователя за счет
турбулентности потока. На вход в каплеообразователь подается дренажная вода
из отстойников первой и второй ступени горячего отстоя. Температура
дренажной воды 40-500 С. Тепло дренажной воды и остаточный регент в ней
способствует уменьшению глобул и расслоению на нефть и воду. Подготовленная
в каплеобразователе эмульсия поступает в отстойники предварительного сброса
воды №1-3. Ввод эмульсии в отстойники осуществляется через специальное
распределительное устройство, способствующее быстрому отделению воды от
нефти под водяную подушку (гидрофильного фильтра), капельки воды сливаются
с каплями фильтра, а нефть всплывает на поверхность водной подушки. Для
получения нефти с наименьшим содержанием воды в отстойниках
предварительного холодного сброса необходимо поддерживать водяную подушку
толщиной 90-150 см.
Контроль за межфазным уровнем осуществляется с помощью прибора “Элита”
на отстойниках 1,2,3,6,7,8 и визуальна через контрольные краники. Сброс
воды из отстойников производится автоматически клапанами-регуляторами
исполнения ВЗ (воздух закрывает). При увеличении уровня выше допустимого
сигнала прибора ”Элита” поступает через вторичный прибор и КПС
(электромагнитный клапан) на клапан-регулятор. Клапан открывается и
происходит сброс воды. При уменьшении уровня клапан закрывается.
Нефть из отстойников предварительного сброса через буферную емкость Е-4
поступает на прием сырьевых насосов, куда подается деэмульгатор в
количестве 15-25 г/т.
Сырьевыми насосами типа ЦНС-180/120 нефть прокачивают через трубные
пространства теплообменников 1, 1+6 две гурьевские печи, третья в резерве,
отстойниках первого горячего отстоя. В трубах теплообменников сырая нефть
подогревается теплом уходящей с установки готовой нефти до 20-300С, после
чего поступает в гурьевские печи. В гурьевских печах происходит нагрев до
50-600С за счет тепла сжигаемого девонского газа. Нефть в печах движется
двумя потоками. Нагретая нефть из печей общим потоком через отстойники
первой группы №6-9 и второй группы №13 горячего отстоя, горизонтальные
электродегидраторы IЭГ-160 № I+3 затрубное пространство теплообменников Т-
I+3 поступает в буферные емкости Е-7 V=200 м3 , №5+IO и РВС – 5000.
Технологическая обвязка отстойников предварительного холодного сброса
воды, первая группа горячего отстоя осуществлена так, что они могут
работать параллельно, последовательно и взаимозаменять друг друга. В
отстойниках первой и второй группе горячего отстоя происходит обессоливание
нефти в электрическом поле. Обессоливание производится за счет вымывания
солей из нефти пресной водой подаваемой в поток нефти перед
электродегидраторами (периодически при ухудшении качества). Пресная вода
перемешивается с нефтью, образует нестойкую эмульсию, которая разрушается в
электрическом поле электродегидраторов. Электроды также включаются
периодически при ухудшении качества подготовки нефти.
Внутренняя начинка отстойников первой группы горячего отстоя аналогична
начинке отстойников предварительного сброса. Ввод нефти в отстойнике может
осуществляться через верхние или боковые патрубки.
Толщина водяной подушки в отстойниках первой группы горячего отстоя
поддерживается около 40 см. Контроль уровня и сброс дренажных вод
осуществляется так же как на отстойниках предварительного холодного сброса
воды. В отстойниках второй группы подушка отсутствует. Вода, отстоявшаяся в
этих отстойниках направляется в каплеобразователь для повторной обработки и
использованию тепла. Контроль раздела фаз нефть-вода в электродегидраторах
осуществляется по контрольным краникам, а поддержание уровня производится
автоматикой. Очистка сточных вод осуществляется на очистных сооружениях при
Куакбашской установке.
В состав очистных сооружений входят 4 шт отстойника V=200 м3, РВС – 5000
7 шт. Очищенная сточная вода с РВС – 5000 самотеком подается на кустовую
насосную станцию КНС-123 и подпорными насосами ЦНС-300 на КНС-121 для
закачки в пласт в целях поддержания пластового давления. Уловленная в
отстойниках и РВС-5000 нефть сбрасывается в систему канализации.
Краткая теория по теплообменникам.
В химической промышленности широко распространены тепловые процессы -
нагревание и охлаждение жидкостей и газов и конденсация паров, которые
проводятся в теплообменных аппаратах (теплообменниках).
Теплообменными аппаратами называются устройства, предназначенные для
передачи тепла от одного теплоносителя к другому для осуществления
различных тепловых процессов, например, нагревания, охлаждения, кипения,
конденсации или более сложных физико-химических процессов – выпарки,
ректификации, абсорбции.
Из-за разнообразия предъявляемых к теплообменным аппаратам требований,
связанных с условиями их эксплуатации, применяют аппараты самых различных
конструкций и типов, причем для аппарата каждого типа разработан широкий
размерный ряд поверхности теплообмена.
Широкая номенклатура теплообменников по типам, размерам, параметрам и
материалам позволяет выбрать для конкретных условий теплообмена аппарат,
оптимальный по размерам и материалам.
В качестве прямых источников тепла в химической технологии используют
главным образом топочные газы, представляющие собой газообразные продукты
сгорания топлива, и электрическую энергию. Вещества, получающие тепло от
этих источников и отдающие его через стенку теплообменника нагреваемой
среде, носят название промежуточных теплоносителей. К числу
распространенных промежуточных теплоносителей относятся водяной пар и
горячая вода, а также так называемые высокотемпературные теплоносители -
перегретая вода, минеральные масла, органические жидкости (и их пары),
расплавленные соли, жидкие металлы и их сплавы.
В качестве охлаждающих агентов для охлаждения до обыкновенных
температур (10-300С) применяют в основном воду и воздух.
Все теплообменные аппараты по способу передачи тепла разделяются на
две большие группы: поверхностные теплообменные аппараты и аппараты
смешения. В поверхностных аппаратах передача тепла от одного теплоносителя
к другому осуществляется с участием твердой стенки. Процесс теплопередачи в
смесительных теплообменных аппаратах осуществляется путем непосредственного
контакта и смешения жидких и газообразных теплоносителей.
Поверхностные теплообменные аппараты в свою очередь подразделяют на
рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных аппаратах тепло от одного
теплоносителя к другому передается через разделяющую их стенку из
теплопроводного материала. В регенеративных теплообменных аппаратах
теплоносители попеременно соприкасаются с одной и той же поверхностью
нагрева, которая в один период нагревается, аккумулируя тепло «горячего»
теплоносителя, а во второй период охлаждается, отдавая тепло «холодному»
теплоносителю.
Рекуперативные теплообменные аппараты классифицируются по следующим
признакам:
. По роду теплоносителей в зависимости от их агрегатного состояния:
паро-жидкостные; жидкостно-жидкостные; газо-жидкостные; газо- газовые; паро-газовые.
. По конфигурации поверхности теплообмена:
трубчатые аппараты с прямыми трубками; спиральные; пластинчатые; змеевиковые.
. По компоновке поверхности нагрева:
типа «труба в трубе»; кожухотрубчатые; оросительные аппараты.
Теплообменные аппараты поверхностного типа, кроме того классифицируются
по назначению (подогреватели, холодильники и т.д.); по взаимному
направлению теплоносителей (прямоток, противоток, смешанный ток и т.д.); по
материалу поверхности теплообмена; по числу ходов и т.д.
Описание работы объекта.
При истечении жидкостей в теплообменнике температура их изменяется:
горячая жидкость охлаждается, а холодная нагревается. Характер изменения
температуры жидкости, движущейся вдоль поверхности нагрева, зависит от
схемы ее движения. В теплообменных аппаратах применяются в основном три
схемы движения жидкостей:
. прямоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают параллельно;
. противоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают в противоположном друг другу направлении;
. перекрестная, когда жидкости протекают в перекрестном направлении.
А.
Б.
Рис. 1. Схема движения жидкостей в теплообменнике типа «труба в трубе» при прямотоке
(А) и противотоке (Б).
[pic]
Рис. 2. Односекционный теплообменник «труба в трубе». 1 – штуцер на Dy= 100 мм и py= 40 кгс/см2; 2 – штуцер на Dy= 150 мм и py= 25 кгс/см2; 3 – опора; 4 – наружная труба; 5 – решетка для наружных
труб; 6 – колпак; 7 – калач; 8 – внутренняя труба; 9 – распределительная
коробка; 10 – штуцер на Dy= 150 мм и py= 25 кгс/см2; 11- решетка для
внутренних труб; 12 – крышка.
Расчетная часть.
tx1 — входная температура холодной нефти, 0С;
Gx. — расход холодной нефти, кг/с;
Tx2 — выходная температура нагретой нефти, 0С ;
Gг — расход горячей нефти, кг/с;
tг1, tг2 — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, 0С.
|№ |Gx |tx1 |Tx2 |
|1 |389 |12,0 |28,4 |
|2 |250 |12,8 |29,3 |
|3 |359 |11,9 |28,7 |
|4 |355 |12,0 |28,6 |
|5 |348 |12,1 |28,5 |
|6 |340 |12,0 |29 |
|7 |300 |12,6 |29 |
|8 |350 |12,5 |28,9 |
|9 |365 |12,3 |28,8 |
|10 |330 |12,3 |28,7 |
|11 |290 |12,0 |28,9 |
|12 |308 |12,2 |28,8 |
|13 |240 |12,4 |29,2 |
|14 |250 |12,5 |29 |
|15 |250 |12,6 |29,2 |
|16 |320 |12,4 |28,8 |
|17 |382 |12,4 |28,8 |
|18 |300 |12,4 |29 |
|19 |182 |12,9 |29,4 |
|20 |230 |12,9 |29,5 |
|21 |150 |12,8 |29,5 |
|22 |250 |12,3 |29 |
|23 |182 |12,5 |29,6 |
|24 |360 |11,8 |28,4 |
|25 |320 |11,8 |28,8 |
|26 |260 |12,6 |29,1 |
|27 |260 |12,8 |29,3 |
|28 |200 |12,7 |29,4 |
|29 |260 |12,6 |29 |
|30 |379 |12,1 |28,5 |
|31 |280 |12,2 |29,2 |
|32 |222 |12,5 |29,3 |
|33 |150 |13,4 |29,8 |
|34 |270 |12,2 |29,3 |
|35 |240 |12,7 |29,5 |
|36 |250 |12,1 |29 |
|37 |250 |12,6 |29,6 |
|38 |187 |12,9 |29,8 |
|39 |175 |12,8 |29,7 |
|40 |188 |13,4 |29,7 |
|41 |207 |13,0 |29,4 |
|42 |250 |13,2 |29,5 |
|43 |184 |13,7 |30 |
|44 |140 |13,0 |29,8 |
|45 |231 |12,7 |29,3 |
|46 |175 |13,5 |29,8 |
|47 |158 |13,7 |29,7 |
|48 |127 |13,1 |29,7 |
|49 |164 |13,5 |29,5 |
|50 |126 |13,8 |29,8 |
|51 |208 |13,2 |29,7 |
|52 |162 |13,3 |29,9 |
|53 |143 |13,8 |29,9 |
|54 |124 |13,3 |29,6 |
|55 |208 |13,2 |29,6 |
|56 |142 |13,4 |29,7 |
|57 |159 |13,9 |29,8 |
|58 |122 |13,5 |30 |
|59 |230 |13,0 |29,5 |
|60 |159 |14,1 |30 |
Регрессионный и корреляционный анализ.
Линейная регрессия от одного параметра.
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
T(G) = 30,545 – 5,193·10-3·G
Параболическая регрессия.
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
T(t)= 42,769 –2,895·t + 0,144·t2
Метод множественной корреляции.
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
T(G,t) = 26,664 – 0,0036·G + 0,274·t
Тепловой расчет теплообменника «труба в трубе».
Исходные данные:
Для греющей нефти:
[pic] [pic]d2= 55 мм d1= 50 мм t11= 60 єC G1= 16.67 [pic]
Cp60= 1,9 [pic] ?c= 25 мм
Для нагреваемой нефти:
?2= 885 [pic] t21= 10 єC t22= 30 єC G2=34,72 [pic] D= 90 мм
Ср10= 1,61 [pic] Ср30= 1,73 [pic]
Решение:
Количество переданного тепла:
[pic]
Температура греющей воды на выходе:
[pic]
Находим средние арифметические значение температур теплоносителей и
значения физических свойств при этих температурах:
[pic]
При этой температуре основные параметры греющей нефти:
[pic]
[pic]
При этой температуре основные параметры нагреваемой нефти:
[pic]
Скорость движения теплоносителей:
[pic] [pic]
Критерий Рейнольдса для потока греющей нефти:
[pic]
Температура стенки:
[pic]
[pic]
Коэффициент теплоотдачи от греющей нефти к стенке трубы:
[pic]
Критерий Рейнольдса для потока нагреваемой нефти:
[pic]
[pic]
Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к нагреваемой нефти:
[pic]
Коэффициент теплопередачи:
[pic]
Тепловой баланс:
[pic]
Уравнение динамики процесса теплопередачи.
Теплообменник является сложным объектом с распределенными параметрами.
При выводе уравнений динамики необходимо принять ряд допущений.
1) Количество тепла, которое проходит в направлении потока как в жидкости
так и в стенке трубы не учитывается.
2) Используются средние значения температур по сечению трубопровода и
рассматривается изменение температуры только по направлению потока.
3) Такие параметры как теплоемкость, плотность и коеффициенты теплоотдачи
считаются постоянными.
4) Механической энергией по сравнению с тепловой и потерями тепла в
окружающую среду пренебрегаем.
Рассмотрим теплообменник типа «труба в трубе».
В данном случае рассматривается процесс теплообмена между двумя
жидкостями, протекающие в концентрически расположенных трубках, когда
нагреваемой является жидкость во внешней трубке.
Для данного теплообменника можно записать следующие уравнения, которые
характеризуют процесс теплообмена. В этих уравнениях индекс ‘1’ относится к
внутреннему потоку, а индекс ‘2’ ко внешнему потоку.
Уравнение для потока в трубке:
[pic]
[pic]
[pic]
Введем обозначения
[pic]
[pic]
Уравнение для стенки трубки:
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Уравнение для потока в межтрубном пространстве:
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Уравнение динамики: зависимость выходной температуры нагреваемой нефти ?2
от температуры греющей нефти ?1 и температуры стенок трубки ?ст.
[pic]
[pic]
Оптимизация технологического процесса.
Для данного технологического процесса (теплообмен между жидкостями)
применим метод оптимизации – метод сканирования.
Запишем статическую функцию объекта:
T(G,t) = 26,664 – 0,0036·G + 0,274·t
Составим программу оптимизации:
[pic]
Вывод: программа определила максимальную температуру нагреваемой нефти на
выходе из теплообменника
[pic] оптимальный расход нагреваемой нефти
[pic]
оптимальная температура нагреваемой нефти на выходе
[pic]
Выводы по проделанной работе.
1. Корреляционный и регрессионный анализ работы объекта показал, что
зависимость выходной температуры нагреваемой нефти от расхода не
наблюдается, так как, во-первых, коэффициент корреляции меньше нуля
[pic]
во-вторых, это наглядно показывает уравнение регрессии
T(G) = 30,545 – 5,193·10-3·G
(при изменении расхода G, температура Т практически не изменяется)
2. В ходе теплового расчета теплообменника выяснились следующие тепловые показатели аппарата:
. коэффициент теплоотдачи от нагревающей жидкости к стенке трубки
[pic]
. коэффициент теплоотдачи от стенки трубки к нагреваемой нефти
[pic]
. коэффициент теплопередачи
[pic]
Тепловой баланс процесса:
[pic]
разница между количеством переданной теплоты и принятой теплоты не очень
велика.
3. Было получено следующее уравнение динамики процесса теплообмена
[pic]
[pic]
4. Оптимизация процесса теплообмена было проведено по статической функции объекта T(G,t) = 26,664 – 0,0036·G + 0,274·t. Выяснилось, что
. максимальная выходная температура нагреваемой нефти равна
[pic]
. оптимальная входная температура нагреваемой нефти равна
[pic]
. оптимальный расход нагреваемой нефти равен
[pic]
Список литературы:
1. Кафаров “Методы кибернетики в нефтехимической промышленности”.
2. Бояринов, Кафаров “Методы оптимизации”.
3. Лутошкин Г.С. “Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту”
4. Юренев В.Н., Лебедев П.Д. Теплотехнический справочник. Том №2.
Содержание:
1. Описание технологического процесса КУПВСН стр. 1
2. Краткая теория по теплообменник стр.3
3. Описание работы объекта стр. 6
4. Расчетная часть стр.7
4.1. Регрессионный и корреляционный анализ стр. 9
4.2. Тепловой расчет теплообменника «труба в трубе» стр.13
4.3. Уравнение динамики процесса теплопередачи стр. 16
4.4. Оптимизация технологического процесса стр. 19
5. Выводы по проделанной работе стр. 20
6. Список литературы стр. 22
-----------------------
Тн
tн
tк
Тк
tн
tк
Тн
Тк
Gг , tг1
tг2
tx2
Gx , tx1