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