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 20-300 С, после чего поступает в гурьевские печи. В гурьевских печах происходит нагрев до 50-600 С 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 (10-300 С) применяют в основном воду и воздух.
Все теплообменные аппараты по способу передачи тепла разделяются на две большие группы: поверхностные теплообменные аппараты иаппараты 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. 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 .
 |
tx 1 — входная температура холодной нефти, 0 С;
Gx . — расход холодной нефти, кг/с;
Tx2 — выходная температура нагретой нефти,0 С ;
Gг — расход горячей нефти, кг/с;
tг1, tг2 — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, 0 С.
| № | 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.
T ( G ) = 30,545 – 5,193 · 10-3 · G
Параболическая регрессия.
T(t)= 42,769 –2,895 · t + 0,144 · t2
Метод множественной корреляции.
T(G,t) = 26,664 – 0,0036·G + 0,274·t
Тепловой расчет теплообменника «труба в трубе» .
Исходные данные:
Для греющей нефти:
d2
= 55 мм d1
= 50 мм t11
= 60 ºCG1
= 16.67 
Cp
60
= 1,9 
δc
= 25 мм
Для нагреваемой нефти:
ρ2
= 885 
t21
= 10 ºC t22
= 30 ºC G2
=34,72 D= 90 мм
Ср10
= 1,61 
Ср30
= 1,73
Решение:
Количество переданного тепла:
Температура греющей воды на выходе:
Находим средние арифметические значение температур теплоносителей и значения физических свойств при этих температурах:
При этой температуре основные параметры греющей нефти:
При этой температуре основные параметры нагреваемой нефти:
Скорость движения теплоносителей:
Критерий Рейнольдса для потока греющей нефти:
Температура стенки:
Коэффициент теплоотдачи от греющей нефти к стенке трубы:
Критерий Рейнольдса для потока нагреваемой нефти:
Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к нагреваемой нефти:
Коэффициент теплопередачи:
Тепловой баланс:
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:
Введем обозначения
Уравнение для стенки трубки:
Уравнение для потока в межтрубном пространстве:
Уравнение динамики: зависимость выходной температуры нагреваемой нефти Θ2 от температуры греющей нефти Θ1 и температуры стенок трубки Θст .
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:
Вывод: программа определила максимальную температуру нагреваемой нефти на выходе из теплообменника
оптимальный расход нагреваемой нефти
оптимальная температура нагреваемой нефти на выходе
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
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
· коэффициент теплоотдачи от стенки трубки к нагреваемой нефти
· коэффициент теплопередачи
Тепловой баланс процесса:
разница между количеством переданной теплоты и принятой теплоты не очень велика.
3. Было получено следующее уравнение динамики процесса теплообмена
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
· оптимальная входная температура нагреваемой нефти равна
· оптимальный расход нагреваемой нефти равен
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
- Описание работы объекта стр. 6
- 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
29-04-2015, 04:05