Моделирование математического процесса теплообмена в теплообменнике типа 'труба в трубе'
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).
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.
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 ºC G1= 16.67
Cp60= 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