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
.
Т>к>
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 D>y>= 100 мм и p>y>= 40 кгс/см2; 2 – штуцер на D>y>= 150 мм и p>y>= 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 D>y>= 150 мм и p>y>= 25 кгс/см2; 11- решетка для внутренних труб; 12 – крышка.
Расчетная часть.
t>x>>1> — входная температура холодной нефти, 0С;
G>x>>.> — расход холодной нефти, кг/с;
T>x2 >— выходная температура нагретой нефти, 0С ;
G>г> — расход горячей нефти, кг/с;
t>г1,> t>г2> — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, 0С.
|
№ |
G>x> |
t>x1> |
T>x2> |
|
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:
d>2>=
55 мм d>1>=
50 мм t>11>=
60 ºC
G>1>=
16.67
C>p>>60>=
1,9
δ>c>=
25 мм
Для нагреваемой нефти:
ρ>2>=
885
t>21>=
10 ºC t>22>=
30 ºC G>2>=34,72
D=
90 мм
С>р10>=
1,61
С>р30>=
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 Θ>2> от температуры греющей нефти Θ>1> и температуры стенок трубки Θ>ст>.
>
>
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.
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)
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.
Было получено следующее уравнение динамики процесса теплообмена
>>
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:
Кафаров “Методы кибернетики в нефтехимической промышленности”.
Бояринов, Кафаров “Методы оптимизации”.
Лутошкин Г.С. “Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту”
Юренев В.Н., Лебедев П.Д. Теплотехнический справочник. Том №2.
Содержание:
1. Описание технологического процесса КУПВСН стр. 1
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