Технология

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).
[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




смотреть на рефераты похожие на "Моделирование математического процесса теплообмена в теплообменнике типа труба в трубе "