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. 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
.
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
|