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 500 мм, длиной 80 м, 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 ТI+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; газогазовые; 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].

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.

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.