Моделирование математического процесса теплообмена в теплообменнике типа труба в трубе

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