«Теплообменник типа «труба в трубе»» » Мы с АГНИ

метки: Теплообменник, Нефть, Расход, Анализ, Характеристика, Обезвоживание, Труба, Теплообмен

СКАЧАТЬ: [607,24 Kb] (cкачиваний: 133)

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

Наименование объекта — блок подготовки нефти на Кичуйской ТХУ «Елховнефть».

Блок подготовки нефти на Кичуйской ТХУ входит в состав цеха комплексной подготовки нефти НГДУ «Елховнефть». Объект предназначен для обезвоживания и глубокого обессоливания поступающей с нефтяных промыслов нефтей девонских горизонтов перед подачей на переработку нефтеперерабатывающей установки и для сдачи потребителям.

Блок подготовки нефти размещается на территории существующего и действующего товарного парка. Проектная мощность установки составляет 1млн. т/год по товарной нефти.

Состав сооружений объекта

Площадка отстойников ступени обезвоживания.

Площадка электродегидраторов ступени обессоливания.

Площадка печей нагрева.

Площадка теплообменников.

Система технологических трубопроводов и других инженерных коммуникаций, необходимых для нормальной работы объекта.

Электроснабжение установки осуществляется по кабельным линиям от фидера 55/46 и 55/28 подстанция №55.

Источником производственно — противопожарного водоснабжения является Камский водовод на КНС-5, расположенный в 8 км от Кичуйского товарного парка. Давление в водоводе до 15 кгс/см². Сточные воды установки подготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.

Очищенная и дегазированная сточная вода утилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержания пластового давления. Газоснабжение установки подготовки нефти НГДУ «Елховнефть» предусмотрены от газовых сетей среднего давления Р=2 кгс/см², идущих от КС-21, расположенной на территории Кичуйского товарного парка в качестве топлива принимается нефтяной попутный газ девонского месторождения с теплотой сгорания Q=11547 калл/нм³ с удельным весом 1.18 кг/м³.

Питание приборов КИП осушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха, расположенной на территории установки.

Производственные и бытовые нужды установки в паре обеспечиваются от котельной с котлами ДЕ-10/14 производительностью по отпуску пара -10 т/час.

Топливо — попутный газ.

Подогрев нефти для обезвоживания и обессоливания осуществляется в печи ПТБ-10.

Технологическая схема подготовки нефти на описываемой установке осуществляется в 32 ступени:

1 ступень — обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 2% путем 2-х часового отстоя в горизонтальных отстойниках типа ОГ- 200 П;

2 ступень — обессоливание нефти до содержания в ней хлористых солей до 40 мг/л путем промывки пресной водой и 2-х часового отстоя в электродегидраторах типа ЭГ- 200.

Компоновка оборудования.

При компоновке технологического блока исходили из минимальных разрывов между аппаратами и сооружениями согласно действующим противопожарным нормам.

Компоновкой преследовались задачи, обеспечивающие:

— минимальную протяженность трубопроводов;

— удобство обслуживания, его монтаж и демонтаж;

— прокладку трубопроводов максимально на опорах и стойках.

Оборудование установки располагается на открытых площадках в целях противопожарной безопасности, удобства монтажа и демонтажа, к площадке предусмотрен подъезд.

ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

Характеристика исходного сырья и товарной нефти производится по материалам лабораторных исследований института «ТатНИПИнефть».

Характеристика сырья:

обводненность, % — до 10

удельный вес при 20°С, кг/м3 -867-886

молекулярный вес

(безводная нефть) -216

вязкость при 20°С.сст

(обводненность 6-9%) -27-32

Углеводородный состав нефти:

К-ты	С1	С2	С3	иС4	нС4	иС5	нС5	С6	Ост.	Итого
% вес		0,11	1,01	0,36	1,45	0,98	1,40	2,20	92,49	100,0

Характеристика товарной нефти

содержание воды -до 0,58%

удельный вес при 20°С , кг/м3 -861-868

упругость паров нефти, мм.рт.ст. — 405

вязкость при 20°С, сст -16-18

при 50°С, сст -6,4-6,8

уд. вес углеводородного газа, кг/нм3 -2,18

Готовой продукцией термохимической установки является нефть 1-ой группы качества ГОСТ 99-65-76 содержания воды до 0,5% и хлористых солей не более 100мг/л.

Расчетный состав газа

К-ты	С1	С2	С3	иС4	нС4	иС5	нС5	С6	Ост.	Итого
% вес	0,26	4,99	41,45	6,48	18,81	10,02	8,28	7,07	1,66	100,0

В качестве вспомогательных материалов используются:

-топливный газ для печей нагрева нефти;

-пресная вода для обессоливания;

-деэмульгатор для обезвоживания и обессоливания.

В составе данного объекта используются существующие здания насосной, операторной, и лаборатория.

Используются существующие нефтяные насосные агрегаты, блок подачи химреагента-деэмульгатора и сети водопровода противопожарной системы, канализации промливневых стоков и паротушения.

Краткая характеристика реагента

Деэмульгатор реапон — ИФ применяется в промыслах подготовки нефти для осуществления процессов обезвоживания и обессоливания нефтей. Кроме этого он обладает защитным действием от коррозии.

Внешний вид — однородная прозрачная жидкость, от светло-желтого до темно-коричневого цвета.

Удельный расход до 20 г/т.

Массовая доля активного вещества % в пределах 48-53

Вязкость кинематическая при 20°С мм² /с не более 60

Температура застывания не выше -50°С.

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Блок подготовки нефти предусматривает следующие ступени подготовки:

-нагрев частично обезвоженной нефти до 90°С,

-обезвоживание нефти под давлением в горизонтальных отстойниках при температуре до 90°С,

-обессоливание в электродегидраторах.

Краткое описание процесса подготовки нефти:

Продукция скважин обводненностью до 90% обработанная деэмульгатором в системе сбора направляется на установку предварительного сброса при Кичуйском товарном парке, состоящую из двух КДФ (концевой делитель фаз).

Частично обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды до 10% весовых насосом Н-1 и Н-2 забирается из резервуара РВС-3 и подается через теплообменники Т-1/1,2 в печи нагрева ПТБ-10.

Нефть в теплообменниках нагревается до 53°С за счет тепла обессоленной нефти и поступает в печь нагрева ПТБ-10, где нагревается до 90°С и поступает параллельно на ступень обезвоживания в отстойники 0-1/1,2 и из отстойников с остаточным содержание воды не более 2% весовых направляется на ступень электрообессоливания в электродегидраторы ЭД-1/1,2.

В трубопровод нефти перед электродегидраторами подается пресная вода от существующего трубопровода пресной воды. Отделившаяся пластовая вода из отстойников 0-1/1,2 направляется на существующие очистные сооружения.

Обезвоженная нефть поступив в электродегидратор ЭД-1/1,2 проходит через электрическое поле, где происходит разрушение бронированной обо

лочки эмульсии с остаточным содержанием воды до 0,5%, солей до 40 мг/л поступает в теплообменники Т-1/1,2, где охлаждается до 38°С и в виде готовой нефти поступает на товарный парк в резервуар РВС-8.

Для опорожнения аппаратов и технологических трубопроводов от продукта смонтирована дренажная емкость ЕП с погружным насосом.

Продукт из дренажной емкости возвращается в цикл подготовки нефти. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется через дренажную емкость. Для пожаротушения печи предусматривается подача в топочное пространство водяного пара. Система снабжения данного объекта электроэнергией, теплом, противопожарного и хозяйственного водоснабжения, воздухоснабжения приборов в КИПиА, и телефонной связью осуществляется от существующих источников и сетей. Потребители данного объекта подключены к существующим сетям.

Технологическое оборудование, трубопроводы, приборы контроля, регулирования и измерения для данной установки укомплектованы продукциями, серийно выпускаемыми отечественными заводами.

Технические характеристики установленного оборудования с указанием заводов изготовителей приведены в приложении к данному технологическому регламенту на чертеже — спецификация оборудования, изделий и материалов.

Компоновка всего проектируемого оборудования на площадке выполнена с учетом нормативных противопожарных и санитарных норм.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

№ п/п	Наименование параметров	Ед.изм	Пределы измерения		Средства Контроля
			от	до
1	2	3	4	5	6
1	Количество обрабатываемой жидкости	м 3 /сут	2000	3000	Расходомер НОРД-150
2	Количество готовой нефти	т/сут	1600	2500	Расчет
3	Откачка готовой нефти	м 3 /сут	280	400	УУН-211
4	Подача промываемой воды	м 3 /сут	5	10	Расходомер «Турбоквант»
5	Подача промываемой воды на выход ТХУ	м 3 /сут	5	10	Расходомер «Турбоквант»
6	Давление на выкиде сырьевых насосов	атм.	7	12	Тех. манометр
7	Давление на входе в печи	атм.	6	7	Тех. манометр
8	Давление на выходе из печи	атм.	5	6	Тех. манометр
9	Давление в отстойниках	атм.	3	6	Тех. манометр
10	Давление в теплообменниках
	-сырая нефть	атм.	7	12	Тех. манометр
	-готовая нефть	атм.	2.5	5	Тех. манометр
11	Давление на выходе с ТХУ	атм.	2	4	Тех. манометр
12	Давление промываемой воды	атм.	6	12	Тех. манометр
13	Давление на выкиде насосов готовой нефти	атм.	15	18	Тех. манометр
14	Температура сырой нефти	°С	10	20	Тех. термометр
15	Температура на выходе из теплообменников	°С	15	30	Тех. термометр
16	Температура на выходе из печей	°С	60	90	Тех. термометр КСП
17	Температура готовой нефти на выходе с теплообменников	°С	25	40	Тех. термометр КСП
18	Содержание воды в сырой нефти	%	1	10	Лабораторный анализ
19	Содержание воды на выходе с отстойников	%	0.5	1	Лабораторный анализ
20	Содержание воды на выходе с ТХУ	%	сл.	0,5	Лабораторный анализ
21	Содержание хлористых солей на выходе с ТХУ	мг/л	30	40	Лабораторный анализ
22	Содержание хлористых солей на входе в РВС-8	мг/л	10	30	Лабораторный анализ
23	Удельный расход реагента	кг/тн	5	10	Мерная емкость
24	Давление газа перед горелками печей	атм.	0,1	1	Тех. манометр

Контроль основных параметров работы технологических печей нагрева необходимо строго осуществлять в соответствии с паспортными данными, установленными заводом изготовителем.

КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

В процессе нормальной эксплуатации технологического блока необходимо постоянно контролировать качество подготовленной товарной нефти. Все основные технологические параметры работы объекта контролируются и регулируются со щита оператора.

Автоматическое регулирование осуществляется:

-уровень раздела фаз «Нефть-Вода» в отстойниках обезвоживания 0-1/1,2;

-уровень раздела фаз «Нефть-Вода» в электродегидраторах ЭД-1/1,2;

Автоматизация печей нагрева осуществляется приборами поставляемыми комплектно с печами и обеспечивают:

-регулирование расхода газа в зависимости температуры продукта на выходе из печи;

-отсечку газа при погасании пламени в печи;

-отсечку газа при отклонении давления предусмотренных инструкцией по

эксплуатации;

-отсечку при повышении температуры продукта на выходе из печи;

-сигнализацию при повышении давления продукта на выходе из печи;

-сигнализацию при изменении параметров в системе газоснабжения.

Кроме выше приведенных параметров регулирования и контроля на щит оператора выведены следующие сигналы:

-нижнего уровня раздела фаз в отстойниках 0-1/1,2;

-высокое содержание паров углеводородов (выше ПДК) на технологических

площадках;

-наличие газовой шапки в электродегидраторах Э-1/1,2;

-верхнего и нижнего уровня фаз в электродегидраторах Э-1/1,2;

-верхнего и нижнего уровня жидкости в дренажной емкости ЕП;

-наличия напряжения в системе сигнализации.

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

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.

промежуточных теплоносителей

В качестве охлаждающих агентов для охлаждения до обыкновенных температур (10-30⁰ С) применяют в основном воду и воздух.

поверхностные теплообменные аппараты

рекуперативные

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 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_x1 — входная температура холодной нефти, ⁰ С;

Gx. — расход холодной нефти, кг/с;

T_x2 — выходная температура нагретой нефти, ⁰ С ;

G_г — расход горячей нефти, кг/с;

t_г1, t_г2 — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, ⁰ С.

	G	t	t	T
№	Х1	Х2	Х1	Y
1	319.6528	40	11	32
2	321.2963	41	12	31
3	322.8935	42	12	31
4	324.7106	43	13	32
5	326.4005	42	11	31
6	327.963	40	12	32
7	329.6759	42	11	31
8	331.2384	42	11	31
9	331.8403	40	12	32
10	336.331	42	12	32
11	336.331	43	13	31
12	337.8241	43	11	32
13	339.5602	43	12	32
14	341.3079	41	11	33
15	343.0208	40	12	32
16	344.7106	43	11	32
17	346.2153	44	12	32
18	347.8588	42	12	32
19	350.0116	44	13	31
20	352.2569	42	11	32
21	354.8611	41	12	33
22	357.2801	40	11	32
23	359.6991	43	11	32
24	362.2454	42	12	30
25	320.8102	41	12	31
26	315.9722	42	13	31
27	334.4676	43	11	31
28	313.1366	41	12	31
29	329.8727	42	11	31
30	339.537	43	12	31
31	341.25	42	11	31
32	342.8125	44	12	31
33	344.456	43	12	31
34	324.7569	42	13	31
35	336.331	41	11	32
36	326.25	42	12	32
37	327.9861	44	11	32
38	341.3079	42	11	32
39	343.0208	43	12	32
40	344.7106	42	12	31
41	334.6296	43	13	31
42	359.4329	41	11	32
43	350.0116	44	12	31
44	363.831	42	11	32
45	354.8611	41	12	32
46	357.2801	42	11	32
47	348.125	43	12	32
48	350.6713	42	12	31
49	342.8009	43	13	31
50	321.2963	41	11	31
51	346.0417	42	12	31
52	324.7106	43	11	31
53	326.4005	41	11	31
54	316.3889	42	12	31
55	329.6759	43	12	31
56	331.2384	41	13	31
57	332.8819	43	11	32
58	313.1829	42	12	32
59	313.1829	43	11	32.8
60	314.6759	42	12	32

Регрессионный и корреляционный анализ.

Линейная регрессия от одного параметра.

Требуется определить по методу наименьших квадратов коэффициенты линейного уравнения регрессии

N

Система нормальных уравнений для этого случая имеет вид:

или

Последнее уравнение показывает, в частности, что между коэффициентами и существует корреляционная зависимость.

r*

где — выборочные среднеквадратичные отклонения.

Линейная регрессия от одного параметра.

Параболическая регрессия.

Если уравнение регрессии представляет собой полином некоторой степени, то при применении метода наименьших квадратов коэффициенты этого полинома находят решением системы линейных уравнений. Например, требуется определить по методу наименьших квадратов коэффициенты квадратичной функции – параболы второго порядка:

В этом случае

; ;

и система нормальных уравнений имеет вид:

Аналогичными по структуре уравнениями будут определяться коэффициенты параболы любого порядка.

T(t)= 20,658 +0,781·t — 0,139·t ²

Множественная корреляция

Если необходимо исследовать корреляционную связь между многими величинами, то пользуются уравнениями множественной регрессии:

s_G , s_t ,, s_T

T(G,t) = 34,882- 0,048·G + 0,531·t

Тепловой расчет теплообменника «труба в трубе» .

Исходные данные:

Для греющей нефти:

d₂ = 55 мм d₁ = 50 мм t₁₁ = 40 ºC G₁ = 16.67

C_p40 = 1,9 δ_c = 25 мм

Для нагреваемой нефти:

ρ₂ = 885 t₂₁ = 10 ºC t₂₂ = 30 ºC G₂ =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:

¹ Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии

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 коэффициенты 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’ к внешнему потоку.

Уравнение для потока в трубке:

Введем обозначения

Уравнение для стенки трубки:, Уравнение для потока в межтрубном пространстве:, Уравнение динамики:

Метод оптимизации.

Метод сканирования.

Метод сканирования заключается в последовательном просмотре значений критерия оптимальности в ряде точек, принадлежащих области изменения независимых переменных, и нахождении среди этих точек такой, в которой критерий оптимальности имеет минимальное (максимальное) значение. Точность метода определяется тем, насколько «густо» располагаются выбранные точки в допустимой области изменения независимых переменных.

Основным достоинством метода сканирования является то, что при его использовании с достаточно «густым» расположением исследуемых точек

всегда гарантируется отыскание глобального оптимума, так как анализируется вся область изменения независимых переменных. Другое достоинство – независимость поиска от вида оптимизируемой функции.

Оптимизация технологического процесса.

метод сканирования

Запишем статическую функцию объекта:

T(G,t) = 34,882- 0,048·G + 0,531·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

T(G,t) = 34,882- 0,048·G + 0,531·t

Выполнив оптимизацию технологического процесса получим оптимальную температуру нагреваемой нефти на выходе из теплообменника

Выводы по проделанной работе.

1. 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.

1. Было получено следующее уравнение динамики процесса теплообмена

T(G,t) = 34,882- 0,048·G + 0,531·t.

• максимальная выходная температура нагреваемой нефти равна

• оптимальная выходная температура нагреваемой нефти равна

• оптимальный расход нагреваемой нефти равен