Тепловой расчет установки по выпариванию влаги из нефтепродуктов

10. Копорский, Н. С. Организация вычислительного процесса в многомашинном бортовом вычислительном комплексе / Н. С. Копорский, Б. В. Видин, И. О. Жаринов // Известия вузов. Приборостроение. - 2006. - Т. 49. - №6. - С. 41-50.

11. Парамонов, П. П. Интегрированные бортовые вычислительные системы: обзор современного состояния и анализ перспектив развития в авиационном приборостроении / П. П. Парамонов, И. О. Жаринов // Научно-технический вестник информационных технологий, механики и оптики. - 2013. - №2. - С. 1.

УДК 66.048

С. В. Лукин, Н. Н. Синицын

Череповецкий государственный университет,

А. Н. Сурикова

Вологодский государственный университет

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ПО ВЫПАРИВАНИЮ ВЛАГИ ИЗ НЕФТЕПРОДУКТОВ

В статье приведены данные по поверочному тепловому расчету существующей установки по выпариванию влаги из нефтепродуктов и предложены мероприятия по увеличению ее производительности и снижению удельного расхода топлива.

Блок разделения нефтешламов, выпарная установка, нефтешлам, тепловая эффективность.

The paper presents the results of verifying calculation of the existing unit for evaporating moisture from mineral oil and methods of increasing its output and decreasing the specific fuel consumption.

Separation oil slime unit, evaporation plant, oil slime, heating effieciency.

Введение.

В настоящее время имеется большое количество различных нефтепродуктов, содержащих влагу, не пригодных к непосредственному использованию. Их переработка в ректификационных колоннах на нефтеперерабатывающих заводах экономически нецелесообразна ввиду их относительно малого выхода, поэтому в последнее время находят применение установки по выпариванию влаги из нефтепродуктов, называемые блоками разделения нефтешламов (со-

кращенно БРНШ). Нефтешламом обычно является эмульсия минерального масла и воды, иногда содержащая твердые примеси.

Основная часть.

В научно-технической литературе отсутствуют методики теплового расчета установок БРНШ, поскольку они появились сравнительно недавно и работают весьма неэффективно. Принципиальная схема установки показана на рис. 1.

вк

греющая вода

Н1

\ /

испаритель

— — _

нагреватель

- -

нефтешлам

Рис. 1. Принципиальная схема установки БРНШ

Установка БРНШ, показанная на рис. 1, работает следующим образом. В бак выпарного аппарата (ВА) примерно на 2/3 его объема заливается нефтешлам. В нижней части выпарного аппарата находятся трубы нагревателя, обогреваемые водой, нагреваемой в водогрейном котле (ВК) и подаваемой насосом Н1. В проектном режиме греющая вода охлаждается в выпарном аппарате от 95 до 90 °С. От наружной поверхности труб нагревателя теплота передается неф-тешламу путем свободной конвекции.

Сначала происходит нагрев нефтешлама от температуры загрузки ~ 20 °С до температуры 70^80 °С, при которой начинается процесс выпаривания влаги из нефтешлама. Выпаривание происходит под вакуумом, создаваемом в баке выпарного аппарата вакуумным насосом (ВН). Так, при температуре испарения воды 75 °С абсолютное давление внутри корпуса аппарата должно составлять 0,039 МПа (вакуум при этом равен примерно 65 %). Нагретый нефтеш-лам забирается из нижней части выпарного аппарата и циркуляционным насосом (ЦН) подается на полки испарителя, расположенные в верхней части аппарата, служащие для увеличения массообменной поверхности нефтешлама. При частичном испарении воды на полках испарителя нефтешлам охлаждается на несколько градусов и стекает обратно в нижнюю часть аппарата.

Водяной пар, получаемый в аппарате, откачивается вакуумным насосом, в котором он смешивается с охлаждающей водой и конденсируется. Из вакуумного насоса выходит нагретая вода и неконденсирующиеся газы, которые поступают в сепаратор (С), соединенный с атмосферой. В сепараторе газы удаляются в атмосферу, а нагретая вода поступает на калорифер (К), где охлаждается атмосферным воздухом, и насосом Н2 подается на вакуумный насос. Полученный конденсат периодически выводится из системы. Когда процесс выпаривания влаги из неф-тешлама заканчивается, готовый нефтепродукт выливают из бака, и заливают в бак новую порцию нефтешлама. Таким образом, процесс выпаривания в установке БРНШ является периодическим.

Объектом исследования являлась установка БРНШ-3, в которой при объеме загружаемого неф-тешлама ~ 3 м3 с исходным содержанием влаги 30 % процесс выпаривания до содержания влаги 1 % длится примерно сутки. Теплота, расходуемая на процесс нагрева нефтешлама и выпаривания влаги из него, подводится от водогрейного котла с номинальной тепловой мощностью 95 кВт. Система автоматики котла не позволяет воде нагреваться до температуры выше 95 °, при этом в режиме выпаривания, как показал опыт эксплуатации, котел работает с длительными перерывами. Из теплового баланса следует, что если бы номинальная тепловая мощность котла использовалась непрерывно, то процесс выпаривания длился бы примерно 6 часов, т. е. в 4 раза меньше, чем в существующей установке, при этом производительность аппарата выросла бы во столько же раз. Этого не происходит потому, что при существующих условиях поверхность теплообмена нагревателя выпарного аппарата является недостаточной для пере-

дачи номинальной тепловой мощности котла к неф-тешламу в процессе выпаривания. Кроме того, теплота пара, выходящего из аппарата, никак не используется и теряется в калорифере, хотя численно (за исключением потерь) равна теплоте, подводимой к нефтешламу греющей водой от котла.

Рассмотрим результаты поверочного расчета установки БРНШ-3 в режиме выпаривания. Поверхность нагрева выпарного аппарата состоит из двух регистров гладких стальных труб Ду-40 мм, длиной I = 4 м, по п = 9 трубок каждый, соединенных последовательно. Температура греющей воды на входе в аппарат - fж1 = 95 °С, на выходе - fж1 = 90 °С. Средняя температура нефтешлама в режиме выпаривания составляет 1ж2 = 75 °С.

Опыт эксплуатации показал, что в режиме выпаривания нефтешлама с содержанием влаги не более 30 % расход пара, выходящего из выпарного аппарата, остается практически одинаковым в течение всего процесса выпаривания, что говорит о том, что при неизменных температурах нефтешлама и греющей воды тепловой поток, подводимый к нефтешламу, остается постоянным. Отсюда следует, что коэффициент теплопередачи от греющей воды к нефтешла-му в процессе выпаривания также практически не изменяется. Это возможно в том случае, если тепло-физические свойства нефтешлама, влияющие на теплопередачу, практически не зависят от содержания влаги (если оно не превышает 30 % по массе).

Площадь поверхности теплообмена выпарного аппарата, определенная по наружному диаметру труб, составляет ^ = 11,5 м2. Коэффициент теплопередачи от греющей воды к нефтешламу определяли по выражению, как для плоской стенки [1]:

к =

где а! - коэффициент теплоотдачи от греющей воды к внутренней поверхности труб; а2 - коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности труб к нефтешламу, Вт/(м2 • К); Хс - коэффициент теплопроводности стенки труб; 5с = 0,003 - толщина стенки труб, м.

Для стальных труб в расчетах принималось значение Хс = 51,5 Вт/(м-К), как для углеродистой стали 20 в диапазоне температур 20^100 °С [2]. Отметим, что термическое сопротивление стенки трубы 5с/Хс во много раз меньше термического сопротивления теплоотдачи от наружной поверхности трубы 1/а2, поэтому некоторая неточность в задании величин 5с и Хс практически не отражается на точности расчета коэффициента теплопередачи к. Кроме того, термическое сопротивление теплоотдачи на внутренней поверхности трубы 1/а1 во много раз меньше термического сопротивления теплоотдачи 1/а2 на наружной поверхности, так как а! >> а2. Поэтому в первом приближении можно принять к и а2. При этом средние температуры на внутренней и наружной поверхностях труб в первом приближении равны: ^ и ^ и fжl = ^ж1 + ^)/2 = (95 + 90)/2 = 92,5 °С. В

дальнейшем величины к, ^ и /с2 уточняются, так как

к < а,2, гс2 < /с!< ¿жЬ

Коэффициент теплоотдачи а1 от греющей воды к внутренней поверхности труб определялся по известной формуле для турбулентного течения жидкости внутри труб [3]:

^ = 0,021-ЯеЖ8-РГж!0,43

где №ж1 = а1 • <Лж1; Кеж1 = *• <Лж1; Ргжъ Ргс1 -числа Прандтля воды при температурах /ж1 и /с1; * -скорость воды внутри труб, м/с; ¿в - внутренний диаметр труб, м; Хж1, уж1 - коэффициенты теплопроводности и кинематической вязкости воды при температуре /ж1.

По оценке скорость воды в трубах нагревателя составила 1,1 м/с, при этом коэффициент теплоотдачи от греющей воды, рассчитанный по формуле (2), равен а1 = 6245 Вт/(м2-К).

Рассчитаем коэффициент теплоотдачи а2 на наружной поверхности труб. Поскольку площадь поперечного сечения бака достаточно велика, то принудительное движение нефтешлама возле греющих труб практически не влияет на конвективную теплоотдачу. Коэффициент теплоотдачи к нефтешламу а2 определяется свободной конвекцией, и его можно рассчитать по известной формуле для расчета теплоотдачи при свободной конвекции жидкости возле горизонтальных труб [3]:

№Ж2 = 0,5-

где ^ = «2 • <Дж2 ; ОТж2 = Я • Рж2 -(Ъ - {ж2 ) ^/^2 ; ¿н - наружный диаметр труб, м; Ргж2, Ргс2 - числа Прандтля нефтешлама при температурах 1ж2 и /с2; Хж2, Рж2, уж2 - коэффициенты теплопроводности, температурного объемного расширения, кинематической вязкости нефтешлама при температуре /ж2.

Поскольку нефтешлам представляет из себя мас-ловодяную эмульсию, в которой капельки воды содержатся внутри масляной фазы, то теплофизические параметры нефтешлама, влияющие на конвективный теплообмен, близки к свойствам масла. Расчет проведем при условии, когда содержание воды в неф-тешламе отсутствует, что примерно соответствует концу процесса выпаривания. В качестве нефтепродукта выбираем трансформаторное масло, теплофи-зические свойства которого определялись по табличным данным [2].

При /ж2 = 75 °С и /с2 = 92,5 °С коэффициент теплоотдачи а2, рассчитанный по формуле (3), равняется а2 = 100,9 Вт/(м2'К).

Суммарное термическое сопротивление теплопередачи от воды к нефтешламу равняется: Я = 1/а1 + 5с/Хс + 1/ а2 = 0,01 м2*К/Вт. Анализ показывает, что термическое сопротивление теплоотдачи от воды к внутренней поверхности труб 1/а1 составляет 1,6 % от суммарного термического сопротивления Я; термическое сопротивление стенки трубы 5с/Хс состав-

ляет 0,75 % от суммарного термического сопротивления Я; термическое сопротивление теплоотдачи от наружной поверхности трубы к нефтешламу 1/а2 составляет 98,6 % от суммарного термического сопротивления Я. Таким образом, теплопередача от воды к маслошламу определяется практически теплоотдачей от наружной поверхности труб.

Коэффициент теплопередачи, рассчитанный по формуле (1), в первом приближении равен: к = = 99,5 Вт/(м2 • К). Уточним значения /с2, а2 и к. Плотность теплового потока через стенку трубы: q = = к~^ж1 - /ж2) = 1742 Вт/м2. Температура наружной поверхности трубы: /с2 = /ж1 + q/а2 = 92,25 °С. При температуре /с2 = 92,25 °С коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности трубы получается равным а2 = 100,6 Вт/(м2*К), а коэффициент теплопередачи к = 99,2 Вт/(м2*К), что незначительно отличается от первоначально полученных значений.

Определяем тепловой поток, передаваемый от греющей воды к маслошламу через поверхность нагрева по уравнению теплопередачи [1]: 0> = к • (¿ж1 -- 4а) • ^ = 19990 Вт = 20,0 кВт. Таким образом, в режиме выпаривания трансформаторного масла тепловая мощность, передаваемая через существующую поверхность нагрева, равняется 19,96 кВт, что в 4,7 раза меньше номинальной тепловой мощности котла (95 кВт). Это означает, что тепловая мощность котла в режиме выпаривания в значительной мере не используется.

Проведем проверку методом теплового баланса. Тепловая мощность, подводимая с греющей водой, в режиме выпаривания расходуется на образование пара (если не учитывать небольшие потери теплоты с наружной поверхности корпуса аппарата). Процесс выпаривания 2,8 м3 нефтешлама с исходным содержанием воды по массе 30 % до содержания 1 % длится примерно т и 24 ч (по опытным данным). При плотности масла 880 кг/м3 и плотности воды 998 кг/м3 (при 20 °С) средняя плотность нефтешлама при доле воды 0,3 составляет 912 кг/м3, при этом масса 2,8 м3 загружаемого нефтешлама равна 2553 кг. В процессе выпаривания из маслошлама удаляется такое количество влаги: М = (0,3 - 0,01) х х 2553 = 740,3 кг. На испарение 1 кг воды при 75 °С расходуется теплота парообразования г = 2320 кДж/кг.

Средняя тепловая мощность, расходуемая на выпаривание воды, равна: 0> = М • г/(3600т) = 740,3 х х 2320/(3600^24) = 19,87 кВт.

Таким образом, тепловая мощность аппарата в процессе выпаривания, определенная методом теплового баланса (19,87 кВт), получается ненамного меньше, чем по уравнению теплопередачи (20,0 кВт). Это говорит о том, что расчет проведен достаточно корректно, и принятые допущения при расчете теплоотдачи к нефтешламу являются правильными.

Количество влаги, выпариваемой в единицу времени в режиме выпаривания, кг/с, можно определить из уравнения теплового баланса:

сп=п • а/г,

где "л < 1 - к.п.д. выпарного аппарата; Q - тепловой поток, подводимый к нефтешламу в режиме выпаривания, кВт; r - теплота парообразования, кДж/кг.

Так, при Q = 19,9 кВт, r = 2320 кДж/кг и л = 0,98 расход получаемого пара составляет: Оп = 0,0086 кг/с = = 30,9 кг/ч = 741 кг/сут. Если бы тепловая мощность котла 95 кВт использовалась непрерывно, то производительность составила бы: Оп = 0,041 кг/с = = 147,4 кг/ч = 3537 кг/сут.

Проведем поверочный тепловой расчет существующего выпарного аппарата для режима разогрева нефтешлама. При загрузке в аппарат холодного неф-тешлама с температурой /ж20 = 20^25 °С требуется некоторое время для его разогрева до температуры 75 °С, прежде, чем начнется процесс выпаривания влаги. Рассчитаем по рассмотренной методике тепловой поток, передаваемый от греющей воды к неф-тешламу в режиме разогрева.

При начальной температуре маслошлама /ж20 = = 25 °С температурный напор составляет (/ж1 - /ж20) = = 92,5 - 25 = 67,5 °С, что в 3,85 раза больше температурного напора в режиме выпаривания (/ж1 - /ж2) = = 92,5 - 75 = 17,5 °С. Коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности при tж20 = 25 °С составляет а2 =122,5 Вт/(м2-К), а коэффициент теплопередачи к = 120,5 Вт/(м2-К). Тепловой поток, передаваемый от воды к маслошламу, при поверхности нагрева F = 11,5 м2 составит Q = 93,6 кВт, что близко к номинальной мощности котла.

В процессе разогрева нефтешлама его средняя температура 1ж2 увеличивается, что приводит к уменьшению температурного напора At = ж - tx2, в результате чего тепловой поток Q от воды к нефтеш-ламу, уменьшается, согласно выражению:

Q = к-At -F.

В таблице приведены результаты расчета величин At, а2, к и Q при различной температуре нефтешлама tx2. Средняя температура греющей воды в трубках при расчете принята равной tx1 = 92,5 °С; существующая площадь поверхности нагрева F = 11,5 м2.

Таблица

Результаты поверочного расчета для режима разогрева

°С At, °С а2, Вт/(м2-К) к, Вт/(м2-К) Q, кВт

25 67,5 122,5 120,5 93,6

30 62,5 121,7 119,6 90,0

40 52,5 128,1 125,9 76,0

50 42,5 122,6 120,6 58,9

60 32,5 116,2 114,3 42,7

70 22,5 107,0 105,5 27,3

75 17,5 101,0 99,7 20,0

парном аппарате полностью только в начале процесса разогрева нефтешлама, когда температурный напор между греющей водой и нефтешламом является максимальным, после чего с увеличением температуры нефтешлама тепловой поток непрерывно уменьшается. При температуре маслошлама 1ж2 = = 75 °С тепловой поток составляет 20 кВт.

Рассчитаем длительность процесса разогрева нефтешлама. Тепловой поток, подводимый к неф-тешламу, идет на увеличение его температуры согласно уравнению:

Q = ^ - О, -ж2

где сж2 - изобарная теплоемкость нефтешлама, кДж/(кг-К), при температуре ^2; ^^ — масса загружаемого нефтешлама, кг; т — время, с.

В выражении (4) величины Q и сж2 зависят от температуры маслошлама 42, поэтому данное уравнение решается численно. Длительность разогрева маслошлама от температуры ^20 до fж2 определяется в результате интегрирования последнего выражения:

Тнагр Ож2

dt.

ж2

Q (t»2 )'

Как следует из таблицы, номинальная мощность котла (95 кВт) используется в существующем вы-

Зависимость теплоемкости нефтешлама от температуры tx2 в диапазоне 20^75 °С при массовой доле влаги 30 % можно описать выражением: сж2 = 2,38 + + 0,00364- 1ж2, кДж/(кг-К).

Теплоемкость масла выбиралась по таблицам для трансформаторного масла [2]. Теплоемкость воды была принята постоянной, равной 4,19 кДж/(кг-К). Теплоемкость нефтешлама определялась с учетом массовых долей воды и масла в нефтешламе.

Длительность нагрева нефтешлама 2,8 м3 массой Ож2 = 2553 кг с исходным содержанием воды 30 % от температуры 20 до 75 °С, рассчитанная по формуле (5), с учетом данных таблицы составит тнагр = = 6990 с = 116,6 мин. После окончания режима нагрева наступает режим выпаривания.

Поверочный тепловой расчет установки БРНШ-3 показал, что тепловая мощность котла используется неэффективно, поскольку лишь в начале процесса нагрева нефтешлама вся номинальная мощность котла передается нефтешламу, а в процессе выпаривания тепловой поток от греющей воды к нефтешламу снижается в несколько раз. Для увеличения производительности выпарной установки необходимо увеличить поверхность нагревателя в несколько раз, кроме того, одновременно нужно увеличить охлаждающую мощность калорифера для конденсации увеличенного расхода пара. Теплоту получаемого пара можно утилизировать в дополнительной выпарной ступени, работающей по принципу основного аппарата, только вместо греющей воды дополнительная ступень будет обогреваться паром, выходящим из основной ступени.

Выводы.

Предложена методика теплового расчета выпарного аппарата блока разделения нефтешлама. Проведен поверочный тепловой расчет выпарного аппарата БРНШ-3. Даны общие рекомендации по повышению тепловой эффективности этой установки.

Литература

1. Исаченко, В. Л. Теплопередача / [В. Л. Исаченко и др.]. - М., 1981.

2. Казанцев, Е. И. Промышленные печи. Справочное руководство для расчетов и проектирования / Е. И. Казанцев. - М., 1975.

3. Лыков, А. В. Тепломассообмен: Справочник / А. В. Лыков. - М., 1978.

УДК 681.5

С. А. Поликашов, Б. Ю. Васильев

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ЧАСТОТЫ МНОГОДВИГАТЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА С АКТИВНОЙ КОРРЕКЦИЕЙ КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ И ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ СИСТЕМОЙ УПРАВЛЕНИЯ

Рассмотрены преобразователи частоты многодвигагельных асинхронных электромеханических систем. Показаны существующие преобразователи частоты и системы управления многодвигательными электроприводами. Выявлены их недостатки. Предложены структура силовой части преобразователя частоты с активным выпрямителем, обеспечивающего коррекцию коэффициента мощности электропривода, и система автоматического управления электродвигателями, обеспечивающая повышенный уровень энергосбережения. Исследована и проанализирована эффективность предложенных технический решений.

Многодвигательный электропривод, асинхронный двигатель, преобразователь частоты, активный выпрямитель, автономный инвертор, система управления, энергосбережение.

The frequency converters for multimotor electromechanical systems with electrical drive are considered in the paper. The existing frequency converters and control systems of multimotor electrical drive are shown. Demerits of the frequency converters are identified. The power structure of the frequency converter with active rectifier, providing the correction power factor, and the control system electrical drive, providing an increased level of energy savings, is proposed. Efficiency of the proposed solutions is studied and analyzed.

Multimotor electrical drive, induction motion, frequency converter, active rectifier, inverter, control system, energy saving.

Введение.

Современный электропривод промышленных предприятий, как правило, представляет собой многодвигательную электромеханическую систему (МЭС), которая может быть частично или полностью регулируемой. Основой таких систем, в большинстве случаев, являются асинхронные двигатели и силовой полупроводниковый преобразователь частоты [1],

[4], [7], [8].

Широкое распространение асинхронные двигатели получили благодаря простой конструкции, высокой надежности, низкой стоимости и возможности с помощью простых технических средств обеспечить регулирование частоты вращения и момента в переходных и установившихся режимах. Основной энергетический недостаток асинхронных двигателей заключается в низком коэффициенте мощности.

Основная часть.

Для регулирования частоты вращения группы асинхронных двигателей в большинстве случаев используют общий двухзвенный преобразователь частоты (ПЧ), в состав которого входят диодный неуправляемый выпрямитель и транзисторный полностью управляемый автономный инвертор. Струк-

турная схема МЭС с асинхронными двигателями и общим преобразователем частоты, получившая широкое распространение на промышленных предприятиях, представлена на рис. 1.

Такие ПЧ обладают рядом энергетических недостатков. Значительный негативный эффект вносит диодный выпрямитель, который характеризуется низким уровнем электромагнитной совместимости с сетью электроснабжения, что выражается в следующем:

- высоком значении искажения напряжения сети электроснабжения и потребляемого тока;

- низком коэффициенте мощности электропривода;

- односторонней проводимости выпрямителя;

- низком коэффициенте использования трансформатора;

- значительными пульсациями напряжения в звене постоянного тока.

Другой негативный эффект от использования такого преобразователя частоты в МЭС - технологический, обусловлен общей системой управления, которая способна обеспечить только синхронное (одновременное и одинаковое) управление всеми механическими координатами приводных двигателей.