Увеличение производительности установки ЭЛОУ АВТ-3 с 5 до 7 млн. тонн в год за счет замены насосов и установки нового блока теплообменников

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Назначение установки ЭЛОУ-АВТ-3

1.2 Мощность установки ЭЛОУ-АВТ-3

1.3 Состав установки

1.4 Пробег ЭЛОУ-АВТ-3

1.5 Насосы типов НК, НКВ

1.6 Особенности конструкции насосов типа НКВ

1.7 Решение проблемы улучшения теплообмена

1.8 Блок теплообменников до ЭЛОУ

1.9 Обоснование выбора винтовых теплообменников

2. Конструкторская часть

2.1 Расчет центробежного насоса

2.1.1 Предварительный расчет

2.1.2 Расчет размеров рабочего колеса

2.1.3 Первое приближение

2.1.4 Второе приближение

2.2 Расчет винтового теплообменника

2.2.1 Расчет обечайки

2.2.2 Уточнение длины труб

2.2.3 Расчет трубной решетки

2.2.4 Расчет днища

2.2.5 Расчет крышки

2.2.6 Расчет опор

3. Монтажная часть

3.1 Строительство и прием фундамента

3.2 Монтаж центробежного насоса

3.3 Расчет монтажной операции

3.4 Порядок выполнения работ

3.5 Техника безопасности при проведении подъемной операции

4 Экологичность и безопасность проекта

4.1 Анализ потенциальных вредных и опасных факторов при эксплуатации проектируемой установки

комбинированный установка нефть насос центробежный

Введение

Развитие различных отраслей промышленности и транспорта ведет к увеличению потребности в смазочных маслах и топливе, которые изготавливают из нефти. Для удовлетворения возрастающей потребности в нефтепродуктах необходимо строить новые установки и увеличивать мощности действующих установок за счет интенсификации процессов путем усовершенствования их технологии, внедрения новейшего высокоэффективного оборудования и автоматизации.

Установки первичной перегонки нефти играют на нефтеперерабатывающих заводах большую роль. От показателей их работы зависит эффективность последующих процессов.

Необходимо постоянно усовершенствовать отдельные узлы установки для повышения качества получаемых продуктов и для улучшения технико-экономических показателей установки.

В данном проекте мной рассмотрено увеличение производительности установки ЭЛОУ-АВТ-3 за счет замены насосных агрегатов а также установки нового блока теплообменных аппаратов.

На данный момент часовая производительность установки 760 м³/ч, для того чтобы увеличить производительность до 1060 м³/ч необходимо заменить насосы подачи сырья на насосные агрегаты с большей подачей, а также заменить насосы либо отдельные их части на некоторых других блоках установки.

При увеличении производительности установки скорость течения нефти по трубным пучкам теплообменных агрегатов соответственно увеличивается, следовательно, для сохранения скорости течения нефти необходимо увеличить площадь поверхности теплообмена.

В дипломном проекте предложено установить дополнительный блок теплообменников винтового типа. Винтовой теплообменник обеспечивает равномерную скорость поперечного потока в кожухе и позволяет минимизировать вибрации, создаваемые трубами, за счет уплотняющих полос, проходящих параллельно оси кожуха. Поскольку скорость потока равномерная, то давление на каждую перегородку незначительное. Использование винтовых теплообменников позволяет уменьшить образование отложений в межтрубном пространстве за счет способности к самоочищению.

Данный проект позволит увеличить производительность установки с 5 до 7 млн. тонн в год.

1. Технологическая часть

1.1 Назначение установки ЭЛОУ-АВТ-3

Установка ЭЛОУ - АВТ - 3 предназначена для первичной переработки смеси Западно - Сибирских нефтей и обеспечивает производство следующих компонентов:

- бензин прямогонный (фракция НК - 160 ^оC) - используется в качестве сырья установки каталитического риформинга;

- компонент топлива для реактивных двигателей марки ТС-1 - используется в качестве компонента топлива для реактивных двигателей марки ТС - 1;

- компонент дизельного топлива летнего - используется в качестве компонента для приготовления дизельного топлива летнего;

- компонент дизельного топлива зимнего - используется в качестве компонента для приготовления дизельного топлива зимнего;

- атмосферный газойль - используется для приготовления судового топлива;

- мазут - используется для приготовления топочного мазута марки М-100;

- вакуумный газойль - используется в качестве сырья для установки гидрокрекинга;

- гудрон - используется в качестве сырья для установки замедленного коксования;

- газовая головка - используется для получения сжиженного газа;

- пропан-бутановая фракция - используемая, как компонент для получения сжиженного газа марки СПБТ.

1.2 Мощность установки ЭЛОУ - АВТ - 3

Мощность установки ЭЛОУ-АВТ-3 при работе 8000 часов в год по сырой нефти составляет 5 млн. тонн в год.

Режим работы установки - непрерывный, с межремонтным пробегом 2 года. Номинальная производительность установки ЭЛОУ-АВТ-3 по сырой нефти - 625 т/час. Диапазон устойчивой работы - 60-100% от номинальной производительности.

1.3 Состав установки

ЭЛОУ-АВТ-3 - комбинированная установка первичной переработки нефти.

Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ-3 - однопоточная.

В состав установки входят следующие блоки:

- блок теплообменников ЭЛОУ;

- блок ЭЛОУ;

- блок теплообменников АВТ;

- блок отбензинивания нефти;

- блок ректификации;

- блок стабилизации бензина;

- атмосферная печь П-1;

- вакуумный блок (печь П-2 в его составе);

- блок подготовки топлива;

- блок щелочной очистки компонентов бензина и компонентов дизельного топлива с установок ЭЛОУ-АВТ-3 и ЭЛОУ АВТ-2;

- факельный блок.

Блок ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке: удаления из сырой нефти содержащихся в ней солей и воды в присутствии деэмульгатора под действием электрического поля высокого напряжения.

Блок АВТ работает по схеме двукратного испарения нефти и вакуумной разгонки мазута. Часть бензина отгоняется в колонне К-1А и стабилизируется в колонне К-4.

В колонне К-1 происходит разделение отбензиненной нефти на прямогонный бензин, компонент топлива для реактивных двигателей марки ТС-1 (керосиновую фракцию), фракцию дизельного топлива и мазут.

Мазут разгоняется в вакуумной колонне К-3 на вакуумную дизельную фракцию, вакуумный газойль, затемненный продукт и гудрон.

Для отпарки легких фракций из боковых погонов колонны К-1 предусмотрена стриппинг-колонна К-2.

Блок щелочной очистки предназначен для обеспечения сероочистки и очистки от нафтеновых кислот компонента автобензина и компонентов дизельного топлива.

1.4 Пробег ЭЛОУ АВТ-3

Пробный пробег был произведен с целью выявления проблемных мест установки при подъеме производительности с 5 до 7 млн. тонн в год (760 м³/час до 1060 м³/час)

Подъем загрузки начали с 700 м³/час. Одновременно с началом подъема производительности росло давление нефти на блоке ЭДГ (до 15,8 кгс/см²), для снижения которого были приоткрыты байпасы теплообменников после ЭДГ и байпасы клапанов на выходе нефти после ЭДГ.

В 11⁰⁰ с возрастанием производительности до 850 м³/час начало подниматься давление в колоннах К-1А и К-1. Для снижения давления начали ступенчато открывать клапан сброса с Е-26 на факел и полностью открыли клапан сброса на факел с Е-1.

К 12⁰⁰ загрузка установки составила 900 м³/час, давление в колоннах достигло 4,9 (К-1А) и 1,4 (К-1) кгс/см², несмотря на полностью открытые «сдувки» с емкостей Е-26 и Е-1, пустили 3-й сырьевой насос.

Для обеспечения нормальной подачи ц.о. и о.о. были открыты байпасные линии на клапанных сборках, откачка стриппингов стала осуществляться сразу тремя насосами Н-17, Н-18, Н-19. наблюдался неконтролируемый рост уровня в колонне К-1. Не хватало мощности насоса Н-34, параллельно пустили в работу Н-35, рост уровня в К-1 прекратился.

В 13⁰⁰ из-за недостаточной мощности насоса, нехватки подачи острого орошения колонны К-1А и снижения температуры верха колонны дополнительно к насосу Н-101 пустили насос Н-100.

К 14⁰⁰ производительность установки достигла 960 м³/час - давление в колоннах К-1А и К-1 возросло до 5,2 и 1,5 кгс/см² соответственно. Из-за высокой производительности блок теплообменников до ЭЛОУ перестал успевать подогревать нефть до необходимой температуры 120 ?С.

Приступили к снижению производительности.

Выводы:

Опыт предварительного пробега с попыткой вывода установки на производительность 7 млн. т. в год доказывает необходимость увеличения площади поверхности охлаждения газожидкостной фазы с верха колонн К-1А, К-1, К-4.

Для обеспечения нормальной работы установки на большой производительности необходимо:

1. Расчет пропускной способности теплообменных аппаратов

2. Решение проблемы улучшения теплообмена (Замена теплообменников на более совершенные, либо установить дополнительные аппараты)

3. Расчет аппаратов колонного типа

4. Замена насосных агрегатов Н-1,2,3; Н-17,18,19; Н-34,35; Н-100,101.

5. Замена либо установка дополнительных секций аппаратов воздушного охлаждения на колоннах

6. Замена клапанов, не обеспечивающих необходимую проходимость

7. Реконструкция печи П-1.

В данном дипломном проекте предложен вариант замены насосных агрегатов и установка нового блока теплообменников винтового типа.

1.5 Насосы типов НК, НКВ

Нефтяные центробежные насосы предназначены для применения в технологических установках нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, а также в других отраслях народного хозяйства для перекачивания нефти, нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам (удельному весу, вязкости и пр.) и коррозионному воздействию на материал деталей насосов. Перекачиваемая жидкость не должна содержать более 0,2% по массе твердых взвешенных частиц размером не более 0,2 мм. Насосы, изготавливаемые в различных климатических исполнениях и различных категорий, предназначены для работы вне помещений и в помещениях, где по условиям работы возможно образование взрывоопасных газов, паров или смеси пыли с воздухом, и относящихся к различным категориям взрывоопасности. Привод насосов - взрывозащищенные электродвигатели исполнения ВЗГ.

Насосы типа НК - консольные одноступенчатые с рабочими колесами одностороннего входа. Эти насосы с успехом применяются для перекачивания горячей воды с соответствующей температурой. При этом следует иметь в виду, что давление на всасывании не должно превышать 6 кгс/см².

Нефтяные консольные насосы типа НК для нефтепродуктов с температурой до +400°С. Эти насосы, перекачивающие рабочую среду от -80 до +400°С, имеют проточную часть из стали, в т.ч. вариант "С" из стали 25Л; вариант "X" из стали 20Х13Л; вариант "Н" из стали 12X18H9TЛ. Температура перекачиваемой среды для варианта "С" -30 до +400°С; для варианта "X" от 0 до +400°С; для варианта "Н" от +80 до +200°С.

Этот тип насосов имеет конструктивное исполнение с одним или двумя рабочими колесами, расположенными на консоли вала. Одноступенчатые насосы с подачей до 250 м3/час снабжены рабочим колесом с односторонним подводом жидкости; насосы с большей подачей имеют рабочее колесо двустороннего входа. Двухступенчатые насосы выпускаются с рабочими колесами одностороннего входа жидкости.

Насосы имеют модификацию НКВ - одноступенчатые с односторонним подводом жидкости и с предвключенным винтовым колесом, обеспечивающим улучшенные всасывающие условия.

Назначение: предназначены для перекачивания нефти, нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам и коррозионному воздействию на материал деталей насосов, плотностью не более 1800 кг/м³, вязкостью до 8,5?10^-4 м²/с (8,5 см²/с) температурой от минус 80 до 400 ?С.

Область применения: Технологические установки нефтехимических, нефте и газоперерабатывающих предприятий, системы подачи топлива ТЭЦ, крупных котельных и газонаполнительных станций.

Материал деталей проточной части - сталь 25Л-П (вариант С), сталь 20Х13Л (вариант Х), сталь 10Х18Н19ТЛ (вариант Н).

Температура перекачиваемой жидкости: для варианта С -от 243 К до 673 К (от -30°С до +400°С), для варианта Х - от 273 К до 673 К (от 0°С до +400°С), для варианта Н - от 193 К до 473 К ( от -80°С до +200°С).

Уплотнение вала - торцовое или сальниковое.

1.6 Особенности конструкции насосов типа НКВ

Нефтяные насосы НКВ представляют собой агрегаты, состоящие из центробежного насоса и электродвигателя, соединенных муфтой и установленных на общей фундаментной плите (раме). В качестве привода насосов применяются асинхронные электродвигатели взрывобезопасного исполнения.

Передача крутящего момента от электродвигателя к насосу осуществляется муфтой (зубчатой, дисковой и др.), представляющей собой комплект двух муфт, соединенных промежуточным валом (катушкой). Длина промежуточного вала или катушки позволяет производить разборку насоса без демонтажа корпуса насоса, электродвигателя, входного и выходного трубопроводов. Защитное ограждение муфты (из листовой стали и уголков) крепится к фундаментной плите болтами.

Основными частями насоса являются: корпус, крышка, гайка, вал, корпус подшипников, рабочее колесо, радиально-упорные (шариковые) и радиальные (роликовые) подшипники, уплотнение вала, винтовое колесо.

Корпус насоса выполняется совместно с опорными лапами и входным и выходным патрубками. Ось патрубков может быть направлена вертикально вверх (исполнение В) и горизонтально (исполнение Г). Крышка насоса присоединяется к корпусу насоса с помощью шпилек с гайками и шайбами.

Стык корпуса и крышки уплотняется спирально навитой прокладкой. Крышка корпуса в месте выхода валаимеет сальниковую камеру, в которую могут устанавливаться:

· сальниковая набивка и фонарь сальника (для насосов с уплотнением вала типа СГ);

· сальниковая набивка (для насосов с уплотнением типа СО);

· холодильник торцового уплотнения (для насосов с уплотнением типа ДНТ или БО-3).

К фонарю сальника по отверстиям в крышке насоса подводится уплотнительная жидкость, которая охлаждает и смазывает набивку сальника и гильзу вала, уменьшая трение между ними, а также является гидравлическим затвором, не допускающим выхода нефтепродуктов и их паров через сальник. Для охлаждения сальников в рубашку крышки насоса подается охлаждающая жидкость.

Рубашка охлаждения камеры сальников выполняется закрытой.

В корпусе и крышке насоса и корпусе подшипников имеется система отверстий для подвода и отвода уплотнительной и охлаждающей жидкости, масла в корпус подшипников и пр.

На валу насоса установлены рабочие колеса с уплотняющими кольцами, детали сальникового или торцового уплотнения, кольцо и винтовое колесо. Вал насоса вращается в двух подшипниковых опорах.

Опора, расположенная у муфты, состоит из двух радиально-упорных шариковых подшипников, смонтированных по типу сдвоенных, обращенных друг к другу широкими бортами наружных колец.

Вторая опора - радиальный роликовый подшипник. Внутренние кольца радиально-упорных подшипников закрепляются (от осевого перемещения) с помощью шайбы и гайки, которые одновременно крепят полумуфту зубчатой муфты и распорную втулку.

При эксплуатации насоса с двойным торцовым уплотнением к месту установки насоса должна быть подведена затворная (уплотнительная) жидкость. В качестве уплотнительной жидкости для уплотнений типов СГ, ДНК, ДНТ, ДН, УСГ, ССПГ следует применять минеральные масла вязкостью 10-30 сСт при 50 ?С. Допускается применение других жидкостей, обладающих аналогичными смазывающими свойствами. В зимнее время при эксплуатации насоса под навесом или в неотапливаемом помещении следует применять жидкость с температурой застывания ниже минимальной температуры окружающей среды (воздуха) или обеспечить ее подогрев.

В качестве охлаждающей жидкости для насосов, устанавливаемых в помещении, применяется вода, для устанавливаемых вне помещений - незамерзающие жидкости (керосин, антифриз и др.).

Давление охлаждающей жидкости должно быть не более 0,2 МПа (2 кгс/см²), давление затворной жидкости - на 0,25 МПа (2,5 кгс/см²) выше давления в импульсной линии, давление уплотнительной жидкости при сальниковом уплотнении СГ - на 0,5-1,5 кгс/см² выше давления перекачиваемой жидкости.

Расход затворной жидкости на один насос с сальниковым уплотнением типа СГ - 0,7 м³/ч.

Допускаемая утечка через уплотнения вала для торцовых уплотнений ДНК, ДНТ, ДН, БО-1(2, 3), УСГ, ССП, ССПТ - не более 30 см³/ч, для сальниковых - просачивание жидкости, но не более 180 см³/ч.

Рабочее и винтовое колеса посажены на цилиндрическую шейку консольной части вала и закрепляются с помощью специальной гайки.

Смазка подшипников циркуляционная. Кольцо, вращаясь, забрасывает масло в лоток крышки, откуда оно стекает в маслопроводящий лоток, отлитый на внутренней стенке корпуса подшипников. Из лотка масло по каналам в корпусе подшипников и в комплектовочных шайбах, установленных между подшипниками, поступает равномерно к подшипникам, а затем по стокам попадает в масляную ванну.

Направление вращения агрегата правое (по часовой стрелке), если смотреть на электродвигатель со стороны насоса. Направление вращения

электродвигателя проверяется при отсоединенной муфте.

Электродвигатель и насос должны быть заземлены. Заземление от статического электричества по ГОСТ 12.1.018-86 в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 21130-75.

Для уплотнения вала в насосах применяются различного типа торцовые и сальниковыеуплотнения.

Торцовое одинарное:

· БО-1 - с проточной циркуляцией перекачиваемой жидкости;

· БО-2 - с автономным контуром циркуляции уплотняемой среды;

· БО-3 - с автономным контуром циркуляции уплотняемой среды и теплообменным устройством вала насоса;

· ССП - с проточной системой обеспечения в зоне уплотняемой среды.

Торцовое двойное:

· ДНК - с контуром циркуляции затворной жидкости;

· ДНТ - с контуром циркуляции затворной жидкости и теплообменным устройством вала насоса.

Торцовое сдвоенное (тандем):

· ДН - с контуром циркуляции затворной жидкости;

· ССПТ - с системой подачи водяного пара (или с системой уплотнительной жидкости) и проточной системой обеспечения в зоне уплотняемой среды для температуры перекачиваемой жидкости от минус 70 до 200 или от минус 5 до 400 ?С;

· УСГ - с системой уплотнительной жидкости и проточной системой обеспечения в зоне уплотняемой среды до 150 (или свыше 150) ?С.

Сальниковое:

· СО - охлаждаемое;

· СГ - охлаждаемое с подачей затворной жидкости (гидрозатвор).

1.7 Решение проблемы улучшения теплообмена

При увеличении производительности установки скорость течения нефти по трубным пучкам теплообменных агрегатов соответственно увеличивается, следовательно, для сохранения скорости течения нефти необходимо увеличить площадь поверхности теплообмена. Увеличение скорости неблаготворно влияет на технологический процесс, так как время контакта нефти с теплоотдающей поверхностью уменьшается и нефть не будет успевать нагреваться до температуры необходимой для ее дальнейшей переработки. Увеличить поверхность теплообмена можно двумя способами:

1) заменой старых теплообменных агрегатов на новые с большей поверхностью теплообмена;

2) добавлением дополнительного блока теплообменных агрегатов.

Предпочтительнее второй вариант, так как установка одного нового блока теплообменных агрегатов экономически выгоднее чем демонтаж нескольких старых блоков.

В данном дипломном проекте предлагается установить новый блок теплообменников, состоящий из пяти винтовых теплообменных агрегатов, где в роли нагревающего агента используется мазут колонны К-1.

1.8 Блок теплообменников до ЭЛОУ

Сырая нефть поступает на установку с сырьевого парка цеха № 3 на насосов Н-1,2,3.

При отсутствии затворной жидкости в бачке торцового уплотнения и отсутствии уровня жидкости в расширительных бачках насосов Н-1, 2, 3 срабатывает блокировка.

Для контроля давления сырой нефти предусмотрен прибор PIAHL_2064, с сигнализацией по минимальному (80 кПа) и максимальному (600 кПа) значениям.

Контроль температуры сырой нефти осуществляется клапаном TI_1113.

Часть поступающей нефти забирается из входного коллектора насосами Н-77,78, прокачивается через теплообменники Т-14/1,2 - где нагревается теплом фракции 85 - 180 ⁰С (прямогонный бензин) после ХВ-1, Т-14/3,4 - где нагревается теплом фракции 85 - 180 ⁰С (прямогонный бензин) после ХВ-1А, и возвращается на прием сырьевых насосов Н-1,2,3.

Далее нефть сырьевыми насосами Н-1,2,3 двумя параллельными потоками подается в трубные пространства теплообменных аппаратов, где нагревается за счет регенерации тепла потоков, выходящих с установки или циркуляционных орошений.

I поток

Нефть при подогреве проходит теплообменники в следующей последовательности:

Т-1/1 > Т-1/2 > Т-1/3 > Т-2/1 > Т-2/2 > Т-5А/1 > Т-5А/2 > Т-5А/4 > блок ЭЛОУ

Расход нефти, поступающей по линии л.2 в первый поток, контролируется контуром FIC_4047, клапан- регулятор которого FV_4047, установлен перед теплообменником Т-1/1.

В теплообменниках Т-1/1, Т-1/2 - нефть нагревается за счет регенерации остаточного тепла фракции I циркуляционного орошения К-1.

В теплообменниках Т-1/3, Т-2/1 - нефть нагревается за счет регенерации тепла мазута К-1. Температура мазута на выходе из теплообменника Т-1/3 контролируется прибором TI_1120.

В теплообменниках Т-2/1, Т-5А/4 - нефть нагревается за счет регенерации тепла мазута К-1 из линии 480/9.

В теплообменниках Т-2/2, Т-5А/1, Т5А/2 - нефть нагревается за счет II циркуляционного орошения колонны К-1, температура которого контролируется на входе в теплообменник Т-5А/2 прибором TI_1121.

II поток

Нефть при подогреве проходит теплообменники в следующей последовательности:

Т-4/1 > Т-4/2 > Т-3/2 > Т-5А/3 > Т-3/1 > Т-5/1 > Т-5/2 > Т-5/3 > Т-5/4 > блок ЭЛОУ

Расход нефти, поступающей по линии л.2 во второй поток, контролируется контуром регулирования FIC_4046 с коррекцией по уровню в К-1А поз. LIC_3115, клапан-регулятор которого поз.FV_4046 установлен перед теплообменником Т-4/1.

В теплообменниках Т-4/1, Т-4/2 - нефть нагревается за счет регенерации тепла компонента топлива для реактивных двигателей ТС-1 (фр. 180-230 ^оС). Температура компонента топлива для реактивных двигателей ТС-1 (фр. 180-230 ^оС) контролируется прибором TI_1116.

В теплообменниках Т-3/2, Т-5/2 - нефть нагревается за счет регенерации тепла дизельного топлива зимнего (фр. 230-310^оС) от Т-11/1.

В теплообменниках Т-5А/3 - нефть нагревается за счет регенерации тепла компонента дизельного топлива летнего (фр. 310-360^оС) от Т-9/1. Температура компонента дизельного топлива летнего (фр. 310-360^оС) на выходе из теплообменника Т-5А/3 контролируется прибором TI_1117.

В теплообменниках Т-3/1, Т-5/1 - нефть нагревается за счет регенерации тепла 3 ЦО колонны К-1 от Т- 104.

В теплообменниках Т-5/3, Т-5/4 - нефть нагревается за счет регенерации тепла мазута от Т-6.

Для распределения потоков с целью максимального снятия тепла с горячих потоков предусматривается контроль температуры нефти после теплообменников Т-5А/4 поз. TI_1115 и поз. Т-5/4 поз. TI_1114.

После теплообменников Т-5А/4 и Т-5/4 потоки нефти объединяются и поступают в блок ЭЛОУ.

1.9 Обоснование выбора винтовых теплообменников

Анализ исполнения теплообменных аппаратов позволил рекомендовать новый теплообменный блок, состоящий из теплообменников с винтовыми перегородками. Такой теплообменник относится к типу кожухотрубчатых теплообменников, разработанный для обеспечения равномерной скорости потока текучей среды, проходящего по винтовой траектории, и максимизации теплопередачи. Теплообменник содержит кожух, имеющий продольную ось и выполненный для приема первой текучей среды, содержит множество имеющих форму квадрантов отражательных перегородок, каждая из которых установлена в кожухе под углом к продольной оси для направления первого потока текучей среды в спиральную структуру через кожух с равномерной скоростью. Угол установки перегородок отличается от прямого угла, а каждая отражательная перегородка имеет соответствующую пару противоположных сторон, выполненных плоскими или изогнутыми, и множество расположенных на расстоянии отверстий, через которые проходят трубы для второй текучей среды. Последовательность наклонных отражательных перегородок обеспечивает направление второй текучей среды по более естественной траектории и тем самым равномерную интенсивность потока и минимизацию утечек. Поскольку скорость равномерная, то давление на каждую перегородку незначительное. Также геометрия винтовой отражательной перегородки обеспечивает намного более высокое преобразование доступного перепада давления для передачи тепла. Теплообменник также содержит множество расположенных под углом уплотняющих полос, проходящих параллельно продольной оси кожуха, предназначенных для фиксации требуемых положений отражательных перегородок и минимизации вибраций, создаваемых трубами с протекающей по ним первой текучей средой. По результатам промышленных испытаний, замена трубных пучков с сегментными перегородками на пучки с винтовыми перегородками позволяет:

· увеличить удельный теплосъем в 1,5-2,5 раза;

· уменьшить образование отложений в межтрубном пространстве за счет способности к самоочищению, особенно при работе с вязкими и загрязненными средами;

· уменьшить гидравлическое сопротивление со стороны межтрубного пространства;

· стабильно работать при рабочем давлении до 6,3 МПа.

2. Конструкторская часть

2.1 Расчет центробежного насоса

Исходные данные:

Подача Q=1000 м³/ч=0,277 м³/с

Напор Н=320 м

Частота вращения вала n=2950 мин^-1

2.1.1 Предварительный расчет

Коэффициент быстроходности насоса

Выбираем насос с одним рабочим колесом одностороннего всасывания т.к. находится в пределах 40…300.

Предельно допустимый напор на колесо, м

Число ступеней



- число ступеней насоса 1

Приведенный диаметр живого сечения входа в рабочее колесо, мм

Гидравлический КПД на расчетном режиме:

Объемный КПД:

Механический КПД принимаем .

Полный КПД насоса:



Мощность, потребляемая насосом, Вт

,

где - плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с².

Максимальная мощность насоса при 10% - ной перегрузке, Вт

2.1.2 Расчет размеров рабочего колеса

Угловая скорость рабочего колеса, с^-1

Крутящий момент на валу насоса,



Диаметр вала насоса, м

Допускаемое напряжение на кручение вала из стали

Из стандартных рядов нормальных линейных размеров принимаем при .

Концевой диаметр втулки рабочего колеса, м

Длина втулки рабочего колеса, м

Расчетная производительность колеса насоса, м³/с



2.1.3 Первое приближение

Скорость входа потока в колесо, м/с

,

где

Диаметр входа в колесо, м

Уточненная скорость входа, м/с

Радиус средней точки входной кромки лопатки, м



Из стандартных рядов нормальных линейных значений принимаем R₁=0,1 м.

м

Меридиональная составляющая абсолютной скорости потока

.

Ширина входного канала в меридиональное сечение, м

Коэффициент стеснения сечения лопатками на входе в колесо принимаем в первом приближении равным К₁=1,15.

Меридиональная составляющая абсолютной скорости при поступлении на лопатку с учетом стеснения сечения, м/с

Окружная скорость (переносная) при входе в колесо, м/с

Угол безударного входа потока на лопасти при С_1r=C_m1, град

Принимаем ,

Теоретический напор колеса, м

Окружная скорость при выходе из колеса в первом приближении, принимая К_u2=0,5, м/с

Наружный радиус колеса, м

Из стандартного ряда линейных размеров принимаем R₂=280 мм

Меридиональная составляющая абсолютной скорости потока при выходе из колеса без учета стеснения сечения при К_о=0,8, м/с

Коэффициент стеснения сечения лопатками на выходе из колеса К₂=1,1.

Коэффициент отношения относительных скоростей на входе и выходе из рабочего колеса

Угол входа лопатки, град

Оптимальное число лопаток

Принимаем z=5.

Поправочный коэффициент на влияние конечного числа лопаток на напор

Расчетный напор, создаваемый при бесконечно малом числе лопаток колеса, м

Меридиональная составляющая скорости потока с учетом стеснения сечения телом лопаток при выходе, м/с

2.1.4 Второе приближение

Окружная скорость на выходе из колеса, м/с

Наружный радиус колеса, м

Наружный диаметр колеса, м

Ширина канала колеса на выходе, м

Шаг лопаток на входе, м



Шаг лопаток на выходе, м

Толщина лопатки, измеренная по окружности диаметра Д₁, м

по окружности диаметра Д₂, м

Нормальная толщина лопатки на входе жидкости в колесо, м

на выходе жидкости из колеса, м

Проверка коэффициента стеснения сечения телом лопаток на входе и выходе из рабочего колеса

Относительная скорость потока на входе в канал колеса, м/с

на выходе, м/с

2.2 Расчет винтового теплообменника

D - внутренний диаметр аппарата, мм 800

Р_Т - давление в трубах, МПа 1,6

Р_К - давление в корпусе, МПа 1,6

l - длина труб, мм 6000

d_Н - наружный диаметр труб, мм 25

толщина стенки труб, мм 2,5

Пределы применения, ⁰С -20…+300

2.2.1 Расчет обечайки

Объектом расчета является толщина обечайки теплообменного аппарата, мм

(1.1)

где S' - расчетная толщина обечайки, мм;

p - расчетное давление в нижней части обечайки с учетом гидростатического давления, МН/м²;

D - внутренний диаметр обечайки, мм;

[?] - допускаемое напряжение при расчете по предельным нагрузкам сосудов и аппаратов, МН/м²;

?_р - коэффициент прочности продольного сварного шва цилиндрической обечайки.

(1.2)

где S - толщина обечайки, мм;

с - суммарная прибавка к расчетной толщине обечайки, мм;

где с_к - прибавка на коррозию или другой вид химического воздействия рабочей среды на материал, мм;

с_э - прибавка на эрозию или другой вид механического воздействия рабочей среды на материал, мм;

с_д - дополнительная прибавка по технологическим или монтажным соображениям, мм;

с_о - прибавка на округление размера до ближайшего по сортаменту, мм.

Расчетное давление в нижней части обечайки с учетом гидростатического давления столба жидкости, МПа

Обечайку выполняют из Стали 16ГС, для этой стали [?] = 134 МН/м² при t = 300⁰С.

Сварной шов стыковой с двусторонним проваром сплошным, выполняемый автоматической сваркой, длина контролируемых швов от общей длины 100% - ?_р - 1,0.

мм

Тогда толщина обечайки

Проверим применимость формул (1.1) и (1.2). Они применимы, если:

для обечаек и труб при D ? 200 мм.

Следовательно, принимаем толщину обечайки равную 10 мм.

2.2.2 Уточнение длины труб

Определим количество труб при расположении их по вершинам треугольника, т.к. такое расположение обеспечивает наиболее компактную компоновку.

Количество труб на диаметре

где D - внутренний диаметр теплообменного аппарата, мм;

t - шаг между трубами, мм;

где d_н - наружный диаметр труб, мм.

По таблице определяем общее количество труб и уменьшаем их количество на 10%:

Рассчитаем площадь поверхности трубки, мм²

где F- площадь теплообмена, мм²;

n - общее количество труб



Длина трубки, мм

где d_н - диаметр трубки, мм;

Принимаем стандартную длину труб 6000 мм.

Расчетная площадь теплообмена, м²

Принимаем =200 м?

2.2.3 Расчет трубной решетки

Номинальная расчетная высота решетки снаружи, мм

где _м - большее из давлений _т и _к;

?_ид - допускаемое напряжение на изгиб для материала решетки, МН/м²;

Номинальная расчетная высота решетки, мм

где ?_о - коэффициент ослабления решетки отверстиями,

где D_р - диаметр решетки, м;

?d - сумма диаметров отверстий под трубы, м;

Расчетная высота трубной решетки, исходя из закрепления в ней труб развальцовкой, мм

где q - допускаемая нагрузка, приходящаяся на единицу условной поверхности развальцовки, МН/м².

Для гладкой развальцовки q = 15 МН/м².

Расчетная сила осевого давления, действующая в месте закрепления трубы в решетке, МН

Условие выполняется, т.к. 2,1<89 мм.

Условие устойчивости труб при осевом сжатии, определяется по формуле

где d_н, d_в - наружный и внутренний диаметры труб, м;

D - диаметр решетки, м;

?_сд - допускаемое напряжение на сжатие для материала труб, МН/м²;

? - коэффициент уменьшения допускаемого напряжения при осевом сжатии.

Для материала труб - Сталь 10, принимаем при t = 300⁰C ?_сд = 134 МН/м².

Коэффициент ? определяется по графику в зависимости от гибкости трубы



где L - расстояние между трубными решетками. Принимаем L = 0,37 м - расстояние между перегородками.

r - радиус инерции поперечного сечения трубы, м

При ? = 46,25 для Стали 10 ? = 0,93.

- условие выполняется.

С учетом прибавок на коррозию с_к, на округление размеров, а так же из конструктивных соображений, принимаем толщину трубной решетки 90 мм.

2.2.4 Расчет днища

Одной из рациональных форм днищ (с точки зрения восприятия давления) является эллиптическая.

Расчет эллиптических днищ, работающих под внутренним давлением, заключается в определении расчетной толщины стенки s.

Расчет выполняется в зависимости от величины отношения определяющих параметров:



где ?_д - допускаемое напряжение для материала днища на растяжение, МН/м²;

? - коэффициент ослабления днища сварным швом;

- внутреннее давление, МН/м².

Сварной шов стыковой с двусторонним сплошным проваром, выполняемый автоматической сваркой, длина контролируемых швов от общей длины 100% - ?_р = 1,0.

Принимаем Р = Р_м = 1,6 МН/м², где Р_м - давление в трубах.

Допускаемое напряжение ?_д для стали 16ГС принимаем ?_д = [?_t] = = [?₁₀₀] = 134 МН/м².

Тогда:

Номинальная толщина стенки, мм

где R_в - внутренний радиус кривизны в вершине днища, м. Для стандартных днищ R_в = D_в.

мм

Принимаем s равную толщине стенки обечайки равную 10 мм.

Допускаемое избыточное давление, МН/м²

2.2.5 Расчет крышки

Расчетная толщина эллиптической стенки, мм

где R_в - внутренний радиус кривизны в вершине крышки. Для стандартных R_в = D_в.

мм

Принимаем s равную толщине стенки обечайки равную 13 мм.

Определим избыточное допускаемое давление, МН/м²

Для крышки выбираем уплотнительную поверхность фланца: с прокладкой прямоугольного сечения в выступ впадине.

Расчетная сила осевого сжатия прокладки, МН



где D_п - средний диаметр уплотнения, м;

k - коэффициент, зависящий от материала и конструкции прокладки;

b_э - эффективная ширина уплотнения, м;

Р - давление среды в аппарате, МН/м².

Размеры уплотнительных поверхностей выбираем по приложению 14 для Р_у = 1,6 МН/м² (ближ. большего): D₂ = 0,882 м; b = 0,013 м.

Средний диаметр уплотнения, м

Эффективную ширину уплотнения b_э принимаем:

Из таблицы определяем коэффициент k = 2,5.

Фланец для крышки принимаем стандартный.

Определим расчетное растягивающее усилие в болтах, диаметр и их число, а также момент закручивания гайки для наружного фланцевого соединения с обтюрацией, рассчитанной выше.

Расчетная сила от давления среды в аппарате, МН

Расчетное растягивающее усилие в болтах (при ? = 1,45), МН

Проверим минимальное значение растягивающего усилия в болтах (при q = 20 МН/м² для прокладок из паронита)

Из приложения находим количество болтов z = 40, болт М20. Момент закручивания гайки при грубой обработке поверхностей и наличии смазки (k_р = 0,12), Н·м

где Р_б - сила от давления среды в аппарате, МН/м²;

z - количество болтов;

d - диаметр болтов, м.

2.2.6 Расчет опор

Расчет произведем для средней опоры, имеющей наибольшую нагрузку. Найдем реакцию опоры

Масса теплоносителя аппарата, кг



где ?_т - плотность теплоносителя, кг/м³;

V_о - объем обечайки, м³;

V_р - объем распределительной камеры, м³;

V_к - объем крышки, м³;

V_д - объем днища, м³;

Масса аппарата

где G_тр - масса труб, кг;

G_о - масса обечайки, кг;

G_т.р. - масса трубной решетки, кг;

G_д - масса днища, кг;

G_к - масса крышки, кг;

G_р - масса распределительной камеры, кг;

Масса труб, кг



где d_н - наружный диаметр трубок, м;

d_в - внутренний диаметр трубок, м;

l_тр - длина трубок, м;

n - количество трубок;

? - плотность материала трубок, кг/м³;

Масса обечайки, кг

где D_н и D_в - наружный и внутренний диаметр обечайки соответственно, м;

Масса трубной решетки, кг

где h_т.р. - длина трубной решетки, м;

n - количество отверстий под трубки диаметром d_н;



Масса крышки и днища, кг

Масса распределительной камеры, кг

Масса аппарата, кг

Реакция опоры, МН

Приведенная длина днища, м

Приведенная длина аппарата, м

,

где - длина цилиндрической части корпуса, м

Расчетный изгибающий момент, МН·м

Момент сопротивления поперечного изгиба корпуса, м³

Напряжение на изгиб в корпусе от силы тяжести, МН/м²

Напряжение на изгиб в стенке аппарата от действия реакции опоры, МН/м²



,

где =134 МН/м² - допускаемое напряжение для стали 16ГС при t=300C°

3. Монтажная часть

3.1 Строительство и прием фундамента

Первый этап монтажа аппарата - это строительство и прием фундамента.

Фундамент - это опора, предназначенная для восприятия, амортизации и передачи на грунт статических и динамических нагрузок, которые возникают в системе сооружения в процессе эксплуатации.

Фундамент должен удовлетворять следующим требованиям:

1) удельная нагрузка от машины на поверхность фундамента - не выше допустимых пределов;

2) удельная нагрузка на грунт системы аппарат-фундамент - не больше допустимой;

3) деформация фундамента под воздействием нагрузок - допустимая;

4) фундамент должен воспринимать и амортизировать все динамические нагрузки от действия аппарата; сохранять свою жесткость, устойчивость и прочность.

Перед тем как приступать к строительству фундамента, проводятся подготовительные работы, которые включают в себя расчистку и планировку площадки под будущий объект с учетом отвода ливневых вод и дренажа. Затем площадку разбивают в соответствии с проектом и размечают фундамент под аппарат. Фундамент монтируется из нормализованных блоков или выполняется монолитным.

Обеспечение заданных размеров, формы фундамента и точности размещения в них всех закладываемых деталей - вторая часть строительства. Если бетон укладывают непосредственно в землю, внешние размеры и форма подземной части фундамента обеспечиваются размерами и формой котлована. Для наземной части над котлованом монтируют деревянную разборную опалубку. В сложных фундаментах внутренняя форма тоннелей, ниш и каналов обеспечивается также опалубкой.

Фундаментные болты, наглухо заделываемые в бетон, устанавливают в фундамент при укладке бетона или при укладке бетона с помощью деревянных разборных коробов (пробок) устраивают деревянные колодцы. Через 2-3 дня после бетонирования пробки демонтируют, а заливку болтов в колодцах выполняют спустя несколько дней. Для болтов, устанавливаемых в фундамент свободно, при укладке бетона вместо деревянных коробов монтируют анкерные плиты с приваренными сверху трубами.

После окончания монтажа необходимо произвести приемку фундамента: фундаменты должны быть изготовлены с соблюдением требований технических условий и сданы без каверн, раковин, поверхностных трещин и других дефектов.

Дефекты фундаментов могут быть вызваны отклонением в линейных размерах по сравнению с проектом или недоброкачественностью изготовления.

Осевые планки и реперы должны быть расположены на фундаменте в местах, не закрываемых оборудованием после его установки. Фундамент, включая колодцы для анкерных болтов, перед сдачей должен быть освобожден от опалубки и очищен от остатков раствора и мусора. Пробивать отверстия в готовых фундаментах запрещается.

Приемка готовых фундаментов производится только при соответствии их проектным размерам и схеме расположения закладных деталей и отверстий, причем отклонения не должны превышать требования ТУ:

1) по основным размерам в плане ±30 мм;

2) по высотным отметкам поверхности фундамента без учета высоты подливки ±30 мм;

3) по размерам уступов в плане ±20 мм;

4) по размерам колодцев в плане +20 мм.

Перед сдачей фундамента под монтаж оборудования, на него наносят главные оси, которые фиксируются керном на металлических планках, заранее заделанных в тело фундамента. Главные оси фундамента закрепляют на реперах в виде железобетонных столов, вынесенных выше уровня земли не менее, чем на 200 мм. На реперах фиксируют также отметку верхней поверхности фундамента. По согласованию с монтажной организацией осевые планки и реперы располагают в местах, не закрываемых оборудованием при его установке на фундамент.

При приемке фундамента составляется акт, к которому прикладывают формуляр с указанием проектных и фактических отметок и основных размеров фундамента; привязочных размеров и отметок анкерных болтов, закладных частей и колодцев, привязки главных осей фундаментов, расположения и отметок реперов и металлических планок, заложенных в тело фундамента.

Соответствие материалов строительных конструкций проектным оформляют специальным актом при приемке заказчиком выполненных строительных работ.

3.2 Монтаж центробежного насоса

Нефтяной центробежный насос представляет собой стальной литой аппарат, выполненный из стали 12Х18Н10Т. Насос крепится на одной раме вместе с асинхронным электродвигателем взрывобезопасного исполнения.

Перед монтажом насоса проверяется расположение фундаментных болтов с помощью шаблона, изготовленного по расположению отверстий под болты в опорах аппарата.

Транспортировка аппарата от завода-изготовителя до принимающей стороны производится либо по железной дороге, либо по автодорогам.

Аппарат от завода-изготовителя поступает в собранном виде с установленными внутренними устройствами, согласно требованиям технических условий МРТУ 2-04-10-60.

3.3 Расчет монтажной операции

1 Масса аппарата

,

где - масса насоса вместе с электродвигателем,

- масса рамы.

кг

2 Определение усилий подъема

Сила подъема тали равна силе тяжести аппарата, Н

3 Расчет строп

Натяжение в ветви стропа, Н

,

где - число витков стропа,

- угол наклона витков к направлению действия расчетного усилия



Разрывное усилие в ветви стропа, Н

Коэффициент запаса прочности =6.

Для найденного разрывного усилия подбираем канат со следующими данными:

тип канатаЛК-Р (6?19+1о.с.) по ГОСТ 2688-69

разрывное усилие, Н88500

временное сопротивление

разрыву, Н/мм²1400

диаметр каната, мм14

3.4 Порядок выполнения работ

На осуществление данной подъемной операции требуется бригада из 3 человек. Два стропальщика осуществляют контроль за состоянием такелажной оснастки во время подъема, закрепление строп на аппарате, а также на монтажной площадке должен присутствовать ответственный за проведение подъемной операции.

Последовательность действий:

1. создать необходимый натяг в системе подъема и убедиться в надежности строповки;

2. осуществить подъем аппарата в горизонтальном положении на заданную высоту;

3. завести аппарат в проектное положение над фундаментом и начать спуск;

5. когда аппарат окажется на высоте 0,5 м над фундаментом, осуществить контроль за точным попаданием основания аппарата в проектное положение;

6. закрепить опоры аппарата на фундаментных болтах;

7. осуществить расстроповку.

3.5 Техника безопасности при проведении подъемной операции

Безопасная эксплуатация грузоподъемных устройств обеспечивается соблюдением системы правил и требований безопасности крановщиком и стропальщиком, повышением квалификации персонала, обслуживающего эти устройства, правильной строповкой груза.

Безопасное производство стропальных работ:

1. перед началом работ, стропальщик получает задание у руководителя, выявляет у техническое состояние грузоподъемного устройства, осматривает место проведения работ, выбирает необходимые грузозахватные приспособления, соответствующие массе поднимаемого аппарата;

2. строповка груза выполняется в соответствии со схемой строповки;

3. при строповке аппарата стропальщику запрещается использовать стропы, не предусмотренные схемами строповки, и стропы, у которых угол между ветвями при строповке получается более 90°,

4. перед подъемом груза стропальщик должен удалить людей из зоны действия кран-балки и убедиться в безопасности проведения работ.

4. Экологичность и безопасность проекта

4.1 Анализ потенциальных вредных и опасных факторов при эксплуатации проектируемой установки

Опасные и вредные производственные факторы подразделяются по природе действия на следующие группы:

1) физические;

2) химические;

3) психофизиологические.

Установка ЭЛОУ-АВТ-3 с точки зрения взрывопожароопасности и техники безопасности относится по санитарной характеристике в соответствии со СНиП-2.09.04-87:

§ насосная ЭЛОУ, промывной воды и отделение реагентов к группе 1б;

§ наружная этажерка с блоком колонн к группе 2в;

§ наружная аппаратура ЭЛОУ, печь для нагрев нефти к группе 2в.

Технологический процесс осуществляется с применением сложного объемного оборудования, работающего в условиях повышенных температур (до 400 ⁰С) и давления.

Применение сернистых нефтей, оказывающие сильное коррозионное воздействие на оборудование и увеличивают возможность образования пирофорных соединений.

Нагрев нефти происходит в трубчатой печи открытым пламенем, что может привести к взрыву при загазованности воздуха в районе печей.

Получаемые на установке нефтепродукты вредны для организма и при разгерметизации оборудования и трубопроводов могут привести к тяжелому отравлению обслуживающего персонала.

Применяемые реагенты токсичны и могут вызвать химические ожоги и отравления при неосторожном обращении и разгерметизации трубопроводов.

Применение открытого огня в местах, не предусмотренных для этой цели, нагрев до высокой температуры поверхности трубопроводов и оборудования, разряды статического электричества, удары искрящего инструмента о металл, самовозгорание обтирочных материалов, курение в неустановленном месте могут вызвать возгорание или взрыв нефтепродуктов и горючих смесей, образовавшихся в результате не герметичности систем.

Не герметичность отключающей аппаратуры на линии подачи газа в печь П - 1 и несоблюдение правил розжига последних могут привести к взрыву в топочном пространстве печи.

Электрический ток, применяемый в электродегидраторах и электрооборудовании, может быть причиной несчастных случаев при несоблюдении мер предосторожности в случае выхода их из строя заземляющих и токоведущих частей электрооборудования или пробоя изоляции.

Возможно нанесение травмы человеку вращающимися частями оборудования, не защищенного ограждением.

Большую опасность представляют колодцы, где могут образовываться взрывоопасные смеси паров углеводородов с воздухом.

Наличие технического азота для продувок оборудования и водяного пара высоких параметров могут вызвать удушье от недостатка кислорода и термические ожоги обслуживающего персонала.

Основными причинами, способными привести к аварии, являются следующие факторы:

§ отступление от норм установленного технологического режима эксплуатации;

§ разгерметизация фланцев трубопроводов или аппаратов с нефтепродуктами;

§ несоблюдение инструкций по промышленной безопасности и противопожарных правил.

С целью обеспечения безопасности при ведении процесса предусматриваются следующие мероприятия:

§ технологический процесс ведётся в герметичных аппаратах,

§ производственный процесс полностью автоматизирован,

§ все аппараты защищены от превышения давления системой предохранительных клапанов со сбросом на факел,

§ предусматривается аварийная сигнализация повышения концентрации взрывоопасных паров и газов на наружной установке,

§ трубопроводы и аппаратура, имеющие температуру стенки более 45С, изолированы,

§ на жидкостных и газовых линиях установлены обратные клапаны,

§ сброс продуктов из аппаратов на факел при аварийных ситуациях возможен по байпасу предохранительных клапанов,

§ дренирование аппаратов и трубопроводов выполнено в заглубленные ёмкости, с последующей переработкой продуктов,

§ наличие исправной системы заземления и молниезащиты,

§ строгое соблюдение норм технологического режима,

§ обязательное выполнение обслуживающим персоналом производственных инструкций, правил по производственной безопасности, пожарной и газовой безопасности,