Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов установки разделения нефтезаводских газов



2. Обоснование выбора темы

Современные нефте- и газоперерабатывающие заводы представляет собой комплексы мощных взаимосвязанных технологических установок, оснащенных сложным оборудованием и аппаратурой, назначение которых состоит в переработке исходного сырья - нефти, газа, газового конденсата в готовую продукцию или полуфабрикаты, являющихся сырьем для нефтехимических и химических производств.

Сегодняшние тенденции нефтеперерабатывающей промышленности России ставят перед инженерами-конструкторами новые задачи по проектированию и реконструкции технологического оборудования. Инженерное воплощение этих задач требует высокого уровня принимаемых конструкторских решений, творческого применения знаний в области проектно-конструкторской деятельности.

Для осуществления современных технологических процессов в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности необхидимо высокоэффективные аппараты, к которым предъявляются высокие требования по экономичности, надежности, технологичности и эргономичности. На основе выбора вида и принципиальной конструкции аппарата, его основных размеров и рабочих условий производятся расчеты на прочность и устойчивость, как корпуса, так и его составных элементов. При этом результаты расчета во многом определяют конструктивными решениями и материальным оформлением аппарата.

Актуальность выбранной темы заключается в том, что стабилизация бензина неотъемлемый процесс в развитии нефтеперерабатывающих технологий.



3. Технологический раздел

3.1 Основные параметры процесса

Абсорбционная газофракционирующая установка АГФУ-1 предназначена для сбора, компремирования, разделения жирных газов, рефлюксов и стабилизации бензинов термических крекингов, бензинов с установок 21-10, РИФ-1, ЛЧ-24-7, факельных конденсатов, конденсата прямогонного газа.

Для разделения смеси газов применяется метод, который основан на сочетании абсорбции углеводородных газов с ректификацией. Этот метод получил название абсорбционно-ректификационный.

Абсорбция - поглощение газообразного вещества жидкостью (абсорбентом).

Сочетание диффузионных свойств газа (проникновение молекул газа в глубину слоя жидкости) с поглотительной способностью абсорбента дает возможность использовать принцип абсорбции для разделения углеводородных газов на составляющие компоненты.

Ректификация - процесс разделения углеводородной смеси на составляющие ее компоненты путем многократного испарения легких и многократной конденсации тяжелых компонентов, находящихся в данной смеси. Процесс ректификации осуществляется в ректификационных колоннах.

Для разделения смеси газов, рефлюксов, бензинов на составляющие компоненты на установке АГФУ-1 используется процесс ректификации - многократного испарения и конденсации компонентов смеси в колоннах непрерывного действия тарелочного типа.

В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей на АГФУ-1 используются колонны К-6, К-7, К-8, К-40, К-41 с получением двух нефтепродуктов и ректификационная колонна К-10 с получением трех нефтепродуктов.

В каждой колонне имеется отпарная секция, расположенная ниже ввода сырья - тарелки питания. Целевым продуктом отпарной секции является жидкий кубовый остаток. Концентрационная секция расположена в колоннах над тарелкой питания.

Целевым продуктом концентрационной секции К-10 являются пары ректификата - верхний нефтепродукт.

Для обеспечения нормальной работы ректификационных колонн обязательна подача орошения наверх колонны с выводом и конденсацией верхнего нефтепродукта. В низ колонн подводится тепло через рибойлеры у К-6, К-7, К-8, К-40, К-41 или посредством «горячей струи» кубового продукта через печи П-2, П-3 у К-10.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью, на установке АГФУ-1 используются ректификационные колонны с трапециевидно-клапанными и центробежными тарелками - в К-6, трапециевидно-клапанными тарелками - в К-7, клапанными тарелками в К-8, К-40, К-41 и трапециевидно- клапанными тарелками - в К-10.

Для компремирования жирных и прямогонных углеводородных газов на установке АГФУ-1 используются соответственно винтовые компрессора сухого сжатия марки 6ГВ 55/3,5-15СУХЛ4 (ВК-2, ВК-3) и 6ГВ 55/2,5-11СУХЛ4 (ВК-4, ВК-5).

В таблице 3.1 приведены характеристики сырья и продуктов блока ректификации установки АГФУ-1 [10].



Таблица 3.1 - Характеристика сырья и продуктов блока ректификации установки

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу	Область применения готовой продукции
Сырье
Рефлюкс с установок ТК-2, ТК-3, 22-4, Л-35-11/1000, АГФУ-1, КУ «Жекса» очищенный	-	Массовая доля сероводорода, % , не более	0,002	Сырье блока ректификации
Рефлюкс с установок ТК-2, ТК-3, 22-4, Л-35-11/1000, АГФУ-1, КУ «Жекса» неочищенный (на период ремонта установки сероочистки)	-	Массовая доля сероводорода, %, не более	1,0	Сырье блока ректификации
Пропан-бутан-пентановая фракция с ОАО «УНПЗ»	ТУ 0272-031-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, % - изобутан, не более - сумма углеводородов С5 и выше, не более - сумма непредельных углеводородов С2-С4, не более 2. Массовая доля сероводорода, % , не более 3. Содержание свободной воды 4. Содержание щелочи	18,0 60,0 10,0 0,002 отс. отс.	Сырье блока ректификации
Нестабильные бензины установок ТК-2, ТК-3, 21-10, Жекса, факельный конденсат с ПВД-2, конденсат прямогонного газа, бензин с установки ЛЧ-24-7	-	1. Фракционный состав, оС: - температура конца кипения, не выше 2. Цвет	205 светло-соломенный	Сырье блока ректификации
Пропан-бутан-пентановая фракция из К-7 в К-8	-	1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Содержание сероводорода, % масс, не более	560ч590 0,002	Сырье колонны К-8
Готовая продукция
Газовый бензин (стабильный)	-	1. Фракционный состав, оС: - начало кипения: зимнего вида летнего вида, оС, не ниже - конец кипения, не выше 2. Испытание на медной пластинке	не реглам. 35 при приготовлении бензина 185 выдерживает	Компонент тов.бензина, или сырье ЛЧ-24-7, или сырье установки Л-35-11/1000, или бензин на внутризаводскую перекачку, или сырье на уст. 22-4
Изобутановая фракция	ТУ 0272-025-0015-1638-99	1. Массовая доля компонентов, %: - пропан, не более - изобутан, не менее - сумма углеводородов С1-С2 - сумма бутиленов - нормальный бутан, не более	8,0 70,0 не норм. не норм. не норм.	В ПВД-1 -сырье установки сернокислотного алкилирования
Бутановая фракция	-	1. Массовая доля компонентов, %: - изобутан , не более - сумма углеводородов С5 и выше, не более - сумма непредельных углеводородов С2-С4, не более 2.Массовая доля сероводорода, %, не более 3.Содержание свободной воды 4.Содержание щелочи	28,0 60,0 10,0 0,002 отс. отс.	На КУ «Мерокс» или в ПВД-2 в качестве ПБПФ на ОАО «Уфаоргсинтез»

3.2 Описание принципиальной технологической схемы блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов

В сырьевые емкости блока ректификации Е-8, Е-8а поступают следующие нефтепродукты:

- рефлюксы с установок 22-4, Л-35-11/1000, КУ «Жекса», очищенные от сероводорода на установке сероочистки производства серы, или помимо нее;

- конденсаты прямогонного газа из Е-36 и Е-22, через установку сероочистки и производства серы, или помимо нее;

- газовый конденсат из Е-1 - через Е-36;

- газовый конденсат из Е-2, образующийся при компремировании жирного газа термических крекингов ТК-2, ТК-3 и углеводородного газа с Л-35-11/1000 и КУ «Жекса»;

- рефлюкса с ОАО «УНПЗ», через установку сероочистки и производства серы или помимо нее.

Имеется схема поступления в Е-8, Е-8а следующих нефтепродуктов:

- рефлюксов термических крекингов ТК-2, ТК-3, очищенных от сероводорода на установке сероочистки и производства серы, или помимо нее;

- бензинов с установок 21-10, ТК-2, ТК-3, ЛЧ-24-7;

- факельного конденсата с ПВД-2 (Е-324, Е-325).

Рефлюкс, поступающий в Е-8, Е-8а, с установки сероочистки и производства серы, регистрируется соответственно приборами расхода, давления и температуры FIR3619, PIR2624 и TIR1626. Рефлюкс, поступающий с ОАО «УНПЗ» в Е-8, Е-8а регистрируется приборами FIR3618, PIR2623, TIR1625. Давление в Е-8, Е-8а регулируется в пределах 2 ч 5 кгс/см2 клапаном PV2604 контура PIRC2604, установленным на линии сброса газа из Е-8, Е-8А в Е-36. Уровень в Е-8, Е-8а измеряется приборами уровня LIRCA 4606 и LIRA 4609. Из емкостей Е-8, Е-8а рефлюкс насосом Н-20 (Н-16а) подается, через регулирующий клапан FV3609 контура FIRC3609 или насосом Н-14а, через регулирующий клапан FV3613 контура FIRC3613 и теплообменники Т-15, Т-15а, на загрузку блока ректификации _ в пропановую колонну К-6. Сигнализация при понижении до 20 % и повышении до 80 % уровня в Е-8, Е-8а и блокировка насосов по понижению уровня рефлюкса в Е-8, Е-8а до 10 % осуществляется прибором LIRSALL4605.

Температура сырья на выходе из Т-15, Т-15а регулируется клапаном TV1628 контура TIRC1628, установленным на линии выхода теплоносителя из подогревателей.

Углеводородные газы с верха К-6, через конденсаторы воздушного охлаждения Т-19/3,4, Т-13/3, водяной кожухотрубный холодильник Т-3, поступают в емкость орошения Е-10.

Температура на выходе из Т-19/3,4 измеряется прибором TIR1612, на выходе из Т-13/3 - прибором TIR1256. Давление, уровень и температура в емкости Е-10 регистрируется соответственно приборами PIR2650, LIRCAH4615, TIR1639. Пропановая фракция насосом Н-18 (Н-18а), через клапан-регулятор расхода FV3604, контура каскадного регулирования TIRC1619-FIRC3604 подается на орошение колонны К-6.

Имеется схема подачи пропановой фракции с выкида насоса Н-18 (Н-18а) на выкид насоса Н-19 (Н-19а), через клапан-регулятор расхода FV3621 регулирующего контура FIRC3621.

Давление в К-6 регулируется клапаном PV2605 контура PIRCAH 2605, установленным на линии поступления газообразной пропан-пропиленовой фракции (ППФ) из Е-10 в линию сухого газа. Расход ППФ в линию сухого газа регистрируется прибором FIR3615.

При повышении давления в К-6 до 18 кгс/см2 срабатывает световая и звуковая сигнализация и блокировка по отсечению клапанов-регуляторов температуры ТV1606 и TV1607, установленных на линии поступления теплоносителя соответственно в Т-20 и Т-20а.

Имеется схема подачи сухого газа из Е-10 на МЭА-очистку установки сероочистки и производства серы через регулирующий клапан PV2605 контура PIRCAH2605. Остаток нефтепродукта из К-6 поступает в подогреватели низа колонн Т-20, Т-20а, где происходит отпаривание пропан- пропиленовой фракции, которая возвращается в виде паров под нижнюю тарелку К-6, создавая паровой поток по колонне. Остаток из Т-20, Т-20а, через клапаны-регуляторы уровня LV4617, LV4619 контуров LIRCALН4617, LIRCALН4619, самотеком поступает на загрузку бутановой колонны К-7. В случае переполнения подогревателей Т-20, Т-20а в К-6 предусмотрен регистратор уровня LIRAH4612 с сигнализацией при подъеме уровня жидкости в колонне до 80 %.

Температура паров на выходе из Т-20, Т-20а поддерживается не выше 150°С соответственно клапанами TV1606, TV1607 регулирующих контуров TIRC1606, TIRC1607, установленными на линиях входа теплоносителя в рибойлеры. Температура верха, температура на 10-й, 25-й 38-й тарелках и кубовой части К-6 регистрируется соответственно приборами ТIRC1619, ТIR1618, ТIR1616, ТIR1615, TIR1614.

Имеется схема работы блока ректификации помимо колонны К-6 и рибойлеров Т-20, Т-20а: при этом сырье, после подогрева в теплообменниках Т-15, Т-15а, подается на загрузку в колонну К-7, газообразная ППФ из емкости Е-12 поступает:

? в линию сухого газа;

? или в емкость Е-1, через клапан регулятор давления емкости Е-12 РV 2612 контура РIRC2612.

Пары пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ) (бутан-бутиленовой фракции _ ББФ) с верха К-7, через аппарат воздушного охлаждения Т-21/1,2, Т-13/1,2, водяной кожухотрубный холодильник Т-21, поступают в емкость Е-12.

Температура ПБПФ (ББФ) на выходе из Т-21/1,2, Т-13/1,2 замеряется соответственно приборами ТIR1611 и ТIR1774, температура ПБПФ (ББФ), на выходе из Т-21 замеряется прибором ТIR1424.

ПБПФ из Е-12 насосом Н-19 (Н-19а), через клапан-регулятор расхода FV3606 контура FIRC3606, подается на орошение К-7. Балансовый избыток ПБПФ из Е-12, через клапан-регулятор уровня FV3607 каскадного контура регулирования LIRSALН 4620 - FIRCAL 3607, через теплообменник Т-7, поступает в колонну К-8 - разделения бутан изобутановой фракции.

Колонна К-8 расположена на блоке ректификации фракции НК-80 (ДИП) и предназначена для разделения ПБПФ на бутановую и изобутановую фракции. Колонна К-8 оборудована 110 клапанными тарелками. Перед колонной К-8 сырье предварительно нагревается до 70 оС в теплообменнике Т-7 за счет тепла кубового продукта К-8. Температура и расход ПБПФ на входе в К-8 регистрируется приборами ТIR1435 и FIR3167. Пары с верха К-8 поступают, через зигзагообразные воздушные конденсаторы холодильники ХВ-8/1,2, водяные холодильники Х-8/1, Х-8/2, Х-8/3, в емкость орошения Е-9.

Температура на выходе из каждой секции ХВ-8/1,2, регистрируется приборами ТIR1453/1,2,3 и TIR1454/1,2,3. Давление в системе К-8 - Е-9 поддерживается в пределах 2 ч 6,0 кгс/см2 изменением частоты вращения вентиляторов, ХВ-8/1,2 с регистрацией температуры по приборам ТIRС1453, ТIRС1454. На выходе из водяных холодильников Х-8/1, Х-8/2,Х-8/3 - установлены соответственно регистраторы температуры ТIR1455, ТIR1456 и ТIR1457. На общей линии изобутановой фракции после водяных холодильников Х-8/1, Х-8/2, Х-8/3 установлен регистратор температуры ТIR1458.

Из Е-9 изобутановая фракция откачивается насосом Н-8/1 (Н-8/2) на орошение К-8. Балансовое количество нефтепродукта, через межтрубное пространство водяного холодильника Х-8/4, с температурой не выше 45 оС откачивается:

? в емкости ПВД-1;

? или на установку сернокислотного алкилирования.

Температура, давление и расход изобутановой фракции с установки регистрируется соответственно приборами ТIR 1477, РIR2323 и FIR3180.

Уровень в Е-9 регулируется клапаном LV4265 контура LIRCAHL4265, установленным на выкиде насоса Н-8/1 (Н-8/2) в Х-8/4 с сигнализацией по верхнему - 80 % и нижнему - 20 % уровню. Имеется дополнительный уровнемер Е-9 LdIRAHL 4266 с сигнализацией по верхнему - 80 % и нижнему - 20 % уровню. Имеется схема регулирования давления в системе К-8 - Е-9 через клапаны PV2310.1 и PV2310.2 контура PIRCAН2310, установленным на линии сброса газа из Е-9 в емкость сбора прямогонного газа - Е-36 с сигнализацией максимального давления - 9 кгс/см2.

Температура в Е-9 контролируется прибором ТIR1459.

При отсутствии жидкости в приемном трубопроводе к Н-8/1(Н-8/2), насос автоматически останавливается по блокировке LSALL4267. На приемном и нагнетательном трубопроводах имеются соответственно электрозадвижки Э/З 216 и Э/З 217,218 с системой дистанционного отключения насоса и закрытия электрозадвижек, в случае аварии, из помещения операторной. Расход изобутановой фракции на орошение К-8 регулируется клапаном FV3168 установленным на линии выкида Н-8/1(Н-8/2) в К-8 с коррекцией по температуре верха колонны контура FIRC3168-TIRC1445. Температура в кубовой части К-8 регулируется за счет теплоносителя АМТ-300, поступающего в рибойлер Т-8 через клапан ТV1449 контура TIRC1449, установленный на выходе АМТ-300 из Т-8. Давление теплоносителя в Т-8 регулируется клапанов PV2309 контура PiRC 2309, установленный на байпасном трубопроводе подачи теплоносителя в Т-8.

Уровень бутановой фракции в Т-8 регулируется клапаном, установленным на линии выкида насоса Н-12/1(Н-12/2) LV 4300 каскада LIRCAL4300 с сигнализацией при понижении уровня в Т-8 до 20 %.

Бутановая фракция с низа К-8, через рибойлер Т-8, теплообменник Т-7, аппарат воздушный зигзагообразный ХВ-9, водяной холодильник Х-9, насосом Н-12/1 (Н-12/2) откачивается :

? на КУ «Мерокс» в качестве ПБПФ;

? в емкости ПВД-2 в качестве ПБПФ.

Температура бутановой фракции после Т-7, на выходе из каждой секции ХВ-9, после Х-9 регистрируется соответственно приборами: TIR1435.1, TIR1427.1,2,3, TIR1426.

На одном из двух двигателей ХВ-9 имеется частотный регулятор температуры выхода нефтепродукта TIR1427.

Имеется блокировка насоса Н-12/1 (Н-12/2) при отсутствии жидкости в приемном трубопроводе LSALL4255. Имеется схема отключения Н-12/1 (Н-12/2) кнопкой из помещения операторной и отсечения насоса электрозадвижками Э/З 114 и Э/З 115 соответственно на приемном и нагнетательном трубопроводах.

Давление верха К-8, в зоне ввода сырья и куба колонны регистрируется соответственно приборами PIRSAHH2306, PIR2307, PIR2308. При повышении давления в колонне более 6 кгс/см2 закрывается запорно-регулирующий клапан ТSV1449 на трубопроводе выхода теплоносителя АМТ-300 из Т-8 и открывается клапан РV2309 расположенный на байпасной линии помимо Т-8.

Уровень в К-8 регистрируется прибором LIRAHL4262 с сигнализацией по верхнему - 80 % и нижнему - 20 % уровню. Температура, давление и расход бутановой фракции с установки регистрируется соответственно приборами: TIR1475, PIR2321, FIR3178.

Давление в К-7 поддерживается не более 8,5 кгс/см2 регулирующим клапаном PV2606 контура PIRCAН2606, установленным на шлемовой трубе колонны К-7. При повышении давления в К-7 более 8,5 кгс/см2 срабатывает световая и звуковая сигнализация и блокировка по отсечению клапана-регулятора температуры, установленного на линии поступления теплоносителя - дизельного топлива в Т-22 ТV1624. Давление в Е-12 поддерживается не более 7 кгс/см2 регулирующим клапаном PV2612 контура PIRC2612, расход замеряется прибором FIR3638, установленным на трубопроводе поступления газа из Е-12 в Е-1.

Остаток из К-7 поступает в подогреватель низа бутановой колонны Т-22, где отпаривается ПБПФ и возвращается под нижнюю тарелку К-7, создавая паровой поток по колонне.

В случае переполнения подогревателя Т-22 в К-7 предусмотрен регистратор уровня LIRAH4613 с сигнализацией по превышению уровня жидкости в колонне до 80%. Температура паров на выходе из Т-22 поддерживается не выше 170оС подачей теплоносителя в Т-22, через клапан ТV1624 контура TIRC1624.

Температура верха на 33-й, 27-й, 6-й тарелках К-7, температуры ПБПФ и газового бензина с установки регистрируются соответственно приборами ТIRC1623, ТIR1622, ТIR1621, ТIR1620, ТIR1619, ТIR1618.

Газовый бензин из Т-22, через аппарат воздушного охлаждения ХВ-23, кожухотрубные холодильники Х-23, Х-23а, клапан-регулятор уровня Т-22 FV3605 каскадного контура регулирования LIRCALH4622-FIRC3605, кориолисовый массомер FТ3179 контура FIR3179, с температурой не более 45оС по прибору TIR1617 поступает:

- в сырье установки Л-35-11/1000 через ПВД-2, или

- в резервуары товарного производства.

Имеется схема подачи газового бензина:

- в сырьевую емкость на установку ЛЧ-24-7, или

- в Е-4 - сырьевую емкость блока ДИГ, или

- в резервуары внутризаводской перекачки товарного производства, или

- на установку 22-4.

Для поддержания уровня в сырьевых емкостях блока ректификации имеется схема подачи газового бензина после Х-23, Х-23а в Е-8, Е-8а - линия циркуляции.

Принципиальная схема деасфальтизации гудрона представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Принципиальная технологическая схема блока ректификации рефлюксов абсорбционно-газофракционирующей установки

В таблице 3.2 приведено описание проектируемого оборудования блока ректификации абсорбционно-газофракционирующей установки.

Таблица 3.2- Характеристика технологического оборудования

Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.)	Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости)	Количество, шт	Материал	Методы защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
Колонна деизобутанизатор	К-8	1	Корпус: 09Г2С-15 Днище: 09Г2С-15	наружная грунтовка и покраска	Н = 67396 мм Д = 2800 мм V = 750,5 м3 110 трапецевидно-клапанных тарелок Ррасч. = 9,9 кгс/см2 Трасч. стенки =100 0С
Теплообменник подогрева сырья К-8 600ТУ-1,6-М1 25Г-6-2-Т-У-И	Т-7	1	Корпус: 09Г2С-12 Днище: 09Г2С-12	наружная грунтовка и покраска	F = 115,5х2 м2 Ррасч корп./пучок = 16/16 кгс/см2 Т корп. расч .= 100 0С Т труб. расч. = 100 0С



4. Механический раздел

Качество в трактовке представляет собой совокупность свойств и характеристик аппарата, обеспечивающего соответствие установленным или предполагаемым потребностям. Уровень качества определяется путем сравнения ряда показателей создаваемого аппарата с соответствующими показателями лучших образцов аппарата, составляющих базовую группу для сравнения. Создание принципиально нового аппарата или совершенствование существующего начинается с четкого формулирования ее функциональных признаков, т.е. того, что должен делать аппарат, какую выпускать продукцию, какие осуществлять технологические процессы. Для аппаратов каждого вида устанавливают свои показатели качества, зависящие от их назначения, но существуют показатели качества присущие всем аппаратам.

4.1 Проектировочный расчет колонного аппарата

Конструирование и выбор основных элементов колонного аппарата.

Основные элементы колонного аппарата:

- корпус - основная сборочная единица, состоящая из обечаек и днищ;

- обечайка - цилиндрическая оболочка замкнутого профиля, открытая с торцов;

- днище - неотъемлемая часть корпуса сосуда, ограничивающая внутреннюю полость с торцов;

- опора - устройство для установки сосуда в рабочем положении и передачи нагрузок от сосуда на фундамент или несущую конструкцию.

Колонные аппараты обычно оснащаются массообменными устройствами (тарелками и насадками - насыпными и регулярными), опорными решетками (тарелками) под насадку, люками, кранами-укосинами, штуцерами.

Для равномерного распределения жидкости также применяют распределители различных конструкций, а для предотвращения уноса капель жидкости с восходящим потоком, используют отбойники различных конструкций.

Аппараты изготавливают в соответствии с требованиями к конструированию, изготовлению, приемке, методам контроля и поставке колонных аппаратов.

Аппараты устанавливают в помещении или на открытой площадке со средней температурой наиболее холодной пятидневки до - 45 єС и ветровой нагрузкой, соответствующей І - ІV районам территории бывшего СССР по скоростному напору, с сейсмичностью до 6 баллов.

Климатическое исполнение аппаратов УХЛ (для макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом) по ГОСТ 15150-69 [11].

Колонные аппараты можно транспортировать железнодорожным, речным и автомобильным транспортом в собранном виде в соответствии с ОСТ 26-15-024-84 [12]. При проектировании сосудов следует учитывать требования к перевозке грузов транспортными средствами.

Сосуды, которые не могут транспортироваться в собранном виде, могут проектироваться из частей, соответствующих по габариту требованиям к перевозке транспортными средствами. Деление сосуда на транспортируемые части следует указывать в технической документации.

Если аппарат теплоизолируют, то устройства для крепления теплоизоляции принимают ГОСТ 17314-81 [13]. Детали для крепления теплоизоляции приваривают на заводе-изготовителе.

Цилиндрические обечайки вакуумных аппаратов при необходимости должны быть укреплены кольцами жесткости.

Изготовлением колонных аппаратов тарельчатых и насадочных с насыпной и регулярной насадками занимаются в основном - Дзержинский, Пензенский и Туймазинский заводы химического машиностроения.

Тип тарелок и насадки определяет заказчик в зависимости от технологического процесса, давления и температуры, соотношения нагрузок по газу и жидкости, требований к чистоте продукта, склонности к полимеризации и др.

Колонные аппараты изготовляют:

- царговые (на фланцах) - диаметром 400 - 800 мм, под давлением до 16 кгс/(1,6 МПа);

- цельносварные - диаметром 1000 - 4000 мм под давлением до 160 кгс/ (16,0 МПа), при атмосферном давлении или под вакуумом с остаточным давлением не ниже 665 Па (5 мм. рт. ст.).

Цельносварные корпуса колонных аппаратов сваривают из одной или нескольких цилиндрических обечаек и ограничивают днищами, образуя корпус аппарата.

При этом обечайки по высоте колонного аппарата могут иметь один или несколько разных диаметров. В последнем случае обечайки соединяются между собой коническими переходами.

Обечайки большей частью изготавливают вальцовкой из листового проката, реже из сварных труб большого диаметра или поковок. Вальцовка применяется для придания листовому прокату овальной формы на специальном оборудовании.

Для стальных цилиндрических аппаратов, корпусы (обечайки) которых выполняются из листового проката, за базовый принимается внутренний диаметр, мм, выбираемый по ГОСТ 9617-76 [14].

Днища, как и обечайки, являются одним из основных элементов оборудования нефтегазовой отрасли. Цилиндрические цельносварные и царговые обечайки как горизонтальных, так и вертикальных аппаратов с обеих сторон ограничиваются днищами.

Наиболее распространенной является эллиптическая форма днищ.

Колонные вертикальные аппараты могут устанавливаться на так называемых юбочных опорах - цилиндрических или конических, лапах и стойках.

Высота цилиндрических опор должна быть не менее 600 мм. Высота выбирается конструктивно по условиям эксплуатации аппарата.

Колонные аппараты диаметром 400, 600, 800 мм рекомендуется устанавливать на цилиндрические опоры высотой 1100 мм, диаметром 1000 -3600 мм - на цилиндрические или конические опоры высотой 2000 мм.

Сосуды следует снабжать люками или смотровыми лючками, обеспечивающими осмотр, очистку, безопасность работ по защите от коррозии, монтаж и демонтаж разборных внутренних устройств, ремонт и контроль сосудов.

Количество люков и лючков обосновывается в проекте. Люки и лючки располагаются в доступных для пользования местах.

Люки рекомендуется располагать через каждые 5--10 тарелок.

Люки изготовляют по ОСТ 26-2000--83 [15] и ОСТ 26-2015--83 [16].

Основные элементы и части тарельчатого колонного аппарата представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 - Основные элементы и части тарельчатого колонного аппарата



Н-высота колонного аппарата; Нц - длина цилиндрической обечайки; hкуб - высота кубовой части; hсеп - высота сепарационной части; hтл - расстояние между тарелками в месте установки люка; hдн - глубина днища; hур - расстояние между уровнемерами; hоп - высота опоры

Результаты конструирования колонного аппарата представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты конструирования колонного аппарата

Параметр	Значение
Название установки	АГФУ
Название аппарата	К-8
Назначение аппарата	Стабилизация бензина
Сырье	Деэтанизированный бензин
Продукт	Стабильный бензин
Внутренний диаметр аппарата, Dв, мм	Dв=2600
Общая высота колонного аппарата, H, мм	Н =65115
Длина цилиндрической обечайки корпуса, мм	L=60400
Тип днища верхнего	эллиптическое
Тип днища нижнего	эллиптическое
Тип опоры	цилиндрическая
Высота опорной обечайки, hоп, мм	hоп =3500
Тип лаза	окружность
Диаметр лаза, мм	500
Расстояние от поверхности земли до оси лаза, мм	800
Высота кубовой зоны, h куб, мм	hкуб =2500
Высота сепарационной зоны, h сеп , мм	h сеп =1200
Тип массообменных устройств	Клапанные
Общее количество тарелок, шт.	100
Число групп тарелок, шт.	10
Число тарелок в группах, шт.	10
Расстояние между тарелками в группах, мм	3-600, 7-500
Количество люков, шт.	11
Диаметр люка, мм	600
Расстояние между тарелками в месте расположения люка, мм	1000
Количество обслуживающих площадок, шт.	12

Основные типы и размеры штуцеров данного колонного аппарата приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Таблица штуцеров, люков, лазов

Обо-зна-чение	Наименование	Кол.	Проход условный Dy, мм	Давление условное, Ру	Вылет, мм
				МПа
А	Ввод сырья	1	250	1,6	250
Б	Ввод холодного орошения	1	250	1,6	250
В	Ввод горячей струи	1	200	1,6	250
Г	Вывод газа	1	250	1,6	250
Д	Вывод тяжелого остатка	1	250	1,6	250
Е1-2	Для манометра	2	50	1,6	250
Ж1-2	Для термометра	2	50	1,6	250
И	Для воздушника	1	50	1,6	250
К	Для предохранительного клапана	1	150	1,6	250
Л1-2	Для уровнемера	2	50	1,6	250
М1-11	Люк	11	600	1,6	350
Н	Лаз	1	500	-	250

Построение расчетной модели аппарата колонного типа с использованием программы «ПАССАТ».

Расчетная модель аппарата колонного типа представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Расчетная модель аппарата колонного типа



Разработка эскизного проекта.

Общий вид эскизного проекта представлен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Общий вид эскизного проекта

4.2 Расчет колонного аппарата на прочность

Исходные данные.

Исходные данные представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Исходные данные

Ветровой район	II
Установка	АГФУ
Колонный аппарат:	Колонна К-8
Рабочее давление в колонном аппарате, МПа	1,0
Температура расчетная, 0С	100
Диаметр колонного аппарата, мм	2600
Тип тарелок:	Клапанные
Количество тарелок, шт	100
Материал корпуса	09Г2С
Материал опоры	09Г2С

Выбор материала корпуса и опорной обечайки.

Разнообразные условия работы машин и аппаратов, применяемых в нефтегазопереработке, вызывают необходимость искать критерии рационального выбора материалов.

Повышение долговечности деталей машин и аппаратов в значительной мере может быть достигнуто благодаря изучению основных конструкционных материалов, которые могут быть применены для изготовления оборудования, правильным их выбором, знанием требований, предъявляемых к конструкционным материалом.

Конструкционными называют материалы, так как они предназначены для изготовления различных конструкционных элементов машин а аппаратов.

К конструкционным материалам относятся:

- черные металлы (сталь, чугун);

- цветные металлы и сплавы (Ti, Al, Cu);

- неметаллические материалы (органического и неорганического происхождения, например, базальт, асбест а также неорганического происхождения - это пластмасса, резина, стекло и новые композитные материалы).

Классификация сталей приведена на рисунке 6.



Рисунок 6 - Классификация сталей

Требования, предъявляемые к конструкционным материалам, рассмотрены ниже.

Из листовой стали изготовляются корпусы (обечайки), днища, фланцы, различные тарелки, трубные решетки и многие другие детали аппаратов. Листовой прокат - основной материал для большинства аппаратов.

При выборе материалов, как следует из вышеизложенного, для изготовления сварных сосудов (сборочных единиц, деталей) следует учитывать:

- химический состав и агрессивный характер среды;

- технологические свойства и коррозионную стойкость материалов;

- расчетное давление;

- температуру стенки (минимальную и максимальную).

Для сосудов, устанавливаемых на открытой площадке или в не отапливаемом помещении, при выборе материалов также следует учитывать:

- абсолютную минимальную температуру наружного воздуха данного района, если температура стенки сосуда, находящегося под давлением, может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха;

- среднюю температуру воздуха наиболее холодной пятидневки данного района, если температура стенки сосуда, находящегося под давлением, положительная; при этом категория углеродистых и низколегированных сталей принимается не ниже рекомендуемых в таблице 4.

Таблица 4 - Категории сталей для сосудов в зависимости от средней температуры воздуха наиболее холодной пятидневки

Средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С	Марка стали
Не ниже минус 30	Ст3пс3 Ст3сп3, Ст3Гпс3, 15К-3, 16К-3, 18К-3, 20К-3
От минус 31 до минус 40	Ст3пс4, Ст3сп4, Ст3Гпс4,15К-5, 16К-5, 18К-5, 20К-5, 6ГС-3, 09Г2С-3, 10Г2С1-3
От минус 41 до минус 60	09Г2С-8, 10Г2С1-8

Элементы, привариваемые непосредственно к корпусу сосуда изнутри или снаружи (лапы, цилиндрические опоры, подкладки под фирменные таблички, опорные кольца под тарелки и др.), следует изготавливать из материалов того же класса, что и корпус.

Рекомендуются следующие материалы для основных деталей колонных аппаратов [17]:

- для неагрессивных сред:

а) корпус - из сталей:

1)Ст3сп5;

2)20К;

3)16ГС и 09Г2С;

б) внутренние устройства - из сталей:

1) Ст3пс2, Ст3сп2 и Ст3кп2;

2) 08КП и 08Х13;

- для агрессивных сред:

а) корпус - из сталей:

1) 12Х18Н10Т; 08Х22Н13М2Т; 08Х21Н6М2Т; 10Х17Н13М2Т и 10Х17Н13М3Т,

2) а также из двухслойных сталей 08Х13, 12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т, 10Х17Н13М3Т и 10Х17Н13М2Т.

При проектировании колонного аппарата (колонна К-501), в данной курсовой работе выбираем материал корпуса и материал опорной обечайки - Сталь 12Х18Н10Т.

При проектировании колонного аппарата (колонна К-41), в данной работе выбираем материал корпуса и материал опорной обечайки - Сталь 09Г2С.

Сталь 09Г2С - сталь конструкционная низколегированная с содержанием 0,09 % углерода, до 2 % марганца, и менее 1 % кремния [18].

Определение расчетной температуры, допускаемого напряжения и расчетного давления.

Расчетную температуру стенки принимаем наибольшую температуру среды, но не ниже 20оС:

Для рабочих условий и условий испытаний за расчетную температуру корпуса и опорной обечайки принимаем 20 о С.

Определение допускаемого напряжения для материала корпуса аппарата производится для рабочих условий и для условий испытания.

Для рабочих условий при расчетной температуре производится по формуле:

[у]t=з·у*t, (2)

где у*t - нормативное допускаемое напряжение, МПа. у*t = 177 МПа;

з - поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям. Для сварных аппаратов з=1.



[у]t=1·177 = 177 МПа.

Для условий испытаний допускаемые напряжения для материала корпуса аппарата определяются при t=20 0С по формуле:

где у20Т -предел текучести при t=20 0С. у20Т =300 МПа;

nТ - коэффициент запаса по пределу текучести nТ = 1,1.

МПа.

Расчетное давление в рабочих условиях.

Для рабочих условий расчетное давление определяется по формуле:

где рраб - рабочее давление в аппарате, МПа;

- гидростатическое давление среды, МПа, которое рассчитывается по формуле:

МПа,

где - плотность среды, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

h - высота рабочей жидкости, м, которая определяется видом технологического процесса а в аппарате.

м,

где - высота кубовой части аппарата;

НДН - высота днища аппарата, м, которая определяется в зависимости от типа днища.

Ндн = 0,25·Дв = 0,25·2600 = 0,65 м,

где Дв - внутренний диаметр днища, м.

МПа.

Расчетное давление для условий испытания.

Расчетное давление для условий испытаний определяется по формуле:

,

где РПР - пробное давление, МПа;

МПа.

где Р20Г - гидростатическое давление воды при t=20 0С, МПа;

МПа,

где - удельный вес воды, МН/м3;

Н - высота корпуса (без опоры), заполненная водой, м;

[у]20 - допускаемое напряжение, МПа, при температуре t=20 єС.

МПа.

Определение коэффициента прочности сварного шва.

Коэффициент прочности сварного шва показывает, равна или меньше прочность сварного шва по отношению к прочности основного металла. Коэффициент (ц) может изменяться от 0,6 до 1. Если ц = 1, то сварной шов равнопрочен основному металлу, если ц меньше 1, то прочность сварного шва меньше, чем прочность основного металла. В этом случае при расчете толщины стенки допускаемое напряжение уменьшается пропорционально значению коэффициента прочности сварного шва, т.е. в формуле для расчета толщины стенки допускаемое напряжение [у] умножается на коэффициент ц. Коэффициент прочности сварного шва (ц) зависит от вида сварного шва (таблица 5) - стыковкой или тавровой с двухсторонним сплошным проваром, выполняемый автоматической, полуавтоматической сваркой или вручную и т.д., а также от длины контролируемых швов (от 10 до 100 % от общей длины).

Таблица 5- Коэффициенты прочности сварных швов

Вид сварного шва (по группам)	Значение коэффициентов прочности сварных швов
	Длина контролируемых швов от общей длины составляет 100%	Длина контролируемых швов от общей длины составляет от 10 до 50%
Стыковкой или тавровой с двухсторонним сплошным проваром, выполняемый автоматической и полуавтоматической сваркой	1,0	0,9
Стыковкой с подваркой корня шва или тавровый с двухсторонним сплошным проваром, выполняемый вручную	1,0	0,9
Стыковкой, доступный к сварке только с одной стороны и имеющий в процессе сварки металлическую подкладку со стороны корня шва, прилегающую по всей длине шва к основному металлу (ручная)	0,9	0,8
Стыковкой, выполняемый автоматической и полуавтоматической сваркой с одной стороны с флюсовой или керамической подкладкой	0,9	0,8
Стыковкой, выполняемый вручную с одной стороны	0,9	0,65
Втавр, с конструктивным зазором свариваемых деталей	0,8	0,65

В данной курсовой работе коэффициент прочности сварного шва принимаем ц=1.

Расчет исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ, находящихся под воздействием внутреннего избыточного давления.

Определение толщины стенки цилиндрической обечайки в общем случае производится для рабочих условий и условий испытания по следующей формуле:

,

где DB - внутренний диаметр цилиндрической обечайки, м;

- коэффициент прочности сварного шва.

,

.Определение толщины стенки днищ аппарата, соответствующей рабочим условиям и условиям испытаний, производится по следующему выражению:

,

где R - расчетный радиус днища, м.

R = Дв=2600.

где Дв - внутренний диаметр днища, м.

.

Величина прибавки С для различных элементов корпуса (цилиндрических обечаек и днищ) определяется по формуле:

,

где С1 - прибавка для компенсации коррозии и эрозии, мм;

С2 - прибавка для компенсации минусового допуска, мм;

С3 - прибавка технологическая, мм.

.

Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки Sцисп и днищ Sдн исп корпуса аппарата рассчитывается по формулам:



Sцисп= SцR + Сц,

Sдн исп= SднR + Сдн,

Sцисп=9,7+2,8=12,5 мм,

Sдн исп=9,7+2,8=12,5 мм,

Sиспл округляем до ближайшего большого значения Sиспл=14 мм.

Определяем допускаемое внутреннее избыточное давление для рабочих условий и условий испытаний для цилиндрической оболочки:

.

МПа.

. (17)

МПа.

Проверка условий применения расчетных формул.

Проверка условия тонкостенности определяется по формуле:

.

;

.

Условие тонкостенности выполняется.

Выбор стандартного днища.

Наиболее распространенной является эллиптическая форма днищ, они используются для диаметров до 4000 мм, а более 4000 мм распространенной являются полусферическая форма днищ.

В данной курсовой работе выбираем эллиптическое днище с Ндн = 0,25*Дв=0,25*2600=650 мм и с длинной отбортовки 60 мм.

Эллиптическое отбортованное днище для стальных сварных аппаратов представлено на рисунке 5.

Рисунок 5 - Эллиптическое отбортованное днище для стальных сварных аппаратов

Параметры эллиптического отбортованного днища для стальных сварных аппаратов представлено в таблице 6.

Таблица 6 - Параметры эллиптического отбортованного днища для стальных сварных аппаратов

D,мм	S ГОСТ, мм	Ндн, мм	hц, мм	Fдн,м2	Vдн, м3
2600	14	650	60	7,82	2,6087

Проверка прочности цилиндрической обечайки и днища.

Допускаемое внутреннее избыточное давление для рабочих условий и условий испытаний для цилиндрической оболочки равно 1,52 МПа и 2,34 МПа. Расчетное давление в рабочих условиях равно 1,02 МПа, а расчетное давление для условий испытаний равно 2,03 МПа.

Вывод:

Из полученных данных видно, что расчетное давление в рабочих условиях и расчетное давление для условий испытаний меньше внутреннего избыточного давления для рабочих условий и условий испытаний.

Прочность цилиндрической обечайки и днища обеспечена при данных параметрах.

4.3 Расчет колонного аппарата на ветровую нагрузку

Согласно ГОСТ Р 51273-99 [19] расчету на ветровую нагрузку подлежат аппараты колонного типа высотой более 10 м при Н ? 1,5 Dмин, а также высотой менее 10 м при H > 5 Dмин (где Dмин - наименьший из наружных диаметров аппарата), устанавливаемые на открытом воздухе, работающие под действием внутреннего избыточного или наружного давления (Р), собственного веса (G) и изгибающих моментов от ветровых нагрузок (М).

Целью работы является определение расчетных усилий, возникающих в элементах колонных аппаратов от ветровых нагрузок, и проверка их на прочность и устойчивость с использованием программы ПАССАТ (Приложение).

Условие прочности и устойчивости выполняется.

4.4 Проектировочный расчет и выбор теплообменного аппарата

Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата.

Исходные данные для расчета теплообменного аппарата представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные для расчета теплообменного аппарата

Трубное пространство	Межтрубное пространство
tвх1, С	tвых1, С	G1, кг/с	Среда, фазовое состояние	tвх2, С	tвых2, С	G2, кг/с	Среда, фазовое состояние
218	165	7	Стабильный бензин	130	175	-	Деэтанизированный бензин

Исходными данными для расчета теплообменного аппарата являются температуры теплоносителей и их расходы, причем достаточно знать расход одного теплоносителя, а второй определится на основании уравнения теплового баланса

,

где Q1 - количество тепла, переданное горячим теплоносителем, Дж;

Q2 - количество тепла, полученное холодным теплоносителем, Дж;

з - коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Распишем уравнение теплового баланса

.

Подставляем исходные данные и определяем неизвестное значение температуры

;

.

Физико-химические характеристики при средних температурах, определяются следующим образом



,

где Дtб и Дtм - соответственно большая и меньшая разность температур между горячим и холодным теплоносителями в процессе теплообмена, а если отношение 2, то с достаточной для практики точностью, Дtср можно определить как среднеарифметическую величину, т.е. принять

.

Получаем следующие значения:

для межтрубного пространства

<2,

- для трубного пространства

<2,

По средним температурам определяем физико-химические свойства стабильного бензина и деэтанизированного бензина, с учетом расчетного давления, и сводим в таблицу 2.



Таблица 2 - Физико-химические характеристики сред

Параметр	Асфальт (Трубное пространство)	Вода (Межтрубное пространство)
Плотность, с кг/м3.	с1=608,01	с2=641,04
Вязкость динамическая, м Па?с.	м1=0,13?10-3	м2=0,164?10-3
Вязкость кинематическая, н м2/с.	н1=0,214?10-6	н2=0,255?10-6
Удельная теплоемкость, Ср Дж/(кг?К).	Ср1=2922,73	Ср2=2694,1
Коэффициент теплопроводности, л Вт/(м?К).	л1=0,075	л2=0,084

Определение поверхности нагрева и предварительный выбор типа теплообменного аппарата по каталогу.

Определим передаваемое количество Q тепла с помощью формулы

.

Необходимая поверхность теплообмена теплообменника определяется из уравнения теплопередачи для установившегося состояния процесса

,

где Кор - ориентировочный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2?К);

?tср - средний арифметический температурный напор между теплоносителями, °С;

Q - тепловой поток в аппарате.

Для предварительного выбора теплообменного аппарата принимаем К= 155 Вт/(м2•К).

Величины температурных перепадов на концах аппарата Дtб и Дtм определяем по формулам



Дtб = |tвх1 - tвых2|= |218-175| = 43 °C; (6) Дtм =|tвых1 - tвх2| = |165-130|=35 °C;

<2,

тогда:

°C .

Подставив полученные данные рассчитаем площадь поверхности теплообмена аппарата:

.

Исходя из полученных данных подбираем из каталога теплообменный аппарата с поверхностью теплообмена близкой к 95,87 м2.

Определим тип теплообменного аппарата. Учитывая, что средний перепад температур на концах теплообменного аппарата не превышает 40 0С, выбираем теплообменный аппарат типа ТН.

Таким образом, выбираем теплообменный аппарат типа ТН, у которого:

- диаметр кожуха внутренний D=600 мм;

- число ходов по трубам 2;

- наружный диаметр труб d=25 мм;

- поверхность теплообмена при длине прямого участка труб l=6000 мм, F=116,8 м2;

- площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0,042 м2;

- площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0,04 м2.

- расположение трубок по вершинам равностороннего треугольника.

Уточненный расчет поверхности теплообменного аппарата и окончательный выбор типа теплообменного аппарата.

Поверхность теплообменного аппарата вычисляется по формуле

,

где Кут - уточненный коэффициент теплопередачи, который вычисляется по формуле

,

где б1 и б2 - коэффициенты теплоотдачи на внутренней и наружной поверхностях трубок;

Sст и лст - толщина стенки и теплопроводность материала. В расчетах принимаем = 30 Вт/(м?К).

Коэффициенты б1 и б2 зависят от режима движения теплоносителя и физических свойств самих продуктов.

Произведем уточненный расчет поверхности теплообмена по уточненной теплоотдаче в трубном пространстве.

Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле

,

где Gтр- расход асфальта по трубному пространству, кг/с;

стр- плотность асфальта по трубному пространству, кг/ м3;

fтр- площадь проходного сечения по трубному пространству, м2.

Подставив данные, получим:

м/с.

Режим потока устанавливается в зависимости безразмерного критерия Рейнольдса, который определяется по формуле:

,

.

Так как Re > 103 , то критерий Нуссельта находится по следующей формуле:

,

где - критерий Нуссельта,

Pr - критерий Прандтля.

Критерий Прандтля определяется по формуле:

.

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле:

.



Подставив данные, получим:

;

;

.

Произведем уточненный расчет поверхности теплообмена по уточненной теплоотдаче в трубном пространстве.

Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле:

,

где Gтр- расход деэтанизированного бензина по трубному пространству, кг/с;

стр- плотность деэтанизированного бензина по трубному пространству, кг/ м3;

fтр- площадь проходного сечения по трубному пространству, м2.

Подставив данные, получим:

м/с.

Режим потока устанавливается в зависимости безразмерного критерия Рейнольдса, который определяется по формуле:

,



.

Так как Re > 104 , то критерий Нуссельта находится по следующей формуле: абсорбция нефтепереработка штуцер фланцевый

.

Найдем значение критерия Прандтля по формуле:

.

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле:

.

Подставив данные, получим:

;

;

.

Рассчитаем уточненный коэффициент теплопередачи:



Найдем уточненную поверхность теплообменного аппарата

м2.

Таким образом, при данной уточненной площади теплообмена погрешность по поверхности теплообменного аппарата между уточненной и выбранной по каталогу составляет:

Запас по площади теплообмена составил меньше 10%, поэтому принимаем решение использовать выбранный тип теплообменного аппарата.

Разработка эскиза теплообменного аппарата.

Кожухотрубчатые теплообменники относятся к наиболее распространенным теплообменным аппаратам, что обусловлено, прежде всего, надежностью конструкции, большим набором вариантов исполнения для различных условий эксплуатации, широким диапазоном применения по давлению, температурному режиму, потоковым средам, высокой ремонтопригодностью.

В кожухотрубчатом теплообменнике один из теплоносителей протекает по трубам, другой - по межтрубному пространству. Теплота от одного теплоносителя другому передается через поверхность стеной труб.

Кожухотрубчатые теплообменники бывают одноходовыми, здесь оба теплоносителя не меняя направления движутся по всему сечению (один по трубному, другой по межтрубному), и многоходовыми, в которых потоки с помощью дополнительных перегородок последовательно меняют направление, тем самым, увеличивая коэффициент теплоотдачи и скорость потока.

Эскиз кожухотрубчатого теплообменника типа ТН представлен на рисунке 2.

Рисунок 6 - Эскиз теплообменного аппарата

Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата.

Результаты расчетов теплообменного аппарата сведены в таблицу 3 .

Таблица 3 - Результаты расчетов теплообменного аппарата

Тип теплообменного аппарата	ТН
Давление в трубном пространстве, МПа	1,6
Давление в межтрубном пространстве, МПа	1,6
Температура в трубном пространстве, єС	175
Температура в межтрубном пространстве, єС	218
Диаметр кожуха внутренний D, мм	600
Число ходов по трубам	2
Наружный диаметр труб d, мм	25
Длина прямого участка труб l, мм	6000
Поверхность теплообмена F, м2	116,8
Площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр, м2	0,042
Площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр, м2	0,04

В данном разделе нами были проведены расчеты по определению тепловой мощности аппарата Q, она составила 1,08 МВт, а также проведены ориентировочный и уточненный расчеты поверхности теплообмена, в результате чего был выбран теплообменный аппарат типа ТН 600ТНГ-2,5-М1/25Г-6-2-Т-У-И по ТУ 3612-024-00220302-02, с диаметром кожуха D = 600 мм, на условное давление в кожухе и трубах Pу = 2,5 МПа, материального исполнения М1, с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25 мм, длиной L = 6 м, расположенными по вершинам равностороннего треугольника, 2-х ходовой по трубному пространству, умеренного климатического исполнения, с креплениями для теплоизоляции, у которого поверхность теплообмена составляет F = 116,8 м2, площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0,042 м2, площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0,04 м2. Также был составлен эскиз выбранного аппарата.

4.5 Определение и выбор размеров штуцера и фланцевого соединения

Подбор штуцера.

Присоединение трубной арматуры к аппарату, а также технологических трубопроводов для подвода и отвода различных жидких и газообразных продуктов производится с помощью штуцеров или вводных труб, которые могут быть разъемными и неразъемными. По условию ремонтопригодности применяются разъемные соединения (фланцевые штуцера). Неразъемные соединения (на сварке) применяются при блочной компоновке аппаратов в кожухе, заполненном тепловой изоляцией, где длительное время не требуется осмотра соединения [20].

Стальные фланцевые штуцера стандартизированы и представляют собой трубки из труб с приваренными к ним фланцами или кованные заодно с фланцами. В зависимости от толщины стенок патрубки бывают тонкостенные и толстостенные, что вызывается необходимостью укрепления отверстия в стенке аппарата патрубком с разной толщиной его стенки.

Конструкция штуцера зависит от Рy и Ду, где Ру - условное давление, Ду - условный диаметр. Условное давление выбирается в зависимости от температуры среды и наибольшего рабочего давления, затем по условному давлению Ру и условному диаметру Ду выбирается тип штуцера [21].

Условный диаметр штуцеров в теплообменном аппарате можно определить по объемному расходу продукта по формуле:

,

где V - объемный расход паровой или жидкой фазы, м3/с;

скорость движения паровой или жидкой фазы, м/с.

Скорость движения = 1 м/с.

Общий расход продукта для теплообменного аппарата = 7 кг/с. Плотность = 608,01 кг/ м3. Отсюда объемный расход равен:

м3/с. (22) Определим диаметр штуцера

.

Величина условного прохода штуцера по ГОСТ =200 мм.

Условное давление Рy = 2,5 МПа.

Присоединение фланцевых штуцеров к цилиндрическому корпусу, днищу или крышке производится с определенным вылетом, который зависит от Ру, Dу, а также от толщины изоляции аппарата, если аппарат подлежит тепловой изоляции. Вылеты без фланцевых штуцеров не стандартизованы, их можно принимать по соответствующим длинам патрубков фланцевых штуцеров [22].

Принимаем вылет штуцера для =200 мм на Рy = 2,5 МПа и с учетом изоляции равный Нт = 150 мм. Материальное исполнение штуцера принимаем в соответствии с материалом корпуса, т.е марку стали Ст20. Толщина Sт патрубка составляет 8 мм.