Теплообменный аппарат блока наружной установки газоразделения установки низкотемпературной конденсации

Реферат

Курсовой проект 52с. машинописного текста,, 2 рисунка, 14 таблиц, 8 использованных источников, 1 приложение.

Теплообменный аппарат блока наружной установки газоразделения установки низкотемпературной конденсации.

Цель курсового проекта заключалась в систематизации, закреплении, расширении и углублении практических знаний при изучении дисциплины «Машины и аппараты нефтегазопереработки» и ряда предшествующих общеобразовательных дисциплин, а также применение полученных знаний и навыков для решения конкретных технических задач.

При выполнении курсового проекта были использованы правила, методы выбора и расчета на прочность элементов теплообменных аппаратов.

В результате выполнения работы в первом разделе был изложен общий обзор по технологии, процессу и его аппаратурному оформлению установки низкотемпературной конденсации.

Во втором разделе была описана технологическая схема установки низкотемпературной конденсации.

В третьем разделе были произведены проектировочный и уточненный расчет теплообменного аппарата и окончательный выбор проектируемого типа теплообменного аппарата.

В четвертом разделе были выбраны конструктивные параметры теплообменного аппарата и произведены расчеты на прочность его элементов.

В графической части на первом листе представлена принципиальная технологическая схема установки низкотемпературной конденсации. На втором — общий вид теплообменного аппарата, на третьем и четвертом — основные узлы и детали спроектированного аппарата.

Таким образом, в результате проведенной работы был сконструирован теплообменный аппарат 1200 ТПГ-6,3-М8/25Г-9-Т-4-У-И, определены его основные конструктивные размеры, разработаны рабочие чертежи некоторых деталей.

Содержание

1 Литературный обзор

2 Технологический раздел

2.1 Описание технологической схемы и оборудования

3 Проектировочный расчет теплообменного аппарата (т/а)

3.1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета т/а

3.2 Определение поверхности нагрева и предварительный выбор типа т/а по каталогу

3.3 Уточненный расчет поверхности т/а и окончательный выбор типа т/а

3.4 Разработка эскиза теплообменного аппарата

3.5 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата Вывод

4 Механический раздел

4.1 Расчет на прочность элементов т/а

4.1.1 Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов.

4.1.2 Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.

4.2 Подбор штуцера (вход продукта в кожух т/а)

4.2.1 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения.

4.3 Сводная таблица по результатам расчетов Вывод Заключение Список использованных источников Приложение А

Введение

Современное нефтеперерабатывающее и нефтехимическое производство со специфическими условиями работы технологического оборудования, характеризуемыми часто высокими рабочими параметрами (температурой и давлением), особенно при агрессивности, токсичности и огнеи взрывоопасности перерабатываемой среды и в основном большой производительности, требует создания аппаратов только высокого качества.

Высокое качество аппаратов характеризуется высокой эффективностью, зависящей от эффективности технологического процесса, осуществляемого в аппарате, и его производительности; долговечностью, экономичностью, надежностью, безопасностью, удобством и простотой обслуживания в эксплуатации, зависящих как от качества конструкции, так и от качества изготовления; формой аппарата, удовлетворяющей требованиям технической эстетики.

Весьма тяжелые условия работы оборудования приводят к преждевременному износу и разрушению основных деталей оборудования, т. е. оборудование обладает недостаточной надежностью и долговечностью. В связи с этим актуальны вопросы, связанные с решением данных проблем.

Повышение надежности и долговечности деталей машин и аппаратов в значительной мере может быть достигнуто грамотным конструированием аппаратов и машин, в частности, с использованием современных методов проведения технических расчетов, правильным выбором конструкционного материала для их изготовления, и т. д.

Основная цель курсового проектирования состоит в систематизации, закреплении, расширении и углублении практических знаний при изучении дисциплины «Машины и аппараты нефтегазопереработки» и ряда предшествующих общеобразовательных дисциплин, а также применение полученных знаний и навыков для решения конкретных технических задач.

В настоящей работе объектом проектирования явился теплообменный аппарат Т-1 технологического блока наружной установки газоразделения, входящего в состав установки низкотемпературной конденсации. Назначение аппарата заключается в охлаждении смеси углеводородных газов, поступающих в качестве сырья, за счет рекуперации холода сухого отбензиненного газа, уходящего с установки.

1. Литературный обзор

На Губкинском газоперерабатывающем комплексе (ГПК) в 2010 году была запущена новая установка низкотемпературной конденсации, производительность которой составляет 2 млрд. м³/год по углеводородному газу. В результате извлечение целевых фракций из попутного нефтяного газа на предприятии увеличилось до 99%. По этому показателю Губкинский ГПК стал лидером в России, повысив глубину извлечения до лучших мировых аналогов.

Новая установка представляет собой производственный объект «Установка переработки газа — 2. Установка низкотемпературной конденсации и наружное оборудование. Реконструкция на промышленной площадке ОАО „Губкинский ГПК“ (УПГ-2)» и предназначена для переработки на современном техническом уровне углеводородного газа, являющегося смесью углеводородных газов: отбензиненного газа с НТК-1и осушенного газа установки компримирования газа-2 (УКГ-2), с целью снижения потерь целевых компонентов с газом, подаваемым в магистральный газопровод, и получения в качестве дополнительного товарного продукта ШФЛУ по ТУ 38.101 524−93 (марка Б), направляемой на узел учета ШФЛУ, где происходит ее смешение с ШФЛУ, поступающей с НТК-1 газоперерабатывающего комплекса. Далее ШФЛУ поступает в продуктопровод Губкинский ГПК — Уренгой-Сургутский ЗСК; Губкинский ГПК — Муравленковский ГПК, наливную эстакаду г. Ноябрьска. Сухой отбензиненный газ (СОГ) по ОСТ 51.40−93 с остаточным суммарным содержанием углеводородов С_3+В около 2 г/ст. м³ направляется на дожимные компрессора УКГ-1 и УКГ-2 и далее в магистральный газопровод.

Процесс переработки газа исходного состава с максимально возможным при заданных граничных условиях коэффициентом извлечения пропана и более тяжелых углеводородов осуществляется наиболее экономичным методом частичной конденсации исходного газа, его сепарации при высоком давлении, с последующим детандированием паровой части потока во всем располагаемом диапазоне давлений и разделением выделенного конденсата в ректификационной колонне.

В качестве источника холода для компенсации потерь от недорекуперации и в окружающую среду используется эффект адиабатического расширения газа в турбодетандере с отдачей внешней работы, используемой для компримирования обратного потока отбензиненного газа, отводимого из установки, а также дроссель-эффект. Для снятия тепла компримирования газа и отводимых жидких товарных продуктов используется окружающая среда (в аппаратах воздушного охлаждения).

Установка предназначена для получения следующей товарной продукции:

— газ отбензиненный (метан-этановая фракция) по ОСТ 51.40−93 с остаточным суммарным содержанием углеводородов С_3+В около 2 г/ст. м³;

— ШФЛУ по ТУ 38.101 524−93 марка Б.

Проектная мощность производственного объекта УПГ-2 по перерабатываемому исходному газу и получаемой продукции приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Проектная мощность

В примененную в производстве технологию включены следующие процессы:

— компримирование;

— сепарация;

— охлаждение и конденсация;

— адиабатическое расширение;

— дросселирование;

— ректификация.

Производственный объект по своему функциональному назначению и монтажно-компоновочным решениям разделен на следующие основные технологические блоки:

— Блок подготовки газа;

— Наружная установка газоразделения;

— Блок ТДА;

— Блок печи;

— Компрессорная с ГТА.

Аварийные сбросы при срабатывании предохранительных клапанов, а также сбросы при остановках установки направляются в общезаводскую факельную систему. Для нагрева холодных сбросов и испарения жидкостей предусмотрена обогреваемая дренажная емкость, в которую подается теплоноситель из общезаводской системы.

Основным сырьем для производственного объекта УПГ-2 (НТК-2) являются: осушенный газ с УКГ-2 и часть отбензиненного газа с НТК-1, поступающие на переработку. По своему компонентному составу исходный газ представляет собой смесь углеводородов с азотом с присутствием двуокиси углерода.

Исходный газ предварительно осушают до точки росы не выше минус 70С с последующей подачей на переработку.

Рабочие параметры исходного сырья на входе в установку:

давление (изб.) 1,6…1,8 МПа температура 25…40С На установке производится дополнительное компримирование исходного газа.

Как уже указывалось выше, из исходного сырья на установке переработки вырабатывается сухой отбензиненный газ и ШФЛУ. Компонентные составы целевых продуктов и их рабочие параметры на выходе из установки приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2- Компонентный состав и параметры целевых продуктов

Отбензиненный сухой газ содержит в своем составе более 90%об. метана, остальные компоненты — предельные углеводороды С₂-С₄ с незначительной примесью двуокиси углерода и азота. Удовлетворяет требованиям ГОСТ 5542–87 и ОСТ 51.40−93. Бесцветный газ. Пожарои взрывоопасен. Обладает слабым специфическим запахом, слабо растворим в воде. Относится к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007−76. Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны — 300 мг/м³ (в пересчете на углерод) по ГОСТ 12.1.005.

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит в своем составе предельные углеводороды С₂-С₆. Удовлетворяет требованиям ТУ 38.101 524−93 марка Б. Относится к сжиженным углеводородным газам. Легкокипящая и легковоспламеняющаяся жидкость. Пожарои взрывоопасна, малотоксична. Относится к веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007−76. Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны — 300 мг/м³ (в пересчете на углерод) по ГОСТ 12.1.005.

ШФЛУ используется в качестве сырья газофракционирующих установок с целью получения индивидуальных углеводородов, которые в последующем могут использоваться, в частности, для производства химических продуктов, пластмасс и синтетического каучука.

Наиболее часто как химическое сырье используются следующие компоненты природных газов: метан, этан, пропан и н-бутан; парафины: изобутан и изопентан.

Метан является исходным сырьем в производстве хлор — и фтор-производных, используемых для получения многих полимерных материалов. Этан является одним из лучших видов сырья для производства этилена, а также используется в производстве хлорпроизводных.

Применение этана или его смесей с метаном перспективно в производстве ацетилена. Пропан широко используется для получения этилена, этилена и пропилена, этилена и ацетилена методом пиролиза. н-Бутан является исходным сырьем для производства бутадиена и бутилена.

Изобутан применяется в производстве изобутилена и для хлорирования, сульфирования и др.; изобутилен полимеризуется в синтетический каучук — полиизобутилен, а также используется вместе с изобутаном в производстве изооктана — высокооктановой добавки к моторным топливам.

Изопентан служит добавкой к авиабензинам, так как он является высокооктановым топливом с высокими пусковыми характеристиками.

Кроме того, изопентан используется в производстве изопрена — сырья для получения полиизопренового каучука, амиловых спиртов, хлор — и сульфопроизводных. Все парафины изостроения легко алкилируются.

Процесса переработки углеводородных газов с целью снижения потерь целевых компонентов и получения товарной продукции: широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) и отбензиненного углеводородного газа (СОГ) осуществляется методом охлаждения и частичной конденсации исходного компримированного газа, его сепарацией при высоком давлении, последующим детандированием паровой части потока во всем располагаемом диапазоне давлений и разделением в ректификационной колонне.

Внешние источники холода не применяются. В качестве источника холода используется эффект адиабатического расширения газа в турбодетандере.

Характеристика технологического и насосно-компрессорного оборудования приведена в таблицах 1.3 и 1.4.

Таблица 1.3 — Характеристика технологического оборудования

Таблица 1.4 — Характеристика насосно-компрессорного оборудования

2. Технологический раздел

2.1 Описание технологической схемы и оборудования

Принципиальная технологическая схема установки низкотемпературной конденсации представлена в графической части на на первом листе формате А1, а также в приложении А.

Сырьевой углеводородный газ по трубопроводу через пневмоприводные заслонки (с байпасной линией с вентилем заполнения для плавного подъема давления в системе) и поступает в приемный сепаратор Е-1 (для отделения возможных капель жидкости и механических примесей) при температуре 25?40С и давлении 1,6?1,8 МПа. Газ из сепаратора Е-1 через расходомер направляется в блок компрессорной с ГТА на дожатие до давления 4,6 МПа. На данном этапе производится контроль параметров исходного газа и контроль его качества: компонентный состав контролируется лабораторным анализом, а влагосодержание поточным влагомером. Жидкие углеводороды из сепаратора периодически отводится на переработку в колонну К-1 через шаровой кран, автоматическое открытие которого производится при достижении уровня 1000 мм и закрытие при минимальном уровне 200 мм. Состав жидкости проверяется лабораторным анализом. Для предотвращения гидроударов и равномерной подачи жидкости в колонну на дренажном трубопроводе из сепаратора Е-1 предусматривается дроссельная шайба с отверстием Ду15мм.

Блок компрессорной с ГТА укомплектован одним дожимным центробежным компрессором КЦ-1 с газотурбинным приводом. Резервный компрессор не предусмотрен, в случае остановки агрегата производится байпасирование газа помимо установки. Ведется контроль за параметрами газа в линии нагнетания компрессора, и при превышении давления свыше 5,2 МПа, а температуры 150С предусмотрена сигнализация. Выходящий из компрессора газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения АВО_КЦ/1…5 до температуры 0С зимой и 35С летом. Предусмотрены контроль температуры газа и сигнализация при отклонении ниже минус 5С или свыше 40С.

Для поддержания постоянства давления в линии всасывания компрессора предусмотрено байпасирование охлажденного газа клапаном.

В качестве топливного и уплотняющего газа для ГПА используется газ с установки компримирования и осушки газа. Кроме того, предусмотрена резервная линия подачи топливного газа из байпасного (с нагнетательной во всасывающую линию компрессора) трубопровода компримированного газа на выходе из АВО-КЦ/1−5 перед дроссельно-регулирующим клапаном.

После охлаждения в АВО-КЦ/1−5 газ направляется в узел предварительного охлаждения наружной установки под давлением 4,55…4,62 МПа.

В узел предварительного охлаждения газ поступает с байпасом для постепенного и плавного заполнения системы газом под давлением и разделяется на два потока. Часть газа отбирается клапаном-регулятором температуры питания колонны К-1 и подается на охлаждение и частичную конденсацию в теплообменник Т-2, на выходе из которого парожидкостная смесь объединяется с основным потоком, выходящим из теплообменника Т-1, и поступает на сепарацию фаз в сепаратор С-1. Температура рабочей среды на выходе из теплообменника Т-1 до минус 61С, из теплообменника Т-2 до минус 71С. Температура суммарного потока (минус 56… минус 64С) контролируется на выходе пара из сепаратора С-1. Для обеспечения возможности отбора требуемого расхода газа в теплообменник Т-2 на основном потоке, направляемом на охлаждение и частичную конденсацию в теплообменник Т-1, установлен клапан-регулятор, поддерживающий постоянство давления сырьевого углеводородного газа на входе в блок.

Для контроля перепада давления на сепарирующем устройстве сепаратора С-1 установлены датчики давления на потоке продукта на входе в сепаратор и газа на выходе из сепаратора. При достижении перепада давления 0,04 МПа предусмотрена сигнализация. Жидкость из сепаратора С-1 дросселируется клапаном, поддерживающим в сепараторе заданный уровень жидкости от 600 до 1000 мм, направляется на рекуперацию холода в теплообменник Т-2 и затем подается в качестве основного питания в колонну К-1. Температура питания минус 23С зимой и 10С .

Дополнительным питанием колонны являются жидкие углеводороды, отводимые по мере накопления из приемного сепаратора Е-1.

Газ из сепаратора С-1 (насыщенный пар) направляется на адиабатическое расширение в турбодетандер ТДА-1. Давление газа, направляемого в детандер, составляет 4,4…4,5 МПа. Для защиты турбодетандера от попадания в проточную часть капельной жидкости предусмотрена сигнализация и блокировка по уровню жидкости в сепараторе С-1. При достижении максимального уровня (1300 мм) производится дренирование жидкости из сепаратора через шаровой кран с пневмоприводом в дренажную емкость Е-8. При снижении уровня до минимального (250 мм) кран закрывается.

Выходящий из турбодетандера ТДА-1 парожидкостной поток подается в верхнюю сепарационную часть колонны К-1 под давлением 1,2…1,3 МПа при температуре минус 101… минус 108С. Жидкость, поступившая с потоком, является флегмой колонны К-1.

При пуске установки и временной остановке турбодетандерного агрегата подача питания в колонну производится по байпасу помимо детандера через запорно-регулирующий клапан, на котором дросселируется до давления 1,2…1,3 МПа. В этом случае холод вырабатывается не адиабатическим расширением газа в детандере с отдачей внешней работы, а дроссель-эффектом при прохождении газа через клапан. Этот процесс значительно менее эффективный, что приводит к изменению температурного режима установки и снижению выхода ШФЛУ.

Сухой отбензиненный газ отводится с верхней части колонны К-1 при температуре минус 92… минус 96С под давлением 1,1…1,2 МПа (контролируется приборами, размещенными в верхней части колонны) и направляется на рекуперацию холода в теплообменник Т-1.

В колонне К-1 предусмотрены контроль давления и температуры на различных тарелках, в кубе и верхней сепарационной зоне, а также контроль уровня в кармане и кубе колонны.

Давление в колонне контролируется над тарелкой основного питания, над верхней тарелкой и в верхней части колонны у шлемовой трубы. Допустимый перепад давления в каждой части колонны — до 0,03 МПа. При перепаде 0,04 МПа срабатывает сигнализация. Рост перепада давления свыше допустимого предела свидетельствует о режиме работы колонны, близком к захлебыванию, и требует принятия мер по стабилизации режима.

Режим работы колонны контролируется по показаниям датчиков температур, установленных на верхней тарелке, на тарелке основного и дополнительного питания, в кармане отбора на печь жидкости с нижней тарелки.

Отпарка легких углеводородов из жидкости, стекающей в куб колонны К-1, производится в печи огневого подогрева П-1. Поддержание температуры кубового продукта колонны 49…52С производится изменением расхода топливного газа, подаваемого к основным горелкам печи П-1.

Циркуляция жидкости через печь П-1 обеспечивается насосом Н-2/1(2). Расход кубовой жидкости (39…56т/ч), подаваемой на отпарку в печь П-1, поддерживается посредством клапана, который корректируется в соответствии с уровнем жидкости в колонне К-1 в кармане отбора на печь. Этот уровень поддерживается в диапазоне 1500…2500мм. Предусмотрена сигнализация при минимальном (1000мм) и максимальном (4000мм) значении уровня жидкости. Для защиты насоса Н-2/1(2) предусмотрена блокировка при снижении уровня до 200 мм.

Режим работы колонны К-1 корректируется также по автоматическому анализу качества отбензиненного газа, отводимого с верха колонны — по содержанию в нем пропана и качества ШФЛУ — по содержанию метана и этана.

Кубовый продукт колонны К-1 — ШФЛУ насосом Н-3/1(2) подается для охлаждения до температуры 35…40?С в аппарат воздушного охлаждения АВО-3 и затем поступает на смешение с ШФЛУ из НТК-1. Производительность насоса Н-3/1(2) регулируется установленным на линии нагнетания клапаном, поддерживающим уровень жидкости в кубе колонны 1500…2500мм. Предусмотрена сигнализация при минимальном (1000мм) и максимальном (4000мм). Для защиты насоса Н-3/1(2) предусмотрена блокировка при снижении уровня до 200 мм.

Отвод ШФЛУ из установки производится под давлением 5,3…5,5 МПа. Температура ШФЛУ регулируется изменением числа оборотов вентилятора АВО-3. Сигнал на частотный регулятор подается от датчика температуры на потоке ШФЛУ на выходе из АВО-3. Здесь же происходит измерение и регистрация расхода ШФЛУ, отводимого из установки (12…20т/ч).

Поток сухого отбензиненного газа после рекуперации холода в теплообменнике Т-1(температура на выходе из теплообменника от минус 7С зимой до 23С летом) направляется в компрессор турбодетандерного агрегата ТДА-1, являющийся тормозом детандера. Здесь вырабатываемая в детандере энергия используется для сжатия отводимого из установки СОГ. В компрессоре турбодетандерного агрегата давление СОГ повышается от 0,9…1,0 МПа до 1,3…1,4 МПа. Затем отводимый из установки сухой отбензиненный газ поступает на дожимные компрессора УКГ-2 на компримирование для дальнейшей транспортировки по магистральному газопроводу. В летний период производится охлаждение СОГ в АВО-2/1…3 от температуры 54С до 35С. Зимой температура газа на выходе из компрессора ТДА не превышает 21С и поток направляется по байпасной линии помимо АВО-2/1…3.

При работе установки без детандера СОГ направляется в трубопровод выхода из установки по байпасной линии помимо компрессора ТДА-1.

Таким образом, на выходе из установки СОГ имеет температуру 21…35С, давление не менее 1,3 МПа и его расход составляет 113…186 т/ч.

Качество получаемых продуктов (ШФЛУ и отбензиненного газа) проверяется поточными газоанализаторами и периодическим отбором проб и их контролем на соответствие требованиям нормативных документов на эти продукты.

Для контроля СОГ на соответствие требованиям ОСТ 51−40.93 и специальных требований (содержание С_3+В около 2 г/м?) производится периодический отбор проб СОГ на выходе из установки.

Также обязательно производится отбор проб для аналитического контроля получаемой ШФЛУ.

В качестве топливного газа для горелок печи П-1 используется топливный газ для печей из сетей предприятия. Номинальный расход топливного газа 298нм³/ч летом и 379нм³/ч зимой. Подача к основным горелкам печи производится через дроссельный клапан, степень открытия которого корректируется по температуре возвращаемого в колонну К-1 продукта. Датчик температуры установлен в кубе колонны в районе штуцера ввода парожидкостной смеси из печи П-1. Давление перед основными горелками составляет 0,055…0,065 МПа, перед дежурными — 0,03…0,045 МПа. Предусмотрена сигнализация по давлению газа перед основными и дежурными горелками и блокировка (закрытие кранов перед горелками) при снижении давления до 0,02 МПа.

Для предотвращения гидратообразования на установке предусмотрен, при необходимости, впрыск метанола в прямой поток газа перед теплообменниками Т-1 и Т-2 и перед сепаратором С-1. Метанол поступает от сетей действующего предприятия.

Сбросы от предохранительных клапанов сколлектированы и направляются от теплых клапанов — непосредственно в факельную систему, от холодных клапанов — предварительно в обогреваемую дренажную емкость Е-8. Также ведется контроль температуры в емкости Е-8 и отходящих газов. Предусмотрена блокировка по температуре отходящих газов — переключение выхода продувочных газов с факела на свечу в случае, если поток не нагреется до температуры выше минус 30С.

Система продувки Для нужд продувки оборудования и коммуникаций используется газообразный сухой технологический азот (с содержанием кислорода не более 0,5%об и точкой росы по влаге не выше минус 60С), подаваемый на установку под давлением до 0,6 МПа. На входе в установку контролируется температура, давление, расход и качествопоступающего азота. К оборудованию азот подается по соответствующим коммуникациям со съемными участками трубопроводов. Вывод отработанного продувочного азота — через специальный коллектор на свечу Св-1.

В свече поддерживается постоянное избыточное давление до 0,02 МПа с сигнализацией при падении давления ниже 0,005 МПа. Для поддержания избыточного давления в свечу производится поддув азота.

Дренажная система Дренирование жидкости и сброс давления из оборудования осуществляется по трубопроводам теплых сбросов и холодных сбросов в дренажную емкость Е-8 с последующим выводом в факельную систему. Нагрев и испарение сбросов производится теплоносителем (дизельное топливо), подаваемым из сетей завода и циркулирующим по внутреннему и наружному теплообменным устройствам емкости. Циркуляция теплоносителя производится постоянно для предотвращения попадания в факельную систему холодных сбросов в случае срабатывания предохранительных клапанов, установленных на низкотемпературном оборудовании. Контроль циркуляции теплоносителя ведется по показаниям расходомера (расход 5…6 м³/ч). Подача теплоносителя осуществляется из общезаводской системы. Также ведется измерение температуры и давления теплоносителя на выходе из обогревающих устройств емкости.

Неиспарившиеся остатки жидких углеводородов из емкости Е-8 могут откачиваться в специальные транспортные емкости. Контроль уровня жидкости в емкости производится уровнемером с сигнализацией при повышении уровня до 1500 мм. теплообменный аппарат фланцевый корпус Факельные сбросы направляются в факельную систему завода.

3. Проектировочный расчет теплообменного аппарата

3.1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата

Таблица 3.1 — Исходные данные для расчета т/а

Исходными данными для расчета теплообменного аппарата являются температуры теплоносителей и их расходы, причем достаточно знать расход только одного теплоносителя, а второй определится на основании уравнения теплового баланса (3.1):

(3.1)

где Q₁ — количество тепла, переданное горячим теплоносителем, Дж,

Q₂ — количество тепла, полученное холодным теплоносителем, Дж;

зкоэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Физико-химические характеристики для метана (т.к. он является основным компонентом и составляет более 90%об. теплоносителей) при средних температурах, которые определяются следующим образом:

(3.2)

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

(3.3)

Получаем следующие значения:

— для трубного пространства

<2,

— для межтрубного пространства

>2,

.

По средним температурам определяем физико-химические свойства метана, с учетом расчетного давления, и сводим в таблицу 3.2.

Распишем уравнение (3.1):

(3.4)

Подставляем исходные данные иопределяем неизвестное значение расхода:

;

кг/с.

Вносим полученное значение в таблицу 3.1.

Таблица 3.2 — Физико-химические характеристики сред

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

Определим передаваемое количество Q тепла с помощью формулы (3.1):

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

(3.5)

где К_ор — ориентировочный коэффициент теплопередачи, Вт/(м²?К);

?t_ср— средний арифметический температурный напор между теплоносителями, определяется по формуле (3.6), °С;

Qтепловой поток в аппарате.

Для предварительного выбора теплообменного аппарата принимаем К= 230 Вт/(м²•К).

(3.6)

Величины температурных перепадов на концах аппарата Дt_б и Дt_м

Дt_б = |t_вх1 - t_вых2|= |35-(-8)| = 43 °C;

Дt_м =|t_вых1 - t_вх2| = |-63-(-94)|= 31 °C;

Дt_ср=.

Подставив полученные данные рассчитаем площадь поверхности теплообмена аппарата:

Так как полученной поверхности телообмена невозможно получить, применяя один кожухотрубчатыйтеплообменный аппарат, то производим подбориз каталога двух одинаковых теплообменных аппарата с поверхностью теплообмена близкой к 1450/2=725м².

Определим тип теплообменного аппарата. Учитывая, что средний перепад температур на концах теплообменного аппарата относительно невелик (меньше 40 ⁰С), то можно было бы выбрать теплообменный аппарат типа ТН, т.к. ему свойственна простота конструкции, а следовательно, он является более дешевым. Однако этот тип т/а рассчитан на условное давление менее 4 МПа, что не удовлетворяет условиям эксплуатации (расчетное давлении 5,5 МПа). Поэтому выбираем теплообменный аппарата с плавающей головкой ТП, имеющий ряд преимуществ. Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В аппаратах этой конструкции температурные напряжения могут возникать лишь при существенном различии температур трубок. Кроме того, аппараты данного типа достаточно просто можно очистить как наружную, так и внутреннюю поверхность трубок.

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

— диаметр кожуха внутренний D=1200 мм;

— число ходов по трубам 4;

— наружный диаметр труб d=25 мм;

— поверхность теплообмена при длине прямого участка труб l=9000 мм, F=705,1 м²;

— площадь проходного сечения одного хода по трубам f_тр=0,0757 м²;

— площадь проходного сечения по межтрубному пространству f_мтр=0,185 м².

— расположение трубок по вершинам равностороннего треугольника.

3.3 Уточненный расчет поверхности испарителя и окончательный выбор типа теплообменного аппарата

Поверхность теплообменного аппарата вычисляется по формуле

(3.7)

где К_ут — уточненный коэффициент теплопередачи, который вычисляется по формуле

(3.8)

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

S_ст и л_ст— 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 формулам

(3.9)

где G_тр — расход метана в трубном пространстве, кг/с;

с_тр— плотность метана в трубном пространстве, кг/ м³;

f_тр— площадь проходного сечения по трубам, м².

Подставив данные, получим м/с.

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

; (3.10)

.

Так как критерий РейнольдсаRe>10 000 — движение турбулентное.

Так для теплоотдачи без изменения агрегатного состояния для установившегося турбулентного течения внутри прямой трубы предложена зависимость;

Nu=, (3.11)

где — критерий Нуссельта,

Pr — критерий Прандтля.

Критерий Прандтля определяется по формуле

(3.12)

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле

(3.13)

Подставив данные, получим

;

;

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

Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле

(3.14)

где G_мтр— расход метана, кг/с;

с_мтр— плотность метана, кг/ м³;

f_мтр— площадь проходного сечения по межтрубному пространству, м².

Подставив данные, получим м/с.

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

; (3.15)

.

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

(3.16)

где с, n — коэффициенты, зависящие от способа размещения труб. Для труб, расположенных по вершинам равностороннего треугольника с=0,21, n=0,65;

е_ц — коэффициент, зависящий от многоходовости, для стандартных теплообменных аппаратов е_ц= 0,6.

Найдем значение критерия Прандтля по формуле

. (3.17)

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле

. (3.18)

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, с условием, что их будет два и они будут использованы последовательно.

3.4 Разработка эскиза теплообменного аппарата

Теплообменные аппараты с плавающей головкой типа ТП (с подвижной трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных аппаратов (эскиз приведен на рисуноке 3.1). Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В аппаратах этой конструкции температурные напряжения могут возникать лишь при существенном различии температур трубок.

В теплообменных аппаратах подобного типа трубные пучки сравнительно легко могут быть удалены из корпуса, что облегчает их ремонт, чистку или замену.

Для обеспечения свободного перемещения трубного пучка внутри кожуха в аппаратах диаметром 800 мм и более трубный пучок снабжают опорной платформой.

Рисунок 3.1 — Эскиз теплообменного аппарата Наиболее важный узел теплообменников с плавающей головкой — соединение плавающей трубной решетки с крышкой. Это соединение должно обеспечивать возможность легкого извлечения пучка из кожуха, аппарата, а также минимальный зазор Д между кожухом и пучком труб. Вариант, показанный на рисунке 3.1, позволяет извлекать трубный пучок, благодаря размещению плавающей головки внутри крышки, диаметр которой больше диаметра кожуха, что позволяет уменьшить зазор Д между кожухом и пучком труб.

3.5 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата

Результаты расчетов теплообменного аппарата сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 — Результаты расчетов теплообменного аппарата

Вывод

В данном разделе нами были проведены расчеты по определению тепловой мощности аппарата Q, она составила 12,34 МВт, а также проведены ориентировочный и уточненный расчеты поверхности теплообмена, в результате чего был выбран теплообменный аппарат с плавающей головкой 1200 ТПГ-6,3-М8/25Г-9-Т-4-У-И по ТУ 3612−023−220 302−01, с диаметром кожуха D = 1200 мм, на условное давление в кожухе и трубах P_у = 6,3 МПа, материального исполнения М8, с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25 мм, длиной L = 9 м, расположенными по вершинам треугольников, 4-х ходовой по трубному пространству, умеренного климатического исполнения, с креплениями для теплоизоляции, у которого поверхность теплообмена составляет F = 705,1 м², площадь проходного сечения одного хода по трубам f_тр=0,0757 м², площадь проходного сечения по межтрубному пространству f_мтр=0,185 м². Также был составлен эскиз выбранного аппарата.

4. Механический раздел

4.1 Расчет на прочность элементов теплообменного аппарата

Исходные данные:

— тип теплообменного аппарата: с плавающей головкой ТП;

— назначение теплообменного аппарата: охлаждение сырья;

— диаметр кожуха внутренний, мм: 1200

— диаметр распределительной камеры внутренний, мм: 1200

— общая длина аппарата, мм: 11 400

— расстояние между опорами, мм: 5510;

— длина трубного пучка, мм: 9000;

— число ходов по трубам: 4

— расположение труб в трубных решетках: по вершинам равностороннего треугольника;

— количество трубок общее, шт: 1054;

— крепление труб в трубных решетках: развальцовка с канавками;

— поверхность труб: гладкая;

— наружный диаметр труб, мм: 25;

— толщина стенки трубок, мм: 2,5

— температура в трубном пространстве, ^О С а) на входе 35 ^О С;

б) на выходе минус 63 ^О С;

— температура в межтрубном пространстве, ^О С а) на входе минус 94 ^О С;

б) на выходе минус 8 ^О С;

— среда в трубном пространстве: смесь углеводородных газов;

— среда в межтрубном пространстве: сухой отбензиненный газ.

4.1.1 Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов

Необходимые пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных параметров представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных параметров

4.1.2Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки

Исходные данные и результаты расчета приведены в таблицах 4.2 -4.5. Расчет производится только для рабочих условий.

Таблица 4.2 — Определение толщины стенки кожуха ТОА типа ТП

Таблица 4.3 — Значения прибавок к расчетной толщине

Таблица 4.4 — Результаты определения исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки для рабочих условий

Таблица 4.5 — Определение толщины стенки трубной решетки