Монтаж теплообменника с плавающей головкой

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования Республики Башкортостан

Баймакский филиал

ГАПОУ Уфимский топливно-энергетический колледж

МОНТАЖ ТЕПЛООБМЕННИКА С ПЛАВАЮЩЕЙ ГОЛОВКОЙ

Пояснительная записка к курсовому проекту

УТЭК.15.02.01.КП.18.00.000.ПЗ

Руководитель

З.Т. Абдрашитова

Разработчик

И.Р. Сынбулатов

2015

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Литературный обзор существующих конструкций

1.2 Описание и обоснование выбранной конструкций

1.3 Описание технологической схемы

2. Механическая часть

2.1 Расчет корпуса на прочность

2.2 Расчет днища на прочность

2.3 Расчет укрепления отверстий

2.4 Выбор фланцевого соединения по ГОСТу и расчёт болтовой нагрузки фланцевого соединения

3. Монтажная часть

3.1 Подготовка монтажной площадки

3.2 Монтаж оборудования

3.2 Испытание и сдача оборудования в эксплуатацию

3.3 Техника безопасности при монтаже оборудования

Заключение

Список использованных источников



ВВЕДЕНИЕ

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, и электроснабжения и т.д.) Целевое назначение НПЗ - производство в требуемых объёме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного потребления).

Характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемый миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надёжности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала.

Отличительной чертой НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется более сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путём компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профили):

- НПЗ топливного профиля;

- НПЗ топливно-маслянного профиля;

- НПЗ-топливно-нефтехимического профиля;

- НПЗ-топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Среди вышеперечисленного наибольшее распространенные имеют НПЗ топливного профиля, поскольку пор объёмам потребления моторные топлива значительно превосходят другие продукты нефтепереработки.



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Литературный обзор существующих конструкций

Теплообменник - это устройство, в котором осуществляется теплообмен между двумя теплоносителями, имеющими различные температуры. По принципу действия теплообменники подразделяются на рекуператоры и регенераторы. В рекуператорах движущиеся теплоносители разделены стенкой. К этому типу относится большинство теплообменников различных конструкций. В регенеративных теплообменниках горячий и холодный теплоносители контактируют с одной и той же поверхностью поочерёдно. Теплота накапливается в стенке при контакте с горячим теплоносителем и отдаётся при контакте с холодным, как, например, в кауперах доменных печей. Теплообменники применяются в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, атомной, холодильной, газовой и других отраслях промышленности, в энергетике и коммунальном хозяйстве. От условий применения зависит конструкция теплообменника. Существуют аппараты, в которых одновременно с теплообменом протекают и смежные процессы, такие как фазовые превращения, например, конденсация, испарение, смешение. Такие аппараты имеют свои наименования: конденсаторы, испарители, градирни, конденсаторы смешения. В зависимости от направления движения теплоносителей рекуперативные теплообменники могут быть прямоточными при параллельном движении в одном направлении, противоточными при параллельном встречном движении, а также при взаимно поперечном движении двух взаимодействующих сред.

Кожухо-трубчатые теплообменники наиболее распространенная конструкция теплообменной аппаратуры. По ГОСТ 9929-82 стальные кожухо-трубчатые теплообменные аппараты изготовляют следующих типов:

Н - с неподвижными трубными решетками;

К - с температурным компенсатором на кожухе;

П - с плавающей головкой;

У - с U-образными трубами;

ПК - с плавающей головкой и компенсатором на ней.

Медные кожухо-трубчатые аппараты по ГОСТ 11971-77 изготовляют двух типов (Н и К).

В зависимости от назначения кожухо-трубчатые аппараты могут быть теплообменниками, холодильниками, конденсаторами и испарителями их изготовляют одно и многоходовыми. Основные параметры и размеры стальных кожухо-трубчатых теплообменных аппаратов, применяемых для теплообмена жидких и газообразных сред при температуре от -60 до +600 °С Схема теплообменника с неподвижными трубными решетками приведена на (рис. 1). В кожухе 1 размещен трубный пучок, теплообменные трубы 2 которого развальцованы в трубных решетках 3. Трубная решетка жестко соединена с кожухом. С торцов кожух аппарата закрыт.

монтаж оборудование фланцевый прочность конструкция

Рисунок 1 - Теплообменник с неподвижной трубной решеткой

Для подвода и отвода рабочих сред (теплоносителей) аппарат снабжен штуцерами. Один из теплоносителей в этих аппаратах движется по трубам, другой - в межтрубном пространстве, ограниченном кожухом и наружной поверхностью труб. Особенностью аппаратов типа Н является то, что трубы жестко соединены с трубными решетками, а решетки приварены к кожуху. В связи с этим исключена возможность взаимных перемещений труб и кожуха, поэтому аппараты этого типа называют еще теплообменниками жесткой конструкции. Некоторые варианты крепления трубных решеток к кожуху в стальных аппаратах приведены на (рис. 2).

Рисунок 2 - Крепление трубных решеток

1.2 Описание и обоснование выбранной конструкций

В теплообменниках с плавающей головкой теплообменные трубы закреплены в двух трубных решетках, одна из которых неподвижно связана с корпусом, а другая имеет возможность свободного осевого перемещения; последнее исключает возможность температурных деформаций кожуха и труб. Горизонтальный двухходовой конденсатор типа П состоит из кожуха 10 и трубного пучка. Левая трубная решетка 1 соединена фланцевым соединением с кожухом и распределительной камерой 2, снабженной перегородкой 4. Камера закрыта плоской крышкой 3. Правая, подвижная, трубная решетка установлена внутри кожуха свободно и образует вместе с присоединенной к ней крышкой 8 «плавающую головку». Со стороны плавающей головки аппарат закрыт крышкой.

Рисунок 3 - Горизонтальный двухходовой конденсатор типа П.

Аппараты с температурным компенсатором на кожухе (тип К). В этих аппаратах для частичной компенсации температурных деформаций используют специальные гибкие элементы (расширители и компенсаторы), расположенные на кожухе. Вертикальный кожухо-трубчатый теплообменник типа К отличается от теплообменника типа Н наличием вдаренного между двумя частями кожуха 1 линзового компенсатора 2 и обтекателя 3. Обтекатель уменьшает гидравлическое сопротивление межтрубного пространства такого аппарата; обтекатель приваривают к кожуху со стороны входа теплоносителя в межтрубное пространство.

Рисунок 4 - Вертикальный кожухо-трубчатый теплообменник

Вертикальный кожухо-трубчатый теплообменник с температурным компенсатором на кожухе наиболее часто в аппаратах типа К используют одно и многоэлементные линзовые компенсаторы изготовляемые обкаткой из коротких цилиндрических обечаек. Линзовый элемент сварен из двух полулинз полученных из листа штамповки. Компенсирующая способность линзового компенсатора примерно пропорциональна числу линзовых элементов в нем однако применять компенсаторы с числом линз более четырех не рекомендуется, так как резко снижается сопротивление кожуха изгибу. Для увеличения компенсирующей способности линзового компенсатора он может быть при сборке кожуха предварительно сжат (если предназначен для работы на растяжение) или растянут (при работе на сжатие).

а) одиолиизовый; б) сваренный из двух полу линз; в) двухлинзовый;

Рисунок 5 - Компенсаторы

При установке линзового компенсатора на горизонтальных аппаратах в нижней части каждой линзы сверлят дренажные отверстия с заглушками для слива воды после гидравлических испытаний аппарата. Теплообменники с U-образными трубами (тип У). В кожухо-трубчатых аппаратах этой конструкции обеспечивается свободное удлинение труб, что исключает возможность возникновения температурных напряжений. Такие аппараты состоят из кожуха 2 и трубного пучка, имеющего одну трубную решетку 3 и U- образные трубы 1. Трубная решетка вместе с распределительной камерой 4 крепится к кожуху аппарата на фланце.

Рисунок 6 - Теплообменник с U-образными трубами



Для обеспечения раздельного ввода и вывода циркулирующего по трубам теплоносителя в распределительной камере предусмотрена перегородка 5. Теплообменники типа U являются двухходовыми по трубному пространству и одно или двухходовыми по межтрубному пространству. В последнем случае в аппарате установлена продольная перегородка 2, извлекаемая из кожуха 1 вместе с трубным пучком. Для исключения перетекания теплоносителя в зазорах между кожухом аппарата и перегородкой 2 у стенки кожуха устанавливают гибкие металлические пластины 3 или прокладку 3 из прорезиненного асбестового шнура, уложенную в паз перегородки 2.

Рисунок 7 - Двухходовой теплообменник с U-образными трубами

а) б)

а) гибкой металлической пластиной; б ) шнуром V

Рисунок 8 - Варианты уплотнения пространства между перегородкой и кожухом

В аппаратах типа U обеспечивается свободное температурное удлинение труб каждая труба может расширяться независимо, от кожуха и соседних труб. Разность температур стенок труб по ходам в этих аппаратах не должна превышать 100 °С. В противном случае могут возникнуть опасные температурные напряжения в трубной решетке вследствие температурного скачка на линии стыка двух ее частей. Преимущество конструкции аппарата типа U возможность периодического извлечения трубного пучка для очистки наружной поверхности труб или полной замены пучка. Однако следует отметить, что наружная поверхность труб в этих аппаратах неудобна для механической очистки. Поскольку механическая очистка внутренней поверхности труб в аппаратах типа Ч практически невозможна, в трубное пространство таких аппаратов следует направлять среду, не образующую отложений которые требуют механической очистки. Внутреннюю поверхность труб в этих, аппаратах очищают водой, водяным паром, горячими нефтепродуктами или химическими реагентами. Иногда используют гидромеханический способ (подача в трубное пространство потока жидкости, содержащей абразивный материал, твердые шары и др.). Крепление фланца 4 распределительной камеры к фланцу 1 кожуха аппарата показано на рисунке. Специальная шпилька 3 с коническим стопорным выступом позволяет снимать распределительную камеру для нарушения соединения трудной решетки 2 с кожухом.

Рисунок 9 - Способ крепления распределительной камеры к кожуху теплообменника

Один из наиболее распространенных дефектов кожухо-трубчатого теплообменника типа U нарушение герметичности узла соединения труб с трубной решеткой из-за весьма значительных изгибающих напряжений, возникающих от массы труб и протекающей в них среды. В связи с этим теплообменные аппараты типа U диаметром от 800 мм и более для удобства монтажа и уменьшения изгибающих напряжений в трубном пучке снабжают роликовыми опорами. К недостаткам теплообменных аппаратов типа У следует отнести относительно плохое заполнение кожуха трубами из-за ограничений, обусловленных изгибом труб. Обычно U образные трубы изготовляют гибкой труб в холодном или нагретом состоянии. Для исключения сплющивания и значительного утонения стенки на растянутой стороне стальной трубы радиус изгиба принимают R>д_т , где д_т - наружный диаметр трубы. К существенным недостаткам аппаратов типа U следует отнести невозможность замены труб (за исключением крайних труб) при выходе их из строя; а также сложность размещения труб, особенно при большом их числе. Из-за указанных недостатков теплообменные аппараты этого типа не нашли широкого применения. Теплообменник, теплообменный аппарат -- устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя к холодному (нагреваемому). Теплоносителями могут быть газы, пары, жидкости. В зависимости от назначения теплообменные аппараты используют как нагреватели и как охладители. Применяется в технологических процессах нефте-перерабатывающей, нефтехимической, химической, газовой и других отраслях промышленности. Рекуперативный теплообменник -- теплообменник, в котором горячий и холодный теплоносители движутся в разных каналах, в стенке между которыми происходит теплообмен. При неизменных условиях параметры теплоносителей на входе и в любом из сечений каналов, остаются неизменными, независимыми от времени, т.е процесс теплопередачи имеет стационарный характер. Поэтому рекуперативные теплообменники называют также стационарными. В зависимости от направления движения теплоносителей рекуперативные теплообменники могут быть прямоточными при параллельном движении в одном направлении, противоточными при параллельном встречном движении, а также перекрестноточными при взаимно перпендикулярном движении двух взаимодействующих сред. Часто под рекуперативным теплообменником ошибочно понимается.

Широко распространены соединения фланцевой скобой 2 представляющей собой приспособление типа струбцины. Соединение состоит из двух полуколец, охватывающих край трубной решетки 4 и фланец 3 крышки. Винты 1 должны быть расположены посередине уплотнения, что обеспечивает разгрузку фланца от изгибающих моментов. В другой конструкции накидной фланец 1 удерживается разрезным кольцом 2, вставленным в паз трубной решетки 3. Широко применяют также крепление крышки 3 и трубной решетки 4 разрезным кольцом 1, половинки которого соединены между собой накладками 2. Особенно часто трубные пучки с плавающей головкой используют в испарителях с паровым пространством. В этих аппаратах должна быть создана большая поверхность зеркала испарения, поэтому диаметр кожуха испарителя значительно превышает диаметр трубного пучка, а перегородки в пучке служат лишь для увеличения его жесткости. В испарителе уровень жидкости в кожухе 11 поддерживается перегородкой 2. Для обеспечения достаточного объема парового пространства и увеличения поверхности испарения расстояние от уровня жидкости до верха корпуса составляет примерно 30 % его диаметра. Трубный пучок 3 расположен в корпусе испарителя на поперечных балках 4. Для удобства монтажа трубного пучка в перегородке 2 и левом днище предусмотрен люк 10, через который в аппарат можно завести трос от лебедки.

Продукт вводится в испаритель через штуцер 5; для защиты трубного пучка от эрозии над этим штуцером установлен отбойник 6. Пары отводятся через штуцер 9, продукт - через штуцер 1. Теплоноситель подводится в трубный пучок и отводится через штуцеры 7, 8. В таких аппаратах можно устанавливать несколько трубных пучков.



Рисунок 10 - Испаритель

Теплообменники с плавающей головкой и компенсатором (тип ПК) Теплообменники с плавающей головкой и компенсатором (тип ПК) представляют собой аппараты полужесткой конструкции, в которых компенсацию температурных напряжений обеспечивает гибкий элемент - компенсатор, установленный на плавающей головке. Теплообменники типа ПК выполняют одноходовыми с противоточным движением теплоносителей и используют при повышенном давлении теплообменивающихся сред (5- 10 МПа). Теплообменник этой конструкции отличается от рассмотренных наличием на крышке 2 удлиненного штуцера (горловины) 3, внутри которого размещен компенсатор 4. Последний соединен одним концом с плавающей головкой 1 другим - со штуцером на крышке теплообменника.

Показанная конструкция обеспечивает возможность извлечения трубного пучка из корпуса для контроля его состояния и механической очистки труб. Компенсаторы, используемые в аппаратах типа ПК, отличаются от линзовых компенсаторов аппаратов типа П относительно меньшими диаметрами, большим, числом , меньшей толщиной стенки.

Рисунок 11 - Теплообменник с плавающей головкой и компенсатором



Такие компенсаторы можно использовать при перепаде давлений не более 2,5 МПа, поэтому аппараты типа ПК разрешается эксплуатировать только при одновременной подаче теплоносителей в трубное и межтрубное пространства. Пример частичной компенсации разности температурных деформаций кожуха и труб использование в кожухо-трубчатых аппаратах сальникового уплотнения.

Рисунок 12 - Сальниковое кольцевое уплотнение

Приведена схема кольцевого уплотнения трубной решетки 4, Уплотнение обеспечивают сальниковые кольца 1 расположенные по обе стороны от дренажного кольца 3 и поджатые фланцами 2, 5. В случае утечки через сальник теплоноситель выводится из аппарата через отверстие в дренажном кольце.

Для обеспечения свободного перемещения трубного пучка внутри кожуха в аппаратах диаметром 800 мм и более трубный пучок снабжают опорной платформой 6. Верхний штуцер 9 предназначен для ввода пара и поэтому имеет большое проходное сечение,- нижний штуцер 5 предназначен для вывода конденсата и имеет меньшие размеры. Значительные коэффициенты теплоотдачи при конденсации практически не зависят от режима движения среды. Поперечные перегородки в межтрубном пространстве этого аппарата служат лишь для поддержания труб и придания трубному пучку жесткости. Аппараты с плавающей головкой обычно выполняют одноходовыми по межтрубному пространству, однако установкой продольных перегородок в межтрубном пространстве можно получить многоходовые конструкции. На показаны двухходовые по межтрубному пространству теплообменники.

a) б)

а) цельной; б) разрезной

Рисунок 13 - Двух теплообменников

Хотя в аппаратах типа П обеспечивается хорошая компенсация температурных деформаций, эта компенсация не является полной, поскольку различие температурных расширений самих трубок приводит к короблению трубной решетки. В связи с этим в многоходовых теплообменниках типа П диаметром более 1000 мм при значительной (выше 100 °С) разности температур входа и выхода среды в трубном пучке, как правило, устанавливают разрезную по диаметру плавающую головку. 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 А между кожухом и пучком труб. Вариант показанный на позволяет извлекать трубный пучок, но зазор А получается больше (по крайней мере чем в теплообменниках типа Н) на ширину фланца плавающей головки. Крепление по этой схеме наиболее простое,- его часто применяют в испарителях с паровым пространством, ходовой теплообменник типа П с плавающей головкой.



а) разрезным фланцем; б) разрезной фланцевой скобой; в) разрезным кольцом; г ) разрезным стяжным кольцом

Рисунок 14 Способы крепления крышки плавающей головки к трубной решетке

Конструкции крепления плавающей головки с трубной решеткой позволяющие легко извлекать трубный пучок из кожуха при минимальном зазоре между трубным пучком и кожухом. В одном из таких простых соединений использованы разрезные фланцы. Конструкция включает разрезной фланец 1 (состоит из двух полуколец, стянутых ограничительным кольцом 2), уплотняющую прокладку 3, крышку 4 плавающей головки и трубную решетку 5.

1.3 Описание технологической схемы

Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6. При выборе технологической схемы и режима АП нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом, и прежде всего содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2 % по С₄ включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12.15 %) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) атмосферной трубчатки по схеме с однократным испарением, т. е. с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных нефтеперерабатывающих заводах. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуется низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5...3,0 %) отбор светлых нефтепродуктов, кроме того, по средней с 2-колонной схемой, они требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием ри-мых газов (1,5…2,2%) и бензиновых фракций (до 20.30 %) и фракций до 350 °С (50.60 %) целесообразно применять АП двукратного испарения, т. е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной РК с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут.

Двухколонные установки АП нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различных ФС, т. к. первая колонна, в которой отбирается 50...60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в ФС нефти и обеспечивает стабильную работу основной РК. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками двухколонной AT является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания tниза первой колонны горячей струей, на что требуются затраты доп. энергии. Кроме того, установка оборудована доп. аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т. д.

Блок АП нефти высокопроизводительной, наиболее распространенной в нашей стране установки ЭЛОУ-АВТ-6 функционирует по схеме 2-кратного испарения и 2-кратной ректификации.

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в ТО и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания. Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх К-1 в качестве острого орошения. Отбензиненная нефть с низа К-1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную К-2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны1 в качестве горячей струи. С верха К-2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны К-3 выводятся топливные фракции 180.220 (230), 220(230)...280 и 280.350 °С. К-2 кроме ОО имеет 2 ЦО, которыми отводится тепло ниже тарелок отбора фракций 180.. .220 и 220.. .280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для отпарки легкокипящих фракций. С низа К-2 выводится мазут, который направляется на блок ВП.

Практикой эксплуатации промышленной установок АТ и АВТ были выявлены следующие недостатки схемы, показанной на (рис. 15):

- не обеспечиваются проектные показатели по температуры подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легкого бензина в ней;

- способ регулирования температуры низа К-1 посредством горячей струи через печь.

Требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

Для интенсификации работы К-1 на ряде НПЗ были переобвязаны теплообменники по сырью и теплоносителю с целью повышения температуры подогрева нефти на входе в К-1. На одном НПЗ внедрена энергосберегающая технология отбензинивания нефти, которая отличается тем, что часть поступающей в К-1 исходной обессоленной нефти нагревается в конвекционной камере печи (атмосферной или вакуумной) до 180 °С (вместо 205 °С) и подается вторым потоком в секцию питания, а в низ К-1 в качестве испаряющего агента подается водяной пар (= 0,7 % мас.).

I- нефть с ЭЛОУ; II-легкий бензин; III- тяжелый бензин; IV- фракция 180...220 °С; V- фракция 220.280 °С; VI- фракция 280.350 °С; VII-мазут; VIII- газ; IX- водяной пар

Рисунок 15 - Принципиальная технологическая схема К установки ЭЛОУ-АВТ-6

Ниже приведены материальный баланс, технологический режим и характеристика РК блока АП нефти (типа самотлорской).

Таблица 1-Материальный баланс блока АТ

Наименование	Параметры
Поступило, %
Нефть	100
Получено, % на нефть,
Газ и нестабильный бензин (н. к. -- 180 °С)	19,1
Фракции:
180…220°С	7,4
220...280 °С	11,0
280_350 °С	10,5
Мазут	52,0



2. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет корпуса на прочность

Определяется расчетная температура стенки аппарата

При Т> 20 С, Т_р.=Т

При Т< 20 С, Т_р.=20

Т_раб. = 146

Определяется допускаемое напряжение [у], МПа, для материала аппарата в рабочих условиях

*], (1)

где з - поправочный коэффициент для литых сварных аппаратов з =1;

*] =154 МПа - определяется [по табл. 1.3 стр.11 /1/ ].

[] = 1 · 154= 154 МПа.

Определяется допускаемое напряжение в условиях гидроиспытаний [у]_и, МПа, по формуле

=/1,1 , (2)

определяется напряжения при температуре 20°С [по табл. 3.5, 3.7 стр. 39-40 (1) ].

[у]_и = 380/1,1 =345,4 МПа.



Определяется расчетное значение внутреннего избыточного давления в рабочих условиях, МПа, по формуле

, (3)

где P_раб - рабочее давление, МПа;

- гидростатическое давление, МПа, которое определяется по формуле

=, (4)

где - плотность среды, равная 700 кг/;

- ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с;

H- высота столба жидкой среды в аппарате, равная 0,6м.

МПа,

МПа.

Если гидростатическое давление , МПа, составляет менее 5% от рабочего то расчетное давление равно рабочему

. (5)

.

Определяется пробное давление при гидроиспытаниях для сварных аппаратов Р_и, Па, по формуле

. (6)

= 0,55 МПа

Определяется ,МПа, по формуле

=*], (7)

где *] - допускаемое напряжение определяется [по табл. 1.3/1/] для материала аппарата при температуре 20, МПа.

=1·154=154МПа.

Определяется расчетная толщина стенки аппарата S_p, мм, по формуле

_, (8)

где D- внутренний диаметр аппарата,мм;

=1- коэффициент прочности сварного шва;

- допускаемое напряжение, МПа.

_.

Определяется S_,мм, по формуле

S= 9

где C- величина прибавок к расчётным толщина мм;

, (10)

где - прибавка на коррозию и эрозию, мм;

=0,3 - прибавка на минусовое значение предельного отклонения, мм;

=0,1мм - технологическая прибавка, мм.

С=1+0.3+0.1=1.4мм.

S=0,45+1,4=1,85.

Значение исполнительной толщины стенки округляется до ближайшего стандартного значения в большую сторону. Принять S равной этому значению.

S=2мм.

Определяется допускаемое внутреннее давление [Р], MПа, по формуле

а) В рабочем состоянии

_. (11)

б) при гидравлических испытаниях



, (12)

где D=500 мм - внутренний диаметр обечайки аппарата;

Проверяется условие прочности

(13)

- условие прочности выполняется.

(14)

1,2МПа>0.55МПа

- условие прочности выполняется.

Проверяется условие применяемости формулы

(15)

МПа



2.2 Расчет днища на прочность

Определяется исполнительная толщина эллиптического днища S_р, мм, работающего под действием внутреннего избыточного давления

_, (16)

где S_р - расчётная толщина стенки, мм, определяется по формуле

(17)

где R - радиус кривизны в вершине днища по внутренней поверхности,

определяется [ по табл. 11/1/], мм;

R = D = 500 - для эллиптических днищ, мм;

- коэффициент прочности сварного шва, с.7,[ по с.15/1/].

С - суммарная прибавка к расчётной толщине стенки, мм;

С=С1+С2, (18)

где С₁=1 мм - прибавка для компенсации коррозии;

С₂=0,3 мм - прибавка для компенсации минусового допуска;

С=1+0,3=1,3 мм,

Округляется до стандартного значения Sp = 1 мм.

6мм>0,25мм+1,4мм,

6мм>4,3мм - условие выполняется,

S = 6мм округляем до ближайшего значения 6 мм.

Проверяется условие применяемости формуле

. (19)

- условие применяемости формул выполняется.

При выполнении определяется допускаемое внутреннее избыточное давление [Р], МПа, по формуле

(20)

Проверяется условие

(21)

- условие выполняется.

(22)

Х₂ = 1мм

Определяется расчётная длина накладного кольца, L_2р, мм, по формуле

(23)

где l₂ - высота накладного кольца, мм

(24)

где S₂ = 1 - исполнительная толщина накладного кольца;

2.3 Расчет укрепления отверстий

Расчет эллиптического днища аппарата, работающего под наружным избыточным давлением.

Определяется расчетная толщина стенки ,мм, по формуле

(25)

где . коэффициент приведения радиуса кривизны эллиптического днища, в предварительном расчете принимается 0,9,[ по табл.1 с.15/1/].

R- радиус кривизны в вершине днища, мм. Для стандартных эллиптических днищ при H=0,25D принимаем равным R=D

R=0,25

- коэффициент запаса устойчивости. В рабочих условиях равен 2,4

E- модуль продольной упругости при расчетной температуре, равен 1,7110⁵МПа

- коэффициент прочности сварного шва равен 1

=3,08

Определяется исполнительная толщина стенки S,мм, по формуле

(26)

мм.

Значение исполнительной толщины стенки аппарата округляется до ближайшего стандартного значения в большую сторону S=6мм , МПа,

Определяется допускаемое наружное избыточное давление по формуле

(27)

где допускаемое давление из условия прочности, МПа

(28)

где допускаемое давление из условия устойчивости Мпа

(29)

где определяется по формуле

(30)

(31)

Проверяется условие прочности:

0,11МПа<0.25МПа - условие выполняется



2.4 Выбор фланцевого соединения по ГОСТу и расчёт болтовой нагрузки фланцевого соединения

Тип фланцевого соединения выбирается в зависимости от рабочего давления и диаметра, выбирается [по табл. 13.1 /2/].

Выбирается стальные плоские приварные с соединительным выступом, ГОСТ 12830-67.

Основные размеры фланцев для труб и трубной арматуры:

Dу = 600мм; D_ф = 315мм; D_Б = 280мм; D₁ = 258мм; D₂ =250мм; D₄ = 222мм; D₆=225мм; h = 15мм; h₁ = 18мм; h₂ = 18мм; d = 18мм; z=8.

Выбирается материал фланцев и крепёжных деталей:

Фланец плоский приварной Т = 154°С и выбирается марка стали ВСт3спз. Выбирается тип и материал прокладки по ГОСТ:

а) Тип прокладки выбираем в зависимости от формы сопрягаемой поверхности выбранного фланцевого соединения. Прокладка - стальная, приварная встык с впадинами и выступами.

б) Материал прокладки выбираем в зависимости от рабочего давления, температуры и свойств среды.

Конструкция прокладки - плоская не металлическая, материал - поранит. 1,73?2,5, от 200° до 400°t

в) основные геометрические размеры прокладок выбираем, [по табл. 13.12 -13.16 /1/].

Dn = 261 МПа; d = 216 мм.



Рисунок - 16 Фланец плоский приварной цельные для обечаек и днищ

Определяется нагрузка Q_б, МПа, на болты фланцевого соединения, находящегося под давлением среды

(32)

где Qб - общая нагрузка на болты, Н;

d_в = 216мм - внутренний диаметр прокладки;

b- ширина прокладки, мм

b=(D_п-d_в)/2 (33)

b=(261-216)/2=22,5=0,0225 (м)

D_c- средний диаметр прокладки, мм

D_c= d_в+ b, (34)

D_с = 216 + 22,5 =238,5=0,2385(м);

b₀ = 1,1 = 1,1 = 0,165м - расчётная ширина прокладки;

m = 1 - коэффициент удельного давления на прокладку [(по табл.13.28/1/)]

Выбирается количество болтов = 8шт.

Определяется нагрузка на болты фланцевого соединения, не находящегося под давлением среды, обеспечивающие смятие прокладки для надёжной герметичности:

=*D_c*b₀*q_пр (35)

где - давление на поверхности прокладки, МПа, выбираем [по табл. 12.38

стр. 265 /1/], МПа.

МПа.

Выбирается максимальное значение Q_у , МПа, по формуле

(36)

,

Мпа

Определяется нагрузка,q_у.МПа, приходящееся на один болт



, (37)

где =8 -число болтов.

Определяется внутренний диаметр резьбы по формуле

. (38)

= 256мм

Определяется уточнённое значение нагрузки на болты МПа,по формуле

(39)

Определяется минимальная нагрузка на болты МПа, по формуле

(40)

Параметры фланца МПа, (толщина диска, сварные швы) рассчитаем по расчётной нагрузке



. (41)

Вывод: условия прочности выполнились и конструкция в данных условиях пригодна.



3. МОНТАЖНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Подготовка монтажной площадки

Монтаж таких теплообменников зависит только от их массы, размеров и пространственного расположения.

Масса и размеры выпускаемых в настоящее время теплообменников с плавающей головкой позволяют транспортировать их к месту монтажа в собранном полностью на заводе-изготовителе виде. Для транспортирования используют железнодорожные платформы, трейлеры, автомашины, сани.

Теплообменники устанавливают горизонтально или вертикально на различных отметках в соответствии с проектом. Опорной конструкцией для них могут служить: фундаменты в виде двух бетонных или железобетонных столбов с анкерными болтами (при низком горизонтальном расположении) и балки высотных металлоконструкций (при вертикальном и горизонтальном расположении на больших высотах)

Для теплообменников, устанавливаемых на нулевой отметке, устраивают фундаменты в виде двух железобетонных столбов с анкерными болтами под опоры теплообменников. Перед установкой теплообменников на фундаменты необходимо произвести приемку фундаментов под монтаж, обращая внимание на относительное расположение фундаментов, их высотные отметки, на число, расположение и высотные отметки фундаментных болтов, на состояние и длину нарезки на болтах, на наличие двух гаек на болтах. На принятые под монтаж фундаменты составляют акт с приложением исполнительной схемы.

Для установки теплообменника на уже существующий фундамент к корпусу аппарата приваривают две опоры, расстояние между которыми можно изменять в небольших пределах. Между корпусом и опорами аппарата должны помещаться подкладки из листовой стали, предотвращающие вмятины на корпусе. К корпусу вертикально расположенных теплообменников вместо опор приваривают лапы с ребрами жесткости.

3.2 Монтаж оборудования

При монтаже теплообменников в подавляющем большинстве случаев используют самоходные краны, грузоподъемностью 10-50 тонн. Иногда с успехом можно применять трубоукладчики грузоподъемностью 10-15 тонн. Для установки теплообменников на высотных металлоконструкциях применяют самоходные краны, имеющие достаточные вылет, длину стрелы и грузоподъемность, а также простейшие грузоподъемные механизмы (полиспасты, тали, стрелы), которые крепят к смонтированным металлоконструкциям.

3.2 Испытание и сдача оборудования в эксплуатацию

По окончании монтажа, при отсутствии отклонений от проекта, можно приступить к гидравлическим испытаниям теплообменников и их коммуникаций. Гидравлическое испытание производится водой или нефтепродуктом при давлении, превышающем рабочее в 1,5 раза, но не свыше максимального давления, указанного в паспорте аппарата. Давление пресса поддерживается не более 5 минут, после чего оно спускается до рабочего. Во время опрессовки в первую очередь проверяется герметичность пучков труб теплообменника. Для этого снимаются все краники корпусов со стороны плавающей головки. Обнаруженные пропуски тотчас же устраняются.

3.3 Техника безопасности при монтаже оборудования

Техника безопасности при монтаже оборудования:

1)Такелажные механизмы, приспособления и инструмент подвергают ревизии в установленные сроки, однако перед началом ответственных работ их вновь проверяют, смазывают. Грузоподъемные машины испытывают на статическую и динамическую нагрузку. Проверке подлежат тормоза всех подъемных механизмов и приспособлений, применяемых при монтаже.

2)Всем участвующем в монтаже необходимо иметь надежную связь друг с другом. Для особо ответственных работ удобно применять радиосвязь;

3)Подъем или спуск оборудования нужно подготовить и начать с таким расчетом, чтобы он был завершен в течение одного дня;

4)При скорости ветра, превышающей 6 баллов, подъем и спуск грузов запрещены. При гололедице такелажные работы запрещены;

5) Категорически запрещается стоять под поднятым грузом или стрелкой крана;

6)При подъеме нельзя переключать скорость тракторных лебедок;

7)Вблизи участка такелажных работ отключают линии электропередачи;

8)При заполнении аппаратов жидкостью для гидроиспытания должно быть обеспечено полное удаление воздуха из корпуса;

9)Повышение давления должно осуществляться плавно без гидравлических ударов;

10)При неудовлетворительных результатах испытания , возникшие дефекты должны быть устранены, а испытание повторено;

11)Устранение дефектов во время нахождения аппарата под давлением или наливом, не разрешается;

12) По окончании испытания воздушки должны быть открыты, и аппарат полностью освобожден от жидкости через соответствующие дренажные устройства.

13)Результаты гидравлических испытаний закрепляются актом и заносятся в паспорт аппарата.

14)Эксплуатация аппаратов должна проводиться в соответствии с должностными инструкциями по безопасному ведению технологического процесса аппарата.

15)Аппараты должны быть оборудованы предохранительными устройствами в соответствии с документацией, прилагаемой «Правилами» Госгортехнадзора.

16) Всякие неисправности или неполадки должны устраняться немедленно после их обнаружения. Работа аппарата должна быть прекращена.

Аппарат должен быть остановлен в случаях:

- при неисправности предохранительных клапанов, сигнализатора, регулятора уровня, манометра.

- при неисправности или неполном количестве крепежных деталей фланцевых соединений.

- при неисправности предусмотренных контрольно- измерительных приборов.

- при нарушении технологического режима.

- при возникновении пожара, непосредственно угрожающего аппарату.

- в аварийных случаях.

17)Работы во взрывоопасных и взрывопожароопасных местах должны проводиться ручным инструментом, изготовленного из материала, не дающего при ударе искр.

18) Аппараты, подлежащие вскрытию для визуального осмотра, ремонта, очистки должны быть остановлены, отчищены от продукта, отключены и оглушены от действующих аппаратов, а там, где необходимо, должны быть установлены заглушки и аппараты должны быть пропарены и проветрены. Перед вскрытием аппарата необходимо убедиться, что давление в аппарате устранено, вредная среда отсутствует.

19)Аппараты должны быть оборудованы площадками и лестницами для обслуживания установленных на них приборов, а также предохранительных и регулирующих клапанов.

20)Аппараты не должны являться источником шума и загазованности в зоне их обслуживания, выше установленных норм.

21)Установка аппарата должна исключать опасность опрокидывание. Для удобства обслуживания должны быть установлены площадки и лестницы. Указанные устройства не должны нарушать прочности и устойчивости аппарата.

22)Обслуживание аппаратов, на которых распространяется действие данных правил, может быть поручено лицам, достигшим 18ти летнего возраста, прошедшим производственное обучение, аттестованных в квалификационной комиссии.

23)Во время работы аппаратов необходимо следить за показаниями приборов и сигнализации.

24)Внутренние осмотры, повторные гидравлические испытания должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил» Госгортехнадзора.

25)Подготовку аппаратов к ремонту производить в соответствии с требованиями техники безопасности на проведение ремонтных работ.

26)Перед началом ремонта пропарить трубное и межтрубное пространства аппарата. Во время пропарки со стороны распределительной камеры или крышки кожуха, не проводить работы с противоположного края аппарата.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Провели анализ существующих конструкций теплообменных аппаратов, обосновали и описали выбранный кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой. Описали технологическую установку ЭЛОУ-АВТ-6. Определили толщину стенок обечаек и днища. Выполнили так же расчет укрепления отверствий, расчитали фланцевые соединения. Все расчеты удовлетворяют условиям прочности. Перевозка теплообменника может быть произведена с помощью морского, автомобильного или железнодорожного транспорта. Опорной конструкцией для них могут служить: фундаменты в виде двух бетонных или железобетонных столбов с анкерными болтами (при низком горизонтальном расположении) и балки высотных металлоконструкций. Гидравлические испытания теплообменников и их коммуникаций, проводится водой или нефтепродуктом при давлении, превышающего рабочее в 1.5 раза, но не свыше максимального давления, указанного в паспорте аппарата. Давление пресса поддерживается не более 5 минут, после чего оно спускается до рабочего. Принимающие участие в монтаже рабочие должны иметь соответствующую квалификацию. Пройти инструктаж меры безопасности при монтаже с разъяснениями условиями предстоящей работы, правилами применения грузоподъемного оборудования, и ознакомиться со схемами монтажа и строповки.



Список использованных источников

1. Лащинский А.А - М.: Машиностроение, 1970 г. -752 стр. Табл. 476. Илл. 418. Библ. 218 назв.

2. Ахметов С.А. Технология глубокой перерлбоки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - Уфа.: Гилем, 2002. - 672 С.

3. Молоканов Ю. К., Харас 3. Б. Монтаж аппаратов и оборудования для нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов.-- Изд. 2-е, перераб. и доп. -М.: Недра, 1982.-391 с.

4. Беседина Т.Н. Стандарт УТЭК. Методич. пособие по оформлению пояснительной записки и графических работ курсового и дипломного проектирования. - Уфа, 2006.-20 с +20 л. - В надзаг.: М-во образования Республики Башкортостан, ГАОУ СПО Уфимский топливно-энергетический колледж Библиогр.: 40 с.

5. Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих заводов: Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1988. -304 с.

Размещено на Allbest.ru

...