Проектирование установки изомеризации газокаталитического производства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

теплообменный аппарат, блок стабилизации бензина, установка, изомеризация, легкие углеводороды

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

Обьектом проектирования является теплообменный аппарат блока стабилизации, установки изомеризации легких углеводородов. Так же цель заключается в определении его основных конструктивных размеров, и разработка рабочих чертежей некоторых деталей.

Введение

На установке изомеризации газокаталитического производства происходят процессы изомеризации.

Изомеризация - превращение одного изомера в другой.

Изомеризация приводит к получению соединения с иным расположением атомов или групп, но при этом не происходит изменение состава и молекулярной массы соединения.

Процесс изомеризации направлен на получение высокооктановых компонентов товарного бензина из низкооктановых фракций нефти путем структурного изменения углеродного скелета.

Реакции изомеризации широко используются для получения дефицитных изомеров как низших, так и высших парафинов (изоалканов).

Разветвленные парафины С5-С6 имеют высокие октановые числа и являются хорошими компонентами автомобильных бензинов [1].

1. Литературный обзор

установка изомеризация теплообменный топливо

1.1 Современные установки производства высокооктановых компонентов моторных топлив

Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных способов получения высокооктановых компонентов бензинов с улучшенными экологическими свойствами. Актуальность установок изомеризации также возросла с введением новых сверхжестких ограничений на экологические свойства автомобильных бензинов, включая ограничение по фракционному составу, содержанию ароматических соединений и бензола. Установки изомеризации позволяют получить топливо с характеристиками, отвечающими жестким стандартам ЕВРО-4 и ЕВРО-5. Интенсивное наращивание мощностей процесса изомеризации осуществляется за счет реконструкции существующих и строительства новых установок. Сырьём изомеризации являются легкие бензиновые фракции с концом кипения от 62°С до 85°C. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Процесс осуществляется, как правило, в одном или двух реакторах при температуре, в зависимости от применяемой технологии, от 110 до 380°C и давлении до 35 атм [1].

Установка изомеризации представляет собой технологическую систему, состоящую из взаимосвязанных технологическими потоками блоков:

- блок подготовки сырья (как правило, включает гидроочистку сырья, стабилизацию гидрогенизата в отпарной колонне, а также может включать адсорбционную очистку сырья на молекулярных ситах);

- блок четкой ректификации сырья изомеризации и/или полученного изомеризата; - блок изомеризации (как правило, включает непосредственно реакторный блок и узел осушки циркулирующего газа);

- блок стабилизации полученного изомеризата;

Важнейшую роль как в переработки нефти, так и в производстве моторных топлив современного уровня качества должны играть каталитические процессы: каталитический крекинг, гидроочистка светлых дистиллятов, гидрокрекинг вакуумных дистиллятов, гидрогенизационная переработка нефтяных остатков [2].

За последнее десятилетие научно - исследовательские и проектные институты России создали и освоили в промышленности ряд новых вариантов основных каталитических процессов нефтепереработки, направленных как на углубление переработки нефти, так и на получение продукции современного уровня качества.

Процесс каталитического крекинга позволяет решить вопросы как углубления переработки нефти - превратить тяжёлое нефтяное сырьё в топливные дистилляты, так и получить порядка 50% масс. высокооктанового бензинового дистиллята, который после облагораживания соответствует современным экологическим требованиям (экологический класс - 4, экологический класс - 5).

Установки каталитического крекинга, освоенные на ряде НПЗ России в 70-80-ые годы предусматривают глубокую гидроочистку исходного сырья. Но даже в этом случае получаемые дистилляты (бензиновый и дизельный) требуют дополнительной гидроочистки для обеспечения современных требований по содержанию серы (менее 50 ppm и менее 10 ppm), а так же по другим показателям. Для сооружения таких установок необходимы большие капитальные вложения и значительное время строительства.

Авторским коллективом ВНИИ НП и ВНИПИНефть, совместно со специалистами ТАИФ-НК (г.Нижнекамск) разработана и предложена оригинальная технология каталитического крекинга, позволяющая перерабатывать непосредственно сернистые вакуумные дистилляты (содержание серы 2,2-2,5%, пределы выкипания 320-550°С) - без их гидроочистки, с высокими выходами бензинового дистиллята.

На основе указанных разработок в ТАИФ-НК сооружена мощная промышленная установка каталитического крекинга (производительность по сырью 880 тыс.т./год) с дополнительной секцией сероочистки получаемого бензинового дистиллята.

Авторы разработки исходили из того положения, что в ряде случаев

экономически целесообразно применять каталитический крекинг прямогонного сернистого сырья без его предварительной гидроочистки при условии последующей сероочистки полученных компонентов моторных топлив.

Такая ситуация сложилась на НПЗ ТАИФ-НК (г.Нижнекамск) в Республике Татарстан, где перерабатываются сернистые нефти и отсутствует процесс каталитического риформинга бензинов - основного поставщика высокооктановых компонентов автобензина. По заданию ТАИФ институтом ВНИИ НП и ВНИПИНефть была разработана отечественная технология каталитического крекинга вакуумного газойля, не уступающая по своим показателям лучшим зарубежным аналогам. Эта технология в 2006 г. успешно внедрена в ТАИФ-НК на базе имеющегося оборудования.

Выход бензинового дистиллята при крекинге составил 48,5 масс на сырье. С целью сероочистки полученного на блоке каталитического крекинга бензинового дистиллята в составе комбинированной установки сооружён блок гидроочистки в сочетании с процессом демеркаптанизации.

Дистиллят автобензина после сероочистки характеризуется октановым числом 90 по исследовательскому методу (80 по мотор. методу), содержанием серы - менее 50 ppm.

На его основе в ТАИФ-НК организовано крупнотоннажное производство автомобильных бензинов по ГОСТ Р51105-97: Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, соответствующих по качеству современным европейским стандартам.

Реализовано использование новых и усовершенствованных узлов технологического и конструктивного оформления: в т.ч.

- прямоточного реактора с участками ускорения регенерированного катализатора;

- усовершенствованных распределительных форсунок с камерой предварительного диспергирования сырья;

- сепарационного устройства для разделения паров и катализатора на конце прямоточного реактора;

- системы регулирования температуры в реакторе для оптимизации профиля ее распределения в реакционной зоне;

- двухступенчатой отпарки катализатора для обеспечения эффективной десорбции увлеченных углеводородов;

- одноступенчатых высокоэффективных циклонов реактора;

-воздухораспределительного устройства регенератора усовершенствованной конструкции с футеровочным покрытием наружной поверхности;

- двухступенчатых высокоэффективных циклонов регенератора;

- циклонов третьей ступени для тонкой очистки дымовых газов регенерации от катализаторной пыли.

Для сероочистки полученного при крекинге бензинового дистиллята (содержание серы -0,3% масс.) освоена оригинальная технологическая схема, предусматривающая разделение бензинового дистиллята на две фракции: легкую (фр. НК-70°С) и тяжелую (фр. 70° - 215°С) и их раздельную сероочистку.

Легкую фракцию предложено подвергать демеркаптанизации с использованием процесса DMD - 2 (разработка института ВНИИУС, г.Казань). Тяжелую фракцию предложено подвергать селективной гидроочистке с использованием отечественных катализаторов ТНК - 2103 и ГО - 70.

Подобранны оптимальные условия процесса гидроочистки (при давлении водорода 2,8 мпа), обеспечивающие снижение содержания серы до уровня менее 50 ррм при незначительном уменьшении октанового числа.

Реализована технологическая схема реакторного блока процесса гидроочистки, предусматривающая использование двух последовательно расположенных секционированных реакторов с промежуточной подачей водородосодержащего газа.

Освоенная технология процесса каталитического крекинга сернистого вакуумного дистиллята может быть положена в основу при создании новых установок каталитического крекинга, не использующих в своём составе секцию предварительной гидроочистки сырья.

Процесс каталитической депарафинизации средних дистиллятов с получением низкозастывающих сортов дизельного топлива получает всё большее развитие на НПЗ России. В основном используются зарубежные катализаторы и технологии (НП3 в г.г. Ухта, Комсомольск на Амуре, Ачинск и др.). В то же время российские исследовательские и проектные институты располагают собственными технологиями и отечественными катализаторами для этого процесса. В частности, процесс по отечественной технологии (разработка ВНИИ НП, проект Ленгипронефтехим) реализован в 2004г. на комплексе (секция 200) Сургутского завода стабилизации конденсата. В первые два реактора установки (Р-201 и Р-202) загружен катализатор депарафинизации СГК-l, выработанный по рекомендациям ВНИИ НП на Ангарский завод катализаторов и органического синтеза; в третий по ходу сырья реактор (Р-203) загружен катализатор гидрообессеривания КГУ-950.

В ходе эксплуатации катализатора СГК-1 каждые два месяца осуществлялась его водородная реактивация. В период с 30.05 по 06.06.2009 в секции 200 была проведена окислительная регенерация катализатора СГК-1, что обеспечило его стабильную непрерывную работу без водородной реактивации в течение 6 месяцев.

В качестве сырья процесса использовалась дизельная фракция Уренгойского газоконденсатного месторождения с добавлением фракции Ачимовского месторождения. Очевидно, что каталитическая депарафинизация позволяет удалять нормальные и слаборазветвлённые парафиновые углеводороды селективным гидрокрекингом в присутствии металл - цеолитного катализатора, обеспечивая тем самым улучшение низкотемпературных свойств среднедистиллятных фракций: температуры застывания и помутнения, предельной температуры фильтруемости. В процессе депарафинизации-гидроочистки удаётся достичь депрессии по температурам хладотекучести до 20-300С и обеспечить степень гидроочистки 95-97% масс.

В настоящее время на Сургутском 3СК в товарное дизельное топливо кроме стабильного гидрогенизата секции 200 вводится до 40% масс. керосиновой фракции секции 300 (избыток после выработки топлива ТС-1).

На основе существующей схемы компаундирования Сургутский ЗСК производит дизельные топлива в соответствии с нормами ГОСТ 305-82 следующего ассортимента:

- топливо зимнее 3-0,2 минус 35, высший и первый сорт;

- топливо дизельное 3-0,2 минус 45, высший и первый сорт;

- топливо дизельное А-0,2 высший и первый сорт.

Для обеспечения требований по цетановому числу в товарное дизельное топливо вводится цетаноповышающая присадка.

Компаундированное дизельное топливо не только отвечает по всем показателям качества требованиям ГОСТ 305-82, но и превосходит их по содержанию серы (менее 0,0012% масс.), кислотности (0,02 мг КОН/100 см3 топлива), коксуемости (0,02%).

В 2005 г. разработан новый стандарт для российских дизельных топлив - ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия», являющийся аутентичным переводом стандарта EN 590:2004 и предусматривающий повышение качества всех дизельных топлив (нефтяных, газовых и газоконденсатных) до европейского уровня. Стандарт предусматривает производство трёх видов топлив в зависимости от содержания серы (не более 350, 50, и 10 ppm, соответственно ЕВРО-3, -4 и -5) и нормирует снижение содержания полициклических ароматических углеводородов до 11% масс. По сравнению с ГОСТ 305-82 значительно ужесточаются требования по цетановому числу (51 для условий умеренного и 47-49 для холодного и арктического климата) и температуре вспышки (выше 550С). Согласно данному стандарту, в России, как и в странах Европы, предлагается выпускать 6 сортов дизельного топлива для применения в умеренной климатической зоне и 5 классов для использования топлива в условиях холодного и арктического климата в зависимости от предельной температуры фильтруемости. Стандарт введен в действие с 01.07.2006.

В 2007г. установка была переведена на последовательное соединение реакторов в каждом из двух потоков. В качестве сырья на установку стала поступать смесь прямогонной дизельной фракции(~ 60% загрузки) и газойлей установок замедленного коксования и каталитического крекинга (~ 40% загрузки).

С учетом специфики перерабатываемого сырья, для предотвращения роста гидравлического сопротивления в реакторах, сохранения производительности установки на прежнем уровне и обеспечения двухгодичного межрегенерационного пробега выбрана схема с использованием первым по ходу газосырьевого потока реактopа аксиально-радиального типа, вторым - аксиального. Для снижения экзотермического эффекта реакции, увеличения продолжительности цикла реакции предусмотрена возможность подачи холодного водородсодержащего газа в переток между реакторами. Повышение парциального давления водорода во втором реакторе благоприятно отразилась на глубине очистки сырья и стабильности работы катализатора.

Для загрузки в реакторы обоих потоков были выбраны алюмоникельмолибденовый (АГКД-400-БН) и алюмокобальтмолибденовый (АГКД-400-БК) катализаторы производства АЗКиОС. При разработке каталитической системы для предотвращения забивания основного слоя катализатора продуктами коррозии и кокса, улучшения распределения газосырьевой смеси по сечению реактора были использованы катализаторы защитного слоя ФОР-2 и ФОР-1, сформованные в виде полых цилиндров. После подготовки катализаторов к эксплуатации (сушки водородсодержащим газом, осернения сульфидирующим агентом) в октябре 2007г. был осуществлен пуск установки гидроочистки.

С целью выявления потенциальных возможностей каталитической системы был проведен фиксированный пробег, в результате которого установлено, что при переработке смесевого сырья, содержащего 38-40% масс. вторичных компонентов, содержание серы 28-45 ppm и ПАУ не более 5,5% масс. обеспечивается при температурах на входе в первый реактор 335-340°С.

При уменьшении содержания в сырьевой смеси вторичных компонентов концентрация серы в очищенном продукте может быть понижена до 10 ppm. Таким образом, анализ технологических показателей эксплуатации установки гидроочистки позволяет констатировать, что в результате реконструкции реакторного блока с использованием новых катализаторных систем удалось обеспечить оптимальные технологические параметры для эксплуатации отечественных катализаторов обессеривания и наладить производство экологически чистого дизельного топлива по содержанию серы и ПАУ, отвечающих требованиям Евро-З, Евро-4. (а в перспективе - и Евро-5). Полученный положительный опыт может быть перенесен на установки гидроочистки других НПЗ. Среди других технологий ВНИИ НП, освоенных нефтеперерабатывающей промышленностью России, заслуживают внимания следующие: ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» в 2004-2005 г.г. освоена технология производства специального горючего НАФТИЛ (разработчик ВНИ НП и АНХК). Эта технология, равно как и выпускаемая продукция, не имеет аналога в мировой практике. На повестке дня - освоение в АНХК новой технологии производства реактивного топлива Т-6 (разработчик ВНИИ НП и АНХК). Указанная технология, как и само топливо Т-6, так же не имеет аналогов в мировой практике.

ВНИИ НП созданы современные системы «мягкого гидрокрекинга вакуумных дистиллятов и предложены эффективные катализаторы для этого процесса. Промышленная реализация технологий «мягкого» гидрокрекинга на ряде НПЗ России и стран СНГ показала преимущества отечественных разработок перед зарубежными технологиями. Так выход дизельного топлива по технологии ОАО ВНИИ НП на 3-4% масс. выше, чем у зарубежных аналогов, а степень сероочистки заметно больше.

Несмотря на имеющиеся трудности и существующие проблемы наша страна обладает необходимыми ресурсами, как человеческими, так и материальными, для решения поставленных задач и занятия достойного места на рынке высоких технологий. Для этого требуется внимание к указанным выше проблемам со стороны Правительства и Государственной думы России, говоря попросту необходима «политическая воля». Надеемся, она наконец, будет проявлена [7].

1.2 Оборудование блока стабилизации установки изомеризации

Основным оборудованием блока стабилизации является колонна, в которой осуществляются процессы стабилизации нефти.

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии [4]. В таблице 1 представлены основная характеристика технологического оборудования блока стабилизации

Таблица 1 - Основная характеристика технологического оборудования

Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.)	Номер позиции по схеме, индекс	Кол-во Шт.	Материал	Методы защиты металла, оборудования от коррозии	Техническая характеристика
1 Стабилизационная колонна	К-4	1	ст.3сп		Расчетная температура низа -260оС Расчетная температура верха -95оС Расчетное давление -24кгс/см2(2,4 МПа) Объем -76,7м3 Диаметр -2000мм, Высота-26384мм Количество тарелок-30шт Тип тарелок- колпачковые Среда: бензин + углеводороды
2 Емкость орошения стабили-зационной колонны К-4	Е-10	1	ст.20к		Расчетная температура-200оС Расчетное давление -25кгс/см2(2,5МПа), Объем-10м3 Диаметр-1400мм Длина-6863 мм, Среда-бензин+углеводородный газ
3 Емкость для свежего раствора щелочи	Е-11	1	ст.3		Расчетная температура -35оС Расчетное давление-гидростатическое Объем-4,5м3 Диаметр-2200мм Высота-2500мм Среда -раствор щелочи
4 Факельная емкость	Е-13	1	ст.3	-	Расчетная температура-35оС Расчетное давление - 3кгс/см2 (0,3МПа) Объем- 22м3, Диаметр-2400мм, Длина- 5352 мм, Среда:бензин+угл.газы
4 Щелочной отстойник	А-15	1	ст.3		Расчетная температура -35оС, Расчетное давление - 6кгс/см2 (0,6МПа) Объем-32м3, Диаметр-2400мм Длина-7352мм, Среда:щелочь+бензин
5 Водоотделитель	А-16	1	ст.3		Расчетная температура - 35оС Расчетное давление-6кгс/см2(0,6МПа) Объем-32м3 Диаметр-2400мм Длина-7352мм Среда:вода+бензин
					Поверхность -350м2 Диаметр-800мм Длина-11550мм Среда:бензин+ВСГ-в корпусе бензин+ВСГ-в пучке
6 Подогреватель стабилизационной колонны К-4	Т-11	1	ст.3сп		Расчетная температура в корпусе-260оС, Расчетная температура в пучках-380оС Расчетное давление в корпусе-24кгс/см2(2,4МПа) Расчетное давление в пучках-49кгс/см2(4,9МПа) Поверхность -130х2м2 Диаметр-2400мм Длина- 9220мм Среда:бензин-в корпусе бензин+ВСГ-в пучке
7 Воздушный холодильник верхнего продукта	АВО-2	4сек- ции	ст.38В-2 ГДР		тип АВГ-25 М6-19а Поверхность-4х1040м2 Расчетная температура-200оС Расчетное давление-19,8кгс/см2 (1,98МПа) Длина труб- 6000мм Количество эл.двигателей-4шт Мощность эл.двигателя-18квт Скорость вращения эл.двигателя-585об/мин Тип.эл.двигателя - VEM Исполнение-ВЗГ Среда-бензин+углеводородные газы
8 Воздушный холодильник стабильного изомеризата	АВО-3	4сек- ции	ст.38В-2 ГДР		тип АВГ-25 М6-19а Поверхность-4х1040м2 Расчетная температура-200оС Расчетное давление-19,8кгс/см2 (1,98МПа) Длина труб- 6000мм Количество эл.двигателей-4шт Мощность эл.двигателя-18квт Скорость вращения эл.двигателя-585об/мин Тип.эл.двигателя- VEM Исполнение-ВЗГ Среда-бензин
НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ
9 Насос подачи сырья	ЦН-1,2	2	ст.25Л		Тип-НПС 200/700 Расход-120м3/час Напор-685м вод.ст. Расчетная температура среды-200 С Мощность эл.двигателя-250квт. Число оборотов-2950об/мин Напряжение-6000вольт Исполнение-1ExdIIВТ4 Среда - бензин Тип - ВАOZ-450М2-У2
10 Насос подачи орошения колонны К-4	ЦН-3	1	ст.25Л		Тип НК-65/35-125 Расход-65 м3/час Напор-125 м вод.ст. Расчетная температура среды- 80оС Тип - ВАО 71-3У2 Мощность эл.двигателя-40квт Число оборотов-2950 об/мин Напряжение-380 В Исполнение-ВЗГ Среда - бензин
11 Насос подачи орошения колонны К-4	ЦН-4	1	ст.25Л		Тип НК-65/35-125 Расход-65 м3/час Напор-125 м вод.ст. Расчетная температура среды- 80оС Тип - ВАО 71-2У2 Мощность эл.двигателя-37квт Число оборотов-2950 об/мин Напряжение-380 В Исполнение-1ExdIIВТ4 Среда - бензин
12 Насос подачи орошения колонны К-4	ПНС-13	1	ст.25Л	Тип-ПНС	Расход-14-28м3/час Напор-400м.вод.ст. Расчетная температура среды- 35оС Диаметр цилиндра-160мм Ход поршня-450мм Диаметр парового цилиндра-370мм Расчетное давление пара-12кгс/см2 Среда - бензин
13 Насос закачки раствора щелочи	ЦН-12	1	ст.25Л		Тип-6НК-9х1 Расход-132м3/час Напор- 62м.вод.ст. Расчетная температура среды- 35оС Мощность эл.двигателя-40квт Число оборотов-2950 об/мин Напряжение-380 вольт Исполнение-ВЗГ Среда-раствор щелочи,вода
14 Насос откачки бензина из факельной емкости Е-13	ЦН-13	1	ст.25Л		Тип-4Н-5х2 Расход- 16м3/час Напор- 80м.вод.ст. Расчетная температура среды- 35оС Мощность эл.двигателя-17квт Число оборотов-2940 об/мин Напряжение-380 вольт Исполнение-ВЗГ Среда-бензин

2. Технологическая часть

2.1 Описание технологической схемы блока стабилизации установки изомеризации

Нестабильный изомеризат с низа сепаратора высокого давления С-1 под давлением 25ч27кгс/см² (2,5ч2,7МПа) поступает в межтрубное пространство теплообменников изомеризата Т-9,10, где нагревается встречным потоком стабильного изомеризата и поступает в зону питания стабилизационной колонны К-4 на 18 или 21 тарелку.

Стабилизационная колонна К-4 оборудована тарелками колпачкового типа (в количестве 30 штук) предназначена для отпарки легких углеводородов через верх колонны.

Для подвода тепла в стабилизационную колонну К-4 имеется кожухотрубчатый подогреватель Т-11 с паровым пространством, который связан с колонной перетоками для жидкости и пара. В качестве теплоносителя в нагревателе Т-11 используется газопродуктовая смесь блока реакции, которая поступает из реактора Р-3 и проходит через трубное пространство подогревателя Т-11, нагревая его.

В подогревателе стабилизационной колонны Т-11 жидкость, перетекающая из колонны К-4,частично испаряется. Отпарившиеся пары легких углеводородов поступают в нижнюю часть колонны в качестве паровой флегмы с температурой 135ч210^оС.

Верхний продукт стабилизационной колонны К-4 с температурой до 90 ^оС поступает для конденсации и охлаждения в воздушный холодильник АВО-2 и с температурой до 40^оС поступает в емкость орошения Е-10 для сепарации.

Не сконденсировавшиеся пары и газы с верха емкости орошения Е-10 выводятся с установки и поступают в заводской трубопровод сухого газа.

Для аварийного освобождения блока стабилизации от давления имеется трубопровод с линии сухого газа из Е-10 на "щит сброса" и далее на факел.

Рефлюкс с низа Е-10 поступает на прием насоса орошения ЦН-3,4 и подается в качестве орошения на верхнюю тарелку колонны К-4.

Балансовый избыток рефлюкса из Е-10 с выкида насосов орошения ЦН-3,4 выводится с установки. Уровень в емкости орошения Е-10 регулируется прибором, клапан которого расположен на откачке балансового избытка рефлюкса с установки.

Нижний продукт стабилизационной колонны К-4-стабильный изомеризат выводится из подогревателя Т-11, охлаждается в трубном пространстве Т-10,Т-9, в воздушном холодильнике АВО-3 до температуры не выше 40^оС и поступает на блок защелачивания и водной отмывки стабильного изомеризата. На рисунке 1 изображена технологическая схема блока стабилизации установки изомеризации.

Рисунок 1 - Технологическая схема блока стабилизации

3. Проектировочный расчет теплообменного аппарата

3.1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата

Для того чтобы рассчитать поверхность теплообмена, нам необходимы исходные данные, представленные в таблицах 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета ТО

Межтрубное пространство	Трубное пространство
tвх1, С	tвых1, С	G1, кг/с	Среда, фазовое состояние	tвх2, С	tвых2, С	G2, кг/с	Среда, фазовое состояние
450	70	3	Стабильный бензин	80	310	3,2	Нестабильный

Таблица 3.2 - Физико-химические характеристики сред

Параметр	Стабильный бензин	Вода
Плотность, с кг/м3	с1=550,01	с2=605,05
Вязкость динамическая, м Па?с	м1=0,093?10-3	м2=0,132?10-3
Вязкость кинематическая, н м2/с	н1=0,176?10-6	н2=0,218?10-6
Удельная теплоемкость, Ср Дж/(кг?К)	Ср1=3324,29	Ср2=2943,25
Коэффициент теплопроводности, л Вт/(м?К)	л1=0,06	л2=0,074

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

Составим уравнение теплового баланса

;(3.1)

.(3.2)

Подставив исходные данные, получим

;

кг/с.

Количество передаваемого тепла

Вт.

Поверхность теплообменного аппарата определяется по формуле

, (3.3)

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

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

Q- тепловой поток в аппарате.

Для предварительного выбора теплообменного аппарата принимаем К= 120 Вт/(м²•К), как при передаче тепла от органических жидкостей.

(3.4)

Величины температурных перепадов на концах аппарата Дt_б и Дt_м

Дt_б = 450 - 310 = 140 °C;

Дt_м =80 - 70 = 10 °C;

Дt_ср=.

Подставив полученные данные рассчитаем площадь поверхности теплообмена аппарата

F = м².

Произведем подбор по каталогу [1] всех типов теплообменных аппаратов, которые могут быть применены при заданной поверхности теплообмена.

Выберем теплообменный аппарат типа ТК, у которого:

- диаметр кожуха внутренний D=600 мм;

- число ходов по трубам 4;

- наружный диаметр труб d=25 мм;

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

- площадь проходного сечения одного хода по трубам f_тр=0,041м²;

- площадь проходного сечения по межтрубному пространству f_мтр=0,045 м².

3.3 Уточненный расчет поверхности теплообменника и окончательный выбор типа теплообменного аппарата

Поверхность теплообменного аппарата вычисляется по формуле

, (3.5)

где К_ут - уточненный коэффициент теплопередачи без учета загрязнений, который вычисляется по формуле

, (3.6)

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) [7].

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

,(3.7)

где G_тр - расход воды, кг/с;

с_тр - плотность воды, 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

; (3.8)

.

Так как критерий Рейнольдса >10000 - движение турбулентное.

Для турбулентного режима рекомендуется следующая зависимость

, (3.9)

где - критерий Нуссельта,

Критерий Прандтля определяется по формуле

.(3.10)

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле

(3.11)

Подставив данные, получим

;

;

.

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

Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле

,(3.12)

где G_мтр- расход стабильного бензина, кг/с;

с_мтр- плотность стабильного бензина, 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

; (3.13)

.

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

(3.14)

где с, n - коэффициенты, зависящие от способа размещения труб. Для труб, расположенных по вершинам квадратов с=0,38, n=0,6;

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

Найдем значение критерия Прандтля по формуле

.(3.15)

Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле

.(3.16)

Подставив данные, получим

;

;

.

Рассчитаем уточненный коэффициент теплопередачи

Найдем уточненную поверхность теплообменного аппарата

м².

Таким образом, уточненная площадь теплообмена оказалась меньше площади теплообмена по каталогу, поэтому принимаем решение использовать выбранный тип теплообменного аппарата

3.4 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата

Результаты расчетов теплообменного аппарата сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Результаты расчетов теплообменного аппарата

Тип теплообменного аппарата	ТК
Давление в трубном пространстве, МПа	2,4
Давление в межтрубном пространстве, МПа	2,7
Температура в трубном пространстве, єС	195
Температура в межтрубном пространстве, єС	260
Диаметр кожуха внутренний D, мм	600
Число ходов по трубам	4
Наружный диаметр труб d, мм	25
Длина прямого участка труб l, мм	6000
Поверхность теплообмена F, м2	116
Площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр, м2	0,041
Площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр, м2	0,045

В данном разделе нами были проведены расчеты по определению тепловой мощности аппарата Q, она составила 0,474 МВт, а также проведены ориентировочный и уточненный расчеты поверхности теплообмена, в результате чего был выбран теплообменный аппарат с компенсатором 600 ТК-2,5-4-М1/25Г-6-К-4-У-И по ТУ 3612-023-00220302-01, Холодильник с линзовым компенсаторм горизонтальный ТК, с диаметром кожуха D = 600 мм, на условное давление в трубах P_у = 2,5 Мпа и в кожухе P_у = 4 Мпа материального исполнения М1, с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25мм, длиной L = 6м, расположенными по вершинам квадратов, 4-х ходовой по трубному пространству, умеренного климатического исполнения, с креплениями для теплоизоляции, у которого поверхность теплообмена составляет F = 116 м², площадь проходного сечения одного хода по трубам f_тр=0,041 м², площадь проходного сечения по межтрубному пространству f_мтр=0,045 м².

4. Механический раздел

4.1 Расчет на прочность элементов теплообменного аппарата

Исходные данные:

- тип теплообменного аппарата: с компенсаторм ТК;

- назначение теплообменного аппарата: охлаждение продукта;

- диаметр кожуха внутренний, мм: 600

- диаметр распределительной камеры внутренний, мм: 600

- общая длина аппарата, мм: 7120

- расстояние между опорами, мм: 3000;

- длина трубного пучка, мм: 6000;

- число ходов по трубам: 4

-расположение труб в трубных решетках: по вершинам квадратов;

- количество трубок общее, шт: 241;

- крепление труб в трубных решетках: развальцовка с канавками;

- поверхность труб: гладкая;

- наружный диаметр труб, мм: 25;

- толщина стенки трубок, мм: 2

- температура в трубном пространстве, ^О С

а) на входе450 ^О С;

б) на выходе70 ^О С;

- температура в межтрубном пространстве, ^О С

а) на входе80 ^О С;

б) на выходе310 ^О С;

- среда в трубном пространстве: стабильный бензин;

- среда в межтрубном пространстве: нестабильный бензин.

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

Наименование параметра	Пояснения	Выбранный параметр
1 Давление условное, МПа - в трубном пространстве - в межтрубном пространстве	Выбирается по рабочему давлению и температуре. - в трубном Рtрас= 2,4 МПа - в межтрубном Рtрас=2,7 МПа	Ру тр = 2,5 МПа Ру мтр = 4 МПа
2 Шаг расположения труб в трубных решетках, номинальный, мм	dн , мм 16 20 25 38 57 t, мм 21 26 32 48 70	Для dн=25мм t = 32 мм.
3 Исполнение по материалу	М1-М24, Б1-Б10, выбирается в зависимости от температуры обрабатываемой среды, агрессивного воздействия среды, давления. Материальное исполнение М1.	Материал: кожуха:16ГС распределительной камеры и крышки: Ст3сп5 - теплообменных труб: Сталь 20
4 Форма, диаметр поперечных перегородок, (зазор между перегородками и кожухом). Число перегородок. Расстояние между перегородками.	Наиболее широко в мировой практике применяют сегментные перегородки. Высота вырезаемого сегмента, число и расстояние между перегородками для ТП регламентировано и указано в каталоге. Для уменьшения утечек устанавливают ограничения на размер кольцевого зазора между перегородкой и кожухом аппарата. Рекомендуется диаметр перегородки принимать на 3-5 мм меньше диаметра кожуха.	- Форма перегородок сегментная; - зазор между перегородками и кожухом: 2,5 мм; - диаметр поперечных перегородок 595 мм; - число перегородок 16 шт. - расстояние между перегородками 300 мм.
5 Толщина перегородок	Минимальная толщина перегородок в зависимости от D выбирается по следующей схеме: D, мм ? 400 500-600 800-1000 ?1200 S п , мм 6 10 12 14 Обычно трубчатый пучок опирается на ближайшую к плавающей головке поперечную перегородку, имеющую толщину, больше толщины других перегородок. В некоторых случаях для поддержания трубчатого пучка к решеткам приваривают опорные ребра. Длину опорной части ребра у подвижной решетки принимают больше диаметра нижнего штуцера для обеспечения возтожности монтажа и демонтажа пучка. При значительных размерах (диаметр корпуса 1000 мм и более) и массе трубчатого пучка его опирают на катковые опоры, которые крепят к продольной балке из швеллера или двух полос, приваренной к поперечным перегородкам и неподвижной трубной решетке	D = 600 мм S п = 10 мм трубчатый пучок имеет трубную решетку, имеющую толщину 45 мм.
6 Диаметр и количество стяжек для перегородок	Диаметр стяжек для перегородок принимают: d = 12 мм при D ?600 мм, d = 16 мм при D?800 мм Минимальное количество стяжек Zс =6 при D ?1000 мм, Zс =8 при D = 1200 мм, Zс =10 при D? 1400 мм.	d = 12 мм Zс = 6 шт.
7 Отбойники (рисунок А.2, приложение А)	При входе среды в межтрубное пространство теплообменника часто ставят отбойник, который защищает от местного износа трубы, расположенные против входного штуцера. Отбойник выполняют в виде круглой или прямоугольной пластины. Размер отбойника должен быть не менее внутреннего диаметра штуцера D1. Обычно его принимают на 10-20 мм больше, т. е. D = D1 + (10…20) мм. Отбойник не должен создавать излишнее гидравлическое сопротивление, поэтому расстояние от внутренней поверхности корпуса до отбойника должно быть h > 0,2D1 . Отбойник приваривают к дистанционным тягам или крепят хомутами (лапками) к трубам. Приваривать отбойник к трубам не рекомендуется из-за опасности прожога стенки трубы. Расстояние от отбойника до первой перегородки должно быть не менее 100 мм для обеспечения беспрепятственного распределения входящего потока среды.	Отбойник выполняем в виде круглой пластины диаметром 265 мм: D = D1 + 20= = 274+20=294 мм, примем D= 294 мм h =0,2*250=50мм Примем h = 50мм.
8 Маркировка ТОА	600 ТК-2,5-4-М1/25Г-6-К-4-У-И по ТУ 3612-023-00220302-01, Теплообменный аппарат с линзовым компенсатором ТК, с диаметром кожуха D = 600 мм, на условное давление в трубах Pу = 2,5 Мпа и в кожухе Pу = 4 Мпа материального исполнения М1, с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25мм, длиной L = 6м, расположенными по вершинам квадратов, 4-х ходовой по трубному пространству, умеренного климатического исполнения, с креплениями для теплоизоляции

4.1.2 Расчет 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 ТК

Параметр	Значение
Внутренний диаметр кожуха, Dвн , мм	600
Материал стенки кожуха	Ст3сп5
Расчетная температура стенки кожуха, 0 tрас кор ,С	tрас кор= max{tраб;20 0С}= max{260 ;20 0С}= 2600С
Коэффициент прочности сварного шва	=1
Допускаемое напряжение кожуха в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор, МПа	[у]tкор=з·у*t, = 1·=197МПа (з =1 для сварных аппаратов -поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям у*t - нормативное значение допускаемого напряжения при расчетной температуре tрас кор )
Расчетное внутреннее избыточное давление для рабочих условий, МПа	= 2,7 МПа
Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки без учета суммы прибавок С, Sц рас , мм	=

Таблица 4.3 - Значения прибавок к расчетной толщине

Наименование параметра	Значение
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, мм (при отсутствии данных С1 может приниматься равной 2 мм)	С1 = 2 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, мм (определяется по таблице Г1 Приложения Г по значениям Sцр и Sднр)	С2 = 0,4 мм
Прибавка технологическая, мм	С3 = 0 (для цилиндрической обечайки принимаем С3 =0)
Сумма прибавок С2 и С3	С2 + С3 = 0,4 мм
Сумма прибавок к расчетной толщине стенки, мм	Сц=С1+С2 +С3= 2 + 0,4 = 2,4 мм

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

Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц гост= SГОСТ, мм (Таблица Г1)	Sц ? S црас + Сц = 7 + 2,4 = 9,4 мм По ГОСТ принимаем 10мм S ц гост = 8 мм

Таблица 4.5 - Определение толщины стенки трубной решетки

Параметр	Значение
Средний диаметр прокладки фланцевого соединения, Dп.ср мм	Dп.ср =615 мм - прокладка плоская металлическая (из стали 08кп) для фланцевого соединения шип-паз
Материал трубной решетки	Ст3сп5
Расчетная температура трубной решетки, tр , 0 С.	tр = 260 0С (выбирается большее значение из двух - для трубного или межтрубного пространства)
Допускаемое напряжение трубной решетки в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор, МПа	[у]t=з·у*t, = 197 МПа (у*t - нормативное значение допускаемого напряжения при расчетной температуре tрас кор )
Расчетное давление, Ррас , МПа	Ррас = 2,7 МПа (выбирается большее из дух - для трубного или межтрубного пространства)
Коэффициент прочности сварного шва,	ц=1 (зависит от вида сварного шва, от длины контролируемых швов )
Расчетная толщина стенки трубной решетки S тр. реш , мм	40,23 > 0,01 мм По ГОСТ принимаем 45 мм

4.2 Подбор штуцера (вход продукта в кожух теплообменного аппарата)

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.

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 Р_y и Д_у , где Р_у - условное давление,

Д_у - условный диаметр. Условное давление выбирается по данным таблицы Б.1 приложения Б в зависимости от температуры среды и наибольшего рабочего давления, затем по условному давлению Р_у и условному диаметру Д_у выбирается тип штуцера.

Условный диаметр штуцеров в теплообменном аппарате можно определить по объемному расходу жидкой фазы по формуле

,(4.1)

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

скорость движения паровой или жидкой фазы, м/с.

Скорость движения = 1 м/с.

Общий расход газосырьевой смеси теплообменного аппарата =3,2 кг/с. Плотность газосырьевой смеси = 605,05кг/ м³. Отсюда объемный расход равен

м³/с.

Определим диаметр штуцера

.

Величина условного прохода штуцера по ГОСТ =200 мм.

Условное давление Р_y = 4 МПа.

Таким образом, выбираем штуцер с фланцем стальным приварным в стык D_у=200 мм на Р_у=4 МПа, типа 2 исполнения 1,с длиной патрубка 180 мм, фланец из стали Ст3сп5, патрубок из С3сп5: Штуцер 200-4-2-1-180-Ст3сп5 АТК 24.218.06-90

4.2.1 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения

В химических аппаратах для разъемного соединения составных корпусов и отдельных частей применяются фланцевые соединения преимущественного круглой формы. На фланцах присоединяются к аппаратам трубы, арматура и т.д. Фланцевые соединения должны быть прочными, жесткими, герметичными и доступными для сборки, разборки и осмотра. Фланцевые соединения стандартизированы для труб и трубной арматуры и отдельно для аппаратов.

Рисунок 4.1 - Конструкция штуцера с приварным встык фланцем

Конструкция фланцевого соединения принимается в зависимости от рабочих параметров аппарата: плоские приварные фланцы - при , и числе циклов нагружения за время эксплуатации до 2000; приварные встык фланцы - при , и . В связи с указанными условиями выбираем приварные встык фланцы. Размеры приведены в таблице 4.6

Таблица 4.6 - Параметры фланцевого соединения типа «гладкие»

Py, МПа	Размеры, мм	Число отверстий z
	Dy	D	D1	D2	d1	b	h4	h	d
2,5	200	360	310	278	202	27	75	3	26	12

Условное обозначение стального плоского приварного встык фланца с D_у = 200 мм на P_у = 2,5 МПа: Фланец 1-200-2,5 Ст3сп5 ГОСТ 12821-80

Выбираем конструкцию и материал прокладки по рекомендациям по выбору прокладок, ОСТ 26-373-78.

Выбираем прокладку плоскую, которая рассчитана на Р_у > 2,5 МПа, и температуры от -200 до 300.

Материал прокладок ? паронит ПОН ГОСТ 481-80.

Прокладка устанавливается между уплотненными поверхностями и позволяет обеспечивать герметичность при относительно небольшом усилии затяжки болтов. Прокладка должна отвечать следующим основным требованиям: при сжатии с возможно малым давлением заполнять все микронеровности уплотнительных поверхностей сохранять герметичность соединения при упругих перемещениях элементов фланцевого соединения (для этого материал прокладки должен обладать упругими свойствами); сохранять герметичность соединения при его длительной эксплуатации в условиях воздействия коррозионных сред при высоких и низких температурах; материал прокладки не должен быть дефицитным.

В качестве крепежных элементов применяем болты, так как Р_у< 4МПа и температура t < 300 ⁰С. Для отверстия диаметром d = 26 мм подбираем болты и гайки к ним М24, в количестве 12 штук. Чтобы предотвратить срыв резьбы болтов, для них необходимо материал выбирать прочнее, чем у гаек, поэтому болты из стали 35Х, а для гаек - стали 25.

4.3 Сводная таблица по результатам расчетов

Таблица 4.7 - Результаты расчетов

Параметр	Значение
Толщина стенки кожуха S	10 мм
Толщина стенки трубной решетки Sтр.реш	45 мм
Условный проход штуцера, Dу	200 мм
Штуцер	Штуцер 200-2,5-2-1-180-С3сп5 АТК 24.218.06-90
Фланец	Приварной встык. Тип 1 «гладкий» ГОСТ 12821-80
Прокладка	Паронитовая плоская по ГОСТ 481-80 с шириной 15мм.
Болты	М24Ч2,5-6gЧ90 ГОСТ 7798-70 из стали35Х 12шт.
Гайки	М24Ч2,5 ГОСТ 5915-70 из стали25 12шт.

В данном разделе мы произвели выбор конструктивных и расчетных параметров теплообменного аппарата типа ТК, определили материальное исполнение - М1, форму (сегментные) и диаметр поперечных перегородок (595мм), число перегородок (16) и их толщину (10мм), расстояние между ними (300мм), также необходимое число стяжек для закрепления поперечных перегородок (6 шт.) и их диаметр (16 мм), рассчитали параметры отбойника, размещенного при входе среды в межтрубное пространство (его диаметр - 274 мм). Кроме того, мы рассчитали толщину стенки кожуха S, она составила 10 мм, а также толщину трубной решетки S_тр.реш= 45 мм. Нами были выбран штуцер на входе продукта в межтрубное пространство с параметрами: D_у=200 мм на условное давление Р_у=2,5МПа, с длиной патрубка 180 мм, с фланцем стальным приварным в стык из стали Ст3сп5 и материал патрубка из Ст3сп5. К фланцевому соединению были подобраны прокладка паронитовая плоская ПОН с шириной 15мм и крепежные элементы: болты М24х90 и гайки М24х21,5 по 12 штук.

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта были систематизированы, закреплены, расширены и углублены практические знания, полученные при изучении дисциплины «Технологическое оборудование» и ряда предшествующих общеобразовательных дисциплин, а также применены полученные знания и навыки для решения конкретных технических задач.

В данной работе объектом проектирования явился теплообменный аппарат Т-9 технологического блока стабилизации бензина, входящего в состав установки изомеризации легких углеводородов. Назначение аппарата заключается в передаче теплоты от одной фазы к другой.

Был произведен расчет и выбран тип теплообменного аппарата. В результате расчетов был выбран тип теплообменника по каталогу - теплообменный аппарат с плавающей головкой 600 ТК-2,5-4-М1/25Г-6-К-4-У-И по ТУ 3612-023-00220302-01, теплообменник с линзовым компенсатором (ТК), с диаметром кожуха D = 600 мм, на условное давление в трубах P_у = 2,5...