Реконструкция ребойлера установки АВТ10 на Омском ОНПЗ

ДОКЛАД В России около 100 установок по первичной переработке нефти, начиная с маломощных, заканчивая мощными, типа АВТ В большинстве НПЗ наиболее мощно развита первичная переработка нефти, так как это самый простой вариант получения прибыли. Но с ростом цены на нефть такая технология крайне нерациональна. Первичная переработка нефти на нефтеперерабатывающих заводах осуществляется на технологических установках АВТ атмосферно-вакуумная трубчатка , поэтому от их надежной работы зависит качество объёмы перерабатываемой
нефти, а, следовательно, стабильность работы нефтезавода в целом. Комбинирование АВТ с другими технологическими установками также улучшает технико-экономические показатели, снижает себестоимость продукции. Уменьшение удельных капитальных затрат и эксплуатационных расходов достигается, в частности, сокращением площади застройки и протяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и энергетических затрат, а также снижение общих затрат на приобретение и ремонт оборудования.
Целью дипломного проекта является реконструкция блока стабилизации бензинов установки АВТ-10 завода которая приводит к увеличению эксплуатационной надёжности технологического оборудования, к уменьшению деятельности ремонта и его стоимости к уменьшению металло- и энергоёмкости аппаратов к улучшению условий труда обслуживающего персонала и техники безопасности к исключению выбросов на блоке к уменьшению потребления тепло- и электроэнергии потерь на блоке, что позволит улучшить показатели
ТЭП установки П3 . Реконструкция блока предусматривает исключение из схемы блока стабилизации бензина технологической трубчатой печи П-102, насосов Н-2,2а с последующем монтажом теплообменника с паровым пространством типа испаритель – рибойлера Т-20в для подогрева низа колонны К-8а П.1,2 , Это повлечёт за собой 1. Сокращение потребления энергоресурсов за счёт вывода из эксплуатации центробежного насоса подачи горячей струи в стабилизационную колонну – Н-2,2а марки НК 560 300, потребляемая мощность 400 кВт ч, с годовым расходом электроэнергии 3264000 кВт ч, что приведёт к экономии средств в размере 1,204 млн рублей в год с учётом стоимости 1 кВт ч 36,9033 коп. данные завода 1 ОАО ОНПЗ . 2. Сокращение потребления топлива условного мазут газ на печи. Количество потребления топлива условного в печи П-102 равно 1,2т ч, что составляет 275 кг ч мазута 550 кг ч газа. Стоимость 1 кг мазута и газа равна соответственно 35,52 коп и 37,4249 коп. данные завода 1
ОАО ОНПЗ . Сумма годовой экономии по топливу условному при остановке печи П-102 составит 2,48млн.рублей. В то же время технические расчёты КБ ОАО ОНПЗ указывают на недостаток тепла на блоке сырьевых теплообменников. Для компенсации недостатка тепла необходимо поднять тепловую нагрузку на печь П-101, что приведёт к дополнительному расходу топлива мазут газ на печи мазута ? на 200 кг ч, газа на 385
кг ч. При этом дополнительные затраты на топливо составляют 1,755 млн.рублей в год. Итого годовая экономия по топливу составит 2,48 – 1,755 0,725 млн.рублей. Общая экономия по топливу и электрической энергии составит 1,204 0,725 1,929 млн.рублей в год. Из таблицы 23 стр.95 видно, что 1. КПД печи значительно ниже. 2. Поверхность теплообмена печи выше, однако эта величина больше достаточной величины, необходимой
для поддержания проведения процесса стабилизации бензина. 3. Стоимость П-102 в более чем в 2 раза превышает стоимость рибойлера Т-20в, также необходимо учесть высокие нормы по сравнению с рибойлером печи капитальных, эксплуатационных затрат на монтаж, ремонт, обслуживание. 4. Вес трубчатой печи ? в четыре раза выше веса рибойлера, а, следовательно, металлоёмкость печи превышает металлоёмкость Т-20в. 5. Потери в печи высоки, это обусловлено расходом топливного мазута, сухого газа, пара на печь. Итого, с экономической точки зрения, с помощью приведённых выше расчёта и сравнительной таблицы 23, видно, что на установке АВТ-10 имеется возможность замены технологической печи П-102 на рибойлер Т-20в. Наличие огневых подогревателей печей увеличивает возможность высокого уровня выброса в атмосферу вредных, токсичных веществ, в случае аварийных ситуаций в основном связанных с разгерметизацией
змеевиков технологических печей. С точки зрения экономической эффективности замена печи на рибойлер даст сокращение потребления энергоресурсов. Конечный результат экономии средств и определения срока окупаемости рибойлера можно уточнить в экономической части проекта. При проектировании рибойлера придерживаемся конструкций, указанных в ГОСТ 14248-79. Согласно этому стандарту рибойлеры могут быть с коническим днищем рис.
5 диаметром 800-1600 мм и с эллиптическим днищем диаметром 2400-2800 мм. Последние могут иметь два или три трубных пучка. Допустимые давления в трубах составляют 1,6-4,0 Мпа, в корпусе 1,0-2,5 Мпа при рабочих температурах -30 450єС, Материалы, применяемые для изготовления сборочных единиц рибойлеров, должны соответствовать указанным в таблице 3 ГОСТа 14248-79. Таким образом, предлагаемое решение замены печи
П-102 на рибойлер, по предварительным оценкам, может обеспечить повышение эксплуатационной надёжности блока, сокращение простоя в ремонте установки, снижениетрудоёмкости ремонта, сокращение числа рабочих мест, привлечённых к ремонту установки, сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу, сокращение потребления топлива на печи и электроэнергии. Рассматривая вопрос о замене печи на рибойлер отметим, что важнейшим направлением повышения эффективности действующих производств в нефтеперерабатывающей промышленности является удлинение межремонтного периода, сокращение простоев в ремонте, увеличение эффективного времени работы. Во многом это определяется надёжностью нагревательного и теплообменного оборудования. При проведении расчетов и проектировании ребойлера Т-20в для подвода тепла на проведение процесса ректификации в стабилизационной колонне К-8а блока стабилизации бензина установки АВТ-10, проводим тепловой проектный , гидравлический и технический
расчёты. Рибойлер Т-20в испаритель с паровым пространством предназначен для поддержания процесса стабилизации бензина в колонне К-8а посредством передачи тепла от теплоносителей III ЦО К-2 и IV погон К-10 к нестабильному бензину. Основной частью рибойлера являются три трубных пучка с U-образными трубами лист 003 . Пучки монтируют внутри цилиндрического корпуса на опорке швеллера, уголки
лист и закрепляются хомутами. Трубы закреплены в трубных решетках методом развальцовки лист . Отверстия под трубы выполнены с двумя канавками, что увеличивает сопротивление вырыванию и значительно повышает герметичность соединения. Трубы в трубных решётках размещены по вершинам квадратов, так как пучкам необходима чистка снаружи. Пучки набраны из U-образных труб. Данная конструкция надёжнее, герметичнее, чем конструкция пучка с плавающей головкой,
где существует разъёмное соединение. Низколегированная сталь марки 16ГС получило широкое распространение в химическом машиностроении за повышенную прочность и надёжность. Сталь 16ГС отличается повышенными прочностными качествами. Нормативные допускаемые напряжения данной стали на 20-30 превышают допускаемые напряжения углеродистой стали например сталь 20, 20К . Кроме того, 16ГС обладает хорошей пластичностью, высокими значениями ударной вязкости при отрицательных температурах табл. 2,4 10 , а также отличной свариваемостью, что немаловажно при изготовлении аппарата. Применение стали 16ГС позволит уменьшить толщину стенки аппарата и тем самым сократить массу, то есть сэкономить металл. Аппарат имеет корпус и внутренние устройства граф.лист 1 . Деталями, формирующими корпус, служат обечайки А,
Б, В, Г П.4 , днища, штуцера и фланцевые разъёмы граф.лист 1 . Корпус отделяет внутреннюю часть рибойлера от атмосферы, образуя тем самым ёмкость. Так как теплообменивающиеся среды взрывопожароопасны, то аппарат отнесён к I группе. Важной частью рибойлера является корпус. Корпус имеет форму цилиндра. Корпус сваривается из обечаек
А, Б, В, Г П.4 и подведомственен Госгортехнадзору РФ изготавливается в соответствии с требованиями ОСТ 26-291-71. Обнаружить отказ рибойлера возможно с помощью системы контроля МОD 300 по снижению температуры низа колонны К-8а в результате смешения теплоносителей разрывов одной, нескольких труб, что легко вероятно или нарушение плотности в частях соединения труб учтем при проектировании данного соединения . Нарушение плотности корпуса аппарата и его соединений легко обнаружить визуально
по появлению течи. Так как в рибойлере отсутствует открытый огонь, то доже при его отказе, связанным с разгерметизацией корпуса, не повлечёт за собой загорания на данном блоке температура самовоспламенения бензина значительно превышает рабочую . Ремонт рибойлера аналогичен ремонту кожуха трубчатого теплообменника 20,46 . При разборке и сборке не требуется оборудования большой грузоподъёмности. Все сборочные единицы детали аппарата при разборке можно наблюдать визуально, что важно при проведении ревизии. По опыту эксплуатации рибойлеров на установке АВТ-10 демонтаж трубных пучков, основных элементов данных аппаратов, не производится, не смотря на значительный перепад их работы. Также при эксплуатации не отмечалось случаев неисправностей. В капитальных ремонтах за весь период эксплуатации аппарата не осуществлялось Всё это свидетельствует о высокой надёжности рибойлера в данных условиях работы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ Сравнение технологической печи П-102 и рибойлера Т-20в по таким показателям, как надёжность, простота, металло – энергоёмкость, экономичность, экологическая чистота показало несравнимое преимущество испарителя с паровым пространиством перед трубчатой печью 3.2 П3 . В проекте использовался пакет программ расчёта теплообменных аппаратов КБ ОАО ОНПЗ . РЕЦЕНЗИЯ на дипломный проект выпускника 2003 года
Теплоэнергетического факультета Омского нефтехимического института Соломатина Сергея Алексеевича Реконструкция установки первичной переработки нефти АВТ-10 ОАО Сибнефть-ОНПЗ Дипломный проект содержит 8 листов чертежей формата А1 и 100 листов формата А4 расчетно-пояснительной записки. Дипломный проект, выполненный Соломатиным С.А.посвящен реконструкции установки первичной переработки
нефти АВТ-10, которая заключается в замене печи подогрева куба колонны стабилизации бензина на рибойлер, с зеркалом испарения и паровым пространством. Тема дипломного проекта актуальна, так как посвящена совершенствованию тех.процесса, повышению пожарной безопасности установки, утилизации тепла продуктов производства. Результаты, полученные в проекте, имеют практическую значимость, т. к. могут быть использованы на конкретном предприятии – ОАО Сибнефть-ОНПЗ и в этом отношении являются, безусловно, актуальными. Эффективность предлагаемых технических решений подтверждается расчетами в экономическом разделе дипломного проекта. Годовой экономический эффект связанный с реконструкцией установки составит около 0,7 млн.рублей, экономия по топливу и электрической энергии – 1,9292 млн.рублей, а срок окупаемости затрат на модернизацию составит 4,8 года. Уровень выполнения графического материала соответствует требованиям, предъявляемым к дипломным проектам. Материал в пояснительной записке изложен последовательно со всеми необходимыми
расчетами. По дипломному проекту у рецензента имеется следующие замечания Хотя срок окупаемости реконструкции составляет 4,8 года, что является допустимым, обычно, исходя из собственного опыта срок окупаемости не превышает двух лет. В заключение следует отметить, что дипломный проект заслуживает оценки хорошо , а его автор Соломатин С.А присвоения квалификации инженера по соответствующей специальности. должность
Ф.И.О. М.П. СОДЕРЖАНИЕ Введение 2 1. Технологическая часть 4 1.1 Характеристика исходного сырья и готовой продукции .4 1.2 Описание технологического процесса . .13 1.3. Материальные и тепловые балансы 14 1.4. Автоматизация и контроль производства .16 1.5. Природоохранные мероприятия . 22 2. Конструкторская часть 25 2.1. Техническое задание .
25 2.2. Конструкция и принцип работы аппарата .29 2.3. Расчет технической характеристики аппарата 32 2.4. Расчет на прочность элементов машин 42 2.5. Технология изготовления эллиптического днища .45 3. Организационно-техническая часть 75 3.1. Подбор и компоновка оборудования цеха 76 3.2. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования . .78 3.3.
Тепло – энергоснабжение установки . 79 3.4. Охрана труда 83 4. Экономическая часть .94 Заключение 96 Литература 97 Введение – 1 Технологическая часть – 1.1. Характеристика исходного сырья и готовой продукции – 1.2. Описание технологического процесса – 1.3. Материальные и тепловые балансы – 1.4. Автоматизация и контроль производства – 1.5. Природоохранные мероприятия – 2. Конструкторская часть – 2.1. Техническое задание – 2.2. Конструкция и принцип работы аппарата – 2.3. Расчет технической характеристики аппарата – 2.4. Расчеты на прочность элементов машины – 2.5. Технология изготовления конического днища – 3. Организационно-техническая часть – 3.1. Подбор и компоновка оборудования цеха –
3.2. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования – 3.3. Тепло- энергоснабжение установки – 3.4. Охрана труда – 4. Экономическая часть – Заключение – Приложение – ВВЕДЕНИЕ Положение с первичной переработкой нефти В России около 100 установок по первичной переработке нефти, начиная с маломощных, заканчивая мощными,
типа АВТ-6, ЛК-6у Ачинск . Так как маломощные окупают себя хуже, в силу разных причин, считают чем мощнее установка, тем выгоднее. Самые выгодные установки произволительностью 6 – 8 млн.т год. В большинстве НПЗ наиболее мощно развита первичная переработка нефти, так как это самый простой вариант получения прибыли. Но с ростом цены на нефть такая технология крайне нерациональна. Преимущество установок больше единичной мощности известны при переходе к укрупненной установке взамен
двух или нескольких установок меньшей пропускной способности эксплуатационные расходы и первоначальные затраты на одну тонну переработанной нефти уменьшаются, а производительность труда увеличивается. Наколен опыт по увеличению мощности многих действующих установок АТ и АВТ за счет их реконструкции, в результате чего значительно улучшены их технико-экономические показатели. Так, при увеличении пропускной способности установки
АТ-6 на 33 масс. путем её реконструкции производительность труда повышается в 1,3 раза, а удельные капиталовложения и эксплуатационные расходы снижаются соответственно на 25 и 6,5 . Комбинирование АВТ или АТ с другими технологическими установками также улучшает технико-экономические показатели, снижает себестоимость продукции. Уменьшение удельных капитальных затрат и эксплуатационных расходов достигается, в частности, сокращением площади застройки и протяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и энергетических затрат, а также снижение общих затрат на приобретение и ремонт оборудования. Например, отечественная установка ЛК-6у г. Ачинск , состоящая из следующих 5 секций ЭЛОУ, АТ, каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой сырья, гидроочисткой керосиновой и дизельной фракции, ГФУ. В практике проектирования всё больше используется двухпоточная схема переработки нефти, когда
каждый процесс на НПЗ представлен двумя технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья невелики при данной мощности завода, может быть представлен одной технологической установкой алкилирование, производство серы и т.д Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ, из технико-экономических расчетов, мощность АВТ, равная 6 млн.т год считается оптимальной. В таблице 1 приведены показатели работы для двух
АВТ. Сравнительные данные по АВТ различной мощности Таблица 1 Показатель Мощность, млн.т год 2 6 Удельные капиталовложения, руб. т Удельные эксплуатационные расходы, руб. т Удельный расход энергии, кг.ут т Дополнительная прибыль, руб. 1,76 1,73 43,2 – 1,17 1,45 39,8 0,28 Сравнение работы установок по первичной переработке нефти
Отечественные установки по сравнению с зарубежными имеют самые низкие технико-экономические показатели 1. Более низкий уровень проектирования 2. Более низкий уровень надежности оборудования 3. Более высокие энергозатраты 4. Более низкий уровень отбора светлых от потенциала. В России выход светлых составляет 86 – 94 , значит в мазуте остается от 6 до 14 5. Недостаточный уровень автоматизации 6. Маслянные фракции гораздо хуже
В связи с вышеперечисленным встаёт проблема модернизации установок АВТ. В данном дипломном проекте это будет реконструкция блока стабилизации бензина установки АВТ-10 ЭЛОУ – АВТ – 6м , где печь П-102 заменяют на рибойлер Т-20в. 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции Таблица 1 п.п Наименова-ние сырья, материалов, реагентов, полуфабри-катов, изго-товляемой продукции Номер государст-венного или отраслевого стандарта, техн. усло-вий, стан-дарта пред-приятия Показатели качества, обязательные для проверки Норма по ГОСТу, ОСТу, ТУ, СТП Область приме-нения продук-ции 1 2 3 4 5 6 I Сырьё 1 Нефть ГОСТ 9965-76 с изм. 1,2 1. Концентрация хлористых солей, мг дмі, не более 1 группа 2
группа 3 группа 100 300 900 2. Массовая доля воды не более 1 группа 2 группа 3 группа 0,5 1,0 1,0 3. Массовая доля ме-ханических примесей не более 1 группа 2 группа 3 группа – 0,05 – 4. Давление насыщенных паров, Кпа мм.рт.ст не более 66,7 500 5. Массовая доля серы, 1 класс – малосернистые 2 класс – сернистые 3 класс -высокосернистые до 0,60,61 1,8 1,80 6. Плотность при 20єС, кг мі 1 тип – лёгкие 2 тип – средние 3 тип – тяжёлые
До 850851 885 885 1 2 3 4 5 6 2 Нефть обессоленная СТП 401101-95 1. Содержание хлористых солей, мг дмі, не более 3,0 2. Массовая доля воды не более 0,1 II Изготовляемая продукция 1 Газ сухой углеводородный СТП 401102-95 1. Массовая доля углеводородов фракции С5 и выше не более 2. Содержание Н2S, объём, не более 5,0 0,005
Используется как топливный газ на соб-ственные нужды 2 Рефлюкс-головка стабилизации СТП 401103-95 1. Массовая доля углеводородов фракции С3, не менее – фракции С5 и выше не более 12,0 30,0 Сырьё для установки ГФУ-2 3 Фракция НК-62-компонентов автомобильных бензинов СТП 401402-95 1. Внешний вид Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая мех. примесей и воды
Компонент автобензинов 2. Фракционный состав – Т начала перегонки, в єС – 90 перегоняется при Т, єС, не выше – Т конца кипения, єС, не выше Не нормируется 180 220 3. Давление насыщенных паров, Па мм.рт.ст. Не нормируется 4. Испытание на медной пластине выдерживает 4 Фракции бензиновые прямогонные 65-185єС и 85-185єС СТП 401104-95 1. Внешний вид Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая мех. примесей и воды Сырьё для установок 35-11 600 35-11 1000 1 2 3 4 5 6 4. Фракционный состав – Т начала перегонки, єС, не ниже для 35-11 600 для 35-11 1000 – конец кипения,єС, не выше для 35-11 600 для 35-11 1000 65 85 185 185 3. Бромное число, гр. Вr на 100смі продукта, не более для 35-11 600 для 35-11 1000 0,5 0,5 5
Фракция бензиновая прямогонная НК-185єС СТП 401104-95 1. Внешний вид Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая мех. примесей и воды Сырьё для установки ФСБ 2.Фракционный состав – конец кипения,єС, не выше – выкипаемость не ниже 185 96 6 Сырьё пиролизное фракция НК-62єС ТУ 38.301-19-89-95 1. Фракционный состав –
Т начала кипения, єС, не ниже – Т конца кипения,є С, не выше 25 85 Используется на пиролизных установках АО Омский каучук 2. Массовая доля ароматических углеводородов не более 3,0 3. Иодное число, гр. J на 100г продукта, не более 0,5 4.Массовая доля S не более 0,01 5. Испытание на Сu пластине Выдерживает 6.
Содержание воды и мех. примесей Отсутствие 7 Фракция бензиновая прямогонная 62-65єС СТП 401104-95 с изм. 1 1. Внешний вид Бесцветн. прозрачная жидкость, не содержащая мех. примесей и воды Сырьё для установки ЛГ-35-9 1300Б и компонент 1 2 3 4 5 6 2. Фракционный состав – Т начала кипения, єС, не ниже – Т конца кипения, єС, не выше 65 110 автобензина 8
Топливо для реактивных двигателей высшей категории качества ГОСТ 10227-86 с изм. 1, 2 п. 2, 3, 8, 20 1. Фракционный состав – Т начала перегонки, єС, не выше – 98 перегоняется при Т, єС, не выше 150 250 Топливо для реактивных двигателей 2. Вязкость кинематическая при 20єС, ммІ с с Ст , не менее 1,3 3. Т вспышки, определяемая в закрытом тигле, єС, не ниже 28 4.Содержание воды и мех. примесей Отсутствие 9 Топливо дизельное зимнее ГОСТ 305-82 с изм. 1, 2, 3, 4, 5 1. Цетановое число, не менее 45 Топливо для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники 2. Фракционный состав – 50 перегоняется при Т, єС, не выше – 96 перегоняется при Т конец кипения ,
єС, не выше 280 340 3. Вязкость кинематическая при 20єС, ммІ с с Ст 1,8-5,0 4.Т застывания,єС, не выше, для климатической зоны – умеренной – холодной -35 -45 5. Т помутнения,єС, не выше, для климати- ческой зоны – Умеренной – холодной -25 -35 6. Т вспышки, определяемая в закрытом тигле, єС, не ниже -для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин -для дизелей общего назначения 40 35 7.Массовая
доля меркаптановой S не более, 0,01 1 2 3 4 5 6 3. Массовая доля S не более, в топливе вида I вида II 0,2 0,5 9. Содержание Н2S отсутствие 10. Испытание на Сu пластине выдерживает 11. Содержание водорастворимых кислот и щелочей отсутствие 12. Концентрация фактических смол, мг на 100 смі топлива, не более 30 13.
Кислотность, мг КОН на 100 смі топлива, не более 5 14. Иодное число, гр. J на 100г продукта, не более 6 15. Зольность не более 0,01 16. Коксуемость 10 -го остатка не более 0,3 17. Коэффициент фильтруемости, не более 3 18. Содержание воды и мех. примесей Отсутствие 19. Плотность при 20єС, кг смі, не более 840
Сорта должны выпускаться по нормам, указанным ниже 1. Массовая доля S не более 0,2 2. Концентрация фактических смол, мг на 100 смі топлива, не более 25 14. Иодное число, гр. J на 100г продукта, не более 5 15. Зольность не более 0,008 16. Коксуемость 10 -го остатка не более 0,1 17. Коэффициент фильтруемости, не более 2 10 Фракция дизельная летняя прямогонная СПТ 401105-97 1 вариант бензин-керосин-дизельное летнее и бензин-дизельное летнее 1. Фракционный состав – 50 выкипает при Т,єС, не выше – до 360єС перегоняется, 280 96 Компонент сырья установок гидроочистки 1 2 3 4 5 6 2.Т застывания,єС, не выше -10 для приготовления товарных диз. топливов и других видов моторных масел 3. Т помутнения,єС, не выше -5 4. Т вспышки, в закрытом тигле,
єС, не ниже 62 5. Массовая доля S не более Не нормируется, определение обязательно 6. Содержание воды, Следы 7. Цвет на приборе ЦНТ, ед. ЦНТ, не более 2,0 8. Плотность при 20єС, г смі, не более 0,86 2 вариант бензин-дизельное зимнее -дизельное летнее 1. Фракционный состав – 50 выкипает при Т,єС, не выше – до 360єС перегоняется, 305 95 2. Т помутнения,єС, не выше -2 3. Т вспышки, в закрытом тигле,
єС, не ниже 62 4. Массовая доля S не более Не нормируется, определение обязательно 5. Содержание воды, Следы 6. Цвет на приборе ЦНТ, ед. ЦНТ, не более 2,0 7. Плотность при 20єС, г смі, не более Примечание 1. Допускается с 01.04 по 01.10 по согласованию с потребителем выработка фракции диз.летних прямогонных с Т застывания не выше 0єС без определения
Т помутнения 2. Остальные показатели по ГОСТ 305-82 гарантируются технологией производства 0,84 1 2 3 4 5 6 11 Мазут прямогонный СТП-401106-97 1. Фракционный состав – до 350єС перегоняется не более 8,0 Сырьё для КТ 1 1, компонент для приготовления топочных мазутов котельн.технологий 3. Т вспышки, в закрытом тигле, єС, не ниже 140 – для компонентов топлив, не ниже 80 12 Дистиллят маловязкий II погон СТП 401109-97 1. Вязкость кинематическая при 50єС, ммІ с 8,0-9,0
Сырьё для производства масел 2. Т вспышки, определяемая в закрытом тигле, єС, не ниже 160 3. Цвет на колориметре ЦНТ, ед. ЦНТ, не более 1,0 4. Фракционный состав – начало кипения,єС – от 5 до 95 выкипает в пределах не более,єС не нормируется, определение обязательно 5. Массовая доля S, не нормируется, определение обязательно Примечание Показатели по п.4 являются факультативными, определяются для набора данных 13 Дистиллят средневязкий, масляный III погон СПТ 401109-97 1. Вязкость кинематическая, ммІ с, в пределах – при 50єС – при 100єС 18-24 не нормируется, определение обязательно Сырьё для производства масел 2. Т вспышки в закрытом тигле, єС, не ниже 190 3. Цвет на ЦНТ, ед. ЦНТ, не более 2,5 4.
Фракционный состав – начало кипения,єС – от 5 до 95 выкипает в пределах не более,єС не нормируется, определение обязательно 145 1 2 3 4 5 6 5. Массовая доля S, не нормируется, определение обязательно Примечание Показатели по п.1 вязкость при 100єС и пункту 4 являются факультативными, определяются для набора данных 14 Дистиллят вязкий масляный IV погон
СТП 401109-97 1. Вязкость при 100єС, ммІ с, в пределах 1 вид 2 вид 6,0-7,0 7,0-8,0 Сырьё для производства масел 2. Т вспышки в закрытом тигле, єС, не ниже 210 3. Цвет на ЦНТ, ед. ЦНТ, не более 4,5 4. Фракционный состав – начало кипения,єС – от 5 до 95 выкипает в пределах не более,єС не нормируется, определение обязательно 145 5. Массовая доля
S, не нормируется, определение обязательно Примечание Показатели по пункту 4 являются факультативными. Требования к масляным дистиллятам установлены до окончания реконструкции вакуумного блока 15 Гудрон СПТ 401107-97 Для установок завода 3, товарного производства и коксовой установки 1. Вязкость условная по вискозозиметру с диаметром отверстия 5 мм при 80єС, сек, не менее 25
Сырьё для установки деасфальтизации 30 1,3, производства битумов 19 3, кокса 21-10 3м, компонент для 2. Т вспышки в открытом тигле, єС, не ниже 270 Для коксовой установки 1. Плотности при 20єС, г смі, не менее 0,97 2. Коксуемость не менее 10 3. Массовая доля S, 1,4 4. Зольность не более 0,5 1 2 3 4 5 6 5. Содержание ванадия, не более 0,003 приготовления товарных и топочных мазутов Примечание 1. Показатель по пункту 5 является факультативным III Реагенты 1 Сода кальцинированная техническая 2 сорт ГОСТ 5100-85 с изм.1 1. Массовая доля Na2СО3, не менее 99,0 Основа приготовления раствора для подачи в нефть 2 Ингибитор коррозии ТАЛ-М марка ТАЛ-11-Р ТУ 38 УССР 201462-86 с изм.1,2 1.
Внешний вид Жидкость от желтого до темно-коричневого цвета или темно-красного цвета Для защиты аппаратуры и оборудования от коррозии 2. Защитное действие не менее 90 3. Смещение с ТС-1 или осветительным керосином полное 4.Т застывания,єС, не выше, -25 5. Содержание воды не более 5 6. Вязкость при 20єС, ммІ с, не более 100 Примечание Показатели по п.п.1,6 таблицы не являются обязательными, определяются для набора данных 3
Дипроксамин 157-65М ТУ 38 1011128-87 с изм.1 1. Внешний вид Прозрачная однородная жидкость без инородных включений Деэмульгатор 2. Массовая доля активного вещества в пределах 63-67 3.Т помутнения 1 -ного раствора продукта в дистиллированной воде, єС, в пределах 28-35 1 2 3 4 5 6 4.Массовая доля N2 в пределах 0,31-0,38 5.Вязкость при 20єС, ммІ с, не более 40 6.
Т застывания,єС, не выше -45 Примечание Температура застывания гарантируется заводом-изготовителем и определяется не реже 1 раза в месяц 1. Вода питательная 1. Прозрачность по шрифту , не менее 40 Для выработки собственного пара 2. Жесткость общая, мг-экв л, не более 15 3. Содержание растворенного О2 мг кг, не более 30 4. Значение Рн при Т 25єС, не менее 8,5 5.
Содержание нефтепродуктов, мг кг, не более 3,0 6. Солесодержание, мг кг не нормируется, определение обязательно 2 Вода котловая 1. Солесодержание, мг кг 3000 2. Щелочность общая, мг-экв л 15 1.2. Описание технологического процесса и технологической схемы блока стабилизации бензина установки АВТ-10 Физическая стабилизация бензина предназначена для удаления углеводородных газов С3, С4 из бензина и осуществляется в ректификационных колоннах под давлением 10-13 кг с смІ. При этом верхний продукт колонны – смесь углеводородных газов С3, С4 – может быть сконденсирована в воздушных холодильниках. Бензин, поступающий в колонну, предварительно прогревается в теплообменниках. Подвод тепла в нижнюю часть осуществляется за счёт подогрева нижнего продукта в рибойлере. Жидкость, необходимая для контакта с парами на тарелках концентрационной части, создается острым орошением.
Обычно в стабилизационных колоннах поддерживается кратность орошения 4 – 5 1 52 . Стабилизацией бензина достигается также удаление растворённого сероводорода, легкокипящих компонентов, поэтому стабилизационный бензин не требует защелачивания. Головной погон колонн К-1, К-2 из ёмкости Е-6 насосами Н-16, 16а, 16б подаётся в теплообменники Т-11, 12, где нагревается теплом фракции 240-290
С и поступает в колонну К-8а. Расход головного погона К-1, К-2 в К-8а регулируется прибором поз. 72. Клапан установлен на линии подачи бензина в колонну К-8а. Температура бензина после Т-12 регистрируется прибором поз. 620. С верха стабилизационной колонны К-8а пары головного погона газы С1 – С5 поступают в воздушные холодильники ХВ 101 1 5, где конденсируются и охлаждаются.
Температура паров после ХВ 101 1 3, ХВ 101 4,5 регистрируется приборами поз. 632,633. Конденсат поступает в ёмкость Е-2. Из Е-2 конденсат насосами Н-17, 17а в виде острого орошения возвращается на верх колонны К-8а, а балансовый избыток, жидкая газовая головка рефлюкс , через водяной холодильник Т-101, через клапан поз. 442, связанный с уровнем Е-2, выводится с установки.
Расход рефлюкса с установки регистрируется прибором поз. 92. Температура выводимого из Е-2 рефлюкса контролируется прибором поз. 619. Расход орошения регулируется прибором поз. 83 с коррекцией по температуре верха К-8а поз. 623. Клапан установки на линии подачи орошения. Давление в верху К-8а регистрируется прибором поз. 321. Давление в низу К-8а регулируется прибором поз. 322. Клапан установлен на линии вывода сухого газа из Е-2 в Е-23 регистрируется прибором поз. 820. Расход сухого газа из ёмкости Е-2 регистрируется прибором поз. 103. Температура низа стабилизационной колонны К-8а поддерживается благодаря подогреву нижнего продукта колонны в рибойлере
Т-20в за счёт тепла теплоносителей фракции 420-500єС IV погон вакуумной колонны К-10 и третьего циркуляционного орошения основной атмосферной колонны К-2 III ЦО К-2 и регулируется прибором поз. 624. Клапан установлен на линии сброса III ЦО К-2 мимо рибойлера Т-20в. Уровень в колонне К-8а регистрируется прибором поз. 441. Из рибойлера
Т-20в стабильный бензин подаётся в колонну вторичной перегонки бензина К-3. Расход бензина в К-3 регулируется прибором поз. 89 с коррекцией по уровню Т-20в поз. 500. Клапан установлен на линии откачки. Есть возможность вывода стабильного бензина с установки мимл К-3. Количество бензина с Т-20в регулируется прибором поз.
91. Регулирующий клапан установлен на линии откачки бензина с установки. 1.3. Материальный баланс установки проектный Таблица 2 1 2 А Блок ЭЛОУ Сырьё нефть сырая Производство по обессол.нефти тн сут тн год 25000 8,5 млн. 1 2 Отборы в нефть обессол. потери 99,56 0,44 Б Блок АВТ АТ, ВТ, СБ иВП Сырьё нефть обессол. с уст. ЭЛОУ
Отборы в Газ сухойГоловка стабилизации Фр. НК-62 Фр. НК 62-65 Бензин нестабил. Бензин прямогонный остаток Итого бензинов ТС-1 Компонент д т Л Сумма светлых Вакуумный газойль Масл.дистиллят III погон Масл.дистиллят IV погон Гудрон Мазут Потери Количество суток работы в году 0,8 2,0 1,7 3,5 1,0 12,8 19,0 9,0 25,3 53,3 9,94 4,0 6,0 15,2 8,2 0,56 340 Нормы расхода на 1 тонну обессоленной нефти на установке АВТ-10 Таблица 3 Наименование Норма расхода на тонну нефти Цена Цены в неденоминированных рублях образец 93.95 г.г руб за ед. 1 2 3 1. Дипроксамин 5 гр на 1 тонну 8403,951 2. Сода кальцинированная 8 гр 730,023 3. Ингибитор 3 гр 80,866 4. Электроэнергия 8.8464 кВт ч 369,033 5.
Теплоэнергия 0.0219 Гкал 122993 6. Вода оборотная 2.1657 мі 253,974 1 2 3 7. Топливо Жидкое Газовое 21.2467 кг 19.4053 355,2 374,249 8. ХОВ – смесь 0.03т 9. Воздух К.И.П. 1.0555мі Топливо условное Тж 1,37 Тгаз 1,5 Расход пара – 0,45 кг на 1 кг условного топлива. При полной загрузке установки АВТ-10 выработка собственного пара котлами-утилизаторами
КУ-1, КУ-2 составляет ? 24 т ч. 1.4. Автоматизация и контроль производства Автоматизация нефтеперерабатывающей промышленности является одной из важнейших задач технического прогресса на современном этапе. В последние годы интенсифицировалась разработка устройств и систем автоматического управления и регулирования установками первичной переработки нефти. Это обусловлено тем, что нефтепереработка очень энергоёмка.
Поэтому обеспечение безаварийного и рационального режима работы установок АВТ позволяет экономить электроэнергию, теплоэнергию и получать значительный экономический эффект. Особенности, обусловленные построением технологических схем, наличием высоких температур и высоких давлений, взрывопожароопасностью и спецификой процессов, влияют на построение систем автоматизации и выбор технических средств для их реализации. Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика
производственных зданий, помещений и наружных установок Таблица 4 п п Наименование производственных зданий, помещений наружных установок Категория взрывоопасной и пожарной опасности помещений и зданий ОНТП 24-86 Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования ПУЭ Группа производственных процессов по санитарной характеристике СниП 2.09.04-87 Классы взрывоопасных зон помещений Категории и группы взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом 1 2 3 4 5 6 1 Водяная насосная Д IIIб 2 Холодильные насосные А В-1а IIА-Т3, IIА-Т1 IIIб 1 2 3 4 5 6 3 Горячие насосные А В-1а IIА-Т3 IIIб 4 Насосная вакуумного блока А В-1а
IIА-Т3, IIВ-Т3 IIIб 5 Операторная Д – IIIб 6 Территория аппаратного двора – В-1а IIА-Т3, IIВ-Т3 IIА-Т1 – 7 Насосные котлов-утилизаторов Д IIIб Классификация технологического блока стабилизации бензина по взрывоопасности Таблица 5 Номер блока Номера позиции аппаратуры по технологической схеме, составляющие технологический блок Относительный энергетический потенциал блока Категория взрывоопасности
Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала радиус разрушения, м 6 Насосы Н-16, Н-16а, Н-16б Н-17, Н-17а Н-2, Н-2а Трубное пространство теплообменников Т-11, Т-12. Колонна К-8а. Конденсаторы ХВ-101 1-5. Сборник орошения Е-2. Холодильник Т-101. Межтрубное пространство рибойлера Т-20в 6,34 I 23,49 Согласно действующим нормативным документам установка
АВТ-10 относится – по взрывоопасности к классу В-10, В-12 – по пожароопасности к категории А – по санитарным нормам к группе IIIб. Защита технологических процессов и оборудования от аварий на блоке стабилизации бензина Таблица 6 п п Контролируемый параметр оборудования Допустимый предел контролируемого параметра оборудования
Предусмотренная защита 1 Стабилизационная колонка К-8а 1. Давление в К-8а максимальное 2. Уровень жидкости внизу колонны минимум максимум 13,5 кгс смі 13,0 кгс смі 14,0 кгс смі 20 80 Сигнализация звуковая и световая Срабатывание контрольного предохранительного клапана Срабатывание рабочего предохранительного клапана Сигнализация звуковая и световая Сигнализация звуковая и световая 2 Ёмкость Е-2 1. Давление в Е-2 максимальное 2.Уровень жидкости в ёмкости минимум максимум 15,0 кгс смі 16,0 кгс смі 20 80 Срабатывание контрольного предохранительного клапана Срабатывание рабочего предохранительного клапана Сигнализация звуковая и световая Сигнализация звуковая и световая 3 Рибойлер Т-20в 1.
Уровень жидкости в аппарате минимум максимум 20 80 Сигнализация звуковая и световая Сигнализация звуковая и световая Краткая характеристика регулирующих клапановТаблица 7 Номер позиции по схеме Место установки клапана Назначение клапана Тип клапана Обоснование выбора Клапана 1 2 3 4 5 72
На линии подачи бензина в К-8а Регулятор расхода бензина в К-8а В3 Исключение аварийной 1 2 3 4 5 442 На линии откачки жидкой газовой головки с установки Регулятор уровня ёмкости Е-2 ВО ситуации при отсутствии воздуха КИП 83 На линии подачи орошения в К-8а Регулятор расхода орошения в К-8а с коррекцией по температуре верха В3 230 На линии вывода сухого газа из
Е-2 в Е-23 Регулятор давления в низу колонны К-8а В3 89 Наличие позиционера На линии откачки стабильного бензина из Т-20в в К-3 Регулятор расхода стабильного бензина из К-8а через Т-20в в К-3 с коррекцией по уровню Т-20в В3 91 На линии откачки стабильного бензина из Т-20в в установки
Регулятор расхода стабильного бензина из Т-20в с установки В0 500 На линии сброса теплоносителя мимо рибойлера Т-20в Регулятор температуры низа колонны К-8а В3 Характеристика датчиков расхода Таблица 8 Позиция Параметр Тип датчика Перепад Шкала м ѕ Клапан FC 72 поз.310 Питание колонны К-8а Сапфир 22ДД-
Ех 0,63 КпА 400 Н0 FI 92 поз.316 Рефлюкс с установки 505 ТВ США 2500кг мІ 80 FC 83 поз.319 Острое орошение в колонну К-8а 505 ТВ США 2500кг мІ 160 Н0 FI 103 поз.324 Газ из ёмкости Е-2 505 ТВ США 0,63 КпА 5000 FC 89 поз.327 Стабильный бензин из рибойлера Т-20в в К-3 505 ТВ США 0,63 КпА 320 Н0 FC 91 поз.330 Стабильный бензин из Т-20в с установки 505 ТВ США 2500кг мІ 80 Н3 Характеристика датчиков температурыТаблица 9 Позиция Параметр Тип датчика Шкала, єС Температура, єС Регулятор ТI 620 поз.311 Нестабильный бензин из теплообменника Т-12 в колонку К-8а ТХК термо пара хромель-копелевая, малоинерционная 0-300 145
ТI 632 поз.632 Газ конденсирующийся из ХВ-101 4,5 ТХК 0-150 50 ТI 633 поз.313 Головка стабилизации из ХВ-101 1,2,3 ТХК 0-150 70 ТI 619 поз.317 Конденсат из емкости Е-2 ТХК 0-150 40 ТC623поз.320 Верх стабилизационной колонны К-8а ТХК 0-200 90 Р ТI 820 поз.333 Газ с ёмкости Е-2
ТХК 0-150 50 ТC624поз.325 Низ колонны К-8а ТХК 0-300 170 Р Характеристика датчиков давления Таблица 10 Позиция Параметр Тип датчика Шкала, кгс смІ Давление, кгс смІ Клапан РI 229 поз.321 Верх стабилизационной колонны К-8а 524 ТВ США 16 12 РC230поз.322 Низ колонны К-8а 524
ТВ США 16 9 НО Характеристика датчиков уровня жидкости Таблица 11Позиция Параметр Тип датчика Клапан LC 442 поз.314 Уровень жидкости в емкости Е-2 РУПШ-365 Н3 LC 500 поз.329 Уровень жидкости за перегородкой в рибойлере Т-20в 249 ВР США НО LI 441 поз.332 Уровень жидкости в колонне
К-8а 249 ВР США На основе таблиц 5,6,7,8,9,10,11 чертим схему технологического блока стабилизации бензина, совмещённую со схемой автоматизации 45 . Условные обозначения приборов в соответствии с ГОСТ 21.404 85 I – регистратор C – регулятор S – клапан предохранительный A – сигнализация звук свет. Изменение в схеме автоматизации блока в связи с заменой печи П-102 и насосов Н-2, 2а на рибойлер Т-20в Рибойлер
Т-20в оснащается уровнемером типа 249ВР фирма Тейлор США , который является первичным и передающим измерительным преобразователем по листу рис.1 . На аппарате Т-20В ППК пружинный предохранительный клапан не устанавливается, так как Т-20в соединен с К-8а трубопроводом по парам без запорной арматуры. Рибойлер Т-20в защищается ППК, установленным на стабилизационной колонне К-8а Руст 14 кгс смІ 43,49 – уровнемер типа 249ВР колонны К-8а переводим с положения регулятор LС в положение регистратор LI рис.2 45,49 – датчик температуры низа колонны К-8а термопара хромель-конелевая, малоинерционная типа ТХК переводим с положения регулятор ТI в положение регистратор ТС с командой на клапан поз.326 рис.3 . 45,49 Рис. 1
Комплект для измерения, регулирования и сигнализации нижнего и верхнего значений уровня в рибойлере Т-20в Рис. 2 Комплект для измерения уровня в колонне К-8а Рис. 3 Комплект для измерения и регулирования Т-ры, єС 1.5. Природоохранные мероприятия Таблица12I. Сточные воды п п Наименования стока Количество образования сточных вод мі час
Условие метод ликвидации, обезвреживания, утилизации Периодичность Место сброса Установленная норма загрязнений в стоках мг л Примечание 1 Сточные воды АВТ 300 Не предусмотрено Постоянно Пром.канализация 1000 Ликвидация и обезвреживание стоков на установке не предусматривается 2 Сточные воды блока ЭЛОУ ЭЛОУ – Электрообессоливающая установка один из блоков установки
АВТ-10 120 Не предусмотрено Постоянно через клапан раздела фаз на Е-18 В стоки ЭЛОУ 1000 II. Жидкие и твёрдые отходы Таблица 13 п п Наименование отходов Место складирования, транспортирования Периодичность Метод и место захоронения, утилизации Количество т год Примечание 1 Используемые Используемых твёрдых и жидких отходов от основных процессов
не имеется 2 Неиспользуемые Техотвал Постоянно Техотвал 55 Шлам пирофные и илистые отложения , извлекаются при зачистке аппаратуры во время ремонтов III. Выбросы в атмосферу Таблица 14 п п Наименование источников выбросов вредных веществ Периодичность Условие метод ликвидации, утилизации Наименование вредного вещества Кол-во выбросов г с факт ПДВ ПДВ – предельно допустимые выбросы утверждённые областным комитетом по охране окружающей среды в 1997 году г с 1 Дымовая труба печей П-3, П-101, П-102, П-1 1,2,3 Постоянно Не предусмотрено Диоксид серы Оксид углерода Оксид азота Диоксид азота Сажа Пятиокись ванадия Углеводороды предельные Бензол Толуол Ксилолы 84,758 3,273 9,3 0,456 0,197 0,018 0,608 0,0028 0,0028 0,0018 78,087 3,853 10,306 0,531 0,417 0,096 0,669 2
Неорганизованный выброс от технологического оборудования Постоянно Не предусмотрено Углеводороды предельные 37,0 38,119 Установка АВТ-10 имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу организованные и неорганизованные. К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы нагревательных печей. К неорганизованным выбросам относятся выбросы через неплотности технологического оборудования аппаратного
двора, сбросы от предохранительных клапанов ППК . Выбросы через неплотности оборудования и сбросы от ППК определяются условно, процесс ведётся в герметически закрытой системе. Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу из источников являются углеводороды NO, NO2, CO, SO2. Согласно ГОСТа 12.1.005-88 установлены следующие величины предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны мг мі SO2 – 10,
СО – 20, окислы азота – 5, углеводороды – 300. Уменьшение до или ниже регламентированного уровня ПДК или полная ликвидация загрязнений атмосферы наряду с другими технологическими показателями является одним из критериев качества работы установки. Для снижения выделения вредных выбросов в атмосферу предусматриваются следующие мероприятия – дренаж светлых и тёмных нефтепродуктов из всех аппаратов и насосов осуществляется в заглубленные ёмкости Е-10, Е-11, что позволяет свести до минимума потери нефтепродуктов. Эти ёмкости оборудованы вертикальными насосами Н-28, Н-29 53 , с помощью которых дренаж откачивается в линию некондиционного продукта на прием сырьевого насоса – газы разложения с вакуумсоздающей системы вакуумного блока из Е-17, Е-17а 53 дожигаются в печи П-3 – вода из барометрического ящика Е-29 используется на блоке электрообессоливания ЭЛОУ 53 – для снижения температуры дымовых газов из
дымовой трубы установлены котлы-утилизаторы КУ-1,2 53 . 2. КОНСТРУКЦИОННАЯ ЧАСТЬ 2.1. Техническое задание 1. Аппарат рассчитать по II географическому району. Район установки рибойлера Т-20в Омская область несейсмоопасен. 2. Рибойлер предназначается для поддерживания процесса ректификации, по средством передачи тепла от более нагретых потоков
III циркуляционное орошение атмосферной колонны К-2 и IV масляный погон вакуумной колонны К-10 установки АВТ-10 к менее нагретому бензин низа стабилизационной колонны К-8а . 3. Аппарат монтировать на открытом воздухе. 4. Рибойлер работает при высокой температуре и под давлением а в межтрубном пространстве расчётное давление
принять равным 1,6 Мпа, расчётную температуру принять равной 250єС, среда – бензин б в трубном пространстве расчётное давление принять равным 2,5 Мпа, расчётную температуру принять равной 350єС, среда – III ЦО К-2 дизельное топливо и IV погон К-10 масляный дистиллят . 5. Бензин, дизельное топливо, масляный дистиллят являются взрывопожаро опасными средами, обладающими токсичностью. 6. Срок службы аппарата 10 лет. 7. При изготовлении, испытании и поставке рибойлера выполнять
требования а ГОСТ 12.2.003-74 Оборудование производственное. Общие требования безопасности б ОСТ 26-291-79 Сосуды и аппараты стальные сварные. Технические требования . 8. Рибойлер испытать на прочность и плотность гидравлически в горизон тальном положении. 9. Сварные соединения должны соответствовать требованиям ОСТ 26-01-82- 77 Сварка в химическом машиностроении . 2.2. Литературно-патентный поиск Первичная переработка нефти на нефтеперерабатывающих заводах осуществляется на технологических установках АВТ атмосферно-вакуумная трубчатка , поэтому от их надежной работы зависит качество объёмы перерабатываемой нефти, а, следовательно, стабильность работы нефтезавода в целом. Целью дипломного проекта является реконструкция блока стабилизации бензинов установки АВТ-10 завода 1, которая приводит к увеличению эксплуатационной надёжности технологического оборудования,
к уменьшению деятельности ремонта и его стоимости к уменьшению металло- и энергоёмкости аппаратов к улучшению условий труда обслуживающего персонала и техники безопасности к исключению выбросов на блоке к уменьшению потребления тепло- и электроэнергии потерь на блоке, что позволит улучшить показатели ТЭП установки П3 . Реконструкция блока предусматривает исключение из схемы технологической печи П-102, насосов Н-2,2а с последующем монтажом рибойлера
Т-20в для подогрева низа колонны К-8а П.1,2 . Для изучения замены реконструкции блока проведём анализ данного технологического оборудования П-102 Н-2,2а Т-20в по таким показателям, как надёжность и простота, металло- и энергоёмкость, экологичность, экономичность. Рассмотрим эти показатели более подробно. 3.2.2. Экология В настоящее время актуальной задачей мирового сообщества становится проблема сохранения окружающей среды.
Особое внимание экологов обращено в сторону нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Наличие огневых подогревателей печей увеличивает возможность высокого уровня выброса в атмосферу вредных, токсичных веществ, в случае аварийных ситуаций в основном связанных с разгерметизацией змеевиков технологических печей. Показатели вредных выбросов на АВТ-10 Таблица 15 Номер источника выброса Наименование источников выбросов вредных веществ Код вредного вещества Наименование вредного вещества Количество выбросов в атмосферу факт ПДВг с Максимальное г с Суммарное тонн год 1 2 3 4 5 6 7 0007 Дымовая труба печей П-3, П-101, П-102, П-1 1,2,3 0330 0337 0304 0301 0328 0110 Диоксид серы Оксид углерода Оксид азота Диоксид азота
Сажа Пятиокись ванадия 84,758 3,273 9,3 0,456 0,197 0,018 2377,562 91,812 261,086 12,803 5,256 0,505 78,087 3,853 10,306 0,531 0,417 0,096 1 2 3 4 5 6 7 6007 Неорганизаванный выброс от технологического оборудования 0401 0602 0621 0616 0401 Углеводороды предельные Бензол Толуол Ксилолы Углеводороды предельные 0,608 0,0028 0,0028 0,0018 37,0 17,055 0,079 0,079 0,050 1037,87 0,669 38,119 Данные Омского пусконаладочного участка ОАО ОНПЗ и лаборатории КПНУ Отчётный год 1997 Количество часов работы в году 7792
Очевидно, что при демонтаже печи п-102 фактический выброс вредных веществ придет в соответствие с ПДВ предприятия, а показатели выбросов, соответствующие ПДВ улучшаться, что благоприятно отразится на общей экологической обстановке. 3.2.3. Экономика С точки зрения экономической эффективности замена печи на рибойлер даст сокращение потребления энергоресурсов А за счёт вывода из эксплуатации насосов
Н-2,2а марки НК 560 300 с потребляемой мощностью 400 кВт каждый, отсюда расход электроэнергии за год 3260000 кВт ч, что соответствует ? 1,203 млн. рублей здесь и далее цены в деноминированных рублях Б за счёт сокращения потребления топлива на печи риентировочно на ? 2300 т год мазута 49 и ? 10000т год газообразного топлива. Стоимость одной тонны мазута – 355,2 руб газообразного топлива –
374,249 руб. Экономия 816960 3742490 4560000 рублей. Общая экономия ? 5763000 рублей. Конечный результат экономии средств и определения срока окупаемости рибойлера определим в экономической части. Стоит отметить, что металлоёмкость печи все ? 450 тонн значительно превышает металлоёмкость рибойлера ? 30 тонн . Потери в печи выше, что обусловлено расходом мазута, газа, пара. При проектировании рибойлера придерживаемся конструкций, указанных в ГОСТ 14248-79. Согласно этому стандарту рибойлеры могут быть с коническим днищем рис. 5 диаметром 800-1600 мм и с эллиптическим днищем диаметром 2400-2800 мм. Последние могут иметь два или три трубных пучка. Допустимые давления в трубах составляют 1,6-4,0 Мпа, в корпусе 1,0-2,5 Мпа при рабочих температурах -30 450єС, то есть выше, чем для испарителей с линзовым
компенсатором. Испарители с паровым пространством изготовляют только двухходовыми, из труб длиной 6,0 метров, диаметром 20Ч2, 25Ч2, 25Ч2,5 мм. Материалы, применяемые для изготовления сборочных единиц рибойлеров, должны соответствовать указанным в таблице 3 ГОСТа 14248-79. А Б Рис. 5 Конструктивные схемы рибойлеров а с коническим днищем б с эллиптическим днищем. ГОСТ 14248-79 Также на рибойлеры установлен норматив нефтяной промышленности
Н442-60. Согласно нормам трубные пучки рибойлеров могут быть с плавающей головкой или с U-образными трубами. У тех и у других трубы предусмотрены как с гладкой, так и с накатанной поверхностью 10, 14, 17 . Поверхности теплообмена и основные параметры испарителей с паровым пространством в соответствии с ГОСТ 14248-79 приведены в таблице 16. Таблица 16 Диаметр кожуха, мм Число трубных пучков Число труб в одном пучке, шт Поверхность теплообмена, мІ
Площать сечения одного хода по трубам, мІ плав. U-обр. плав. U-обр. плав. U-обр. 800 1000 1200 1600 2400 2400 2400 2400 2400 2600 2800 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 2 134 220 310 572 134 220 310 572 310 310 572 82 132 204 362 204 204 362 51 85 120 224 51 85 120 224 240 360 448 38 62 96 170 192 288 362 0,013 0,022 0,031 0,057 0,013 0,022 0,031 0,057 0,031 0,031 0,057 0,013 0,02 0,031 0,055 0,031 0,031 0,055 Таким образом, предлагаемое решение замены печи П-102 на рибойлер, по предварительным оценкам, может обеспечить повышение эксплуатационной надёжности блока, сокращение простоя в ремонте установки, снижениетрудоёмкости ремонта, сокращение числа рабочих мест, привлечённых к ремонту установки, сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу, сокращение потребления топлива на печи и электроэнергии. Рассчитаем и спроектируем рибойлер Т-20в для подвода тепла на проведение процесса ректификации в стабилизационной колонне К-8а блока стабилизации бензина установки АВТ-10. Задачу будем решать последовательно, проводя тепловой проектный , гидравлический и технический расчёты. 2.3. Конструкция и принцип работы рибойлера Т-20в
N Gn 1, Уn 1, tw Ln, Хn, tn К-8а A Q риб. Ln tn Т-20в tn ? tw 170?C A W, Xw , tw в К-3 Рис. 5а Схема создания парового потока в стабилизаторе К-8а с помощью подвода тепла в рибойлер Т-20в с постоянным уровнем жидкости Рибойлер Т-20в испаритель с паровым пространством предназначен для поддержания процесса стабилизации бензина в колонне К-8а посредством передачи тепла от теплоносителей
III ЦО К-2 и IV погон К-10 к нестабильному бензину. При постоянном уровне жидкости поток флегмы Ln, стекающий с нижнего участка контактной зоны тарелки подаётся через штуцер в корпус межтрубное пространство аппарата, где получает тепло Qриб. рис. 5а от III циркуляционного орошения колонны К-2 и IV масляного прогона колонны К-10, пропускаемые через трубные пучки рис.
5б . В результате теплообмена в рибойлере образовавшиеся пары Gn 1 углеводородные газы С1 С6 – головка стабилизации возвращаются через штуцер в колонну К-8а под нижнюю тарелку Т рис. 5а , а тяжёлый остаток стабильный бензин W непрерывно удаляется из корпуса аппарата через штуцер. Отличительной особенностью такого способа подвода тепла является наличие в рибойлере жидкости и парового
пространства над этой жидкостью рис. 5а . По своему разделительному действию такой аппарат принимают эквивалентным одной теоретической тарелке. III Ц.о. К-2 88 т ч, 305?С IV погон К-10 58 т ч, 305?С Рис. 5б. Схема обвязки пучков рибойлера Т-20в к Т-10 1,3 с Т 224?С к Т – 5 1,2 с Т 224?С Основной частью рибойлера являются три трубных пучки с U-образными трубами лист 003 . Пучки монтируют внутри цилиндрического корпуса на опорке швеллера, уголки лист и закрепляются хомутами. Трубы закреплены в трубных решетках методом развальцовки лист . Отверстия под трубы выполнены с двумя канавками, что увеличивает сопротивление вырыванию и значительно повышает герметичность соединения. Трубы в трубных решётках размещены по вершинам квадратов, так как пучкам необходима чистка снаружи. Пучки набраны из
U-образных труб. Данная конструкция надёжнее, герметичнее, чем конструкция пучка с плавающей головкой, где существует разъёмное соединение. Для придания трубному пучку жёсткости, устраиваются поперечные перегородки толщиной 12 мм в количестве 6 штук, расположенных на расстоянии 40 dм 40 25 1000мм 10 друг от друга, лдновременно они служат опорами для труб пучка лист . Перегородки укрепляют четырьмя тягами диаметром 20 мм, снабжёнными распорными трубками 32
Ч 2,5 мм сталь 10 ГОСТ 550-75 , которые вворачиваются в трубную решётку рис. 5в . Для удобства монтажа, демонтажа в горловинах привинчены металлические полосы, которые состыкованы с опорными уголками. По ним пучок опорными перегородками скользит. Для 2 горловин с внутренним диаметром 600 мм используется 8 Ч 70 Ч 360 ГОСТ 103-76 полоса 08-2 – б ГОСТ 1050-74 в количестве 4 штук, для горловины с внутрен-
8 Ч 78 Ч 600 ГОСТ 103-76 ним диаметром 800 мм – полоса 08-2 – б ГОСТ 1050-74 в количестве двух штук. В заднем днище и в сливной перегородке рибойлера для монтажа пучков предусмотрены штуцеры и пучки лист 003 , через которые вводятся тяговые тросы, заводимые в проушины тяг, последние при монтаже вворачиваются в трубные решетки М24. Для демонтажа трубных пучков предусмотрены проточки размером 12 Ч 18 мм лист 003 на торцах трубных решеток, за которые крепятся специальными приспособлениями. Для достижения достаточной поверхности зеркала испарения и правилиной работы рибойлера расстояние h рис. 5г от уровня жидкости до верха корпуса аппарата должен быть не менее 0,35 Dвн 0,35 3000 1050 мм где Dвн 3000 мм – внутренний диаметр корпуса аппарата, ориентировочно 10,41,42 . Dвн А-А зеркало испарения h Рис. 5г Разрез рибойлера
Т-20в рис. 5а зеркало испарения Данное условие соблюдается благодаря установке сливной перегородки толщиной 14 мм лист 003 , которая и поддерживает постоянным уровень бензина в рибойлере, что также обеспечивает при такой конструкции слив бензина по всему поперечному сечению разрез А-А лист 003 . При этом верхний зубчатый край перегородки устанавливается строго перпендикулярно 90 1 относительно оси аппарата. За перегородкой автоматическое поддерживание уровня бензина в корпусе рибойлера
достигается регулятором уровня типа 249 ВР фирмы Тейлор США , без чего может быть нарушена нормальная работа колонны вторичной перегонки бензина К-3. Недопустимо чрезмерное поднятие уровня бензина в аппарате, так как это приводит к уменьшению количества парового потока, что негативно сказывается на нормальной работе стабилизационной колонны К-8а. В патрубках штуцеров подвода теплоносителей III
ЦО К-2 и IV погон К-10 предусмотрены шуфты – воздушники лист 003 , предназначенные для полного слива продукта из трубного пространства при отключении аппарата. Внимание открывать воздушные шуфты строго после отключения аппарата от технологических трубопроводов, предварительно убедившись в его отключении. Аппарат устанавливается на двух седловых опорах предварительно . Скольжение подвижной опоры от температурных удлинений рибойлера происходит по опорному листу. Фундаментные болты у подвижной опоры снабжаются контргайками и не затягиваются установка с зазором 1-2 мм . Расположение фундаментальных болтов в опорах должно обеспечивать свободное перемещение их в следствие температурного удлинения. При установке опоры на фундамент выверяется. После выверки аппарата на фундаменте и затвердения бетонной подливки регулировочные болты и болты, предназначенные для крепления подкладного листа к опоре на время установки аппарата на фундамент удаляется
рис. 5д . Исходя из свойств сред и условий эксплуатации 9,10,11 назначаем исполнение рибойлера по М4 ГОСТ 14248-79, где кожух и распределительные камеры выполняются из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 с проницаемостью в данных случаях с 0,1 мм год трубная решётка из стали 15 Ч 5 м ГОСТ 5632-72, ГОСТ 7350-77 гр. А с проницаемостью в данных средах бензин, дизельное топливо, масляный дистиллят не более с 0,1 мм год теплообменные U-образные трубы выполняются из стали 15
Ч 5 м ГОСТ 550-75 с проницаемостью не более с 0,1 мм год. Низколегированная сталь марки 16ГС получило широкое распространение в химическом машиностроении за повышенную прочность и надёжность. Сталь 16ГС отличается повышенными прочностными качествами. Нормативные допускаемые напряжения данной стали на 20-30 превышают допускаемые напряжения углеродистой стали например сталь 20, 20К . Кроме того, 16ГС обладает хорошей пластичностью, высокими значениями
ударной вязкости при отрицательных температурах табл. 2,4 10 , а также отличной свариваемостью, что немаловажно при изготовлении аппарата. Применение стали 16ГС позволит уменьшить толщину стенки аппарата и тем самым сократить массу, то есть сэкономить металл. Сталь 15 Ч 5 м, содержащая сравнительно небольшой процент легирующих элементов, при температуре до 600 С сохраняет высокую прочность табл. 1.3 8 , то есть является жаропрочной, что немаловажно, так как теплопотоки III ЦО К-2 и IV погон К-10 входят в рибойлер с температурой порядка 350 С. 2.4. Расчет технической характеристики рибойлера Цель расчёта состоит в определении поверхности теплообмена для поддержания процесса кипения бензина и основных размеров конструкции аппарата внутренний диаметр рибойлера, внутренние диаметры распределительных
камер, количество U-образных трубок . Исходные данные для расчёта данные КБ и АВТ-10 ОНПЗ F 153000 кг ч – поток исходной смеси нестабильный бензин с температурой Т 145 С и относительной плотностью с4Іє 0,67 плотность нефтепродукта при 20 С отнесённая к плотности воды при t 4 С . Р 15000 кг ч – поток дистиллята жидкая головка стабилизации с температурой Т – 55 С и относительной плотностью с4Іє 0,5678
Ф 4500 кг ч – поток флегмы с температурой Т 55 С и относительной плотностью с4Іє 0,5678. Gс.г. 4000 кг ч – сухой углеводородный газ в Е-23 с Т 55 С и относительной плотностью с 2,14 кг смі при 20 С . W 134000кг ч – поток стабильного бензина кубовый остаток с температурой Т 170 С и относительной плотностью с4Іє 0,71. G Р Ф 1500 4500 60000 кг ч – количество пара, выходящего
из колонны К-8а с температурой Т 88 С за вычетом расхода сухого газа из Е-2, Gс.г. Теплоносители А III циркулярное орошение атмосферной колонны К-2 – дизельное топливо, G1 88000 кг ч с температурой Т 305 С и относительной плотностью с4Іє 0,84. Б IV погон вакуумной колонны К-10 – масляный дистиллят с расходом G2 58000 кг ч, температурой
Т 305 С и относительной плотностью с4Іє 0,91. Материальный баланс колонны К-8а по всему потоку F P W Gс.г. 15000 134000 4000 153000 кг ч. Для нахождения теплоты рибойлера Qриб. составим тепловой баланс колонны, представленный в таблице 17. Теплоты потоков находим по формуле Q G Н 2 G – массовый расход потоков, кг ч Н – энтальник потоков, кДт кб 5,40 . 1. Для сухого газа из Е-2 рис.6 этальния при атмосферном давлении равна Н 464 кДж кг приложение 22 3 в зависимости от молекулярной массы газа М 50,8 и температуры Т 55 С. Энтальния паров и газов с повышением давления уменьшается, поэтому приходится вводить поправку на давление . Среднее давление в стабилизационной колонне ? 1,2 Мпа. Н Н м – ДН 3 где Н м – молярная энтальния при атмосферном давлении р 101,3 кПа сухого газа, кДж кмоль ДН – поправка на давление, кДж кмоль. Молярную энтальнию кДж кмоль можно вычислить путём
умножения удельной энтальнии кДж кмоль на молекулярную массу сухого газа Нм М Н? 4 М 50,8 – молекулярная масса сухого газа из Е-2 рис. 6 Н? 464 кДж кмоль удельная энтальния сухого газа при 101,8 кПа. По формуле 4 Нм 50,8 464 23571,2 кДж кмоль. Поправка на давление вычисляется по формуле 1 ДН 4,19 Ткр. И 5 Ткр 120 С 393 К – псевдокритическая температура сухого газа
И – вспомогательный параметр из графика 1.4 1 в зависимости от приведённых температуры t и давления П газа t т Ткр П р ркр 6 Т и р -фактические значения температуры и давления соответственно 328К и 1,2 МПа. Ркр 4,0 Мпа – критическое давление сухого газа Е-2. Далее по графику 1.4 1 определяем И 2. По формуле 5 ДН 4,19 393 2 3293,34 кДж кмоль. По формуле 3 Н 23571,2 –
3293,34 20277,86 кДж кмоль. Пересчитываем на удельную энтальнию 20277,86 50,8 399,17 кДж кг данный результат заносим в таблицу 17 . Таблица 17 Материальные потоки с4Іє G, кг ч Tє, єC Н, кДж кг Q, Мдж ч Поступает 1. Жидкое сырьё F – Головка стабилизации – стабильный бензин 2. Тепло рибойлера 0,5678 0,71 19000 134000 145 145 426,8 337,8 8109,2 45251,8 Qриб. Итого Уходит 1. Дистиллят жидкий, Р 2. Остаток,
W 3. Сухой газ, Gс.г. 4. Тепло холодильника-конденсатора, Qх-к 0,5678 0,71 2,14кг мі 153000 15000 134000 4000 55 170 55 130,6 398,1 399,17 53361 Qриб. 1959 53345,4 1596,7 28384 Итого 153000 85285,1 2. Находим тепло, которое надо отнять в конденсаторе-холодильнике Qх-к G HG – Hp 7 G Gс.г. Р Ф 4000 15000 45000 64000кг ч расходов паров с верха колонны К-8а. Н6 574,1 кДж кг – удельная энтальния жидкой головки стабилизации при 55єC 5.40 По формуле 7 Qх-к 64000 574,1 – 130,6 28384000 кДж кг 28384 МДж кг значение Qх-к заносим в таблицу 17 . Далее, приравняв приход и расход теплот К-8а, получим тепловую нагрузку на рибойлер таблица 17 . 53361 Qриб. 85285,1 отсюда, Qриб. 85285,1 – 53361 31962,1
МДж кг. 3. При анализе многочисленных вариантов о выборе теплоносителей для подогрева низа К-8а наиболее подходящим для данных условий является вариант подогрева двумя потоками теплоносителей, предположительно в трехпучковом рибойлере 38 . 1 поток III ЦО К-2 с Т 305єC с расходом 88 т ч 2 поток IV масляный погон К-10 с Т 305єC с расходом 58 т ч. При расчёте теплового баланса рибойлера разобъём его на две части
– отдельно по каждому потоку теплоносителей. Для теплообменивающихся потоков можно записать Q2 G Hн – Hк 8 ,Qх g hк – hн 9 , Q2 – тепло, отданное горячим потоком, кДж ч, Qх – тепло, полученное холодным потоком, кДж ч. G и g – массовые расходы горячего и холодного потоков, кг ч, Hн и Hк – энтальные удельные начальная и конечная горячего потока соответственно, кДж кг, hк и hн – энтальные удельные начальная и конечная холодного потока соответственно, кДж кг.
Величины Q2 и Qх связаны тепловым балансом аппарата в виде Qх Ю Q2 10 , Ю 0,97 – к.п.д. рибойлера, учитывающий потери тепла, Qх Qриб. 31962,1 МДж кг. По формуле 10 определим тепло, необходимое для поддержания процесса кипения бензина 170єC с учётом тепловых потерь 1 Q2 Ю Qх 1 0,97 31962,1 32950,6 МДж кг. Тепловые потоки охлаждаем до температуры не ниже 224єC, так как после рибойлера
Т-20 в III ЦО К-2 и IV погон К-10 идут на подогрев нефти в Т5 2,1 и Т10 3,2,1. 4. Найдем количества теплоты, вынесенные в рибойлер III циркулярным орошением и IV погоном К-10 отдельно Q2 Q1 Q2 11 Q1 – тепло, внесённое в аппарат III ЦО К-2 диз. топливо , Q2 – тепло, внесённое в аппарат IV погоном К-10. По таблицам 5,39,40 находим удельные энтальнии дизельного топлива III ЦО К-2 и масляного дистиллята IV К-10 цо Нн 733,83 кДж кг – III ЦО К-2 при 305єC, цо Нк 505,0 кДж кг – III ЦО К-2 при 224єC, IV Нн 706,0 кДж кг – IV погон К-10 при 305єC, IV Нк 485,0 кДж кг – IV погон К-10 при 224єC. По формуле 8 находим
Q1 и Q2 Q1 88000 733,83 – 505 20137,04 МДж ч, Q2 58000 706 – 485 12818,0 МДж ч, Q1 Q2 32955,04 ? Q2 5. Количество парового потока, поступающего из рибойлера g Qх r 12 , r H170 – h170 692.1 – 398.1 294 кДж кг – теплота испарения для бензина при 170єC 5 . H170 , h170 – удельные энтальнии бензина парообразного и жидкого соответственно, кДж кг g 31962,1 294 108,7 т ч. 6. Поверхность теплообмена Fр определяется из основного уровня теплопередачи
Fр Q k ?tср 13 Q Q2 32950,6 МДж кг – тепловая нагрузка рибойлера, k – коэффициент теплопередачи, Вт мІ С , ?tср – средняя разность температур между горячим и холодным потоками в пределах аппарата, С. Q 32950,6 9,159 МВт. 7. Определим ?tср ?tср ?tб – ?tм ln ?tб ?tм 14 ?tб – большая разность температур теплоносителей на концах аппарата, С, ?tм – меньшая разность температур теплоносителей на концах аппарата, С. Тн 305 С Тк 224 СТкип. 170 С ?tб 135 С ?tм 54 С
К По формуле 14 ?tср 135 – 54 ln 135 54 88,4К 8. По таблице 4.2 1 примем ориентировочное значение коэффициента теплопере- дачи ЦО Кор 420 Вт мІ К 1512 кДж мІ К ч . Ориентировочное значение площади теплообмена Fор по формуле 13 для каждого теплоносителя отдельно ЦО III ЦО К-2 дизельное топливо Fор 20137040 88,4 1512 150,6мІ. Для IV погона К-10 ориентировочное значение коэффициента теплопередачи
IV IV Кор 300 Вт мІ К 1080 кДж мІ К ч , отсюда Fор 12818000 88,4 1080 134,26 мІ 9. Выберем в качестве рибойлера испаритель с паровым пространством с трубками 25 х 2,5мм сталь 15х5м , числом ходов z 2. ЦО ЦО IV IV 10. Количество трубок по каждому потоку n Fор П dН L n Fор П dН L 15 где dН 0,025м – наружный диаметр трубок, L 6м – длина прямого участка трубок ГОСТ 14248-78 ЦО IV По формуле 15 n 150,6 П 0,25 6 320 трубок, n 134,26 П 0,25 6 286 трубок Переходим к уточнённому расчёту коэффициента теплопередачи k, он рассчитывается по формуле 1 k 1 L1 Sст лст Г31 Г32 1 L2 6 L1 – коэффициент теплоотдачи от выбранных теплоносителей, движущихся по трубкам, Вт мІ єС L2 – коэффициент теплоотдачи к бензину, Вт мІ єС Scn 0.0025м – толщина стенки трубки, лст 17,5
Вт мІ єС – коэффициент теплопроводности материала стенки трубки сталь 15х5м ГОСТ 550-75 Г31, Г32 – термические сопротивления загрязнений с обеих сторон стенки мІ єС Вт. 11. Определим коэффициент теплопередачи от дизельного топлива III ЦО к К-2 L1. Поток дизельного топлива пропускаем по двум пучкам с расходом по каждому пучку 88000 2 44000 кг ч Gґ1. Рассчитаем критерий Рейнольдса Rе w1 dвн p1 м1 17 w1 – скорость дизельного топлива в трубках,
м с dвн 0,02м внутренний диаметр трубок p1 – плотность дизельного топлива, кг мі м1 – динамическая вязкость дизельного топлива, Па с Значение параметров в формуле 17 определяем при средней температуре дизельного топлива Т1ср 0,5 Т1Н Т1К 0,5 305 224 264,5 С. Воспользуемся соотношением w1 p1 4 G n z П dвн 18 G 44000 кг ч 12,222 кг с – средний расход дизельного топлива в расчёте на 1 пучок
ЦО n n 2 320 2 160 – количество трубок в одном пучке. По формуле 18 w1 p1 4 12,222 160 2 П 0,02І 486,3 кг мІ с. По рис. 1.6 5 определяем кинематическую вязкость дизельного топлива при -6 Ткр 264,5єС н1 0,37 10 мІ с. Динамическая вязкость дизельного топлива м1 р264,5 н1 19 р264,5 661,7 кг мі – плотность дизельного топлива при Т1ср 264,5єС 5 ,
1 -6 -4 По формуле 19 м1 661,7 0,37 10 2,45 10 Па с -4 По формуле 17 Rе 486,3 0,02 2,45 10 39700 10000, отсюда видно, что режим течения дизельного топлива III ЦО К-2 в трубках турбулентный, а, значит, применима формула для вычисления критерия Нусельта 0.8 0.4 0.25 Nu 0,023 Re Pr Pr Prcт 20 Рr – критерий Прандтля при температуре 264,5єС Prcт – критерий Прандтля, рассчитанный при температуре стенки трубки Т1ст. Так как Т1ст, при которой вычисляют Prcт неизвестна, то предварительно при 0.25 мем поправку Pr Prcт 1, а затем уточним её. c1 м1 Критерий Прандтля вычисляем по формуле Рr л1 21 C1 – теплоёмкость дизельного топлива при температуре Т1ср, Дж кгєС по формуле 15 15 С1 1,444 0,00371 Т1ср 21 – р15 22 р15 0,844 относительная плотность дизельного топлива при 15,5єС, отнесённая к плотности воды при 15,5єС 1,5
По формуле 22 С1 1,444 0,00371 264,5 2,1 – 0,844 2,6765 кДж кгєС 2676,5 Дж кгєС . 15 л1 0,1209 Вт мІ єС – теплопроводность дизельного топлива при 264,5єС и р15 0,844 рис. 1.14 5 -4 По формуле 21 Рr 2676,5 2,45 10 0,1209 5,424 Поставим критерии Re и Рr в уравнение 20 0,8 0,4 Nu 0,023 39700 5,424 1 216 Далее расчитаем предварительно коэффициент теплоотдачи по формуле
Lґ1 Nu л1 d вн 23 Lґ1 216 0,1209 0,02 1305,7 Вт мІ єС Температуру стенки Т1ст вычислим из выражения цо цо Qґ1 Lґ1 Fор Т1Н – Т1ст 24 Т1ст Т1 – Qґ1 L1 Fор1 24а Qґ1 Q1 2 20137,04 2 10068,52 МДж ч 2,7968 МВт Т1ст 305єС – температура начальная дизельного топлива цо цо Fор1 Fор 2 150.6 2 75.3 мі – поверхность теплообмена одного пучка, ориентировочно.
6 По формуле 24а Т1ст 305 – 2,7968 10 1305,7 75,3 276,5 єС Параметры дизельного топлива при Т1ст 276,5 єС а теплоёмкость по формуле 22 с 1,444 0,00371 276,5 2,1 – 0,844 2,7324 кДж кг єС 15 б л 0,1183 Вт мІ єС – теплопроводность дизельного топлива при Т1ст 276,5єС и р15 0,844 рис. 1.14 5 в динамическая вязкость по формуле м с х 25 -6 с 653,3 кг мі – плотность при Т1ст 276,5 єС 1,5,40 х 0,34 10 мІ с – кинематическая вязкость при
Т1ст 276,5 єС рис. 1.6 5 . -6 -4 По формуле 25 м 653,3 0,34 10 2,22 10 Па с По формуле 21 вычисляем критерий Прандтля при Т1ст 276,5 єС -4 0,25 0,25 Рrст 2732,4 2,22 10 0,1183 5,128. Поправка Рr Pr 5,424 5,128 1,014 Уточненное значение коэффициента теплоотдачи по формуле L1 Lґ1 1,014 1305,7 1,014 1324,1 Вт мІ єС 12. Найдём коэффициент теплоотдачи к бензину L2 по формуле 6 -2 3 2 1 3 2 3 L2 0,075 1 10 p2 p2n -1 л2 p2 м2 у2 Tкип 273 g2 26 p2 574,88 кг мі – плотность бензина жидкого при Tкип 170єС 1.5.40 p2n – плотность паров бензина при Tкип 170єС, кг мі м2 – динамическая вязкость бензина при Tкип 170єС, Па с у2 – поверхностное натяжение бензина, н м л2 – теплопроводность бензина при
Tкип 170єС и плотности p2 , Вт мІ єС g2 – удельная теплопроводная нагрузка, Вт мІ Tкип 170єС – температура кипения бензина в рибойлере при давлении в стабилизационной колонне 1,0-1,3 Мпа. Находим плотность паров бензина в зависимости от давления р 1200кПа и температуры Tкип 443К из соотношения рrn М р z R T М 273 р z 22,4 Т 101,3 27 М 100 – молекулярная масса бензина z 0,8 – коэффициент сжимаемости паров бензина, определяется
по рис. 1.1 1 в зависимости от приведённых температуры t и давления П формула 6 По формуле 27 рrn 100 273 1200 0,8 22,4 443 101,3 40,74 кг мі . -6 Динамическая вязкость по формуле 25 , где х 0,24 10 мІ с – кинематическая вязкость при 170 єС р р2 574,88 кг мі -6 -4 м2 574,88 0,24 10 1,38 10 Па с Поверхностное натяжение бензина 5 у2 0,0515p –
0,0166 28 -3 р 0,57488 – плотность бензина при 170єС Ч 10 По формуле 28 у2 0,0515 0,57488 – 0,0166 0,013 н м По рис. 1.14 5 определяем теплопроводность бензина в зависимости от Ткип 170єС и относительной плотности 0,714 бензина л2 0,1512 Вт м єС Тепловая нагрузка по формуле ЦО 6 q2 Q 1 Fop1 29 q2 2,7968 10 75,3 37142,1
Вт мІ Если удельная тепловая нагрузка преышает критическую 4 qкр 0,14 r v prn v g ь2 p2 30 r 294000Дж кг – теплота испарения бензина при 170єС формула 12 g 9,81 м сІ 4 по формуле 30 qкр 0,14 294000 v 40,74 v 9,81 0,013 574,88 768746,7 Вт мІ которой пузырьковое кипение переходит в плёночное, то при расчётах в формулу 26 вместо q2 необходимо подставить qкр . Но так как qкр q2, формулу 26 оставляем без изменения. По формуле 26 определяем коэффициент теплоотдачи к бензину -2 3 -4 1 3 L2 0,075 1 10 574,88 40,74 – 1 0,1512 574,88 1,38 10 0,013 170 273 -2 3 37142,1 5950,0 Вт мІc Определим температуру стенки Т2ст со стороны бензина ЦО Q 1 L2 Fop1 Т2ст – Ткип 31 ЦО 6 отсюда Т2ст Q 1 L2 Fop1 Ткип 2,7968 10 5950 75,3 170 176,24єС. Тепловая нагрузка удельная со стороны дизельного топлива
q1 L1 T1H – T1ст 1324,1 305 – 276,5 37736,8 Вт мІ. Погрешность расчёта е 1- q2 q2 100 1 – 37142 37736,8 100 1,58 , что в пределах допускаемой погрешности при технических расчётах е до 5 . Коэффициент теплопередачи определяем по формуле 16 , где r31 0,0005 мІ єС Вт и r32 0,0008 мІ єС Вт – термические сопротивления загрязнений стенок трубки со стороны бензина и дизельного топлива соответственно 1 1 k 1 1324,1 0,0025 17,5 0,0005 0,0008 1 5950 2,3668 10Їі мІ
єС Вт, отсюда k 422,5 Вт мІ єС . По формуле 13 определяем необходимую поверхность теплообмена ЦО 6 Fp 2,7968 10 422,5 88,4 75мІ. ЦО Количество трубок для данной поверхности теплообмена по формуле 15 n 75 П 0,025 6 159,15 трубок, принимаем 160 трубок. 13. Определим внетренний диаметр распределительных камер пучков завязанных под дизельное топливо. Площадь трубной решётки одноходового по трубкам аппарата, необходимая для размещения труб по вершинам
квадрата Fтр tІ nтр 32 nтр 160 трубок 4 отверстия под распорные трубки со стяжками М16 для придания пучку жесткости. t 32 0,5мм – шаг между трубками в трубной решётке при развальцовке должно соблюдаться условие t – dН ? 5мм 33 t – dН 32 – 25 7мм 5 мм – условие 33 выполняется. По формуле 32 Fтр 0,032І 164 0,168 мІ. Рибойлер Т-20в двухходовой, и поэтому площадь трубной решетки больше рассчитанной по формуле 32 , вследствие установки перегородок в крышках и наличие мест, где трубки не устанавливаются по технологическим условиям. Это учитывается коэффициентом заполнения трубной решётки ш3. Для рибойлера с U- образными трубками ш3 0,60 14 . Dвн 1,1 v Fтр ш3 34 Dвн 1,1 v 0,168 06 0,582м, принимаем 600мм. ГОСТ 13203-77. 14. Определим коэффициент теплоотдачи от масляного дистиллята вакуумной ко лонны
К-10 IV погон . Поток IV погона пропускаем по одному пучку с расходом 58000 кг ч. Рассчитаем критерий Рейнольдса по формуле 17 , где w3 – cкорость IV погона, М с Dвн внутренний диаметр трубы 25 х 2,5мм Р3 – плотность IV погона, кг мі Но вначале воспользуемся соотношением 18 , где G2 58000кг ч 16,111кг с – секундный расход IV погона, nIV 286 трубок формула 15 .
W3p3 4 16,111 286 2 П 0,02І 358,62 кг мІ с Значение параметров в формуле 17 Т3ср 0,5 Тзн Тзк 0,5 305 224 264,5єС. По рис. 1.6 5 определяем кинематическую вязкость IV погона при 264,5єС -6 х2 0,9 10 мІ с. р 374,3 кг мі- плотность IV погона при Т3ср 264,5єС. Динамическая вязкость IV погона по формуле при Т3ср -6 -4 м3 754,3 0,9 10 6,7887 10 Па с -4 По формуле 17
Rе 358,62 0,02 6,7887 10 10565,2 10000, отсюда видно, что режим течения IV погона в трубках турбулентный, а значит применима формула 20 для вычисления критерия Нусельта. По формуле 21 определяем критерий Прандтля, где с3 – теплоёмкость IV погона при 264,5єС по формуле 22 с3 1,444 0,00371 264,5 2,1 – 0,913 2,6088 кДж кг єС . По графику 1.14 5 определяем теплопроводность
IV погона при Т3ср и р15 0,913 л3 0,112 Вт м єС -4 Рr c3 м3 л3 2608.8 6.7887 10 0.112 15.81 0,8 0,4 По формуле 20 Nu 0,023 10565,2 15,81 114,9 Отсюда по формуле 20 рассчитаем предварительно коэффициент теплоотдачи L 3 114.9 0.112 0,02 643,56 Вт м І С Температуру стенки Т3ст со стороны IV погона вычисляем из выражения Q3 L 3 IV IV Fор Тзн – Т3ст , откуда Т3ст Тзн – Q2 L 3 Fор 305 – 3.560556 643.56 134.26 263.8 С. Q2 12818 МДж ч 3,560556 МВт. Параметры IV погона при Т3ст 263,8 С 15 А теплоёмкость IV погона С4 1,444 0,0371 Т3ст 2,1 – Р15 1,444 0,00371 263,8 2,1 – 0,913 2,6057 кДж кг
С 2605,7 Дж кг С . 15 Б ?4 0,1128 Вт м С – теплопроводность IV погона при Т3ст 263,8 и р15 0,913 по графику 1.14 5 . -6 В динамическая вязкость по формуле 25 , где х4 0,9 10 мІ с при Т3ст рис. 1.6 5 . Р 754,7 кг мі – плотность IV погона при при Т3ст 1,5,40 -6 -4 4 0.95 10 754.7 7.17 10 Па c. -4
По формуле 21 вычисляем критерий Прандтля Рrст 2605,7 – 7,17 10 0,1128 15,21. 0,25 0,25 Поправка к формуле 21 Рr Рrст 15,81 15,21 1,0097. Уточнённое значение коэффициента теплоотдачи по формуле L3 Lґ3 1,0097 643,56 1,0097 650 Вт мІ єС . Тепловая нагрузка со стороны IV погона q3 L3 Тзн – Т3ст 650 305 – 263,8 26780 Вт мІ.
15. Коэффициент теплоотдачи к бензину L4 по формуле 26 , где р2, р2n, м2, л2, д2, Ткип аналогичны пункту 12. Удельная тепловая нагрузка по формуле 29 , где Q2 3,560556 МВт – теплота, вносимая а аппарат IV погон IV Fор 134,26 мІ – поверхность теплообмена формула 13 q4 3560556 134.26 26519.86 Вт мІ q4 qкр, см. формула 30 , значит формулу 26 оставляем без изменения. -2 3 -4
По формуле 26 L4 0,075 1 10 574,88 40,74 – 1 0 1512 574,88 1,38 10 1 3 2 3 0.013 170 273 26519,86 4753,15 Вт м І С . Определим температуру стенки Т4ст со стороны бензина IV IV Q2 L4 Fор Т4ст – Ткип 35 откуда Т4ст Тип Q2 L4 Fор 170 3560556 4753,15 134,26 175,58 С. Тепловая удельная нагрузка со стороны бензина q4 L4 Т4ст – Ткип 4753,15 175,58 – 170 26520 Вт мІ. Погрешность расчёта е 1- q q3 100 1 –
26520 26780 100 0,97 , что в пределах допускаемой погрешности при технических расчётах е до 5 . Коэффициент теплопередачи для рассчитанных теплоносителей IV погон – бензин по формуле 16 , где r31 0,0005 мІ єС Вт и r32 0,0008 мІ єС Вт – термические сопротивления загрязнений стенок трубки со стороны бензина и IV погона соответственно 1,3 1 k 1 650 0,00025 17,5 0,0005 0,0011 1 4753,15 3,5236 10Їі мІ єС Вт, отсюда k 484 Вт мІ єС . По формуле 13 определяем необходимую поверхность теплообмена IV Fpj 3560556 284 88.4 142мІ. IV Количество трубок для данной поверхности теплообмена по формуле 15 n 142 П 0,025 6 300 трубок. 16. Определим внутренний диаметр распределительных камер пучков завязанных под IV погон К-10. Площадь трубной решётки одноходового по трубкам аппарата, необходимая для размещения труб по вершинам квадрата Fтр tІ nтр 32 nтр 300 трубок 4 отверстия под распорные трубки со стяжками
М16 для придания пучку жесткости. t 32 0,5мм – шаг между трубками в трубной решётке при развальцовке должно соблюдаться условие t – dН ? 5мм 33 t – dН 32 – 25 7мм 5 мм – условие 33 выполняется. По формуле 32 Fтр 0,032І 304 0,3113 мІ. Рибойлер Т-20в двухходовой, и поэтому площадь трубной решетки больше рассчитанной по формуле 32 , вследствие установки перегородок в крышках и наличие мест, где трубки не устанавливаются
по технологическим условиям. Это учитывается коэффициентом заполнения трубной решётки ш3. Для рибойлера с U- образными трубками ш3 0,60 14 . Dвн 1,1 v Fтр ш3 34 Dвн 1,1 v 0,3113 06 0,792м, принимаем 800мм. ГОСТ 13203-77. Гидравлический расчёт рибойлера Целью гидравлического расчёта рибойлера Т-20в является определение вели чины сопротивления вносимого аппаратом в систему теплотехнических трубопроводов
и определение мощности, необходимой для перемещения теплоносителей. Для прохода через аппарат теплоносители должны подаваться под некоторым избыточным давлением Ризб. для того, чтобы преодолеть гидравлическое сопротивление рибойлера. Потери давления в трубном пространстве ?ртр л l dвн ? о wІ j 2g 36 л 0.025 – коэффициент трения 7 l ? 13м – длина одной U-образных трубок dвн 0,02 – внутренний диаметр трубок j1 661,7 кг мі плотность дизельного топлива при 264,5єС j2 754,3 кг мі плотность IV погона при 264,5єС ? о – сумма коэффициентов местных сопротивлений трубного пространства а для трубного пространства дизельного топлива ? оI о1 о2 о3 о4 о5 37 о1 о2 1.5 – коэффициент местных сопротивлений при входе и выходе из рибойлера 7 о3 о4 1,0 коэффициент местных сопротивлений при входе и выходе из трубок пучка 7 о5 0,5 – коэффициент местного сопротивления при повороте в
U-образных трубках на 180є 7 По формуле 37 ? оI 1,5 1,5 1,0 1,0 0,5 5,5 б трубного пространства IV погона коэффициенты местных сопротивлений аналогичны коэффициентам в формуле 37 , и поэтому ? оII 5,5. Далее находим скорости дизельного топлива wI и IV погона wII в U-образных ЦО,IV трубках из уравнений расходов wI,II VI,II 3600 0,785 dІвн n 2 38 VI,II – объёмные расходы соответственно дизельного топлива и
IV погона, мі ч ЦО,IV n – количество трубок в пучках соответственно для дизельного топлива и IV погона. По формуле 39 VI,II GI,II цI,2 , находим объёмные расходы теплоностителей VII 44000 661,7 66,5 мі ч VII 58000 754,3 76,9 мі ч По формуле 38 wI, 66,5 3600 0,785 0,02І 160 2 0,74 м с wII 76,9 3600 0,785 0,02І 300 2 0,453 м с По формуле 36 ?ртрI 0,025 13 0,02 5,5 0,74І 2 9,81 661,7 401,7 кг мІ ?ртрII 0,025 13 0,02 5,5 0,453І 2 9,81 754,3 169,4
кг мІ где g 9,81 м сІ- ускорение свободного падения Мощность на преодоление гидравлического сопротивления аппарата NI,II VI,II ?ртрI,II з 3600 39а з 0,8 – к.п.д. центрального насоса По формуле 39а N II 66,5 401,7 0,8 3600 9,275 кг м с 92,75 Вт NI,II 76,9 169,4 0,8 3600 4,52 кг м с 45,2 Вт. Так как дизельное топливо в рибойлере завязано по
двум пучкам, то NI 2N I 2 92,75 185,5 Вт. 2.5. Расчёты на прочность Расчёты на прочность элементов рибойлера выполнены строго в соответствии с нормативными документами и согласно о ОСТ 26-373-78, ГОСТ14249-80, ГОСТ 24755-81, литературой 8,9,17,41 Расчёты на прочность распределительных камер А. Распределительные камеры для трубного пучка III ЦО К-2 дизельное топливо Распределительные камеры как сборочные единицы состоят из цилиндрической обсчайки с двумя штутцерами для входа и выхода теплоносителя В, Г граф. часть , эллиптического днища, ответного фланца. Расчитываем каждую составляющую отдельно. Цилиндрическая обсчайка выполняется с внутренним диаметром 600мм пункт 13 раздела 3.4 ПЗ Исходные данные для расчёта среда – дизельное топливо III ЦО К-2 с Трасчётной 350єС и Р расчетным 2,5 Мпа раздел 3.1
ПЗ материал – сталь 16 ГС ГОСТ 5520-79 раздел 3.3 ПЗ . Вначале определяем диаметры входного и выходного патрука, внутренние по формуле d v 4V Пw 44 V 0,01934 мі с – объёмный расход дизельного топлива при 305єС w 2,5 м с – скорость дизельного топлива 15 По формуле 44 dвходного v 4 0,01934 П 2,5 0,1м V 0,0177 мі с – объёмный расход дизельного топлива при 224єС.
По формуле 44 dвходного v 4 0,0177 П 2,5 0,095м Принимаем dвх dвых 125мм Расчётную толщину стенки цилиндрической обсчайки определяем РрD 2ц ь – Рр Sр mах 45 РuD 2ц ь u – Рu Рр 2,5 Мпа – расчётное давление в распределительной камере D 600мм – внутренний диаметр ь 123 МПа – нормативное допускаемое напряжение для стали 16 ГС ц 1 – коэффициент прочности сварных швов при использовании автоматической дуговой электросварки р4
– давление при гидравлических испытаниях, Мпа по формуле р4 mах 1,25 Рр ь 20 ь Рр 0,3 46 ь 20 170 МПа – допускаемое напряжение для стали 16Г С при 20єС. По формуле р4 mах 1,25 2,5 170 123 4,32 2,5 0,3 2,8 4,32 Мпа, но по правилам Госгортехнадзора сосуды, работающие при температуре стенки от 200 до 400єС, р4 не должно превышать Рр более чем в 1,5 раза. 4,32 2,5 1,73 раза, отсюда 2,5
МПА 1,5 3,75 Мпа. При испытаниях гидравлических допускаемое напряжение стали 16 ГС находится по формуле ь 4 ьт20 1,1 46 , где ьт20 280 Мпа – минимальное значение предела текучести при температуре 20єС для стали 16 ГС. Формуле 46 ь 4 280 1,1 254,5 Мпа 2,5 600 2 1 123 – 2,5 6,16мм По формуле 45 Sр mах 3,75 600 2 1 254,5 – 3,75 4,45 мм 6,16мм. Исполнительная толщина стенки обсчайки по формуле S Sp c 47 где с с1 с2 – прибавка к расчётной толщине стенки Sp с1 – прибавка на коррозию, по формуле с1 – П tb, где П 0,1мм год – проницаемость среды в материал, скорость коррозии раздел 3.3 П3 . Tb 10 лет – срок службы аппарата. Отсюда, с1 0,1 10 1мм.
С2 1мм – прибавка на компенсацию отрицательных допусков и эрозию 8 с 1 1 2мм По формуле 47 S 6,16 2 8,16 мм, принимаем S 12мм. Допускаемое давление а в рабочем состоянии p 2ц ь S-c D S – C 48 p 2 1 254,5 12 – 2 600 12 – 2 8,34 Мпа. Условие укрепления одиночных отверстий Наибольший диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления dо 2 S-C Sp – 0.8 v Dp S – C – См 50 Dp
D 600 мм – расчётный диаметр цилиндрической оболочки. По формуле 50 dо 2 12-2 6,16 – 0,8 v 600 12 – 2 – 2 123,5 мм. Отсюда видно, что диаметы входного и выходного штуцеров В,Г dвх больше диаметра одиночного отверстия dо, не требующего дополнительного укрепления, а значит отверстия нуждаются в укреплении. Укрепление отверстия под штуцером
Ш125мм в распределительных камерах Основные расчётные размеры 1. Dp D 600 мм – расчётный диаметр цилиндрической оболочки 2. Расчётный диаметр круглого отверстия штуцеров в цилиндрической обечайке, если ось отверстия нормальна к их оси в плоскости поперечного сечения обечайки dp dвх 2Сш 175 2 2 129 мм Сш 2мм – прибавка к расчётной толщине патрубков штуцеров.
3. Расчётная длина внешней и внутренней частей штуцера, участвующих в укреплении отверстия l1p min l1 1,25 v d 2Сш Sш – Сш 51 l2p min l2 1,25 v d 2Сш Sш – Сш 52 l1 и l2 – фактическая длина соответственно внешней и внутренней частей штуцера, мм. Sш – толщина стенки штуцера, мм рис11 d dвх dвых 125мм – внутренний диамерт входного и выходного штуцеров. Расчётная толщина стенки штуцера по формуле 45 , кде D 125 мм – внетренний диаметр штуцеров. Материал штуцеров – сталь 16 ГС. Sш.р. max 2,5 125 2 1 123 – 2,5 1,41 мм 3,75 125 2 1 254,5 – 3,75 0,98мм 1,41 мм Исполнительная толщина штуцера Sш Sш.р. Сш 1,41 2 3,41 мм, принимаем Sш 8мм. Формулам 51,52 l1p 1,25 v 125 2 2 8 – 2 34,78мм l2p min 0 0,5 v 125 2 2 8 – 2 0. 4. Расчётная длина образующей оболочки в зоне укрепления
рис.11 Lo v Dp Sу.р. S – c 53 Sу.р расчётная длина усиливающего обечайку накладного кольца, мм. Примем для данных штуцеров Ш125мм Sу.р. 0 и проверим. По формуле 53 Lo v 600 0 12 – 2 77,46 мм 5. Расчётный диаметр отверстия, не требующего укрепления, при отсутствии избыточной толщины стенки цилиндрической обечайки dор 0,4 v Dp S -C 54 рис.11 dор 0,4 v 600 12-2 31мм 6. Условие укрепления отверстия штуцером рис.11 l1p
Sур S – C Sш – Sшр – Ci l2p Sш – 2Сш Н1 v Dp Sур S – C Н2 Sур S – Sp – C 0,5 dp – dop Sp 55 где Н1 ь ш ь и – соответственно отношение допускаемого напряжения материала штуцера сталь 16 ГС и усиливающего элемента сталь 16 ГС к допускаемому напряжению материала обечайки сталь 16 ГС . Отсюда следует, что Н2 Н1 1 По формуле 55 34,78 0 12 –
6,16 – 2 8 – 1,41 – 2 0 8 – 2 2 1 v 600 0 12 – 2 1 0 12 – 6,16 – 2 425,6 ммІ 0,5 129 – 31 6,16 331,25 ммІ . Длину обечайки распределительных камер выбираем так, чтобы штуцеры В, Г граф.часть не находились в опасной близости расположенных к ним фланцевого соединения, сварного шва обечайка – эллиптическое днище и трубной решётки
Размер Lн ориентировочно принимаем равным 130 мм и проверим это значение по формуле Lip Sур S – Sp – c Sш – Sшр – Сi Lip Sш – 2Сш Н1 Lн Н2 Sур S – Sр – с ? 0,5 dр – dop Sp 56 По формуле 56 34,78 12 – 6,16 – 2 8 – 1,41 – 2 0 8 – 2 2 1 130 0 1 12 – 6016 – 2 575,4 ммІ 0,5 129 – 31 6,16 301,8 ммІ, видно, что размер Lн 130 мм удовлетворяет условию 56 , а значит штуцер не считается близкорасположенным к несущим конструктивным элементам. К патрубкам с d 125 мм входа и выхода дизельного топлива варить фланцы приварные встык по ГОСТ 12821-80 Фланец 5-125-40-16 ГС ГОСТ 12821 -80 и комплектовать их ответным фланцем Фланец 4-125-40 16 ГС ГОСТ 12821-80 Эллиптические днища распределительных камер под дизельное топливо Расчетную толщину стенки определяем по формеле Рр D 2 ц ь –
0,5 Рр Sэр max Рu D 2 ц ь u – 0,5 Рu 57 Материал эллиптического днища – сталь 16 ГС. По формуле 57 2,5 600 2 1 123 – 0,5 2,5 6,13 мм Sэр max 3,75 600 2 1 254,5 – 0,5 3,75 4,44 мм 6,13мм Исполнительная толщина стенки днища Sэ Sэр с 6,13 2 8,13 мм, принимаем Sэ 10 мм. Отношение высоты эллиптической части днища к диаметру
Н D 0,25, отсюда Н 0,25D 0,25 600 150 мм У стандартных днищ R D 600 мм рис. 13 . Из стандарта выбираем Днище 600 х 10 -25 – 16 ГС ГОСТ Sэ D 6533-78 Допускается давление для днища а в рабочем состоянии p 2 ц ь Sэ -с D 0,5 Sэ – с 58 Рис. 13 Днище эллиптическое По формуле 58 p 2 1 123 10 – 2 600 0,5 10 – 2 3,258 МПа б при гидравлическом испытании p u 2 ц ь u
Sэ -с D 0,5 Sэ – с 59 По формуле 59 p u 2 1 254,5 10 – 2 600 0,5 10 – 2 6,74 МПа Для U-образных труб определяем давление при гидравлических испытаниях по формуле 46 , где ь 20 146 МПа для стали 15 х 5 м при 20єС ь 114 МПа для стали 15 х 5 м при 350єС Рu max 1.25 146 2.5 114 4.0 МПа 2.5 0.3 2.8 МПа 4.0 Мпа. Давление Рu не должно превышать
Рр более чем в 1,5 раза 4,0 2,5 1,6 раза, отсюда 2,5 1.5 3.75 МПа Рu трубы U-образные для составления трубных пучков под дизельное топливо и масляный дистиллят по ГОСТ 550-75 . Б. Распределительная камера для трубного пучка IV погона К-10 Цилиндрическая обечайка выполняется с внутренним диаметром Ш 800 мм пункт 16 раздела 3.4 П3 . Исходные данные для расчёта среда – масляный дистиллят IV погон К-10 с Трасчётной 350єС и Ррасчётным 2,5 Мпа раздел 3.1.П3 материал – сталь ГС ГОСТ 5520-79 раздел 3.3 П3 . Определяем диаметры входного и выходного патрубка, внутренние по формуле 44 , где V 0,0221 мі с – объёмный расход масляного дистиллята при 350єС w 2,5 м с – скорость масляного дистиллята 15 dвходного v 4 0,0221 р 2,5 0,106 м, V 0,02 мі с – объёмный расход масляного дистиллята при 224єС. По формуле 44 dвыходного v 4 0,02 р w 0,101м, принимаем dвх dвых 125 мм.
Расчётную толщину стенки цилиндрической обечайки определяем по формуле 45 2,5 800 2 1 123 – 2,5 8,21 Sp max 3,75 800 2 1 123 – 3,75 6,0 8,21 мм. Исполнительная толщина стенки по формуле 47 S 8,21 2 10,21 мм, принимаем S 14 мм. Рu и ь u аналогичны для расчёта обечайки Ш 600 мм. Допускаемое давление а в рабочем состоянии по формуле 48 p 2 1 123 14 –
2 800 14 – 2 3,63 Мпа б при гидравлических испытаниях по формуле 49 p u 2 1 254,5 14 – 2 800 14 – 2 7,5 Мпа Условие укрепления одиночных отверстий наибольший диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления по формуле 50 , где Dp D 800 мм – расчетный диаметр цилиндрической обечайки dо 2 14 – 2 8.21 -0.8 v 800 14 – 2 – 2.0 125,6 мм. Отсюда видно, что диаметры входного и выходного штуцеров
В, Г dвх больше диаметра или равно одиночного отверстия dо, не требующего дополнительного укрепления, разница в 0,6 мм незначительна и может компенсировать отрицательным допуском при резке отверстия в обечайке , а значит отверстия нуждаются в укреплении. Укрепление отверстия под штуцером Ш 125 мм в распределительной камере Основные расчётные размеры 1. Dp D 800 мм – расчётный диаметр цилиндрической обечайки 2.
Расчётный диаметр круглого отверстия штуцеров в цилиндрической обечайке, если ось отверстия нормальна к их оси в плоскости поперечного сечения обечайки dp dвх 2Сш 125 2 2 129 мм Сш 2мм – прибавка к расчётной толщине патрубков штуцеров. Расчётная толщина стенки штуцера по формуле 45 , кде D 125 мм – внутренний диаметр штуцеров. Материал штуцеров – сталь 16 ГС. Sш.р. max 2,5 125 2 1 123 – 2,5 1,41 мм 3,75 125 2 1 254,5 – 3,75 0,98мм 1,41 мм Исполнительная толщина штуцера Sш Sш.р. Сш 1,41 2 3,41 мм, принимаем Sш 8мм. 3. По формулам 51,52 l1p 1,25 v 125 2 2 8 – 2 34,78мм l2p min 0 0,5 v 125 2 2 8 – 2 2 0. 4.Расчётная длина образующей оболочки в зоне укрепления По формуле 53 где Sу.р. 0 Lo v 800 0 12 – 2 98 мм 5.
Расчётный диаметр отверстия, не требующего укрепления, при отсутствии избыточной толщины стенки цилиндрической обечайки по формуле 54 dор 0,4 v 800 14-2 39,2 мм 6.Условие укрепления отверстия штуцером По формуле 55 34,8 0 14 – 8,21 – 2 8 – 1,41 – 2 v 800 0 14 – 2 1 0 14 – 8,21 – 2 552,7 ммІ 0,5 129 – 39,2 8,21 368,7 ммІ . Длину обечайки распределительных камер выбираем так, чтобы штуцеры
В, Г граф.часть не находились в опасной близости расположенных к ним фланцевого соединения, сварного шва обечайка – эллиптическое днище и трубной решётки Размер Lн ориентировочно принимаем равным 130 мм и проверим это значение по формуле 56 34,8 14 – 8,21 – 2 8 – 1,41 – 2 0 8 – 2 2 1 130 0 1 14 – 8,21 – 2 669,8 ммІ 0,5 129 – 39,2 8,21 368,7 ммІ, видно, что размер
Lн 130 мм удовлетворяет условию 56 , а значит штуцер не считается близкорасположенным к несущим конструктивным элементам. К патрубкам с d 125 мм входа и выхода дизельного топлива варить фланцы приварные встык по ГОСТ 12821-80 Фланец 5-125-40-16 ГС ГОСТ 12821 -80 и комплектовать их ответным фланцем Фланец 4-125-40 16 ГС ГОСТ 12821-80 Эллиптические днища распределительных камер под масляный дистиллят Расчетную толщину стенки определяем по формуле 57 2,5 800 2 1 123 –
0,5 2,5 8,17 мм Sэр max 3,75 800 2 1 254,5 – 0,5 3,75 6,0 мм 8,17 мм Материал эллиптического днища – сталь 16 ГС. Исполнительная толщина стенки днища Sэ Sэр с 8,17 2 10,17 мм, принимаем Sэ 12 мм. Отношение высоты эллиптической части днища рис.13 к диаметру Н D 0,25, отсюда Н 0,25D 0,25 800 200 мм. У стандартных днищ R D 800 мм рис.13 . Из стандарта выбираем Днище 800 х 12 -25 – 16 ГС ГОСТ 6533-78 Допускается давление для днища а в рабочем состоянии по формуле 58 p 2 1 123 12 – 2 800 0,5 12 – 2 3,05 МПа б при гидравлическом испытании по формуле 59 p u 2 1 254,5 12 – 2 800 0,5 12 – 2 6,31 МПа Расчёты на прочность основных фланцевых соединений и трубных решёток А. Основные фланцевые соединения и расчёт трубных решёток трубного пучка III ЦО К-2 Расчёт фланцевых соединений соответствует
ОСТ 26-373-79. Для фланцевого соединения распределительная камера – трубная решетка – горловина выбираем из стандарта фланцы по II ряду Фланец 5-600-40-16 ГС ГОСТ 12821-80 . Проверим данное соединение на прочность и герметичность. Вначале необходимо рассчитать трубную решётку. Номинальную расчётную толщину решетки снаружи определяем по формуле 1 h k D v P цo ьид 61 k 0.45 – коэффициент, определяемый по таблице 25.3 17
D Dс.п. 664 – средний диаметр прокладки ГОСТ 12821-80 P max Рм.тр. 1,6 МПа Ртр 2,5 МПа 2,5 МПа 17 јид 133 Мпа – аналогично, в формуле 60 цo – коэффициент ослабления решетки отверстиями, определяется по формуле цo Dс.п. d Dс.п. 62 Dс.п. 664 мм аналогично формулам 60,61 ? d 12 25 300 мм – сумма диаметров отверстий в решетке на диаметре Dс.п. По формуле 62 цo 664 – 300 664 0,548
По формуле 61 h 0,45 664 v 2,5 0,548 133 55,34 мм. Исполнительная величина решетки внутри посередине h h 2С 55,34 2 2 59,34 мм, принимаем h 60мм. По ГОСТ 12821-80 смотрим геометрические размеры фланцев и проверяем фланцевые соединения 1. Болтовая нагрузка, необходимая для обеспечения герметичности соединения определяется исходя из схемы нагружения рис. 15 . Расчёт сводится к опреде- лению нагрузок для двух различных состояний при монтаже
– Fб1 и в ра- бочих условиях – Fб2. Fб2 Rn Fg F M Болтовая нагрузка при монтаже kж Fg F Rn 4M Dс.п. Fб1 max 0,5 р Dс.п. bo Pnp F 0 – внешняя осевая рас- тягивающая или сжи- Рис. 15. Схема действия нагрузок на мающая – сила фланец в рабочих условиях М 1360,4 Н м – внешний изгибающий момент, дей- ствующий на фланец от ве- са распределительной камеры 13 Pnp 35 МПа – минимальное давление отжатия прокладки таблица 1.44 8 Fg – равнодействующая сила внутреннего давления, Н Rn – реакция прокладки, Н kж – коэффициент жесткости фланцевого соединения bo b 14 мм – эффективная ширина прокладки ГОСТ 12821-80 . Равнодействующая сила внутреннего давления Fg и реакция прокладки Rn определяются по формулам Fg Рр р DІс.п. 4 64 Rn р Dс.п. bo kпр Рр 65 Kпр 2,5 – коэффициент, зависящий от материала и конструкции
прокладки – паронит ПОН-1 толщиной 2мм по ГОСТ 481-80 таблица 1.44 8 Рр 4,0 МПа – давление, на которое расчитаны фланцы по ГОСТ 12821-80. По формулам 64,65 Fg 4,0 р 664І 4 1385115,6 Н Rn р 664 14 2,5 4,0 292042 Н. Для определения коэффициента kж вычислим предварительно следующие вспомогательные величины – линейная податливость прокладки Уп. kп hп
Еп р Рс.п. b 66 hп 2 мм – высота толщина прокладки kп 1 – коэффициент обжатия прокладки для паронита ПОН-1 Еп 2000 МПа – модуль упругости паронита табл. 1.44 8 . -8 По формуле 66 Уп 1,0 2 2000 р 664 14 3,42 10 мм н – угловая податливость фланца по формуле 5 Уф 1 – х 1 0.9 лф ш2 hіф Е 67 Е 1,86 10 Мпа – модуль упругости материала фланца сталь 16 ГС х, лф – безразмерные параметры, по формулам лф hф v
D Sэк 68 х 1 1 0.9 лф 1 ш1 hІф SІэк 69 hф b h1 58 6 64 мм – толщина фланца ГОСТ 12821-80 Sэк – эквивалент толщины втулки по формуле Sэк So 1 hb в1 – 1 hb 0.25 в1 1 ? D Do 70 где So Dn -D 2 636 – 595 2 20.5 мм – толщина втулки фланца ГОСТ 12821-80 рис.14 hb – высота втулки фланца рис.14 приварного встык hb 1 i S1 – So 71 i 1 2.5 – уклон втулки
ГОСТ 12821-80 S1 45,5 мм – толщина у эскования втулки фланца приварного встык ГОСТ 12821-80 рис.14 . По формуле 71 hb 1 Ѕ,5 45,5 – 20,5 62,5 мм в1 S1 So 45,5 20,5 2,22 – коэффициент безразмерный. По формуле 70 Sэк 20,5 1 62,5 2,22 – 1 62,5 0,25 2,22 1 v 600 20,5 30,8 мм ш1 и ш2 – коэффициенты, определяемые по формулам ш1 1,28 lg Dн D 72 ш2 Dн D Dн – D 73 , где Dн 890 мм – наружный диаметр фланца ГОСТ 12821-80 D 600 мм – внутренний диаметр распределительной камеры и соответственно фланца рис.14 . По формулам 72,73 ш1 1,28 lg 890 600 0,219 Ш2 890 600 890 – 600 5,138. По формуле 68 находим безразмерный параметр лф лф 64 v 600 30,8 0,47 По формуле 69 х 1 1 0.9 0,47 1 0,219 64І 30,8І 0.527
По формуле 67 5 -11 -1 Уф 1 – 0.527 1 0.9 0.47 5.138 64і 1.86 10 2.63 10 Нмм – линейная податливость шпилек по формуле 5 Уш lш Eш fш nш 74 Еш 1,86 10 МПа – модуль упругости материала шпилек – сталь 35х приложение табл. VII 8 -4 fш 14,4 10 мІ 1440 ммІ – расчетная площадь поперечного сечения шпильки по внутреннему диаметру резьбы 8 nш 20 – количество шпилек, необходимое для обеспечения герметичности соединения
ГОСТ 12821-80 lш – расчётная длина шпильки по формуле lш lш.о. 0,28 d 75 d 52 мм -диаметр отверстия под шпильку табл. 1.41 8 lш.о расстояние между опорными поверхностями гаек шпильки, определяем конструктивно из выражения lш.о. 2 hф hn L 76 По формуле 76 lш.о. 2 64 2 38 170 мм По формуле 75 lш 170 0,28 52 184,56 мм 5 -8 По формуле 74
Уш 184,56 1,86 10 1440 20 3,44 10 мм Н. Тогда коэффициент жесткости фланцевого соединения по формуле Уш 0,5 Уф Dб – D – Sэк Dб – Dс.п. kж Уп Уш 0,5 Уф Dб – Dс.п. І 77 где Dб 795 мм – диаметр болтовой окружности фланцев ГОСТ 12821-80 рис. 14 . По формуле 77 -8 -11 3,44 10 0,5 2,63 10 795 – 600 – 30,8 795 -664 kж -8 -8 -11 2 3,42 10 3,44 10 0,5 2,63 10 795 –
664 По формуле 63 1,08 138511,6 292042 4 1360,4 0,664 1495925Н Fб1 max 0,5 р 664 14 35 511074,3 Н 1495925 Н. 2. Болтовая нагрузка в рабочих условиях Fб2 Fб1 1 – kж Fg F Ft 78 Ft – усилие, возникающее от температурных деформаций, определяемое по формуле Уш nш fш Уш Lф tф – Lш tш Ft Уп Уш 0,5 Уф Dб – Dс.п. І 79 -6 -6 Lф 12,9 10 1 єС и Lш 14,2 10 1 єС – соответственно коэффициенты линейного расширения материала фланцев сталь 16 ГС и шпилек сталь 35х Таблица XI 8 tф 0.96 tрасч. 0,96 350єС 336єС – температура неизолированных фланцев табл. 137 8 tш 0,95 tрасч. 0,95 350єС 332,5єС – температура неизолированных шпилек табл. 137 8 По формуле 79 -8 5 -6 3,44 10 20 1440 1,86 10 12,9 336 – 14,2 332,5 10 Ft -8 -8 -11 2 3,42 10 3,44 10 0,5 2,63 10 795 –
664 -242407 Н. По формуле 78 Fб2 1495925 1 – 1,08 1385115,6 -242407 1142709 Н. При Ft 10 должно выполняться условие ь ш nш fш Ft Fб2 80 ь ш 185 МПа – допускаемое напряжение для материала шпилек сталь 35х при расчётной температуре 350єС 8 . По формуле – условию 80 185 20 1440 – 242407 5085593 Н Fб2 1142709 Н. 3. Условия прочности шпилек Fб1 nш fш ? ь 20ш 81
Fб2 nш fш ? ь ш 82 ь 20ш 230 Мпа – допускаемое напряжение материала шпилек сталь 35х при 20єС 8 . По формулам 81,82 1495925 20 1440 52 Мпа 230Мпа 1142709 20 1440 40 Мпа 185Мпа. Условия выполняются. 4.Условие прочности прокладки ПОН-1 ГОСТ 481-80 Fбmax р Dс.п b ? Pпр 83 Pпр 130 МПа – допускаемое давление на прокладку 8 Fбmax max Fб1 Fб2 Fб1 1495925 Н. По 83 1495925 р 664 14 64
МПа Pпр 130 МПа, условие 83 выполняется. 5. Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером S1 рис.14 ? у1І укІ – у1 ук ? у 1 84 у1 – максимальное напряжение в сечении, ограниченном размером S1 у1 Тф Мо х D S1 – c І 85 D D So 600 20,5 620,5 мм, так как D 20 S1 600мм 20 45,5 910 мм и fф 1.35 1 табл. 1.42 8 Тф – безразмерный параметр, определяемый по формуле
DІн 1 8,55 lg Dн D – DІ Тф 11,05 DІ 1,945 DІн Dн D -1 86 890І 1 8,55 lg 890 600 – 600І По формуле 86 Тф 11,05 600І 1,945 890І 890 600 -1 1,716 Мо – приведённый изгибающий момент, вычисляемый из условия 0,5 Dб – Dс.п. Fб1 Мо max 0,5 Dб – Dс.п. Fб2 Dс.п. -D – Sэк Fg у 20 у 87 у 20 170 Мпа, у 123 Мпа – соответственно допускаемое напряжение для материала фланца сталь 16 ГС при 20єС и 350єС 8 . По формуле 87 7 0,5 795 – 664 1495925 9,8 10 Н мм Мо max 0,5 795 – 664 1142709 664 – 600 – 30,8 1385115,6 170 123 8 8 1,3523 10 Н мм 1,3523 10 Н мм Максимальное напряжение в кольце фланца у к Мо 1 – х 1 0,9 лф ш2 D hІф 87 По формуле 87 8 у к 1,3523 10 1 – 0,527 1 0,9 0,47 5,138 600 64І 70,7
МПа 8 По формуле 85 у1 1,716 1,3523 10 0,527 620,5 45,5 – 2 І 104,15 МПа. Допускаемое напряжение для фланца в сечении S1 у 1 принимается равным пределу текучести материала фланца сталь 16 ГС табл. I и II 8 , то есть у1 ут 185 Мпа при температуре расчетной 350єС. По формуле 84 v 1047,5І 70,7І – 104,15 70,7 92,1 МПа 185
Мпа. Условие выполняется. 6. Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером So рис. 14 v уо ушІ уtІ – уo уш уt ? ц у o 91 уо – максимальное напряжение в сечении, ограниченном размером So уо fф у1 1,35 104,15 140,6 Мпа 88 уt и уш – соответственно тангенсальное и каридиональное напряжения во втулке фланца от внутреннего давления уt Рр D 2 So – c 89 уш Рр D 4 So – c 90 c 2 мм – прибавка на коррозию и отрицательные допуски к толщине фланцев 3.5.1.
П3 . По формулам 89, 90 уt 4,0 600 2 20,5 – 2 65 МПа уш 4,0 600 4 20,5 – 2 32,5 МПа уo – допускаемое напряжение для фланца в сечении So, принимаемое при количестве нагружений соединения сборка – разборка не более 2 10і из условий уo 0.002 E при Рр ? 4 Мпа. 5 уo 0,002 1,86 10 372 МПа. По формуле 91 v 140,6 32,5 І 65І – 140,6 32,5 65 151,5 МПа ? 1 372 372 МПа. Условие выполняется.
7. Условие герметичности фланцевого соединения определяется углом поворота фланца И ук Е D hф ? и 92 и 0,009 рад при D ? 2000 мм – допустимый угол поворота фланца. 5 -3 По формуле 92 И 70,7 1,86 10 600 64 3,56 10 рад и 0,009 рад. Б. Основное фланцевое соединение и расчет трубной решётки трубного пучка IV погона К-10 Расчёт фланцевого соединения соответствует ОСТ 26-373-78. Для фланцевого соединения под IV погон К-10 распределительная камера – трубная решётка – горловина рис. 14 выбираем из стандарта фланца по II ряду Фланец 5-800-40 16 ГС ГОСТ 12821-80 . Проверим данное соединение на прочность и герметичность. Вначале необходимо расчитать трубную решётку. Номинальную расчётную толщину решетки снаружи рис.
14 определяем по формуле 60 , где D Dс.п. 864 мм – средний диаметр прокладки ГОСТ 12821-80 h 0,36 864 v 2,5 133 42,65 мм Исполнительная толщина решётки снаружи h1 h1 2 c 42,65 4 46,65 мм, принимаем h1 48 мм рис. 14 . Номинальную расчётную толщину решётки посередине внутри определяем по формуле 61 , где цо 864 – 16 25 864 0,537 формула 62 . h 0.45 864 v 2.5 0.537 133 72.7 мм. Исполнительная толщина решётки внутри h h 2c 72,7 4 76,7 мм, принимаем h 78 мм.
По ГОСТ 12821-80 смотрим геометрические размеры фланцев и проверим фланцевое соединение 1. Болтовая нагрузка при монтаже по формуле 63 , где М 1824,0 Н м на длине 760 мм 13 . Fg и Rn определяем по формулам 64,65 соответственно,где Dс.п. 864 мм Fg 4,0 р 864І 4 2345186,3 Н Rn р 864 14 2,5 4 380007 Н. В формуле 63 имеется коэффициент kж для определения которого вычислим вспомогательные величины –
линейная податливость прокладки по формуле 66 , где -8 Dс.п. 864 мм Уп 1,0 2 2000 р 864 14 2,63 10 мм – угловая податливость фланца, для её определения необходимо найти следующие величины По формуле 71 hb 1 Ѕ,5 56,5 – 15,5 102,5 мм, где S1 и So по ГОСТ 12821-80. В1 S1 So 56,5 15,5 3,645 – коэффициент безразмерный. По формуле 70
Sэк 15,5 1 102,5 3.645 – 1 102,5 0,25 3.645 1 v 800 15,5 33,63 мм где Dн 890 мм – наружный диаметр фланца ГОСТ 12821-80 D 600 мм – внутренний диаметр распределительной камеры и соответственно фланца рис.14 . По формулам 72,73 ш1 1,28 lg 1135 800 0,194 Ш2 1135 800 1135 – 800 5,776. где Dн 1135 мм – наружный диаметр фланца ГОСТ 12821-80 D 800 мм – внутренний диаметр распределительной камеры и соответственно фланца рис.14 . По формуле 68 л ф 77 v 800 33,63 0,47 По формуле 69 х 1 1 0.9 0,47 1 0,194 77І 33,63І 0.54 По формуле 68 определяем угловую податливость фланца 5 -11 Уф 1 – 0,54 1 0.9 0.47 5,776 77і 1.86 10 1,57 10 1 Нмм – линейная податливость шпилек, по формуле 74 , где fш 1820 ммІ, nш 24 штук, lш.о. 206 мм, lш 222,24 мм, 5 -8 Уш 224,24 1,86 10 1820 24 2,73 10 мм
Н. Тогда коэффициент жестости фланцевого соединения по формуле 77 , где Dб 1030 мм – диаметр болтовой окружности фланцев ГОСТ 12821-80 рис. 14 -8 -11 2.73 10 0,5 1.57 10 1030 – 800 – 33.63 1030 -864 kж -8 -8 -11 2 2,63 10 2.73 10 0,5 1.57 10 1030 – 864 По формуле 63 1,049 2345186.3 380007 4 1824 0,864 2848551.8Н Fб1 max 0,5 р 864 14 35 660512,3 Н 2848551,8 Н. 3.
Болтовая нагрузка в рабочих условиях По формуле 78 , где Ft по формуле 79 . В формуле 79 -6 6 Lф 12,9 10 1 є, Lш 14,2 10 1 єС , tф 336єС, tш 332,5єС По формуле 79 -8 5 -6 2,73 10 24 1820 1,86 10 12,9 336 – 14,2 332,5 10 Ft -8 -8 -11 2 2.63 10 2.73 10 0,5 1.57 10 1030 – 864 -318093,6 Н. По формуле 78 Fб2 2848551,8 1 – 1,049 2345186,3 -318093,6 2415544
Н. При Ft 10 должно выполняться условие 80 где nш 24 185 24 1820 – 318093,6 7762706,3 Н Fб2 . 3. Условия прочности шпилек По формулам 81,82 2848551,8 24 1820 65,2 Мпа 230Мпа 2415544 24 1820 55,3 Мпа 185Мпа. Условия выполняются. 4.Условие прочности прокладки ПОН-1 ГОСТ 481-80 По формуле 83 2848551,8 р 864 14 74,96
МПа 130 МПа, условие 83 выполняется. 5. Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером S1 рис.14 1135І 1 8,55 lg 1135 800 – 800І По формуле 86 Тф 11,05 800І 1,945 1135І 1135 800 -1 1,744 По формуле 87 8 0,5 1030 – 864 2848551.8 2.3643 10 Н мм Мо max 0,5 1030 – 864 2415544 864 – 800 – 33,63 380007 170 123 8 8 2.85 10 Н мм 2.85 10 Н мм По формуле 87 8 у к 2.85 10 1 – 0,54 1 0,9 0,47 5,776 800 77І 80,4 МПа 8 По формуле 85 у1 1,744 2.85 10 0,54 815,5 56,5 – 2 І 110,8 МПа. Допускаемое напряжение для фланца в сечении S1 у 1 принимается равным пределу текучести материала фланца сталь 16 ГС табл. I и II 8 , то есть у1 ут 185 Мпа при температуре расчетной 350єС.
По формуле 84 v 110,8І 80,4І – 110,8 80,4 99,16 МПа 185 Мпа. Условие выполняется. 6.Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером So рис. 14 По формуле 88 уо 110,8 1,45 160,66 Мпа По формулам 89, 90 уt 4,0 800 2 15,5 – 2 118,52 МПа у ш 4,0 800 4 15,5 – 2 59,26 МПа, где D 800 мм уo – допускаемое напряжение для фланца в сечении
So, принимаемое при количестве нагружений соединения сборка – разборка не более 2 10і из условий уo 0.002 E при Рр ? 4 Мпа. 5 уo 0,002 1,86 10 372 МПа. По формуле 91 v 160,66 59,26 І 118.52І – 160,66 59,26 118.52 190,64 МПа 372 МПа. Условие выполняется. 7. Условие герметичности фланцевого соединения определяется углом поворота фланца 5 -3 По формуле 92 И 80,4 1,86 10 800 77 4,5 10 рад и 0,009 рад.
Соединение герметично. Расчёты на прочность горловин А. Горловины для трубного пучка III ЦО К-2 Горловины как сборочные единицы состоят из цилиндрической обечайки стали 16 ГС с приваренными к ней внутри двумя погонами для монтажа демонтажа трубного пучка раздел 3.3 П3 и ответных фланцев Фланец 5-600-40-16ГС ГОСТ 12821-80 . Расчитаем цилиндрическую обечайку.
Расчётную толщину стенки цилиндрической обсчайки определяем по форрмуле 45 , где Рр 1,6 Мпа, D 800мм, материал горловины – сталь 16 ГС, ь 145 МПа – допускаемое напряжение для стали 16 ГС при расчётной температуре 250єС ц 1 р4 – давление при гидравлических испытаниях, Мпа по формуле 46 р4 mах 1,25 1,6 170 145 2,345 1,6 0,3 1,8 2,3456 Мпа, принимаем р4 1,5 Рр 1,5 1,6 2,4 Мпа. 1,6 600 2 1 145 – 1,6 3,33 мм По формуле 45 Sр mах 2,4 600 2 1 254,5 – 2,4 2,84 мм 3,33 мм. Исполнительная толщина стенки обечайки по формуле S Sp c 3,33 2 5,33 мм, принимаем S 20 мм. Для определения длины горловины необходимо учитывать расчётные длины внешней и внутренней частей горловин, участвующих в укреплении отверстия по формулам 51,52 , где
d 600 мм, Sш 20 мм, Сш 2мм l1p 1,25 v 600 2 2 20 – 2 130,34 мм l2p 0,5 v 600 2 2 20 – 2 2 49,15 мм. При конструировании значения менее l1p, l2p принимать нельзя. Б. Горловина для трубного пучка IV погона К-10 Ответный фланец для данной горловины выбираем из стандарта Фланец 5-800-40-16ГС ГОСТ 12821-80 . Расчитаем цилиндрическую обечайку с внутренним диаметром 800 мм материал горловины – сталь 16 ГС, с допустимым напряжением ь 145
МПа при 250єС по формуле 45 1,6 800 2 1 145 – 1,6 4,44 мм Sр mах 2,4 800 2 1 254,5 – 2,4 3,79 мм 4,44 мм. Исполнительная толщина стенки обечайки по формуле S Sp c 4,44 2 6,44 мм, принимаем S 20 мм. Для определения длины горловины необходимо учитывать расчётные длины внешней и внутренней частей горловин, участвующих в укреплении отверстия в днище корпуса по формулам 51,52 , где d 800 мм, Sш 20 мм, Сш 2мм l1p 1,25 v 800 2 2 20 –
2 150,4 мм l2p 0,5 v 800 2 2 20 – 2 2 56,7 мм. При конструировании значения менее l1p, l2p принимать нельзя. Определение диаметра корпуса рибойлера и расчеты на просность эллиптических днищ корпуса Определим диаметр внутренний корпуса аппарата в зависимости от расстояния между горловинами рис. 16 ориентировочно, а затем проверим его значение. В переднем эллиптическом днище граф.часть корпуса рибойлера необходимо вырезать три отверстия под горловины пучков с внутренним диаметром 600 мм две горловины и 800 мм рис. 16 . A 2 отв.Ш 600 мм под горловину OO O III ЦО К-2, d1 ось аппарата L 45є А1 Ш 800 мм под Рис. 16. К расчету расстояний ось аппарата между горловинами аппарата горловину пучка IV погона К-10, d2 Расстояние А рис.16 между центрами смежных отверстий под горловины с внутренним диаметром 600 мм необходимо выполнить больше полуторакратной полусуммы диаметров 12
А ? 1,5 d1 2с d2 2с 2 93 d1 d2 600 мм – диаметры горловин внутренние под трубные пучки III ЦО К-2 рис. 16 , с 2 мм – прибавка к расчетной толщине горловин на коррозию и компенсацию отрицательных допусков раздел 3.5.1 П3 . По формуле 93 А ? 1,5 600 2 2 600 2 2 2 906 мм, принимаем А 1600 мм. Расстояние А1 между центром отверстий под горловины с диаметром 600 мм и 800 мм рис. 16 определим по формуле 93 , где d1 600 мм и d2 800 мм
А1 ? 1,5 600 2 2 800 2 2 2 1056 мм, принимаем А1 1060 мм. Диаметр цилиндрической обечайки корпуса рибойлера ориентировочно принимаем Dвн 3000 мм и проверяем его рис. 17 . Рис. 17. К расчету переднего эллиптического днища При расположении отверстий в эллиптическом днище, согласно ОСТ 26.291-79 должно соблюдаться следующее условие е ?
0,1 Dн, но не менее 0,09 Dвн 94 е – размер по проекции образующей днища рис. 17 Dн и Dвн – соответственно наружний и внутренний диаметры днища, мм, Dн Dвн 2 Sэ.з. 95 где Sэ.з. 28 мм – ориентировочно принятая толщина стенки эллиптического днища переднего, затем эту величину проверим. По формуле 95 Dн 3000 2 28 3056 мм рис. 17 Определим границы параметра е по условиям 94 е ?
0,1 3056 305,6 мм , но не менее 0,09 3000 270 мм Величина с определяется по формуле С 0,5 D2 95 , Где D2 d2 2 S2 – наружный диаметр горловины d2 рис. 16 S2 20 мм – толщина стенки горловины 3.5.3 П3 . Отсюда D2 800 2 20 840 мм, а, значит, по формуле 95 с 0,5 840 420 мм рис. 17 Величину d рис. 17 расстояние между центрами аппарата и отверстия под горловину 800-20 определим из треугольника ЩЩ1Щ2 рис. 16 по формуле d A1 cos 45є 1060 cos 45є 750 мм. Полученные значения вышевычесленных величин должны удовлетворять условию е с d ? 0,5 Dв 96 Отсюда по условию 96 305,6 420 750 1476,5 0,5 Dв 1500 мм, принимаем величину е 330 мм рис. 17 . Трубы U-образные в пучках IV погона К-10 расположены по диаметру 560 мм величина, полученная при проектировании
трубного пучка , отсюда следует величина k 280 мм рис. 17 . Верхние трубы пучка внутри корпуса рибойлера всегда должны быть покрыты слоем жидкости высотой не менее 100 мм, отсюда следует, что величина m ? 100 мм 12 , рис. 17 . Для достижения достаточной поверхности зеркала испарения рис. 5г и правильной работы аппарата следует расстояние h рис.
5г, 17 от уровня жидкости до верха корпуса рибойлера принимать равным не менее 0,35 Dв h ? 0,35 Dв 0,35 3000 1050 мм. Полученные значения величин k, m, h должны удовлетворять условию k m h ? 0,5 Dв 97 Отсюда по условию 97 280 100 1050 1430 0,5 3000 1500 мм, принимаем величины m и h равным соответственно 120 мм и 1100 мм. Согласно приведённым расчётам, принятый внутренний диаметр цилиндрической обечайки корпуса рибойлера Т-20в оказался верным. Проверим правильность принятой величины толщины стенки
переднего эллиптического днища формула 95 . Материал днища – сталь 16 ГС. Днище работает в условиях межтрубного пространства. Расчётную толщину стенки днища определяем по формуле 57 1,6 3000 2 1 145 – 0,5 1,6 16,6 мм Sэр max 2,4 3000 2 1 254,5 – 0,5 2,4 14,1 мм 16,6 мм Исполнительная толщина стенки днища Sэ.з Sэ.р3 с 16,6 2 18,6 мм по конструктивным особенностям, изложенным
ниже. По приведённым выше расчётам видно, что расстояния между тремя отверстиями таково, что укрепления их находят одно на другое, а значит эти отверстия необходимо усилить одним укреплением, прочность которого должна быть равна суммарной прочности отдельных укреплений, которые потребовалось бы для каждого отверстия в отдельности. 0,5 d1 2c d2 2c Sэ.р.з – Fn1 – Fn2 Толщина накладки Sн ? A1 – 0,5 d1 2c d2 2c – S01 98 Fn1 – Fn2 – площади сечений излишнего металла в толщинах стенок патрубков по сравнению с теоретическими необходимыми соответственно для пучков III ЦО К-2 и IV погона К-10 по формуле 12 Fni 2 2 2.5 Sэ.з с Sri – c S r.p.i c 2 99 Sэ.з. 28 мм – толщина стенки переднего эллиптического днища, Sri 20 мм – толщина стенки i-ой горловины формула 45 , S r.p.i – расчетная толщина стенки i-ой горловины
По формуле 99 Fn1 2 2 2.5 28 – 2 20 – 2 – 3,33 – 2 2 3280,8 ммІ Fn2 2 2 2.5 28 – 2 20 – 2 – 4,44 – 2 2 3014,4 ммІ S01 – толщина стенки днища, которую можно рассматривать как укрепление, по формуле S01 Sэ.з с – Sэ.р.з. 100 с 2 мм – прибавка к расчётной толщине стенки днища Sэ.р.з. 16,6 мм – расчётная толщина стенки днища. По формуле 98 0,5 600 2 2 800 2 2 16.6 – 3280 – 3014.4 Sн ? 1060 – 0,5 600 2 2 800 2 2 – 9,4 5,74 мм, при этом форму накладки принимают такой,
как указано на рис. 18, только в случае выполнения неравенства S01 ? Sэ.р.з Fn1 Fn2 d1 2c d2 2c 0.5 101 Отсюда условие 101 9,4 16,6 – 3280,8 3014,4 600 2 2 800 2 2 0,5 7,66 мм выполняется, а, значит, укрепляется накладка с исполнительной толщиной Sн Sн с 5,74 2 7,74 принимаем Sн 10 мм выполняем по формуле, указанной на рис. 18, то есть фактически при данных толщинах переднего днища и накладки требуется укреплять только перемычки
между ними горловинами рис. 18 . По вышеизложенным расчётам принимаем по ГОСТ 6533-78 днище D 3000 мм, Sэ 28 мм, Н 750 мм, b 80 мм из стали 16 ГС рис. 13 Днище 3000 х 28 -80 – 16 ГС ГОСТ 6533-78 d 200 мм штуцеры для монтажа трубных пучков Рис. 19. Заднее эллиптическое днище с монтажными штуцерами В заднем эллиптическом днище вырезают три отверстия под штуцера для монтажа трубных пучков рис.
19 с внутренними диаметроми 200 мм каждый. Расчётная А 1600 мм и А1 1060 мм рис. 19 соответствуют расстояниям А и А1 на рис. 16, 18, что строго должно выдерживаться при разметке отверстий под кислородную резку 36, 37 . Толщину заднего эллиптического днища принимаем Sэ4 2.4 мм, основываясь на расчете величины Sэ.3. Необходимую толщину расчетную накладки если она необходима определяем по преобразованной формуле 98 d 2 c Sэ.р.4 S ? А – d 2 с – Sо2 102 Sэ.р.4 Sэ.р.3 16,6 мм – расчетная толщина стенки эллиптического днища формула 57 лист , Sо2 – толщина стенки заднего днища, которую можно рассматривать как укрепление по формуле 100 S02 Sэ.4 – с – Sэ.р.4 24 – 2 – 16,6 5,4 мм. d 200 мм – внутренние диаметры патрубков штуцеров для монтажа трубных пучков рис. 19 . По формуле 102 200 2 2 16,6 S ? 1060 – 200 2 2 – 5,4 -1,44 мм Знак – показывает, что в укрепляющем элементе необходимости нет.
По вышеизложенному расчету принимаем по ГОСТ 6533-78 днище D 3000 мм, Sэ 24 мм, Н 750 мм, b 80 мм из стали 16 ГС рис. 13 Днище 3000 х 24 – 80 – 16 ГС ГОСТ 6533-78 . Расчет на прочность цилиндрической обечайки корпуса рибойлера Цилиндрическая обечайка изготовлена из четырех отдельных обечаек граф.часть , которые соединены между
собой при помощи автоматической дуговой электросварки, а, значит, коэффициент прочности сварных швов аппарата ц 1 8 . Обечайка работает в условиях межтрубного пространства раздел 3.1. П3 . Материал обечайки – сталь 16 ГС ГОСТ 5520-79. Расчетная толщина стенки обечайки по формуле 45 , где Рр 1,6 Мпа, D 3000 мм, ь 145 МПа, ь 4 254,5 МПа, р4 2,4
МПа раздел 3.5.3. Пз 1,6 3000 2 1 145 – 1,6 16,64 Sp max 2,4 3000 2 1 254,5 – 2,4 14,21 16,64 мм. Исполнительная толщина обечайки по формуле 47 S Sр с 16,64 2 18,64 мм, принимаем S 20 мм. Допускаемое давление а в рабочем состоянии по формуле 48 p 2 1 145 20 – 2 3000 20 – 2 1,73 Мпа б при гидравлических испытаниях по формуле 49 p u 2 1 254,5 20 – 2 3000 20 – 2 3,03 Мпа Наибольший диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления
по формуле 50 , где Dp D 3000 мм – расчетный диаметр цилиндрической оболочки 8 , Сш 2мм – прибавка к толщине штуцера на коррозию 8 dо 2 20 – 2 16,64 -0,8 v 3000 20 – 2 – 2 127 мм. Цилиндрическую обечайку снабжаем необходимым количеством технологических штуцеров рис. 20 I II VI V IV III Рис. 20. Обечайка с вваренными в неё технологическими штуцерами I – люк Dу 500 мм Люк VB Ру 16 D 500 ОН26-01-10-65 II – выход паров бензина в К-8а III вход жидкого бензина из К-8а IV – дренаж Dу 500 мм ГОСТ 14248-79 V – выход бензина стабильного в К-3 VI – штуцеры Dу 500 мм для подсоединения регулятора уровня. Рассчтаем диаметр штуцера выхода паров бензина поз. II рис. 20 по формуле 44 , где V 0,741 мі с – объемный расход паров бензина из рибойлера
Т-20в, w 8 с с – скорость паров в трубах колонн 1 dII v 4 0,741 р 8 0,344 м, принимаем dII 400 мм. Рассчитаем диаметр штуцера входа жидкого бензина из К-8а поз. III рис. 20 по формуле 44 , где V W g 3600 р170 103 W 134000 кг ч – поток стабильного бензина исходные данные раздела 3.4.П3 g 108700 кг ч – количество парового потока, поступающего из рибойлера п. 5 раздела 3.4.
ПЗ р170 574,88 кг мі п. 12 раздела 3.4. П3 По формуле 103 V 134000 108700 3600 574,88 0,1173 мі с w 2,5 м с – скорость бензина в трубопроводе, соединяющем колонну К-8а и рибойлер Т-20в 15 По формуле 44 dIII v 4 0,1173 р 2,5 0,244 м, принимаем dIII 250 мм. Рассчтаем диаметр штуцера выхода бензина стабильного из рибойлера Т-20в по формуле 44 , где V 0,06475 мі с – объемный расход бензина стабильного при 170єС, w 2,5 м с
– скорость стабильного бензина в трубопроводе, соединяющем колонну вторичной перегонки бензина К-3 и рибойлер Т-20в 15 dV v 4 0,06475 р 2,5 0,181 м, принимаем dV 200 мм. А. Расчет укреплений для отверстий под штуцеры позиций I, II, III, IV, V, VI в цилиндрической обечайке корпуса рибойлера Основные расчетные размеры 8 1. Dр D 3000 мм – расчетный диаметр цилиндрической обечайки корпуса рибойлера
Т-20в. 2. Расчетный диаметр круглого отверстия штуцеров в цилиндрической обечайке корпуса аппарата, если ось отверстия нормальна к их оси в плоскости поперечного сечения обечайки этому условию удовлетворяют штуцера всех позиций рис. 20 обечайки аппарата dр dшт 2 Сш 103 dшт – внутренний диаметр штуцера, мм Сш 2 мм – прибавка к расчетной толщине патрубка штуцера на коррозию 8 . 3. Расчетная длина внешней и внутренней частей штуцера, участвующих в укреплении, находим по формулам 51, 52 , где d dшт. 4. Расчетная длина образующей оболочки в зоне укрепления, находим по формуле 53 . 5. Расчетный диаметр отверстия, не требующего укрепления, при отсутствии избыточной толщины стенки укрепляемого элемента, находим по формуле 54 dор 0,4 v 3000 20 -2 93 мм 6. Условие укрепления отверстия штуцером, накладным кольцом или комбинированным способом укреплением , находим по формуле 55 , где Н1 Н2 1, так как патрубки штуцеров, накладные кольца изготавливаем из стали 16
ГС ГОСТ 5520-79. При конструировании аппарата важно, чтобы технологические штуцера позиций I-IV рис. 20 считались одиночными минимальное расстояние между наружными поверхностями двух соединений штуцеров, когда их можно считать одиночнымиЮ определяется по формуле 2 v Dр Sу.р. S – с 104 S 20 мм – толщина стенки цилиндрической обечайки аппарата Sу.р. 0 см. формулу 53 . По формуле 104 2 v 3000 0 20 –
2 465 мм При разметке отверстий в обечайке корпуса аппарата под технологические штуцеры для кислородной резки недопустимо выполнять расстояния между штуцерами менее 500 мм. Рассчитанный наибольший диаметр отверстия, не требующиго дополнительного укрепления по формуле 50 лист dо 127 мм показывает, что штуцеры позиций IV и VI не нуждаются в дополнительном укрепляющем элементе. а Укрепление отверстия под штуцер позиции II рис. 20
Основные расчетные размеры 1. Dр D 3000 мм. 2. dр dшт 2 Сш 400 2 2 404 мм 3. Для расчета величин по формулам 51,52 необходимо вычислить толщину стенки штуцера по формуле 45 , штуцер работает в условиях межтрубного пространства раздел 3.1. П3 и лист 1,6 400 2 1 145 – 1,6 2,22 мм Sш.р. mах 2,4 400 2 1 254,5 – 2,4 1,9 мм 2,22 мм. Исполнительная толщина Sш Sш.p. c 2,22 2 4,22 мм, принимаем Sш 12мм. По формулам 51,52 l1p 1,25 v 400 2 2 12 – 2 79,45 мм l2p 0,5 v 400 2 2 12 – 2 2 28,4 мм. 4. По формуле 53 Lo v 3000 6 20 – 2 268,3 мм, где Sу.р.2 6 мм – расчетная толщина накладного кольца, принятая ориентировочно, по пункту 6 лист проверим её надёжность. 5. dор 93 мм 6. 79,45 6 20 – 16,64 – 2 12 – 2,22 – 2 28,4 12 – 2 2 1 v 3000 6 20 – 2 1 6 20 –
16,64 – 2 2877,3 ммІ 0,5 404 – 93 16,64 2587,5 ммІ, условие 55 выполняется, а, значит, накладное кольцо окончательно выполняем Sн2 Sу.р.2 с 6 2 8 мм. б Укрепление отверстия под люк позиции I рис. 20 Основные расчетные размеры 1. Dр D 3000 мм. 2. dр по формуле 103 dр dшт 2 Сш 500 2 2 504 мм 3. Для расчета величин по формулам 51,52 необходимо вычислить толщину стенки штуцера люка расчетную по
формуле 45 , люк работает в условиях межтрубного пространства раздел 3.1. П3 1,6 500 2 1 145 – 1,6 2,77 мм Sш.р. mах 2,4 500 2 1 254,5 – 2,4 2,3 мм 2,77 мм. Исполнительная толщина штуцера люка Sш 8мм по ОН 26-01-10-65. По формулам 51,52 l1p min 170 1,25 v 500 2 2 8 – 2 68,7 68,7 мм l2p 0,5 v 500 2 2 8 – 2 2 22,45 мм.
4. По формуле 53 Lo v 3000 10 20 – 2 289,8 мм, где Sу.р.3 10 мм – расчетная толщина накладного кольца, принятая ориентировочно, по пункту 6, проверим её надёжность. 5. dор 93 мм 6. 68,7 10 20 – 16,64 – 2 8 – 2,77 – 2 22,45 8 – 2 2 1 v 3000 10 20 – 2 1 10 20 – 16,64 – 2 3640,5 ммІ 0,5 504 – 93 16,64 3419,52 ммІ, условие 55 выполняется, а, значит, накладное кольцо
окончательно выполняем Sн3 Sу.р.3 с 10 2 12 мм. в Укрепление отверстия под штуцер позиции III рис. 20 Основные расчетные размеры 1. Dр D 3000 мм. 2. dр по формуле 103 dр dшт 2 Сш 250 2 2 254 мм 3. Для расчета величин по формулам 51,52 необходимо вычислить толщину стенки штуцера по формуле 45 , штуцер работает в условиях межтрубного пространства раздел 3.1. П3 1,6 250 2 1 145 – 1,6 1,4 мм Sш.р. mах 2,4 250 2 1 254,5 – 2,4 1,2 мм 1,4 мм. Исполнительная толщина штуцера Sш Sш.р. с 1,4 2 3,4 мм, принимаем Sш 12 мм. По формулам 51,52 l1p 1,25 v 250 2 2 12 – 2 63 мм l2p min 0 0,5 v 250 2 2 12 – 2 2 22,53 мм 0 4. По формуле 53 Lo v 3000 6 20 – 2 268,3 мм, где Sу.р.3 6 мм – расчетная толщина накладного кольца, принята
ориентировочно, по пункту 6 проверим её надёжность. 5. dор 93 мм 6. 63 6 20 – 16,64 – 2 12 – 1.4 – 2 0 1 v 3000 6 20 – 2 1 6 20 – 16,64 – 2 2580 ммІ 0,5 254 – 93 16,64 1340 ммІ, условие 55 выполняется, а, значит, накладное кольцо окончательно выполняем Sн4 Sу.р.4 с 6 2 8 мм в Укрепление отверстия под штуцер позиции V рис. 20 Основные расчетные размеры 1.
Dр D 3000 мм. 2. dр по формуле 103 dр dшт 2 Сш 200 2 2 204 мм 3. Для расчета величин по формулам 51,52 необходимо вычислить толщину стенки штуцера по формуле 45 1,6 200 2 1 145 – 1,6 1,11 мм Sш.р. mах 2,4 200 2 1 254,5 – 2,4 0,95 мм 1,11 мм. Исполнительная толщина штуцера Sш Sш.р. с 1,11 2 3,11 мм, принимаем Sш 12 мм. По формулам 51,52 l1p 1,25 v 200 2 2 12 –
2 56,45 мм l2p min 0 0,5 v 200 2 2 12 – 2 2 0 4. По формуле 53 Lo v 3000 6 20 – 2 268,3 мм, где Sу.р.3 6 мм – аналогично п. в лист 5. dор 93 мм 6. По формуле 55 56,45 6 20 – 16,64 – 2 12 – 1,11 – 2 0 1 v 3000 6 20 – 2 1 6 20 – 16,64 – 2 2542 ммІ 0,5 204 – 93 16,64 923,5 ммІ, условие 55 выполняется, а, значит, накладное кольцо окончательно выполняем Sн5 Sу.р.5 с 6 2 8 мм.
Расчет на прочность закрепления труб в трубных решетках пучков III ЦО К-2 и IV погона К-10 Закрепление труб 25 х 2,5 мм в решетке производится развальцовкой в канавках рис. 21 . Геометрические размеры отверстий под развальцовку труб в трубных решетках рис. 21 17 . А 1,5 S 1,5 2,5 3,75 мм Принимаем а 4 мм, так как размер а должен быть не менее 5 мм, но не более 10 мм b S 1 2,5 1 3,5 мм. Так как dм 25 мм, то справедлива формула 17 d 1,02 dм 1,02 25 25,5 мм рис. 21 d1 d 0,2 S 0,5 25,5 0,2 2,5 0,5 26,5мм Развальцовка производится на глубину не менее 1,5 dн 1,5 25 37,5 мм 17 , принимаем глубину развальцовки равной 40 мм. Вальцовочное закрепление трубы в решетке должно отвечать условиям, для развальцовки в канавках по формуле 4 Рм ? Рм 22 10 dн 105 dн 0,025 м – наружный диаметр трубы. Для рибойлера с U-образными трубами 6 Рм max 0,785 dІн рum 0,785 pим 106 рum 3,75
МПа 3,75 10 Н мІ- давление в трубном пространстве при гидравлических испытаниях 6 pим 2,4 МПа 2,4 10 Н мІ – давление в межтрубном пространстве при гидравлических испытаниях. По формуле 105 определим допускаемое давление для вальцовочного соединения 4 Рм 22 10 0,025 5500 Н По формуле 106 6 6 Рм max 0,785 0,025І 3,75 10 0,785 0,025І 2,4 10 1178 Н 1840 Н. Вальцовочное соединение рис. 21 надежно, так как
Рм 1840 Н Рм – 5500 Н. В межтрубном пространстве рибойлера перед отверстием подведенный бензин в аппарат штуцером предусматриваем круглый козырек-отражатель граф. часть лист диаметром Dк 300 мм DII 250 мм 33 на расстоянии 0,5 DII 50 мм от отверстия, для для защиты трубного пучка от воздействия потока банзина. Расчет опорных швеллеров Целью расчета является определение номера швеллера соответствующего ГОСТ 8240-72. Определение номера швеллеров опорных для трубных пучков под дизельное топливо
III Ц.О. К-2 ? Fz 0 ? Мв 0, отсюда -Ra 1050 H 380 0 110 Определяем реакцию опоры в точке А из уравнения 110 Ra Р 380 1050 3000 380 1050 1085,7 Н. Изгибающий момент относительно оси z рис. 24 Мz – Razя I P z – 0.67 II 111 На основании формулы 111 строим эпюру изгибающего момента рис. 24 . Определим минимальный момент сопротивления данного сечения
Wx ? Mmax у из 112 Mmax 727,4 Н м – максимальный изгибающий момент в данном сечении рис. 24 , у из 110 МПа – допускаемое напряжение для стали Ст3сп ГОСТ 535-78 при изгибе, температура стали 250єС. по формуле 112 Wx ? 727,4 110 6612,7 ммі 6,6127 смі 8 ГОСТ 8240-72 По ГОСТ 8240-72 выбираем Швеллер Ст3пс ГОСТ 535-78. Данный швеллер рассчитаем на устойчивость рис. 25 по формуле F ? P у из 113 F ? 3100 110 28,2 ммІ – минимальное сечение швеллера. По ГОСТ 535-78 площадь сечения швеллера 8 Fш 898 ммІ, что больше рассчитанной F 28,2 ммІ. Р 3100 Н Опредеоение номера опорного швеллера поз. от нагрузок трубного пучка IV погона К-10 и опорных швеллеров 8 трубных пучков
III Ц.О. К-2 сумма моментов относительно точки В Мв 0, отсюда -Ra 1,925 P1 0,465 2 0,4975 P2 0,465 0,4975 P3 0,4975 0 114 Определим реакцию опоры в точке А из уравнения 114 Ra 3100 0,465 2 0,4975 5500 0,465 Рис. 25 Расчетная схема 0,4975 3100 0,4975 1925 5850 Н Rв нагрузки на швеллер поз. Изгибающий момент относительно оси z рис.
26 Мz -Ra z I P1 z – 0,4975 II P2 z – 0,9625 III P3 z – 1,4275 115 На основании формулы 115 строим эпюру изгибающего момента Мz. Определим минимальный размер сопротивления данного сечения по формуле 112 , где Мmax 4228,1 10і Н мм – максимальный изгибающий момент в сечении Wх 4228,1 10і 110 38437,3 ммі 38,4373 смі 14 ГОСТ 8240-72
По ГОСТ 8240-72 выбираем Швеллер Ст3пс ГОСТ 535-78. Расчет опоры рибойлера Т-20в Для расчета схемы найдем приведенную длину рибойлера Lпр Lкон Lg 2 Lц 116 Lц 6500 мм – длина цилиндрической части корпуса, согласно ГОСТ 9617-76, Lg длина эллиптического днища, приведенная к цилиндрической части корпуса, находим по формуле 117 , мм, Lкон – длина конструктивных элементов определяем вычеркиванием в масштабе контура
аппарата , мм Lкон 1020 мм рис. 27 . Приведенная длина днища при заполненном средой аппарате Gg 10 Vg Pc Lg 7,85 p DІн – DІb Pc DІb 117 Gg 20500 Н – сила тяжести днища ГОСТ 6533-78 , Vg 4,14 мі – емкость днища ГОСТ 6533-78 , Dн 3056 мм – наружный диаметр обечайки корпуса, Db 3000 мм – внутренний диаметр обечайки корпуса, р 7850 кг мі – плотность материала обечайки корпуса, Зс 1000 кг мі – плотность среды в аппарате. 20500 10 4,14 1000 По формуле 117 Lg 7,85 7850 3,056І – 3,0І 1000 3,0І 0,73 м По формуле 116 Lпр 1020 730 2 6500 8980 мм Момент относительно т.В Мв 0 Мв q 730 730 2 4000 1400 q1 6500 3250 – 1100 – q2 730 730 2 1100 – q3 1020 1020 2 730 1100 – Ra 4000 0 118 Из формулы 118 находим реакцию опоры в т.
А рис. 27 Ra 86,3 730 5765 105,23 6500 2150 – 115,07 730 1465 – 53,0 1020 2340 4000 396037 Н ? Fx 0 – q 730 – q1 6500 Ra RR – q2 730 – q3 1020 0, отсюда Rв 86,3 730 105,23 6500 – 396037 115,07 730 53,0 1020 488973 Н Расчетный изгибающий момент Мz q zІ 2 I – q z -730 І 2 q1 z -730 І 2 II – R1 z –
2130 III – R2 z – 6130 IV – q1 z – 7230 І 2 q2 z – 7230 І 2 V – q2 z – 7960 І 2 q3 z -7960 І 2 VI Напряжение на изгиб в корпусе аппарата от силы тяжести уu Mumax Wx ? у из 120 Мпа сталь 16 ГС при 250єС 119 Mumax 313,225 10і Н м – максимальный изгибающий момент рис. 27 , возникающий в корпусе аппарата, Wx – момент сопротивления расчетного поперечного сечения, находим
по формуле Wx 0,8 DІb S-c 120 Db 3,0 м – внутренний диаметр корпуса рибойлера, S 20 мм 0,02 м – толщина стенки корпуса рибойлера, C 2 мм 0,002 м – прибавка на коррозию 8 . По формуле 120 Wх 0,8 3,0І 0,02 – 0,002 0,129 мі По формуле 119 уu 313,225 10і 0,1296 2,42 МПа у из 120 Мпа. Величина эквивалентного напряжения в корпусе при действии внутреннего давления в аппарате
должна отвечать условию 6 121 уэ ? v 1,2уІg – Db S – c І pІ 4 S – c І цІ уg 170 10 Н мІ – допускаемое напряжение при растяжении для стали 16 ГС 13 , 6 р 1,6 10 Н мІ – расчетное давление в корпусе аппарата, ц 1 – коэффициент ослабления обечайки неукрепленными отверстиями, уэ – эквивалентное напряжение в стенке обечайки от нагрузок, по формуле уэ v у 0,8 у1 І 3фІ 122 у 0 – осевое напряжение растяжения сжатия в обечайке от внешней осевой силы, ф 0 – напряжение кручения от внешнего момента, 6 у1 – напряжение изгиба, по формуле 119 у1 2,42 10 Н мІ. 6 6 По формуле 122 уэ 0,8 у1 0,8 2,42 10 1,936 10 Н мІ. По формуле 121 6 6 6 1,936 10 Н мІ v 1,2 170 10 І – 3,0 0,02 – 0,002 І 1,6 10 І 8 4 0,02 – 0,002 І 1І 1.29 10 Н мІ. Условие выполняется, таким образом, прочность обечайки обеспечена.
Проверим обечайку на устойчивость от внешних нагрузок, так как условие l Db 1 4000 3000 1,33 1, выполняется рис. 27 t t 9 S – c ? v 1 E k1 1 – k 2 0,125 k k2 P 4 Mu.max Db 123 E 194 10 Н мІ – модуль упругости стали 16 ГС при 250 С 8 k1 1,7 и k2 6,0 – коэффициенты, определяемые по графику 15.3 9 Р 0 – осевая сила, Н k – коэффициент, определяемый по формуле k 2
Mu.max 0,25 P Db M 2 313225 0,25 0 3 313225 2 По формуле 123 9 0,02 – 0,002 ? v1 194 10 1,7 1 – 2 2 0,125 2 6,0 0 4 313225 3 1,796 10Їі м 18 10Їі м 1,796 10Їі. Отсюда видно, что обечайка устойчива. Напряжение на изгиб в станке рибойлера от действия реакции опоры проверяем по формуле уu 0,02 Р Dн W ? у из 120 Мпа 124 Р Rв 488973 Н – максимальная реакция опоры в точке
В рис. 27 По формуле 125 находим W – момент сопротивления расчетного поперечного сечения элемента стенки рибойлера под опорой относительно оси х, проходящей через центр тяжести этого сечения, параллельно оси аппарата W b 8 S – c S – c І 6 125 b 300 мм – ширина опоры ОСТ 26-1265-75 . -5 По формуле 125 W 0,3 8 0,02 – 0,002 0,02 – 0,002 І 6 2,4 10 мі -5 По формуле 124 уu 0,02 488973 3 2,4 10 1230
МПа 120 МПа условие не выполняется, в месте опоры на корпусе рибойлера необходимо предусмотреть усиление. Предварительно выполненный расчет показал, что использовать под опору накладку как усиливающий элемент нельзя, так как аппарат в месте опоры даже с накладкой теряет устойчивость. Поэтому следует в месте опор предусмотреть кольца жесткости рис. 29 , расположенных внутри корпуса. Выбираем для колец жесткости уголки 12,5 125 х 125 х 10 ГОСТ 8509-72. Расчетный момент инерции поперечного сечения J, состоящего из площади сечения кольца жесткости и площади сечения элемента стенки корпуса рибойлера, исходя из устойчивости корпуса в месте опоры при запасе устойчивости nу 5 определяется по формуле t J? 0,208 Р DІн E sin L 2 126 L 120є – угол обхвата опорой корпуса ОСТ 26-1265-75 t 9 Е 176 10 Н мІ – модуль упругости для стали
Вст3nс3 ГОСТ 380-71 – материал седловой опоры исполнение 2 . 9 -8 4 По формуле 126 J 0,208 488973 3І 176 10 sin 60 601,81 10 м Момент инерции составного сечения J jc Jк Fc y – 0,5 S – c І Fк у1 – у І 12 Fc – расчетная площадь поперечного сечения элемента стенки, мІ, Fк – расчетная площадь поперечного сечения элемента кольца, мІ,
Jc – момент инерции площади Fc относительно оси, проходящей через центр тяжести 4 её, параллельно оси аппарата, м, Jк – момент инерции площади Fк относительно оси, проходящей через центр тяжести 4 её, параллельно оси рибойлера, м, у – расстояние от наружной стенки аппарата до оси, проходящей через центр тяжести площади Fc Fк , параллельно оси аппарата, м. -4 Fc b 8 S – c S – c 0,3 8 0,02 – 0,002 0,02 – 0,002 79,92 10 мІ -4 -8 4
Jc Fc S – c І 12 79,92 10 0,02 – 0,002 І 12 21,5784 10 м По ГОСТ 8509-72 и рис. 29 имеем -8 -8 4 -4 -4 2 Jк 2 360 10 720 10 м Fк 2 24,3 10 48,6 10 м Расстояние у определяем из соотношения рис. 29 Fc y – S – c 0,5 Fк у1 – у 128 , 0,5 Fc S – c Fк у1 отсюда у Fc Fк 128а у1 S 90,5 20 90,5 110,5 мм 0,1105 м -4 -4 0,5 79,92 10 0,02 –
0,002 48,6 10 0,1102 По формуле 128а у -4 0,04738 м 79,92 48,6 10 -8 -8 -4 По формуле 127 J 21,57 10 720 10 79,92 10 0,04738 – 0,5 0,02 – 0,002 І -4 -8 4 -8 4 48,6 10 0,1105 – 0,04738 І 3855,1 10 м J 601,81 10 м см. формулу 126 . Отсюда что выбранные профили для колец жесткости по прочности и устойчивости прошли. Для рибойлера по ОСТ 26-1265-75 выбираем две седловых опоры Опора 630-1528-2-II ОСТ 26-1265-75 , и два листа Лист опорный 8-1528 ОСТ 26-1267-75 . 2.6. Технология изготовления аппарата Рибойлер Т-20в характеризуется тем, что теплота одних теплоносителей III ЦО К-2 и IV погон К-10 к другому бензин нестабильный передаётся через твёрдую стенку трубка 25 х 2,5 мм, сталь 15 х 5 ГОСТ 550-75 , разделяющую между собой потоки, находящиеся в разных фазовых состояниях.
Аппарат имеет корпус и внутренние устройства граф.лист 1 . Деталями, формирующими корпус, служат обечайки А, Б, В, Г П.4 , днища, штуцера и фланцевые разъёмы граф.лист 1 . Корпус отделяет внутреннюю часть рибойлера от атмосферы, образуя тем самым ёмкость. Так как теплообменивающиеся среды взрывопожароопасны, то аппарат отнесён к
I группе. Важной частью рибойлера является корпус. Корпус имеет форму цилиндра. Корпус сваривается из обечаек А, Б, В, Г П.4 и подведомственен Госгортехнадзору РФ изготавливается в соответствии с требованиями ОСТ 26-291-71. Технологический процесс изготовления обечайки Г П.4 , как одной из составных частей корпуса рибойлера приведён в приложении 4.
Технологический процесс изготовления остальных обечаек А, Б, В в принципе не отличается от приведённого в приложении 4. Определяя размеры развертки, учитываем материал сталь 16 ГС ГОСТ 5520-79, Гост 19903-74 и припуски на последующую обработку припуск на кислородную резку опер. 015 , механическую 5 2 мм таблица 79 37 припуск на размеры при разметке листов 3,0 мм таблица 3 36
припуск на обработку торцов 1,0 мм. Общий припуск на размеры составляет 10 мм. Расчётным размером является длина L развертки по периметру цилиндрической обечайки с внутренним диаметром Dвн 3000 мм и стали 16 ГС ГОСТ 5520-79 толщиной S 20 мм, определяемая по диаметру нейтральной поверхности Dнп L р Dнп р Dвн S р 3000 20 9487,6 мм. Размеры листа к производству 9487,6 10,0 9498 мм и 1500 10,0 1510 мм операция 005 и 010 . При разметке наносить и прокерпивать следующие линии, необходимые для вырезки контроля точности детали контрольные контуры детали, контуры препусков, фасок, центров отверстий. Необходимо соблюдать следующие требования к разметке. При разметке ширина и глубина линий, прочеркиваемых чертилкой, должны быть не более 0,3 мм. Расстояние между керпами на линиях корпуса детали должно быть 20 мм. Линии снятия фасок прочеркиваются чертилкой с последующим нанесением краской надписи фаска с лица 10.
Так как обечайка Г считается нежесткой S Dвн ? 0,01 20 3000 0,0067 0,01, где S 20мм – толщина стенки обечайки, Dвн 3000 мм – внутренний диаметр обечайки , то она способна при гибке изменять форму поперечного сечения под действием собственной массы . По мере увеличения длина вылета листа кривизна выходной ветви уменьшается и, достигнув немного больше четверти окружности, лист теряет устойчивость и падает .
Если же лист не изменит резко своей формы, но под действием собственной массы сильно изгибается продолжать процесс гибки нельзя. Поэтому для исключения деформации от собственной массы и вызываемого ею искажения формы поперечного сечения при вальцевании применяют телескопические боковые опоры и верхние поддерживающие устройства. Регулируемость положения роликовых опор и поддерживающего устройства позволяет вальцевать обечайки различных диаметров в том числе Ш 3000 мм .
Приспособление для сокращения формы нежестких обечаек действует следующим образом. Обечайка 2 гнется валками 5 листогибочной машины. По мере гибки конец изогнутой обечайки сначала поддерживается левым роликом 1 и предупреждает её запрокидывание, а затем поддерживается трубой 3, устанавливаемой на определённой нужной высоте винтом . Правый ролик 1 поддерживает изогнутый конец обечайки на завершающей стадии гибки. Технические требования на изготовление обечаек а Сварные швы и их расположение сварные швы должны быть только стыковыми в стыковых соединениях элементов корпуса рибойлера с различной толщиной стенок обечайка – днище обеспечивается плавный переход от одного элемента к другому постепенным утолением кромки более толстого элемента. Угол наклона перехода не должен превышать 15є. Если разница в толщине элементов составляет не более 30 толщины тонкого элемента и не превышает 5 мм,
то допускается применение сварных швов без предварительного утоления. б Расположение отверстий в стенках отверстия для люков, штуцеров, муфт следует располагать вне сварных швов. г Материал качество и свойства материала должно удовлетворять требованиям ГОСТ 5520-79, ГОСТ 19903-74 и быть подтверждены сертификатами заводов – поставщиков. При отсутствии сертификата все необходимые испытания провести на заводе – изготовителе.
Вальцевать элементы А, Б, В, Г корпуса рибойлера Т-20втолько машинным способом. д Допуски при изготовлении обечаек следует соблюдать допуски, предусмотренные правилами Госгортехнадзора, соответствующими стандартам ОСТ 26-291-71 и техническим условиям. Отклонение наружного диаметра обечаек, изготовленных из листов, не должны превышать 1 номинального наружного диаметра Dном.нар. 3040 мм . При этом овальность в любом поперечном сечении на должна превышать 1
. Овальность определяется по формуле а 2 Dmax – Dmin Dmax Dmin 100 40 Dmax, Dmin – наибольший и наименьший наружные диаметры, измеренные в одном сечении. Перед вальцеванием проводится правка операция 025 П.4 на вальцах листогибочной машины СКЗМ-2038. При правке траверса с верхними роликами вальцами опускается вниз параллельно к нижним роликам. Расстояние между верхними и нижними при правке листа заданной толщины S 20мм S E L S – 2 2ьт S E 2ьт І- t 4 І 41 S 20, толщина листа, мм 5 Е 20 10 – модуль нормальной упругости материала листа сталь 16 ГС ГОСТ 5520-79 , мн мІ јт 280 – предел текучести, мн мІ. t 400 мм – расстояние между валками 37 . 5 5 2 2 По формуле 41 L 20 – 2 20 2 10 2 280 – v 20 2 10 2 280 – 400 4 18,6 мм. Настройку листогибочной машины ведут по таблицам, указывающим деления циферблата в зависимости
от толщины выправляемого листа и требуемой деформации её. Усилие правки на верхнем ряду валков b SІ ьт n – 2 Р E 42 b 1510 мм – ширина листа операция 020К n 3 – число верхних валков. 2 5 По формуле 42 Р 1510 20 280 3-2 2 10 845,6 Н Технические требования на подгибку кромок угловатость совместный увод кромок продольных стыков не должна превышать 10 толщины листа 3 мм, но не более 5мм.
l f Рис. 9. Угловатость в месте стыка кромок обечайки Угловатость продольных стыков рис. 9 определяют по шаблону, длина l которого по хорде равна 1 3 радиуса обечайки l 500 мм . Для уменьшения трудоёмкости правки формы околошовной зоны обечаек и повышения их точности необходимо избегать выпуклости в этих местах, то есть подгибку кромок делаем радиусом R 1400 мм, что не намного меньше радиуса обечайки R 1500 мм.
Технические требования на гибку обечаек неперпендикулярность торца обечайки к её образующей до 0,3 мм на 1000 мм диаметра предельные отклонения внутреннего диаметра корпуса рибойлера 3000 5 мм класс точности грубый табл. II.18 35 . Гибка производится на машине с симметричным расположением валков МА4-20 Бактеман Швеция . Её характеристика техническая наибольшая ширина листа – 2050 мм, наибольшая толщина листа – 35 мм, скорость гтбки –
3 м мин, диаметр валка верхнего – 410 мм, нижнего – 360 мм, мощность главного привода – 18,4 кВт таблица 29 37 . Недостатком этих машин является наличие после вальцовки прямых участков в месте стыка, поэтому предварительно идёт операция 030 Подгибка кромок в штампе – прессе П417Б. Величина радиуса изгиба зависит от относительного положения верхнего и боковых валков, которые контролируются по указателю, установленному на машине. Графически процесс изгиба на трехвалковой машине показан на рис. 10 Для трехвалковой листогибочной машины МАЧ-20 с симметричным расположением валков величина прогиба заготовки, контролируемая указателем, по формуле У Rr S Dб 2 – v Rr S Dб 2 І – lІ 4 ,мм 43 Значение индексов ясно из рис.
10. По формуле 43 У 1510 20 360 2 – v 1510 20 360 2 І – 500І 4 18,4 мм. Днища, приваренные к корпусу рибойлера удовлетворяют требованиям ГОСТ 6533-78 Днище 3000 х 28 – 880 – 16 ГС ГОСТ 6533-78 и днище Днище 300 х 24 – 880 -16 ГС ГОСТ 6533-78 . В днище толщиной 28 мм ввариваются три горловины две с диаметром внутренним – 600 мм, одна – 800 мм. Технология изготовления аналогична тех.процессу в приложении 4.
Пучки набраны из U-образных труб сталь 15х5м ГОСТ 550-75 и развальцованы после отжига концов труб в трубной решетке сталь 15х5м ГОСТ 5632-72, ГОСТ 7350-77 гр.А . U-образные трубы опираются на опорные перегородки 6 шт с шагом 1000 мм . Длина прямого участка труб – 6м ГОСТ 14248-78 . Перегородки из стали ВСm3сп5 ГОСТ 14637-79. Аппарат лежит горизонтально в седловых опорах
Опора 630-1540-2-II ОСТ 26-1265-75 исполнение по материалу 2 ОСТ 26-1265-75. Фланцевые соединения и патрубки удовлетворяют требованиям ГОСТ 12821-80, ОСТ 26-1403-76. Технология изготовления перечисленных деталей рибойлера Т-20в приведена в литературе 36,37 . 3. ОРГАНИЗАЦИОННО – ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.2. Монтаж, эксплуатация и ремонт рибойлера
Т-20в Надёжность оборудования Рассматривая вопрос о замене печи на рибойлер отметим, что важнейшим направлением повышения эффективности действующих производств в нефтеперерабатывающей промышленности является удлинение межремонтного периода, сокращение простоев в ремонте, увеличение эффективного времени работы. Во многом это определяется надёжностью нагревательного и теплообменного оборудования. С ростом требований к повышению эффективности производства встаёт проблема оценки эксплуатационной надёжности машин и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов. Отказы технологического оборудования распределяются с такой последовательностью, в данные АО БАШНЕФТЕХИМРЕМСТРОЙ Трубчатые тяги 40 Трубопроводы 33 Колонны реакторы 12 Теплообменная аппаратура 10 Ёмкости 5 Отсюда видно, что трубчатые печи ликвидируют межремонтный пробег технологической установки.
Среди показателей надёжности рассматриваются такие, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохранность, из которых основными для производства являются безотказность и ремонтопригодность. Безотказность для рибойлера – это учёт коррозийных явлений, срока службы аппарата при его расчете на прочность обычно 10-12 лет 8 . Элементы трубчатых печей при эксплуатации подвергаются различным видам разрушения коррозии, газообразивному изнашиванию, ползучести
Причинами отказов печей являются – нарушение правил эксплуатации завышение температуры на перевалах, резкие колебания давления, производительности – некачественная и неполная ревизия, отбраковка и ремонт – внутренние отклонения и наружная коррозия труб – несовершенность проекта недостаточно внимания уделено вопросам ремонтопригодности отдельных узлов печи . Следует отметить, что около 60 отказов печей происходит в результате непол- ной ревизии, ремонта и 21
– в результате локального коррозийного разрушения 51 . Анализ информации об отказах элементов трубчатых печей технологических установок АВТ за последние 20 лет их эксплуатации показал, что безотказность трубчатой печи определяется, гавным образом, долговечностью трубчатого змеевика. Основными причинами, приводящими к отказу трубчатого змеевика, являются в трещины – 46, окалина – 21, прогиб трубы – 11, крипп – 11, прогар в отдушине – 5 48 . Анализ причин отказов трубчатого змеевика в зависимости от модели разрушения показывает, что дифференциальная функция плотности распределения наработок на отказ подчиняется нормальному закону. Графическая интерпретация функции надёжности Р t от наработки на отказ t представлена на рис. 4. Р t 0,7 Рис. 4 Функция надежности трубчатого змеевика 0,6 1 – прогар 0,5 2 – крипп 0,4 2,4 3 – прогиб 0,3 4
– окалина 0,2 5 – трещины 0,1 6 – отдушины 0,05 400 800 t, сут. На безотказность блока безопасности в целом большое влияние также оказывают насосы Н-2,2а подачи горячей струи в стабилизатор К-8а. Их безотказность определяется работоспособностью торцевых уплотнений, которые из всех элементов центробежных насосов являются одними из ненадёжных 46,47 . На технологической установке АВП-10 насосы Н-2,2а становились причиной пожара на блоке, а также разлива
бензина с температурой порядка 200єС из-за отсутствия уплотнений. Ремонтопригодность – приспособленность изделия к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений и поддержанию, восстановлению работоспособности путём технического обслуживания и ремонтов. Обнаружить отказ рибойлера возможно с помощью системы контроля МОD 300 по снижению температуры низа колонны К-8а в результате смешения теплоносителей разрывов одной,
нескольких труб, что легко вероятно или нарушение плотности в частях соединения труб учтем при проектировании данного соединения . Нарушение плотности корпуса аппарата и его соединений легко обнаружить визуально по появлению течи. Так как в рибойлере отсутствует открытый огонь, то доже при его отказе, связанным с разгерметизацией корпуса, не повлечёт за собой загорания на данном блоке температура самовоспламенения бензина значительно превышает рабочую . Ремонт рибойлера аналогичен ремонту кожуха трубчатого теплообменника 20,46 . При разборке и сборке не требуется оборудования большой грузоподъёмности. Все сборочные единицы детали аппарата при разборке можно наблюдать визуально, что важно при проведении ревизии. По опыту эксплуатации рибойлеров на установке АВТ-10 демонтаж трубных пучков, основных элементов данных аппаратов, не производится, не смотря на значительный перепад их работы. Также при эксплуатации не отмечалось случаев неисправностей.
В капитальных ремонтах за весь период эксплуатации аппарата не осуществлялось Всё это свидетельствует о высокой надёжности рибойлера в данных условиях работы. Около 30 общего объёма ремонтных работ составляют работы по ремонту трубчатых печей 48 . Ремонт трубчатых печей по сравнению с другим оборудованием является наиболее трудоёмким. Это объясняется несовершенством конструкции трубчатых печей и их тяжёлыми условиями работы высокая
температура, жёсткость режима . При проектировании печей мало обращалось внимания на их ремонтопригодность, то есть не учитывались условия ремонта отдельных конструктивных элементов печей, а также на сборку их из укрупнённых узлов блоков и возможность их индустриализации ремонтов. Подвески для поддержания огнеупоров имеют сплошную конфигурацию, значительную массу и изготавливаются из дорогостоящих жаропрочных сплавов. Соединения труб в змеевиках двойниками привело к значительным
затратам ручного труда при их ремонте. Из-за сжатых нормативных сроков проекта технологической установки на ремонтах ремонтные организации вынуждены на ремонт трубчатых печей привлекать значительное число рабочих, что ухудшает организацию труда, приводит к снижению производительности и качества работы. При эксплуатации печей постоянно требуется визуальный контроль их работы работы форсунок, контроль змеевика . Центробежные насосы также требуют постоянного визуального контроля, не смотря на современную систему контроля машинного оборудования Компакс . Ремонт и монтаж центробежных насосов и их торцевых уплотнителей должны выполнять только квалифицированные рабочие, имеющие опыт сборки ответственных быстроходных машин и их узлов 46 , что говорит о сложности насосного оборудования. 1. Монтаж подъем и перемещение рибойлера осуществляется кранами на пневмоходу марки КАТО Япония или LIEBHERR Германия , каждый из которых грузоподъёмностью 300 тонн, которые находятся
в наличии у ОАО ОНПЗ при этом строповка аппарата производится тонкой стальной лентой Б 2,5 х 300 ГОСТ 82 -70 Ст 3сп Гост 14637-69 непосредст- венно охватывающими корпус рис. 31 . При этом следует следить за тем, чтобы строповки не совпадали с поса- дочными поверхностями опор рибойле- ра. Аппарат перед подвесом на отметку 1000 мм 3000мм необходимо припод- нять над землёй на высоту ? 0,3м и вы- держать в таком положении в течение небольшого периода времени ?
5-10 мин чтобы проверить его уравнове- шенность при уже выполненной стро- 1830 3200 1720 повке, натяжение стальных лет стро- 9340 пов , а также исправность всех узлов, участвующих в подъёме. При силе ветра более 11 м с подъём аппарата запрещён. Рис. 31. Схема строповки рибойлера Так как прибор работает под избыточ-
Т-20в стальными лентами ным давлением и подведомственен Гос- Гортехнадзору, то при его установке не- Обходимо руководствоваться Правила- ми устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением ГОСТ 5264-79. Аппарат устанавливается на двух седловых опорах ОСТ 26-1265-75. Скольжение подвижной опоры графическая часть от температурных удлинений рибойлера происходит
на опорном листу. Фундаментные болты у подвижной опоры не затягиваются, но фиксируются контргайками зазор 1-2мм . Расположение фундаментных болтов в опорах должно обеспечивать свободное перемещение вследствие температурного удлинения. Допуски на точность монтажа устанавливаются на основании требований монтажных инструкций завода изготовителя Черновицкий машиностроительный завод . После выверки аппарата и проверки горизонтальной оси гидроуровнями и затвердевании бетонной подливки регулировочные болты, предназначенные для крепления подкладочного листа к опоре на время установки рибойлера на фундамент удаляются рис.5д. 2. Эксплуатация эксплуатационный режим поддерживается системой регулирования и контроля MOD 300 регулирование уровня бензина в аппарате Т-20в графическая часть , а также контрольным 13 кг смІ и предохранительным 14 кг смІ клапанами, установленными на стабилизаторе К-8а, которая соединена с рибойлером
Т-20в паровым трубопроводом. Оптимальный режим эксплуатации рибойлера Т-20в Ртр 12 16 кг смІ , Ттр – 305 – 330єС, Рн.тр 10-12 кг смІ, Тм.тр. 170-200єС, уровень бензина в аппарате за перегородкой 40-60 от диапазона уравнемера 249 ВР США . Контроль и регулирование пераметров аппарата осуществляется оператором с разрядом не ниже IV с помощью системы MOD 300. При обслуживании подтеков основных фланцевых соединений горловины – распределительные
камеры рибойлер необходимо остановить. При эксплуатации рибойлера Т-20в, входящего в блок стабилизации, необходимо руководствоваться технологическим регламентом установки АВТ-10 52 и ПЛАС. 3. Ремонт При проведении ремонта рибойлера следует руководствоваться Системой технического обслуживания и ремонта оборудования предприятий нефтехимической промышленности ТоиР , а также Общими техническими условиями на ремонт теплообменной аппаратуры
УО 38.011.85-83 . Ремонт рибойлера текущий ТР и капитальный КР производится силами персонала установки, ремонтным цехом 30 завод 1 и ОМУ-1. При текущем ремонте производятся следующие работы проверка состояния обваловки ремонт по необходимости , выявление общего состояния теплоизоляции, проверка состояния заземления, наружный осмотр аппарата, демонтаж и ревизия трубных пучков, внутренний осмотр аппарата, замена всех прокладок, проверка аппарата на горизонтальность, ревизия уравнемера 249 ВР США . В общий объём капитального ремонта входит объём текущего ремонта, замена или восстановление всех изношенных деталей и сборочных единиц см.спецификацию , включая и базовые полная или частичная смена изоляции тепловой выверка аппарата на горизонтальность модернизация аппарата при необходимости послеремонтные испытания. На капитальный ремонт рибойлера составляется следующая документация ведомость дефектов по форме 8А 19
, смета расходов, руководство по капитальному ремонту и технические условия на капитальный ремонт. Нормативы на текущий и капитальный ремонты см. в таблице 24. Подготовка к ремонту. Рибойлер, подлежащий ремонту, должен быть тщательно очищен от загрязнений. Перед ремонтом необходимо осмотреть аппарат для выявления трещин, течи, остаточной деформации. При разборке Т-20в следует забазировать взаимное расположение его составных элементов.
Уплотнительные поверхности необходимо предохранять от механических повреждений и коррозии. Нормативы на текущий и капитальный ремонт рибойлера Т-20в Таблица 24Оборудование Периодичность ремонта числитель и продолжительность простоя знаменатель , ч Число рабочих часов аппарата в нормативах принято в году – 8160ч. Трудоёмкость ремонта, чел ч ТР КР ТР КР Рибойлер
Т-20в 16320 36 40800 104 14 120 Фланцевые соединения отводящих и подводящих трубопроводов необходимо отглушить. Заглушки применять только с хвостиками. Для монтажа и демонтажа резьбовых соединений использовать гайковерт Г-350. Техническая характеристика гайковерта Г-350Таблица 25 Показатели гайковерта Г-350 1. Крутящий момент, кг м 2.
Максимальный диаметр резьбы, мм 3. Рабочее давление, кгс смІ 4. Расход масла, л мин 5. Число оборотов гидродвигателя, об мин 6. Диапазон регулирования крутящего момента, кг м 7. Вес без сменного ключа, кг 350 60 65 50 1500 100-350 14,3 При разборке фланцевых соединений рибойлера Т-20в необходимо установить сборную воронку со шлангом для отвода среды. Люки должны быть открыты, а внутренние поверхности их тщательно очищены. Открытые элементы рибойлера следует предохранять от попадания посторонних предметов. Подготовительные работы к ремонту включают осмотр и чистку аппарата составление дефектной ведомости подготовку ремонтной площадки заготовку необходимых материалов, деталей, инструментов, приспособлений. Необходимо предусмотреть сварочный пост, подвод кислорода, воды, ацетилена, сжатого воздуха, а также ограждение и подъёмный механизм. Рибойлер перед ремонтом должен быть освобождён от продуктов дренаж
, пропарен и провентилирован на менее 24 часов . Организация ремонта и чистка аппарата должна осуществляться в соответствии с Правилами и нормами техники безопасности и промышленной санитарии для проектирования и эксплуатации пожаро- и взрывоопасных производств нефтехимической промышленности . Согласно этим ПравиламЮ ремонтные и другие работы внутри рибойлера должны производиться только специальными – не искрящими при ударах инструментами. При ремонте рибойлера используется агрегатный метод ремонта.
Критерии отбраковки и нормируемые показатели надёжности элементов рибойлера Т-20в Таблица 25 Элементы рибойлера Критерии отбраковки Нормируемый показатель надёжности 1. Корпус, днища, фланцы, раcпред.камеры, штуцеры 2. Трубные решётки 3. Элементы металлоконструкции 4. Сварные швы 5. Трубные пучки Sэ t Sэ отб Sтр t 0,9 Sтр Sм t 0,7 S?
S? t S ? t 0,7 Т, Тr Т Т Т ? t Т – наработка между отказами, Sэ t – толщина стенки элемента при наработке t, Sэ отб – отработанная толщина стенки элемента расчётная толщина при которой он должен быть изъят, Тr – коэффициент готовности t – Технические условия на ремонт корпуса рибойлера сведены в приложение 4 П.4 Технология ремонта. Рибойлер необходимо реконструировать по технологии, разработанной до начала работ на основании дефектной ведомости. Технологическая карта ремонта распределительной камеры приведена в таблице 26. А 3 2 Г 4 1 1 Рис. 32 К таблице 26 1 Распределительные камеры 6 крышки 1,4 – фланец 2 – днище 3 – патрубок 5 – обечайка 6- перегородка В 1 2 3 5 Технологическая карта ремонта распределительной крышки Таблица 26 Обозначение рис.32 Возможный дефект Способ установления дефекта и контрольный инструмент
Заключение и рекомендуемый способ ремонта А Трещины глубиной более 5 толщины стенки Визуальный контроль Замена патрубка 1, 2 То же Измерение ШЦ-1-125-0,10 гидроиспытание Удаление дефектных участков шва заварка Б, 3 Трещины глубиной от 5 до 60 толщины стенки Визуальный контроль ШЦ-1-125-0,10 Удаление трещин заварка Б, 3 Трещины глубиной более 5 толщины стенки
То же Механическая обработка А, Б, 1, 2, 3 Коррозионные разрушения до 5 толщины стенки Визуальный контроль ШЦ-1-125-0,10 То же В, Г Трещины, раковины, царапины Визуальный контроль Удаление дефектов заварка механическая обработка При демонтаже распределительных камер рибойлера и извлечении трубных пучков появляется опасность его отрыва от металлоконструкций фундамент , на которых он установлен.
Для этого шпильки по диаметру болтовой окружности через 120є удаляются и на их место устанавливают приспособления с отжимными болтами, которые упираются в упорную шайбу между фланцами, каждый болт поворачивается до отрыва уплотнительных поверхностей друг от друга. Распределительные камеры подвешиваются на стропах к крюку грузоподъёмного механизма. Извлечение трубных пучков диаметром 600 мм и 800 мм из корпуса рибойлера осуществляется экстрактором
марки 2537 проект института Гипроспецмонтаж . В процессе извлечения установки трубных пучков создаваемые экстрактором горизонтальные усилия 8000 кг 4800 кг передаются на узлы экстрактора, корпус рибойлера и трубный пучок, а на фундамент металлоконструкцию а строительные конструкции – нет. Гидравлическое давление в процессе опрессовки рибойлера осуществляются специально разработанной для этих целей на Омском НПЗ опрессовочной станцией, состоящей из ходовой части на пневмоходу, насоса РПН-2х100 с электродвигателем, установленным на раму тележки, кузова с карманами для рукавов и кабеля. Транспортируется станция трактором МТЗ-5м. Техническая характеристика станции приведена в литературе 27 . Для гидравлического испытания отдельных трубок на Омском НПЗ разработан пистолет для опрессовки отдельных трубок. Технические характеристики пистолета 27 . Обнаруженные при опрессовке пропуски через стенки трубок
устраняются выключением изоляцией дефектных трубок при помощи конических пробок – заглушек, забираемых с обеих сторон молотком. Заглушать не более 5 общего количества трубок в пучке. При выходе из строя более 15 трубок необходимо заменить пучок полностью Перед забивкой пробок отверстия неисправных трубок следует тщательно очистить. По окружности этих пробок не должно быть течи при гидравлическом испытании.
Если есть возможность, то необходимо заменить дефектные трубки. Если трубка расположена во внешнем ряде пучка, то трубка отрезается с обоих концов заподлицо с внутренней поверхности трубной решётки, после чего отрезанные концы трубок удаляются из трубной решетки. Если к трубкам нет доступа с наружной части пучка, то они извлекаются через отверстия в трубной решётке. Это достигается рассвариванием развальцованного конца трубы ступенчатым сверлом.
Диаметр основной чпсти сверла равен 24,0 мм, а вспомогательная, центрирующая часть сверла равна Ш 21 мм. Для этого применяют сверлильную машину РС-32. Вновь устанавливаемые трубки развальцовываются в канавках. На Омском НПЗ для этой цели сконструирована и изготовлена полуавтоматическая гидравлическая установка УВГ-25, из-за её производительности рекомендуется заводом-изготовителем.
Совершенным способом чистки поверхности U-образных труб от отложений является чистка с помощью высоконапорной водяной струи. Для этой цели изготовлена передвижная насосная установка проект Нижневартовского филиала ГрозНИИ , развивающая давление 32 Мпа. Производительность 4 мі ч, мощность эл. двигателя 55 кВт. Установка снабжена автоматическим регулятором давления и предохранительным клапаном. После ремонта гидравлическим испытаниям подвергаются распределительные камеры, корпус и трубные пучки рибойлера. Контролировать герметичность крепления труб в трубной решетке при испытаниях межтрубного пространства. Обнаруженные при испытаниях дефекты течь, трещины устраняются и рибойлер вновь подвергают испытанию. 3.2. Охрана труда Основными факторами, создающими опасность при работе на блоке стабилизации и в операторном помещении установки АВТ-10 являются 1.
Электромагнитное излучение. 2. Опасность поражения электрическим током. 3. Статическое электричество. Пожарная опасность. 4. Загрязнение рабочей зоны и неудовлетворительный микроклимат. 5. Недостаточная освещённость. Электромагнитное излучение В настоящее время предельно допустимые уровни ионизирующего облучения определяются
Нормами радиационной безопасности НРБ-76 . В соответствии с НРБ-76 операторы установки относятся к лицам категории Б группа I. При использовании мониторов системы контроля и регулирования MOD 300 оператор за год работы получает дозу ? 400 мбэр 32 . Пределы внешнего облучения для категории Б группы
Iсоставляют 0,5 бэр год НРБ-76 . Отсюда видно, что доза облучения оператора в пределах допустимого, однако необходимы профилактические меры защиты оператора. Защита от внешних потоков излучения достигается изменение фактора времени, изменением расстояния до источника излучения и экранированием. Продолжительность пребывания оператора в неблагоприятной зоне воздействия электромагнитного излучения должна ограничиваться временем не менее 1 раза выхода на установку
за период 30-40 минут работы в операционной . Интенсивность излучения изменяется обратно пропорционально квадрату расстояния. Необходимо соблюдать расстояние от глаз до монитора системы контроля – 70-80см. Так как оператор получает дозу облучения ниже установленного предела внешнего облучения НРБ-76 и, учитывая защиту от радиационного излучения, выполненную конструктивно с монитором системы контроля, устанавливать защитный экран на дисплей нет необходимости. Электробезопасность При работе в операторном помещении необходимо соблюдать общие требования по электробезопасности ГОСТ 12.1.019-79. Электробезопасность в соответствии с данным стандартом обеспечивается конструкцией электроустановок техническими способами и средствами защиты организационными и техническими мероприятиями. Конструкции электродвигателей к центральным насосам установки изготовлены в исполнении ВЗГ и имеют I класс защиты в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75, что соответствует условиям их эксплуатации
и обеспечивает защиту персонала от соприкосновения с токоведущими и движущими частями. Также насосные агрегаты имеют ограждение токоведущих частей, что является обязательной частью их конструкции. На установке АВТ-10 все насосное ограждение заземлено согласно ПУЭ-76 контрольное заземляющее устройство . Организационные мероприятия включают в себя инструктаж и обучение безопасным методам труда, проверку знаний правил безопасности и инструкций.
Технические мероприятия предусматривают отключение агрегата от источника питания, снятие предохранителей, обеспечивающие невозможность ошибочной подачи напряжения к месту работы установку знаков безопасности и ограждения остающихся под напряжением токоведущих частей. Статическое электричество. Пожарная опасность На установке АВТ-10 в больших количествах получают нефтепродукты, обладающие диэлектрическими свойствами.
Интенсификация технологического процесса, увеличение скоростей транспортирования нефтепродуктов приводит к образованию электрических зарядов на перерабатываемых продуктах и электрических газовых разрядов в технологических аппаратах. Основная опасность, создаваемая электризацией различных материалов, состоит в возможности искрового разряда как с диэлектрической наэлектризованной поверхности, так и с изолированного проводящего объекта. Электрическая искролбезопасность объектов в соответствии с ГОСТ 12.1.018-86 должна обеспечиваться созданием условий, предупреждающих возникновение разрядов статического электричества, способных стать источником зажигания объекта или окружающей и проникающей в него среды. Средства защиты от статического электричества в соответствии с Правилами защиты от статического электричества в производствах нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности необходимо применять в помещениях и в зонах установки указанных в таблице 18.
Для предупреждения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования, перерабатываемых продуктов необходимо обеспечивать стекание возникающих зарядов статического электричества. Это достигается применением заземляющих устройств коллективная защита согласно ГОСТ 12.4.124-83. Отвод зарядов заземляющими устройствами – наиболее простое средство защиты от статического электричества. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования
заземляются. Сопротивление заземляющего устройства для защиты от статического электричества не должно превышать 100 Ом 32 . Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, вентиляционные короба, расположенные в операторной, на установке, эстакадах должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая присоединяется к контуру заземления не менее, чем в двух точках. Взрывопожарная и пожарная опасность. Санитарная характеристика производственных зданий, помещений и
наружных установок Таблица 18 п п Наименование производственных зданий, помещений наружных установок Категория взрывопожароопасности помещений и зданий ОНТП 24-86 Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования ПУЭ Группа производственных процессов по санитарной характеристике СниП 2.09.04-87 Классы взравоопасных зон помещений Категории и группы взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом 1 Водяная насосная Д IIIб 2 Холодные насосные А В-1а IIА-Т3 IIА-Т1 IIIб 3 Горячие насосные А В-1а IIА-Т3 IIIб 4 Насосная вакуумного блока А В-1а IIА-Т3 IIВ-Т3 IIIб 5 Операторная Д IIIб 6 Территория аппаратного двора –
В-1г IIА-Т3 IIВ-Т3 IIА-Т1 – 7 Насосные котлов-утилизаторов Д IIIб Классификация технологического блока стабилизации бензина по взрывоопасности Таблица 19 Номер блока Номера позиции аппаратуры по технологической схеме, составляющие технологический блок Относительный энергетический потенциал блока Категория взрывоопасности Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала радиус разрушения, м 6
Насосы Н-16, Н-16а, Н-16б Н-17, Н-17а Н-2, Н-2а . Трубное пространство теплообменников Т-11.12. Колонна К-8а. Конденсаторы ХВ-101 1 5ю Сборник орошения Е-2. Холодильник Т-101. Межтрубное пространство рибойлера Т-20в 64,34 I 23,49 Согласно действующим нормативам и документации установка АВТ-10 относится – по взрывоопасности к классу В-1а,
В-1г – по пожароопасности к категории А – по санитарным нормам к группе IIIб. Защита технологических процессов и оборудования от аварий на блоке стабилизации бензина Таблица 20 п п Контролируемый параметр оборудования Допустимый предел контролируемого параметра оборудования Предусмотренная защита 1 2 3 4 1. Стабилизационная колонна
К-8а 1. Давление в К-8а максимальное 13,5 кг смІ 13,0 кг смІ 14,0 кг смІ Сигнализация звуковая и световая Срабатывание контрольного предохранительного клапана Срабатывание рабочего предохранительного клапана 1 2 3 4 2. Уровень жидкости в низу колонны минимум максимум 20 80 Сигнализация звуковая и световая Аналогично 2 Емкость Е-2 1. Давление в Е-2 Максимальное 2. Уровень жидкости в емкости Минимальный Максимальный 15,0 кг смІ 16,0 кг смІ 20 80 Срабатывание контрольного предохранительного клапана Срабатывание рабочего предохранительного клапана Сигнализация звуковая и световая 3 Рибойлер Т-20в 1. Уровень жидкости в аппарате Минимальный максимальный 20 80
Сигнализация звуковая и световая Процесс воздействия сил и средств, а также использование методов и приемов для ликвидации пожара определяется ГОСТ 12.1.003-81 ССБТ как тушение пожара. Тушение пожара сводится к активному воздействию на зону горения для нарушения устойчивости реакции средствами пожаротушения. На блоке стабилизации предусмотрено паротушение рециркулятора воздуха ХВ-101 1 3, здесь же находятся лафетные стволы с насадками диаметром 28 40мм для подачи мощных
компактных струй воды для сбивки пламени. Для изоляции пламени от горящей жидкости в непосредственной близости от насосного оборудования смонтированы пенные стволы. Горючие вещества установки АВТ-10 и средства их пожаротушения 32 Таблица 21 Горючие вещества Средства тушения 1 2 1. Нефтепродукты с температурой вспышки до 28єС I. При крупных проливах – пена, порошок
ПСБ II. В помещениях – объёмное тушение III. Небольшие очаги – ПСБ, вода 2. Нефтепродукты с температурой вспышки выше 28єС I. При крупных проливах – пена, порошок ПСБ, распылённая вода II. В помещениях – объёмное тушение, распылённая вода III. Небольшие очаги – ПСБ, вода 1 2 3. Углеводородные газы и сжиженные газы
Объёмное тушение, порошок ПСБ, охлаждение водой В соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004-85 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования здание операторной обеспечено первичными средствами пожаротушения а внутренний пожарный кран – элемент внутреннего пожарного водопровода. Расположен на высоте 1,35м от пола на лестничной клетке у входа, в коридорах. Пожарный кран снабжён рукавом диаметром 50мм длиной 20 метров. Производительность каждой струи на менее 2,5 л с б огнетушители разные химические пенные ОХП-10 для тушения пожаров ЛВЖ. Количество огнетушителей не менее 15 штук. С целью своевременного оповещения о возникновении пожара, вызова пожарных команд действует система пожарной связи и оповещения охранно-пожарная сигнализация для оповещения пожарной охраны предприятия диспетчерская связь, которая обеспечивает управление и взаимодействие пожарных частей со службами скорой
помощи, милиции, снабжения установки электротеплоэнергией, сырьём. Наряду с этим здание операторной снабжается электрической пожарной сигнализацией кольцевой схемой подключения извещателей со станцией. На установке непосредственно монтируется ручная пожарная сигнализация. Ручные пожарные извещатели установлены на высоте 1,5 м от уровня земли и на расстоянии до 150 м друг от друга. Ручные извещатели устанавливаются в здании операторной.
Расстояние между ними не более 50м. Места установки извещателей ручных пожарных необходимо освещать искусственным освещением. Защита от загрязнений рабочей зоны Персоналу установки в обязательном порядке выдаётся а спец. одежда нефтемаслозащитная согласно ГОСТ 124.103-83 б спец. обувь для работы во взрывоопасных зонах с клеймом ВЗР в каски защитные типа Труд г галицы. Стирка, химчистка и ремонт спецодежды организовывает администрация
завода в согласованные с СЭС сроки. В аварийных ситуациях персоналом установки применяются согласно с ГОСТ 12.4.034-85 индивидуальные средства защиты органов дыхания с изолирующим принципом действия противогаз промышленный фильтрирующий с противогазовой коробкой А ГОСТ 12.4.122-83 Каждый противогаз пофамильно . Для работ внутри технологического оборудования в обязательнос порядке использовать только шланговые противогазы марки ПШ-1, ПШ-2 или ДПА-5. У работающего в противогазе должен быть дублёр, который следит за состоянием работающего. Рис. 22 Способы пожаротушения на установке, а также факторы и действия Микроклимат Метеорологические условия в операторном помещения определяются следующими параметрами 1. температурой воздуха, t єC 2. относительной влажностью, ц 3. скоростью движения воздуха на рабочем месте, Vм с 4. атмосферным давлением, р мм.рт.ст. Атмосферной давление влияет на парциальные давления основных
компонен- тов воздуха, а, следовательно, и на процесс дыхания. Нормальным атмосферным давлением является давление, равное 760 мм.рт.ст. для г. Омска . Нормальное тепловое самочувствие комфортные условия обеспечивается при температуре внутренних органов человека ? 36,6єС. При высокой температуре воздуха в помещении кровеносные сосуды кожи расширяются, при этом происходит повышенный приток крови к поверхности тела, нарушается тепловой баланс организма.
При понижении температуры окружающего воздуха реакция организма человека другая кровеносные сосуды кожи сужаются, приток крови к поверхности тела замедляется. Влажность воздуха также оказывает большое влияние на терморегуляцию организма. Повышенная влажность ц 85 затрудняет терморегуляцию из-за снижения испарения пота, а слишком низкая влажность ц 20 вызывает пересыхание слизистых оболочек дыхательных путей.
Оптимальное значение относительной влажности составляет 40 75 . Движение воздуха в помещении является важным фактором, влияющим на тепловое самочувствие человека. Минимальная скорость движения воздуха, ощущаемая человеком, составляет 0,2 м с. В соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 устанавливаются оптимальные и допустимые нормы температуры относительной влажности и скорости движения воздуха. Так как основная работа выполняется в операторной, то допустимые параметры следующие температура 19 25є относительная влажность до 75 скорость движения воздуха в помещении не более 0,2 м с. Организация рабочего места Организация рабочего места предполагает оптимизацию деятельности человека в системе человек – машина – среда , с учётом всех факторов и взаимосвязей между ними. Целью такой оптимизации, кроме повышения производительности, точности, является также и улучшение условий труда и снижение травматизма. Для работы в операторной основными рабочими положениями являются положение
сидя и стоя . Для лучшей организации труда на рабочем месте необходимо рационально выбирать движения и перемещения в процессе труда. Рабочие движения условно делят на систематические, периодические и движения, связанные с управлением, контролем и регулированием параметров, протекающих в технологическом оборудовании процессов. При работе сидя расположение клавиатуры на столе должно быть на уровне локтя, когда рука согнута в локтевом суставе на 90є. Не допускаются тянущие и подтягивающие движения тела оператора.
Одним из основных факторов увеличения работоспособности, уменьшения травматизма является цвет и функциональная окраска. Основные задачи, решаемые с помощью цвета – обеспечение ориентации в производственной среде, психофизиологического комфорта. Не допускается окраска оборудования, столов, стен операторной в кислотные цвета, которые раздражают зрение. Опасные участки оборудования можно окрасить в красный цвет. Столы и стеновые панели в голубой или светло-зелёный цвет.
Освещение Правильно спроектированное и выполненное освещение обеспечивает возможность нормальной деятельности. Сохранность зрения человека, состояние его центральной нервной системы и безопасность на производстве в значительной мере зависят от условий освещения. Расчёт искусственного освещения При проектировании искусственного освещения необходимо решить вопросы выбрать систему освещения, тип источника света, определить мощность источника света, выбрать тип светильника. Величина минимальной освещённости устанавливается по характеристике значительной работы, которую определяют наименьшим размером объекта различения, контрастом объекта с фоном и характеристикой фона. По рекомендациям, изложенным в таблице 2,3 СНиП П-4-79 29 выбираем характеристику зрительной работы – высокой точности разряд зрительной работы – III подразряд зрительной работы – В. В соответствии с выбранной системой освещения система общего освещения и источником света лампа
накаливания по этим же таблицам находим минимальную порциальную освещённость Е 200 лк. Световой поток одного источника света рассчитывается по формуле E k3 S z F N з 107 Е 200 лк – нормированная освещённость k3 3 – коэффициент запаса, учитывающий старение лампы и загрязнение светильников таблица 3, 29 S а b 8 12,5 100 мІ рис. 23 Z 1,15 – коэффициент минимальной освещённости для ламп накаливания
N 18 – число источников света в помещении з – коэффициент использования светового потока. Коэффициент з зависит от типа светильника, коэффициентов отражения R от стен, потолка, пола и от геометрической характеристики помещения, определённой индексом помещения по формуле i S H a b 108 , где Н 3,5 м – высота помещения а 8 м, b 12,5 м рис. 23 . По формуле 108 i 100 3,5 8 12,5 1,394. По таблицам 4 и 5 29 определяем коэффициенты отражения
поверхностей R и затем коэффициент использования светового потока з 55 . 200 1,3 100 1,15 По формуле 107 F 18 0,55 3020,2 лм. По таблице 6 29 выбираем ближайшую стандартную лампу накаливания ГОСТ 2239-79 мощностью W 200 Вт и F 2950 лм. В качестве светильников применить для данного типа ламп светильник марки НСП 06-3х200-013 УЧ в количестве 6 штук рис.23 . 2,0 м 2,0 м 2,0 м 2,0 м Рис. 23 Схема размещения источников света в операторной а 8 м Инструкция по аварийной остановке установки АВТ-10 Гражданская оборона При возникновении стихийных бедствий, а также с случаях невозможности устранения аварии, загрязнения, пропуска продукта при работе установки, невозможности её дальнейшей эксплуатации из-за отсутствия воды, воздуха КИП, электрической энергии, сырья.
При отсутствии ИТР завода, цеха, установки, аварийная остановка АВТ-10 осуществляется старшим оператором с предупреждением об этом диспетчера завода 1 с указанием причин аварийной установки. При аварийной остановке необходимо для отключения эл.двигателей насосов, работающих в опасной зоне, использовать дистанционное отключение из операторной или вызвать дежурного электрика по телефону потушить форсунки печей по жидкому и газообразному топливу перекрыть задвижки на линиях
подачи топлива. Пар в камеры сгорания продолжает поступать для съёма тепла перекрыть подачу сырья на установку, остановить сырьевые насосы, насосы загрузки печных змеевиков, насосы подачи соды и ингибитора коррозии при имеющихся возможностях откачку аппаратов производить до снижения уровня в аппаратах к минимальному пределу. Если такой возможности нет, то надо остановить насосы и перекрыть на них задвижки, а также перекрыть задвижки на выходе продукта с установки подачу пара в колонны
К-1, К-2, К-6, К-7, К-9 прекратить. Уменьшить подачу орошения в ректификационные колонны, остановить соответствующие насосы и перекрыть на них задвижки остановить все работающие насосы и перекрыть на них задвижки остановить коты – утилизаторы КУ-1, КУ-2 и перекрыть задвижку от заводской магистрали пара. При аварийной остановке в зимнее время необходимо применять меры по предотвращению замораживания или размораживания трубопроводов и аппаратов освободить от воды трубопроводы и аппараты по возможности прокачать линии с высоковязкими продуктами дизельным топливом открыть дренаж на отключенных участках трубопроводов. О всех переключениях по аварийной остановке старший оператор должен сделать соответствующие записи в вахтовом журнале. 4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4.1. Экономическое обоснование реконструкции блока стабилизации бензина Реконструкцией предусматривается изменение схемы блока стабилизации бензина на технологической установке АВТ-10 с целью замены трубчатой печи П-102 на теплообменник с паровым пространством типа испаритель
рибойлер Т-20в . Это повлечёт за собой 3. Сокращение потребления энергоресурсов за счёт вывода из эксплуатации центробежного насоса подачи горячей струи в стабилизационную колонну – Н-2,2а марки НК 560 300, потребляемая мощность 400 кВт ч, с годовым расходом электроэнергии 3264000 кВт ч, что приведёт к экономии средств в размере 1,204 млн рублей в год с учётом стоимости 1 кВт ч 36,9033 коп. данные завода 1 ОАО ОНПЗ . 4. Сокращение потребления топлива условного мазут газ на печи.
Количество потребления топлива условного в печи П-102 равно 1,2т ч, что составляет 275 кг ч мазута 550 кг ч газа. Стоимость 1 кг мазута и газа равна соответственно 35,52 коп и 37,4249 коп. данные завода 1 ОАО ОНПЗ . Сумма годовой экономии по топливу условному при остановке печи П-102 составит 2,48млн.рублей. В то же время технические расчёты КБ ОАО ОНПЗ указывают на недостаток тепла на блоке сырьевых теплообменников.
Для компенсации недостатка тепла необходимо поднять тепловую нагрузку на печь П-101, что приведёт к дополнительному расходу топлива мазут газ на печи мазута ? на 200 кг ч, газа на 385 кг ч. При этом дополнительные затраты на топливо составляют 1,755 млн.рублей в год. Итого годовая экономия по топливу составит 2,48 – 1,755 0,725 млн.рублей. Общая экономия по топливу и электрической энергии составит 1,204 0,725 1,929 млн.рублей в год. По данным завода изготовителя химического оборудования принимаем сумму затрат на приобретение рибойлера, которая составит ? 5,0 мл.рублей. С помощью литературы 30 составим таблицу капитальных затрат на рибойлер. Таблица 22 Наименование затрат Норма затрат Примечание в в млн. руб. 1 2 3 4 1. Транспортные заготовительно-складные расходы2. Монтаж рибойлера 3. Технологические трубопроводы включая монтаж 4.
Изоляция рибойлера 5. Контрольно-измерительные приборы включая монтаж 6. Запасные части 7 25 15 3 10 5 0,35 1,25 0,75 0,15 0,5 0,25 От суммы затрат на приобретение рибойлера 1 2 3 4 7. Металлоконструкции 0,25 млн.р. т – Итого в млн.руб. 3,26 – Годовой экономический эффект определяем по формуле
Э2 ?с – Еn ?k 109 ?с 1,929 млн.руб. год – годовая экономия от реконструкции блока стабилизации бензина Еn 0,15 – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капитальных вложений 30 ?k 5,0 3,26 8,26 млн.руб капитальные затраты на аппарат. По формуле 109 Э2 1,929 – 0,15 8,26 0,69 млн.руб. год. Определяем срок окупаемости рибойлера Т ?k ?с 8,26 1,929 4,28 года, что в пределах нормы установленной
для нефтехимической промышленности 30 Т 3 5 лет. Сравнение технико – экономических показателей печи и рибойлера Таблица 23 Наименование оборудования К.П.Д Пов-ть т о, мІ Вес, кг Стоимость, млн.руб. Потери 1. Печь П-102 2. Рибойлер Т-20в 67 97 650 292 127000 30500 10,5 5,0 Из таблицы 23 видно, что 6. КПД печи значительно ниже.
7. Поверхность теплообмена печи выше, однако эта величина больше достаточной величины, необходимой для поддержания проведения процесса стабилизации бензина. 8. Стоимость П-102 в более чем в 2 раза превышает стоимость рибойлера Т-20в, также необходимо учесть высокие нормы по сравнению с рибойлером печи капитальных, эксплуатационных затрат на монтаж, ремонт, обслуживание. 9. Вес трубчатой печи ? в четыре раза выше веса рибойлера, а, следовательно, металлоёмкость печи превышает металлоёмкость Т-20в. 10. Потери в печи высоки, это обусловлено расходом топливного мазута, сухого газа, пара на печь. Итого, с экономической точки зрения, с помощью приведённых выше расчёта и сравнительной таблицы 23, видно, что на установке АВТ-10 имеется возможность замены технологической печи П-102 на рибойлер Т-20в. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Сравнение технологической печи
П-102 и рибойлера Т-20в по таким показателям, как надёжность, простота, металло – энергоёмкость, экономичность, экологическая чистота показало несравнимое преимущество испарителя с паровым пространиством перед трубчатой печью 3.2 П3 . III ЦО К-2 и IV погон К-10, используемые в рибойлере в качестве теплоносителей в существующей схеме завязаны на блок сырьевых теплообменников, внося в него тепло, обеспечивающее подогрев обессоленной нефти перед предварительным эвапоратором К-1 до температуры 210єС.
С включением аппарата Т-20в в технологическую схему, часть тепла III ЦО К-2 и IV погона К-10 отдаётся в рибойлере бензину, который, испаряясь, поддерживает процесс стабилизации в ректификационной колонне К-8а. Эта особенность включения учтена в расчёте технической характеристики рибойлера, то есть поверхность теплообмена аппарата Т-20в позволяет использовать III ЦО К-2 и IV погон
К-10 в качестве носителей тепла до достижения ими температуры не ниже 224єС 3.4 П3 . Но проведения только этого мероприятия недостаточно. Поэтому для компенсации снижения нагрева нефти после блока сырьевых теплообменников предлагается перевозка II потока нефти с подачей дизельного топлива из Т-20, 20а в Т-6. Теплообменник Т10 2 переобвязывается под дизельное топлива от насоса Н-19 вместо IV погона К-10 рис.30 53 . Это позволит несколько снизить потерю тепла при нагреве нефти по сравнению с существующей схемой. Общий недобор тепла при нагреве нефти по предложенному варианту ? 10єС с 210 до 200єС . КБ ОНПЗ 15469-Т.Х.Т.Р. 6 Подвод тепла в низ колонны К-8а составит 7,87 10 ккал ч, что считается приемлемым для работы стабилизационной колонны анализ КБ ОНПЗ 15469-Т.Х.Т.Р Нагрузка на технологическую печь
П-101 53 при реконструкции блока стабилизации бензина при работе колонны К-1 в том же режиме, что и 6 6 существующий, возрастёт ориентировочно с 24,4 10ккал ч до 29,5 10 ккал ч КБ ОНПЗ 15469-Т.Х.Т.Р при этом жидкостные и паровые нагрузки по тарелкам внизу колонны К-1 значительно возрастают тарелки внизу работают неэффективно П.5 . Возможно, что будет необходимо понизить температуру колонны
К-1, что предпочтительнее, так как это снимет дополнительную тепловую нагрузку с технологической печи П-101, и равномерно распределит по печам атмосферной колонны К-2 – П 1,2,3 53 Необходимо ещё раз отметить положительные стороны данного проекта, а это снижение опасности эксплуатации установки АВТ-10 исключение из схемы насосов Н-2,2а, печи П-102 экономия электроэнергии насосы Н-2,2а снижение расхода топлива исключение печи п-102
улучшение экологической обстановки в рабочей зоне снижение количества сжигаемого топлива . В проекте использовался пакет программ расчёта теплообменных аппаратов КБ ОАО ОНПЗ . ЛИТЕРАТУРА 1. Эмирджанов Р.Т Лемберанский Р.А. Основы технологических расчётов в нефтепеработке и нефтехимии. Учеб. пособие для ВУЗов М. Химия, 1989 192с. ил. 2.
Курсовое проектирование по предмету Процессы и аппараты химической промышленности Учеб. пособие для ВУЗов Кувшинский М.Н Соболева А.П. Высшая школа , 1968 264 с. ил. 3. Сардинашвили А.Г Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа 2-е изд пер. и доп М Химия, 1980 256с. ил. 4. Эксплуатация, модернизация и методы расчета и оптимизации комухотрубчатых теплообменных аппаратов Технический обзор М. ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1980 40с. 5. Рудин М.Г. Карманный справочник нефтепереработчика Л. Химия, 1989 464с. ил. 6. Бекин Н.Г. и др. Сборник задач по расчёту машин и аппаратов химических производств. Учеб.пособие для ВУЗов М. Машиностроение, 1992 208с. ил. 7. Машины и аппараты химических производств Учеб.пособие для
ВУЗов Чернобыльский И.И М. Машиностроение, 1975 450с. ил. 8. Расчёт и конструирование машин и аппаратов химических производств. Учеб.пособие для ВУЗов Михалев М.Ф Третьяков Н.П. Л. Машиностроение, 1984 301с. ил. 9. Лащинский А.А Толчинский А.Р. Основы конструирования и расчёта химической аппаратуры
Учеб.пособие для ВУЗов М. Машгиз, 1963 – 470с. ил. 10. Бабицкий И.Ф Вихман Г.Л Вольфсон С.И. Расчёт и конструирование аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов Учеб.пособие для ВУЗов – 2-е изд. Перераб. и доп М. Недра, 1965 – 802с. ил. 11. Генкин А.Э. Оборудование химических заводов Учеб. для техникумов – 3-е изд перераб.и доп М. Высшая школа,
1978 – 272с. ил. 12. Альперт Л.З. Основы проектирования химических установок Учеб. для техникумов – 4-е изд перераб.и доп М. Высшая школа, 1989 – 304с. ил. 13. Романов П.Г Курочкина М.И. Примеры и задачи по курсу Процессы и аппараты химической промышленности Учеб. пособие для техникумов – М. Химия, 1984 – 232с. ил. 14. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя.
В 3т. Т.1,3 – 7-е изд.перераб.и доп М. Машиностроение, 1992 – 816с. ил. 15. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Учебник для ВУЗов – 2-е изд. В 2-х кн.Часть 1, М. Химия, 1995 – 400с. ил. 16. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Учебник для ВУЗов – 2-е изд. В 2-х кн.Часть 2, М. Химия, 1995 – 368с. ил. 17. Лащинский А.А Толчинский А.Р. Основы конструирования и расчёта химической аппаратуры, М Л. Машгиз, 1970 – 680с. ил. 18. Генкин А.Э. Оборудование химических заводов. Учеб. для техникумов – 4-е изд перераб.и доп М. Высшая школа, 1986 – 280с. ил. 19. Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих
заводов Учеб. для техникумов – 3-е изд перераб.и доп М. Химия, 1988 – 304с. ил. 20. Ермаков В.И Шеин В.С. Ремонт и монтаж химического оборудования Учеб.пособие для ВУЗов Л. Химия, 1981 – 368с. ил. 21. Машины и аппараты химических производств. Учебник для ВУЗов Поникаров И.И. и др. М. Машиностроение,
1989 368с. ил. 22. Гайдамак К.И. Монтаж технологического оборудования химических производств 2-е изд перераб.и доп. М. Стройиздат, 1977 126с. ил. 23. Основные характеристики процессов нефтеперерабатывающей промышленности и их определение Учеб.пособие М. ИПКНЕФТЕХИМ, 1981 109с. ил. 24. Магарин Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти Учеб.пособие для ВУЗов Л. Химия, 1985 – 280с. ил. 25.
Тенденции усовершенствования системы управления процессом первичной переработки нефти Тематический обзор М. ЦНИИТЭнефтехим, 1992 – 64с. 26. Система управления установки первичной переработки нефти Обзор по материалам инофирм М. ЦНИИТЭнефтехим, 1997. 27. Средства механизации ремонта теплообменной аппаратуры на отечественных и зарубежных предприятиях нефтепереработки
Тематический обзор М. ЦНИИТЭнефтехим, 1981 – 44с. ил. 28. Краснов В.И Максименко М.З. Ремонт теплообменников М. Химия, 1990 104с. ил. 29. Штриплинг Л.О. Производственное освещение Методические указания Омск, 1994 33с. ил. 30. Экономика и организация производства в дипломных проектах Учеб.пособие для ВУЗов Великанов К.Н Васильева Э.Г. и др. Под общ.ред. Великанова К.М 4-е изд. Перераб. и доп Л. Машиностроение, 1986 – 285с. ил. 31. Охрана труда в машиностроении Учебник для ВУЗов Юдин Е.Я Белов С.К. и др. Под ред. Юдина Е.Я Белова С.К 2-е изд. перераб. и доп М. Машиностроение, 1983 – 432с. ил. 32. Орлов П.И. Основы конструирования
Справочно-методическое пособие. В 2-х кн. Кн. 2. Под.ред. И.Н. Учаева 3-е изд исправл М. Машиностроение, 1988 – 544с. ил. 33. Лащинский А.А. Основы конструирования и расчёта химической аппаратуры Справочник Л. Машиностроение, 1981 392с. ил. 34. Конструирование и расчёт машин химических производств. Учебник для ВУЗов Гусев Ю.И Карасев П.Н. и др М. Машиностроение,
1985 – 408с. ил. 35. Рахмилевич З.З. и др. Справочник механика химических и нефтехимических производств М. Химия, 1985 592с. ил. 36. Берлинер Ю.И Балашов Ю.А. Технология химического и нефтехимического аппаратостроения М. Машиностроение, 1976 – 256с. ил. 37. Никифоров А.Д Беленький В.А. Типовые технологические процессы изготовления аппаратов для химических производств
Атлас. Учеб.пособие для ВУЗов М. Машиностроение, 1979 – 280с. ил. 38. Отчёт Конструкторского бюро ОАО ОНПЗ 15469-Т.Х.Т.Р 1995г. 39. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии Учебник для ВУЗов М. Химия,1971 – 784с. ил. 40. Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки Справочник Рабинович Г.Г Рябых П.М. и др. Под ред.
Судакова Е.Н 3-е изд перераб.и доп М. Химия, 1979 568с. ил. 41. Вихман Г.Л Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин нефтеперерабатывающих заводов Учебник для ВУЗов. 2-е изд перераб.и доп М. Машиностроение, 1978 321с. ил. 42. Довятук Г.Т Иванец К.Я. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и основы его расчёта М. Гостоптехиздат, 1962 312с. ил. 43. Технический паспорт уравнемера марки 249 ВР фирмы Тейлор С.Ш.А. 44. Машины и аппараты химических производств Под ред.проф. Чернобыльского И.И. 3-е изд перераб.и доп М. Машиностроение, 1974 456с. ил. 45. Горячев В.П. Основы автоматизации производства в нефтеперерабатывающей промышленности. М. Химия. 1987 128с. ил. 46. Рахмилевич З.З. Насосы в химической промышленности.
Справ.изд М. Химия, 1990 240с. ил. 47. Прейскурант 23-03. Оптовые цены на оборудование химическое Утв. Госкомцен М. Прейскурантиздат, 1981. 48. Краснов В.И. Эксплуатационная надёжность трубчатых печей установок АВТ. Тезисы докладов с республиканской межотраслевой и научно-практической конференции. Уфа, 1989. 49. Спецификация КИП установки АВТ-10, 1997. 50.
Зубрицкий М.П. Экономическое обоснование строительства и реконструкции химических предприятий 3-е изд перераб.и доп Л. Химия, 1971 – 323с. ил. 51. Ремонт трубчатых печей по опыту ремонтно-строительного треста БАШНЕФТЕХИМРЕМСТРОЙ – М. Химия, 1983 – 30с. ил. 52. Технологический регламент установки АВТ-10 ОАО ОНПЗ ТР-1.01.678-97. 53. Технологическая схема установки
АВТ-10 ОАО ОНПЗ , 1997. Форма Зона Поз. Обозначение Наименование Кол – во Приме- чание Документация ДП17050014-00100ВО Чертеж общ.вида 1 ДП17050014-00102ВО Чертеж общ.вида 1 ДП17050014-00103ВО Чертеж общ.вида 1 ДП17050014-00104ВО Чертеж общ.вида 1 ДП17050014-00105ТС Технологич.схема 1
ДП17050014-00106ТИ Технолог.изгот.обеч. 1 ДП17050014-00107СА Схема автоматиз. 1 ДП17050014-00108РО Располож.оборудов. 1 ДП 17.05.00 14-001.01СБ Изм Лист документа Подп. Дата Разраб. Соломатин Ребойлер АВТ-10 Лит Лист Листов Провер. Бычковский 1 3 ОмГТУ УХМЗ-619 Н.контр. Ут Утвердил
Калекин Форма Зона Поз. Обозначение Наименование Кол – во Приме- чание Сборочн. еденицы 1 ДПХМ619-000-001 Корпус ребойлера 1 2,3 ДПХМ619-000-002 Трубный пучок 3 4-6 ДПХМ619-000-003 Днище 3 7-9 ДПХМ619-000-004 Корпус 3 10 ДПХМ619-000-005 Крышка люка 6 11 ДПХМ619-000-006 Полка 1 Стандарт.изделия Фланец ГОСТ1235-54 2 Фланец ГОСТ1235-54 2 Фланец ГОСТ1235-54 1 13 Штырь стальСТ3 2 Болт М20 60 32 ГОСТ 7798-70 Болт М16 50 3 ГОСТ 7798-70 Болт М12 40 6 ГОСТ 7798-70 Болт М10 35 20 ГОСТ 7798-70 ДП 17.05.00 14-001.02СБ Лист 2 Изм Лист документа Подп. Дата Форма Зона Поз. Обозначение Наименование
Кол – во Приме- чание Материалы Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 Прокладка Паронит ГОСТ15180-70 ПОН1 ДП 17.05.00 14-001.02СБ Лист 3
Изм Лист документа Подп. Дата Форма Зона Поз. Обозначение Наименование Кол – во Приме- чание ДП 17.05.00 14-001.02СБ Лист 4 Изм Лист документа Подп. Дата