Теплообменный аппарат блока стабилизации бензина установки ЖЕКСА

Схема испр.cdw

-Нестабильный риформат
- Стабильный риформат
- Углеводородный газ в топливную сеть
VI - Стабильный риформат в товарный парк
Принципиальная технологическая схема

Чертеж Теплообменник 12 (2).cdw

Аппарат подлежит действию ПБ-03-576-03 "Правила
и безопасной эксплуатации сосудов работающих под дaвлением".
Выбор материала реконструкцию испытание и приемку
аппарата провести в соответствии с ПБ-03-576-03
ПБ-03-584-03 и техническими требованиям чертежей.
Перед сборкой концы труб лицевую поверхность решеток и
отверстия под трубы очистить от ржавчины грязи смазки и
тщательно обезжирить.
Контроль качества сварных соединений по ГОСТ 52630-2012
Крепление труб в трубных решетках испытать на
герметичность давлением Р=23 МПа в соответствии с ГОСТ
-11-14-88 класс герметичности - 11 по РТМ 26-370-80.
Аппарат испытывать пробным гидравлическим давлением на
прочность и герметичность трубное и межтрубное пространства
а также крепление труб в трубных решетках. Температура воды
С. Время выдержки 10 минут. Испытания произвести после
изготовления и монтажа до пуска в эксплуатацию и в процессе
эксплуатации через 8 лет.
Аппарат должен подвергаться техническому контролю
осуществляемому ОТК предприятия-изготовителя. Аппарат
подвергается премно-сдаточным испытаниям в соответствии
требованиям НТД по программе и методике разработанной
предприятием-изготовителем.
Результаты приемно-сдаточных испытаний должны быть
оформлены и отражены в паспорте на изделие.
При пуске аппарата среда первоначально подается в
межтрубное пространство. При остановке аппарата сначала
удаляется продукт из трубного пространства а затем из
Наименование рабочего пространства
Рабочее давление. Мпа (кгссм
Расчетное давление. Мпа (кгссм
Испытательная среда и продолжительность испытания мин.
Температура испытательной среды.
Расчетная температура стенок.
Наименование робочей среды
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76
Пожароопасность по ГОСТ 12.1.004-91
Категория и группа взрывоопасности
Число ходов по трубам
Поверхность теплообменника. м
Скорость коррозии не более. ммгод
Группа аппарата по ПБ 03-584-03
Давление условное Ру
Вход легких улеводородов
Выход легких углеводородов
0 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И
Техническая характеристика
Таблица штуцеров и бобышек

PZ Линар.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра «Технологические машины и оборудование»
Пояснительная записка к курсовому проекту
по дисциплине «Машины и аппараты нефтегазопереработки»
1212 05 01 00 000 ПЗ
Курсовой проект 54 с. машинописного текста 2 рисунка 11
таблиц 8 использованных источников 1 приложение.
ТЕПЛООБМЕННЫЙ АППАРАТ БЛОКА СТАБИЛИЗАЦИИ БЕНЗИНА УСТАНОВКИ «ЖЕКСА».
Цель курсового проекта заключалась в систематизации закреплении
расширении и углублении практических знаний при изучении дисциплины «Машины
и аппараты нефтегазопереработки» и ряда предшествующих общеобразовательных
дисциплин а также применение полученных знаний и навыков для решения
конкретных технических задач.
При выполнении курсового проекта были использованы правила методы
выбора и расчета на прочность элементов теплообменных аппаратов.
В результате выполнения работы в первом разделе был изложен общий
обзор по технологии процессу и его аппаратурному оформлению установки
гидроочистки дизельных фракций и каталитического риформинга бензина.
Во втором разделе была описана технологическая схема установки
низкотемпературной конденсации.
В третьем разделе были произведены проектировочный и уточненный расчет
теплообменного аппарата и окончательный выбор проектируемого типа
теплообменного аппарата.
В четвертом разделе были выбраны конструктивные параметры
теплообменного аппарата и произведены расчеты на прочность его элементов.
В графической части на первом листе представлена принципиальная
технологическая схема установки гидроочистки дизельных фракций и
каталитического риформинга бензина. На втором – общий вид теплообменного
аппарата на третьем и четвертом – основные узлы и детали спроектированного
Таким образом в результате проведенной работы был сконструирован
теплообменный аппарат 800 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И определены его
основные конструктивные размеры разработаны рабочие чертежи некоторых
Литературный обзор 8
1 Общая характеристика производственного объекта
2 Химизм процесса гидроочистки бензиновой фракции
3 Влияние основных условий на протекание процесса
4 Химизм процесса каталитического риформинга
5 Влияние основных условий на протекание процесса
каталитического риформинга
6 Химизм процесса гидроочистки дизельной фракции
7 Влияние основных условий на протекание процесса
гидроочистки дизельной фракции
8 Аппаратурное оформление установки
Технологический раздел 30
1 Описание технологического процесса стабилизации
Проектировочный расчет теплообменного аппарата 32
1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного
2 Определение поверхности нагрева и предварительный
выбор типа теплообменного аппарата по каталогу 32
3 Уточненный расчет поверхности теплообменника и
окончательный выбор типа теплообменного аппарата 34
4 Разработка эскиза теплообменного аппарата 38
5 Сводная таблица по результатам расчетов
теплообменного аппарата 40
Механический раздел 42
1 Расчет на прочность элементов теплообменного
1.1 Выбор конструктивных параметров некоторых
элементов теплообменных аппаратов. 43
1.2 Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки. 45
2 Подбор штуцера (вход продукта в кожух теплообменного
2.1 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения. 48
3 Сводная таблица по результатам расчетов 50
Список использованных источников 53
Для осуществления современных технологических процессов в
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности требуются
высокоэффективные аппараты к которым предъявляются высокие требования по
экономичности надежности технологичности и эргономичности. Одним из
этапов реализующих данные требования в части обеспечения их надежной
работы является этап связанный с конструированием аппаратов и машин.
Основная цель курсового проектирования состоит в систематизации
закреплении расширении и углублении практических знаний при изучении
дисциплины «Машины и аппараты нефтегазопереработки» и ряда предшествующих
общеобразовательных дисциплин.
Объектом проектирования явился теплообменный аппарат Е-510 блока
стабилизации бензина установки гидроочистки дизельных фракций и
каталитического риформинга бензина «ЖЕКСА» назначение которого -
переработка бензиновых фракций на блоке риформинга и дизельной фракции на
Комбинированная установка каталитического риформинга бензина и
гидроочистки дизельной фракции предназначена для переработки бензиновых
фракций на блоке риформинга и дизельной фракции на блоке гидроочистки.
Производительность установки по выработке бензина каталитического
риформинга 1 млн. тонн в год по дизельному топливу 195 млн. тонн в год.
Установка введена в эксплуатацию 12 сентября 1970 года.
Установка состоит из блока каталитического риформинга бензина (блок
предварительной гидроочистки бензина - секция 100; блок каталитического
риформинга - секция 200; блок стабилизации бензина- секция 500) блока
гидроочистки дизельной фракции ( блок гидроочистки дизельной фракции-
секция 300; блок очистки газов аминами- секция 400) блок парополучения -
секция 600 узел осушки водородсодержащего газа.
Проект установки выполнен французской компанией по проектированию и
В июле 1998 года произведена модернизация технологической схемы
установки с целью обеспечения отдельной независимой работы блоков
гидроочистки дизельной фракции и каталитического риформирования бензина.
проект № 5766526-5877-3025-ТМ.
В феврале 2003 года смонтирован узел осушки водородсодержащего газа
блока риформинга и адсорбер сероорганических соединений на блоке
предварительной гидроочистки сырья блока риформинга по проекту ГУП
«Башгипронефтехим» № 5766526-У2335-3025-ТХ11.
В 2006 году по проекту ССП УГНТУ ХНИЛ «КК МАХП» № 5766526-2018-3025-
ТХ1 смонтирована схема откачки рефлюкса стабилизационной колоны С-501 на
установку «Сероочистки и Производства серы».
В мае 2009 года на установке выполнены работы по проектам ГУП
№ 05766528-У8311-3025-ТХ1 «Техперевооружение установки «Жекса» Монтаж
№ 05766528-У8311-3025-ТХ2 «Техперевооружение установки «Жекса»
включает в себя следующие работы:
- замена сырьевых теплообменников Е-301Е-303АВС;
- монтаж трубопровода дренирования с Л-1Л-2 в В-661 ;
- монтаж трубопровода углеводородного газа из В-102 на установку
- ликвидация тупиковых участков на блоке парополучения
Процесс гидроочистки основывается на реакции гидрогенизации в
результате которой органические соединения серы кислорода и азота
превращаются в углеводороды сероводород воду и аммиак.
Указанные органические соединения являются ядами катализатора
риформинга поэтому реакции их разрушения являются целевыми реакциями
В процессе гидроочистки одновременно с этими реакциями протекают
многочисленные реакции с участием углеводородов (изомеризации гидрирования
непредельных реакции частичного дегидрирования нафтенов дегидроциклизации
парафиновых углеводородов и другие). Непредельные углеводороды гидрируются
превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды например:
CH3-CH2-CH=CH-CH2-CH3 + H2 ( C6H14
Содержание непредельных углеводородов в сырье установок
каталитического риформинга (до гидроочистки) не должно превышать 2 % мас.
т.к. непредельные углеводороды при высоких температурах быстрее
углеводородов других классов образуют кокс который откладывается в
змеевиках печей и на катализаторе.
Остаточное содержание непредельных углеводородов в гидрогенизате не
должно превышать 0.5 % мас.
В прямогонных бензинах содержатся также небольшие количества
органических соединений имеющих в своем составе галогены (обычно хлор) и
некоторые металлы (свинец медь мышьяк и др.). Металлические примеси если
они попадают на катализатор риформинга накапливаются на нем и вызывают
необратимую потерю каталитической активности катализатора.
Нерегулируемое и чрезмерно большое поступление галогенов (хлора) на
катализатор риформинга приводит к аномальному усилению его кислотной
функции и способствует развитию реакций крекинга что ускоряет
закоксовывание катализатора. Поэтому для предотвращения этих процессов
соединения содержащие металлы и галогены разрушаются при гидроочистке
металлы отлагаются на катализаторе а хлористый водород удаляется в
отпарной колонне. Содержание указанных примесей обычно резко возрастает при
использовании бензинов полученных при вторичных процессах.
При работе на прямогонном сырье их концентрацию в сырье и
гидрогенизате можно практически не контролировать.
Реакции гидрогенолиза сернистых азотистых и кислородсодержащих
соединений при условиях гидроочистки (при температуре от 300 до 400 °С и
парциальном давлении водорода от 10 до 30 кгссм2) приводят к практически
полному удалению серы азота и кислорода в виде сероводорода аммиака и
Все реакции гидрирования протекающие при гидроочистке
экзотермические но поскольку содержание примесей в прямогонном бензине
незначительно процесс гидроочистки не сопровождается ощутимым повышением
температуры газопродуктовой смеси.
2.1 Реакции сернистых соединений.
Сернистые соединения в прямогонных бензинах представлены меркаптанами
сульфидами ди- и поли- сульфидами тиофенами. Кроме того в бензинах
возможно наличие элементарной серы образующейся при термическом разложении
сернистых соединений в процессе перегонки и в результате окисления
сероводорода при контакте с воздухом.
В зависимости от строения сернистые соединения превращаются при
гидроочистке в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением
R - SH + H2 ( RH + H2S
R - S -R1 + 2H2 ( RH + R1H + H2S
R - S - S - R1+3H2 ( RH + R1H + 2H2S
НС - СН ( C4H10 + H2S
Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются алифатические
(меркаптаны сульфиды и др.) и труднее всех тиофены. С увеличением
молекулярного веса и температуры кипения фракций уменьшается скорость
гидрообессеривания что вызвано изменением типа сернистых соединений.
2.2 Реакции азотистых соединений.
Азотистые соединения в бензинах представлены в основном пирролами
пиридинами а в высококипящих бензиновых фракциях - хинолинами; также
возможно присутствие и других типов соединений попадающих в бензины на
стадии первичной переработки нефти. Содержание азотистых соединений в
прямогонных бензиновых фракциях невелико в бензиновых фракциях вторичного
происхождения содержание азотистых соединений значительно выше (в 5-10
При гидроочистке азотистые соединения превращаются следующим образом:
НС СН + 4H2 ( C4H10 + NH3
+ 5H2 ( C5H12 + NH3
НС С CH HC C-CH2-CH2-CH3+NH3
2.3 Реакции кислородных соединений.
Кислородные соединения - спирты эфиры перекиси фенолы и
растворённый кислород в условиях гидроочистки превращаются в углеводороды и
R-OH + H2 ( R-H + H2O
R-O-R1 + 2H2 ( RH + R1H + H2O
Наиболее стойкие из этих соединений фенолы.
3 Влияние основных условий на протекание процесса гидроочистки
Глубина очистки бензиновой фракции от серы и других примесей зависит
от температуры процесса парциального давления водорода объёмной скорости
подачи сырья и кратности циркуляции. Стабильность работы катализатора
зависит от температуры давления и соотношения расхода водородсодержащего
газа к расходу сырья.
С увеличением температуры глубина и скорость реакций
гидрообессеривания гидрирования непредельных дегидрогенизации нафтенов
увеличивается. Однако при температурах выше 420°С интенсивность реакции
гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводородов
снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной
гидрогенизации (гидрокрекинга).
При гидрокрекинге снижается выход жидких продуктов увеличивается
отложение кокса на катализаторе и сокращается срок его службы.
Оптимальная температура процесса гидроочистки зависит от состава
сырья. Тяжёлое термически менее стойкое сырьё очищается при более низких
температурах чем лёгкое. При гидроочистке бензиновых фракций оптимальным
диапазоном температур является от 320 до 400°С. В начале рабочего цикла
устанавливается минимальная температура обеспечивающая необходимую степень
Повышение температуры производится для компенсации снижения активности
катализатора и поддержания заданной глубины очистки. Преждевременное
повышение температуры ускоряет закоксовывание катализатора не увеличивая
существенно глубины очистки.
При возрастании общего давления в системе растёт парциальное давление
водорода способствующее увеличению глубины гидроочистки и увеличению срока
службы катализатора. Это связано с повышением концентрации реагентов в
единице объёма (увеличением числа эффективных столкновений реагирующих
Оптимальный диапазон давления гидроочистки 20-40 кгссм2.
3.3 Объёмная скорость подачи сырья.
Объёмной скоростью называется отношение объёма сырья подаваемого в
реактор в час к объёму катализатора находящегося в реакторе:
где U - объемная скорость час-1;
Y - объём сырья м3час;
B - объём катализатора м3.
С увеличением объёмной скорости уменьшается время пребывания сырья в
реакторе т. е. время контакта с катализатором.
В случае уменьшения объёмной скорости (увеличения времени контакта
сырья и катализатора) увеличивается глубина обессеривания сырья.
В зависимости от химического и фракционного состава сырья и требуемой
глубины очистки объёмная скорость процесса может быть в пределах от 20
Для лёгких более термостойких нефтепродуктов уменьшение глубины
гидроочистки при повышенных объёмных скоростях компенсируется за счёт
повышения температуры.
3.4 Активность катализатора.
Чем выше активность катализатора тем с более высокой объёмной
скоростью можно проводить процесс и глубже обессеривать сырьё.
Для определения активности катализатора сравнивают его обессеривающую
способность с обессеривающей способностью эталонного образца.
Испытания ведут на пилотной установке по специальной методике.
Индекс активности рассчитывают по формуле:
где Sо - содержание серы в сырье;
Sэ - содержание серы в гидрогенизате очищенном на эталонном
Sк - содержание серы в гидрогенизате очищенном на испытуемом
Свежий катализатор имеет максимальную активность. Для повышения
активности катализатора гидроочистки после регенерации то есть для
перевода металла из менее активной окисной формы в более активную
сульфидную форму проводится осернение катализатора сероорганическими
соединениями или водородсодержащим газом с большой концентрацией
сероводорода. Со временем активность катализатора падает за счёт отложений
кокса на поверхности катализатора. Частичную регенерацию катализатора можно
провести гидрированием коксовых отложений при циркуляции водорода с
температурой от 400 до 420°С но при этом возможен переход металла из
сульфидной формы в металлическую. Поэтому требуется осторожность при ее
Однако такая регенерация не удаётся если коксообразование произошло
при падениях давления в системе или превышения температур выше допустимых.
Поэтому даже кратковременное снижение давления в системе превышение
температур процесса прекращение циркуляции водородсодержащего газа
недопустимо. В этих случаях для восстановления активности катализатор
подвергается паро-воздушной регенерации.
3.5 Кратность циркуляции водородсодержащего газа.
При стехиометрических количествах водорода реакции гидрирования
сернистых соединений могут протекать практически нацело но скорость их
будет очень мала из-за низкого парциального давления водорода. Поэтому
процесс ведут с избытком водорода. Относительное количество подаваемого
циркулирующего газа приходящегося на 1 м3 жидкого сырья называется
кратностью циркуляции.
Кратность циркуляции ВСГ не должна быть ниже 90 нм3м3 сырья.
Концентрация водорода в циркулирующем газе может колебаться в пределах
от 65 до 85% в зависимости от состава сырья и степени обработки
Процесс каталитического риформинга проводится на катализаторах
обладающих двумя основными функциями: дегидрирующей- гидрирующей и
кислотной при температуре и под давлением при циркуляции
водородсодержащего газа образующегося в самом процессе риформинга.
Наибольшее распространение получили алюмоплатиновые катализаторы
риформинга. В настоящее время широкое применение получили также
полиметаллические катализаторы.
Повышение октанового числа бензиновых фракций при риформинге
происходит в результате следующих реакций:
- дегидрирования шестичленных нафтеновых углеводородов
- дегидроизомеризации алкилированных углеводородов
- дегидроциклизации парафиновых углеводородов в ароматические
- изомеризации парафиновых углеводородов.
Одновременно протекают реакции газообразования и уплотнения
приводящие к образованию кокса на поверхности катализатора.
Схемы основных реакций каталитического риформинга:
Изомеризация парафиновых углеводородов на катализаторах риформинга
протекает через промежуточную стадию образования карбоний-ионов. В условиях
риформинга изомеризация приводит к образованию малоразветвлённых изомеров:
Одной из важнейших реакций риформинга является изомеризация
алкилциклопентанов в алкилциклогексаны и циклогексан:
4.2 Дегидрирование нафтеновых углеводородов.
Дегидрирование алкилциклогексанов является конечной стадией
образования ароматических углеводородов:
4.3 Деструктивная гидрогенизация (гидрокрекинг).
Гидрокрекингу подвергаются парафиновые и в меньшей степени нафтеновые
углеводороды. Гидрокрекинг парафинов идёт в несколько стадий через
образование и распад карбоний-ионов. Среди продуктов реакции преобладают
пропан и более высокомолекулярные парафиновые углеводороды.
Гидрокрекинг протекает на кислотных центрах катализатора однако
начальная и конечная стадии процесса образование олефинов и гидрирования
продуктов распада протекают на металлических участках катализатора которым
свойственна дегидрирующая функция.
Суммарные уравнения реакций гидрокрекинга:
C8H18 + H2 C3H8 + C5H12
C11H24 + H2 C3H8 + C3H18
4.4 Дегидроциклизация алканов и алкенов с образованием ароматических
Дегидроциклизация парафиновых углеводородов протекает через
промежуточную стадию образования алкилциклопентанов и алкилциклогексанов с
последующим дегидрированием алкилциклогексанов:
CH3-(CH2)4-CH3 Н2С CH2 + H2
В условиях риформинга протекают также реакции практически не влияющие
на выход основных продуктов реакции но оказывающие существенное
воздействие на активность и стабильность работы катализатора. К ним
относятся реакции распада сернистых азотистых хлорсодержащих соединений
а также реакции приводящие к образованию кокса на катализаторе.
Процесс образования кокса связан с протеканием реакций уплотнения
молекул на поверхности катализатора и с их дегидрированием. По мере
закоксовывания катализатора снижается не только его активность но
ухудшается и селективность процесса.
Коксообразованию способствует понижение парциального давления водорода
и мольного отношения водорода к сырью отравление катализатора контактными
ядами нарушение баланса гидрирующей и кислотной функции катализатора
переработка сырья с повышенным содержанием как лёгких (C5+C6) так и
тяжёлых (>C10) углеводородов.
Реакции риформинга ведущие к образованию ароматических углеводородов
из парафинов и нафтенов идут с поглощением тепла реакции гидрокрекинга и
гидрогенолиза экзотермичны реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых
углеводородов имеют тепловой эффект близкий к нулю.
Тепловые эффекты реакций риформинга для углеводородов C6-C10 при 500OC
имеют следующие значения ккалмоль:
- дегидрирование нафтенов - 50
- циклизация парафинов в нафтены - 10
- дегидроциклизация парафинов - 60
- гидрокрекинг и гидрогенолиз парафинов - + 13
- гидрогенолиз нафтенов - + 23
Среди реакций риформинга с наибольшей скоростью протекает
дегидрирование циклогексана и его гомологов в соответствующие ароматические
углеводороды а с наименьшей - дегидроциклизация парафиновых углеводородов.
Повышение температуры в наибольшей степени ускоряет реакции
дегидроциклизации парафиновых углеводородов и гидрокрекинга. Скорости
превращений парафиновых и нафтеновых углеводородов C6-C10 выше для
компонентов с большим молекулярным весом.
Эффективность процесса также зависит от качества сырья катализатора
Катализаторы риформинга в процессе эксплуатации теряют активность под
воздействием сернистых азотистых и кислородных соединений сырья. Кроме
того отравляют катализаторы металлоорганические соединения и пары воды.
Удаление вредных примесей сырья осуществляется на блоке
предварительной гидроочистки. При гидроочистке сернистые соединения сырья
гидрируются с образованием сероводорода.
Азотистые и кислородные соединения гидрируются до парафиновых
углеводородов с образованием аммиака и воды. Глубина гидрирования
увеличивается с повышением давления температуры в интервале от 360 до
0°С и снижением объемной скорости подачи сырья.
Основные реакции процесса каталитического риформинга протекают с
поглощением тепла. Для создания изотермического режима применяется
трехступенчатая схема реакторного блока с промежуточным подогревом
газосырьевой смеси перед реакторами неравномерной загрузкой катализатора по
5 Влияние основных условий на протекание процесса каталитического
Повышение температуры процесса увеличивает скорость основных реакций
октановое число бензина риформинга возрастает. Для увеличения октанового
числа бензина на 1 пункт необходимо повышение температуры на от 2 до 3 °С.
Повышение температуры выше 535 °С нецелесообразно в связи с резким
падением выхода платформата и усилением газообразования и коксоотложения на
Перепад температуры в реакторах риформинга определяется суммарным
тепловым эффектом протекающих реакций. Общий тепловой эффект зависит от
соотношения этих реакций на данной ступени риформинга.
Температурный перепад особенно в первой ступени риформинга может
служить характеристикой активности катализатора.
По мере отработки катализатора накопления кокса в нём понижения
концентрации водорода в циркулирующем газе суммарный перепад температуры
в реакторах понижается.
Понижение перепада температуры в реакторах в некоторых случаях
свидетельствует о чрезмерном содержании хлора на катализаторе.
Высокое давление процесса обеспечивает стабильность работы
катализатора уменьшает коксообразование но ведет к снижению октанового
числа бензина. Оптимальное давление процесса от 20 до 40 кгссм2.
Парциальное давление водорода в зоне реакции оказывает существенное
влияние на процесс ароматизации. Результаты расчётов для реакции
дегидрирования шестичленных нафтенов показывают что в одинаковых условиях
по мере возрастания давления водорода степень превращения падает
(тормозится процесс ароматизации) газообразование возрастает.
5.3 Объемная скорость.
С увеличением объёмной скорости подачи сырья выход платформата
увеличивается а степень ароматизации падает что приводит к снижению
суммарного выхода ароматических углеводородов в пересчёте на исходное сырьё
и соответственно снижению октанового числа платформата. Однако это
снижение в определённых пределах может быть скомпенсировано повышением
Оптимальные объемные скорости процесса составляют от 1 до 18
5.4 Кратность циркуляции и концентрация водородсодержащего газа.
Циркуляция водородсодержащего газа в процессе риформинга является
одним из факторов обеспечивающих стабильность работы катализатора.
Процесс осуществляется в среде газа с концентрацией водорода от 80 до
% об. на начало и конец цикла соответственно.
Концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга а также
кратность циркуляции определяет мольное соотношение «водород : сырьё». От
величины этого параметра зависит интенсивность коксообразования и
следовательно стабильность и срок службы катализатора.
Рекомендуемая кратность циркуляции водородсодержащего газа в системе
риформинга до 2000 нм3м3 сырья и мольное отношение «водород: углеводород»
не ниже «4:1». С уменьшением кратности циркуляции и концентрации
водородсодержащего газа отложение кокса на катализаторе увеличивается.
Гидроочистка дизельной фракции проводится на алюмокобальтомолибденовом
катализаторе под давлением водородсодержащего газа от 30 до 60 кгссм2
температурах от 350 до 400°С объемной скорости подачи сырья от 15 до 5
В процессе гидроочистки протекают следующие основные реакции:
а) гидрогенизация сернистых азотистых и кислородных соединений сырья
с выделением сероводорода аммиака и воды;
в) гидрирование олефиновых углеводородов;
г) коксообразование.
Схемы основных реакций:
) Гидрогенолиз сероорганических соединений
а) меркаптаны R-SН + Н2 ( RН + Н2S
б) сульфиды R-S-R1 + 2Н2 ( RН + R1Н + H2S
в) дисульфиды R-S-S-R1 + 3H2 ( RH + R1Н + 2H2S
) Гидрогенолиз азоторганических соединений.
Азот в нефтяном сырье находится преимущественно в гетероциклах в виде
производных пиррола и пиридина. Гидрирование их протекает в общем
аналогично гидрированию сульфидов:
) Гидрогенолиз кислородсодержащих соединений
Кислород в основном представлен соединениями типа спиртов эфиров
фенолов и нафтеновых кислот. При гидрировании кислородных соединений
образуются соответствующие углеводороды и вода:
7 Влияние основных условий на протекание процесса гидроочистки
С повышением температуры интенсивность реакции гидрообессеривания
гидрирования олефиновых углеводородов увеличивается. Однако при
температуре выше 425°С интенсивность реакций гидрообессеривания и
особенно гидрирование олефинов снижается. Одновременно возрастает
интенсивность реакций гидрокрекинга и коксообразования.
Подбор оптимальной температуры процесса ведется в зависимости от
состава сырья. Тяжелое термически менее стойкое сырье очищают при более
7.2 Давление и кратность циркуляции ВСГ.
Повышение давления в системе способствует увеличению глубины
гидроочистки и снижению коксоотложения на поверхности катализатора при
этом растет парциальное давление водорода. Сырье выкипающее выше 350°С
находится при гидрообессеривании в основном в жидкой фазе и повышение
давления увеличивает скорость реакции ускоряя транспортирование водорода
через пленку жидкости к поверхности катализатора. Однако из-за удорожания
оборудования увеличение давления ограниченно.
На этот параметр влияет и кратность циркуляции ВСГ и концентрация в
нем водорода. Чем выше концентрация водорода в ВСГ тем ниже может быть
кратность циркуляции. Величина этого параметра зависит от качества
перерабатываемого сырья и водородсодержащего газа циркулирующего в
При переработке высокосернистого сырья а также сырья с высоким
содержанием олефинов и смолистых веществ (например дизельных фракций
процесса коксования вакуумного газойля) требуется более высокая
кратность циркуляции ВСГ чем при переработке прямогонного сырья.
Повышение кратности циркуляции ВСГ способствует уменьшению
коксообразования и увеличению длительности работы установки без потери
активности катализатора. Чрезмерное повышение кратности циркуляции
нецелесообразно т.к. при этом из-за увеличения объема газов проходящих
через реактор уменьшается время контакта паров сырья и катализатора что
отрицательно сказывается на глубине гидрообессеривания сырья.
7.3 Объемная скорость.
С увеличением объемной скорости подачи сырья уменьшается время
пребывания сырья в реакторе т.е. время контакта сырья с катализатором. При
этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. Оптимальное значение
объемной скорости подбирается в зависимости от химического и фракционного
состава сырья и требуемой глубины гидроочистки.
Основное технологическое оборудование установки «ЖЕКСА» представлено в
Таблица 1.1 – Основное оборудование установки
Наименование оборудования Номер позиции по Количество
(тип наименование схеме
аппарата назначение и т. индекс
Реактор предварительной R-101 1
Реактор риформинга I ст. R-201 1
Реактор риформинга II ст. R-202 1
Реактор риформинга III ст.R-203 1
Реактор гидроочистки R-301 1
Отпарная колонна С-101 1
Отпарная колонна С-301 1
Дезодоризатор С-302 1
Абсорбер высокого давленияС-401 1
Абсорбер низкого давления В-450 1
Регенератор МЭА С-403 1
Стабилизационная С-501 1
Колонна теплоснабжения С-502 1
Подогрев сырья секции F-101 1
Подогрев низа колонны F-102 1
Печь риформинга F-201 1
подогреватель газосырьевой
смеси (первый по ходу)
Печь риформинга F-202 1
смеси (второй по ходу)
Печь риформинга F-203 1
смеси (третий по ходу)
Подогрев сырья F-301 1
гидроочистки дизельной
Подогрев низа колонны F-501 1
Компрессор циркулирующего К-201 1
ВСГ блока риформинга
Компрессор циркулирующего К-301 1
ВСГ блока гидроочистки
Компрессор подпиточного К-302А 1
Компрессор азота К-641 1
Паровая турбина КТ-201 1
Кроме того блок каждой колонны или реактора представлен насосным (Н)
теплообменным (Т) холодильным (Х и ХВ) оборудованием. В состав
оборудования установки входят также сепараторы (С) емкости (Е) фильтры
(Ф) резервуары промпарка.
Технологический раздел
1 Описание технологического процесса стабилизации бензина
Нестабильный риформат из секции риформинга из сепаратора В-201
поступает в теплообменник Е-502(ВА) и затем в стабилизационную колонну С-
1. С верха С-501 углеводородный газ через КВО А-503 (2 секции) и
холодильник Е-510 поступает в емкость В-502.
С верха В-502 углеводородный газ через клапан-регулятор давления поз.
РRСV-501 поступает в емкость В-501. С верха В-501 углеводородный газ через
«Уфаоргсинтез» а чрез клапан-регулятор давления поз. PRCV-503 в топливную
Температура в В-502 регулируется изменением угла наклона лопастей КВО
А-503 и воздействием на жалюзи.
Углеводородный конденсат с В-501 сбрасывается в линию стабильного
платформата через клапан-регулятор поз LICV-506.
С низа емкости В-502 газовый конденсат забирается насосом Рм-502(АВ)
и через клапан-регулятор расхода поз. FRCV-502 подается на орошение верха
С низа С-501 часть стабильного бензина поступает на прием насоса Рм-
5(АВ) и прокачивается через печь F-501 для поддержания температуры низа
Температура нагрева в печи регулируется подачей топлива к форсункам
печи клапаном-регулятором расхода поз. FRCV-516 с коррекцией по температуре
продукта на выходе из печи поз. ТRC-501.
Температура перевала печи F-501 контролируется прибором поз. ТI-505
температура продукта на выходе из печи контролируется приборами поз. TI-
7 TI-510 TI-533 TI-536.
Балансовое количество стабильного бензина с низа С-501 через
теплообменник Е-502(АВ) КВО А-501 (1 секция) холодильник Е-509 и клапан-
регулятор уровня поз. LICV-501 с температурой не выше 40°С выводится в
При проведении пуско-наладочных мероприятий существует схема вывода
некондиционного бензина из колонны С-501 в товарный парк по линии
Температура стабильного бензина на выходе с установки регулируется
изменением угла наклона лопастей КВО А-501 и воздействием на жалюзи.
Для поддержания давления в колонне С-501 в период проведения пуско-
наладочных мероприятий существует схема подач ВСГ из сепаратора В-201 в
Проектировочный расчет теплообменного аппарата
Для того чтобы рассчитать поверхность теплообмена нам необходимы
исходные данные представленные в таблицах 3.1 и 3.2.
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета ТО
Межтрубное пространство Трубное пространство
tвх1 (С tвых1 (С G1 кгс
Плотность ρ кгм3 ρ1=66602 ρ2=9799
Вязкость динамическая Пас 1=2010-4 2=44410-4
Вязкость кинематическая 1=0310-6 2=045310-6
Удельная теплоемкость Ср Ср1=252117 Ср2=418223
Коэффициент теплопроводности λ1=009 λ2=0277
2 Определение поверхности нагрева и предварительный выбор типа
теплообменного аппарата по каталогу
Составим уравнение теплового баланса
Подставив исходные данные получим
Количество передаваемого тепла
Поверхность теплообменного аппарата определяется по формуле
где Кор - ориентировочный коэффициент теплопередачи Вт(м2К);
tср - средний арифметический температурный напор между
теплоносителями определяется по формуле (3.4) °С;
Q- тепловой поток в аппарате.
Для предварительного выбора теплообменного аппарата принимаем К= 200
Вт(м2К) как при передаче тепла от органических жидкостей.
Величины температурных перепадов на концах аппарата Δtб и Δtм
Δtб = 100 – 40 = 60 °C;
Δtм =145 – 90 = 55 °C;
Подставив полученные данные рассчитаем площадь поверхности теплообмена
Произведем подбор по каталогу [1] всех типов теплообменных аппаратов
которые могут быть применены при заданной поверхности теплообмена.
Выберем теплообменный аппарат типа ХП у которого:
- диаметр кожуха внутренний D=800 мм;
- число ходов по трубам 4;
- наружный диаметр труб d=25 мм;
- поверхность теплообмена при длине прямого участка труб l=6000 мм
- площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0027 м2;
- площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0135
3 Уточненный расчет поверхности теплообменника и окончательный выбор
типа теплообменного аппарата
Поверхность теплообменного аппарата вычисляется по формуле
где Кут - уточненный коэффициент теплопередачи без учета загрязнений
который вычисляется по формуле
где α1 и α2 - коэффициенты теплоотдачи на внутренней и наружной
поверхностях трубок;
Sст и λст - толщина стенки и теплопроводность материала. В расчетах
принимаем [pic] = 30 Вт(мК) [7].
Коэффициенты α1 и α2 зависят от режима движения теплоносителя и
физических свойств самих продуктов.
Произведем уточненный расчет поверхности теплообмена по уточненной
теплоотдаче в трубном пространстве.
Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формулам
где Gтр - расход воды кгс;
ρтр - плотность воды кг м3;
fтр - площадь проходного сечения по трубам м2.
Подставив данные получим
Режим потока устанавливается в зависимости безразмерного критерия
Рейнольдса который определяется по формуле
Так как критерий Рейнольдса [pic]>10000 – движение турбулентное.
Для турбулентного режима рекомендуется следующая зависимость
где [pic]- критерий Нуссельта
Критерий Прандтля определяется по формуле
Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим
теплоотдаче в межтрубном пространстве.
Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле
где Gмтр- расход стабильного бензина кгс;
ρмтр- плотность стабильного бензина кг м3;
fмтр- площадь проходного сечения по межтрубному пространству м2.
Так как Re > 103 то критерий Нуссельта находится по следующей
где с n – коэффициенты зависящие от способа размещения труб. Для труб
расположенных по вершинам квадратов с=038 n=06;
φ – коэффициент зависящий от многоходовости для стандартных
теплообменных аппаратов φ = 06.
Найдем значение критерия Прандтля по формуле
Рассчитаем уточненный коэффициент теплопередачи
Найдем уточненную поверхность теплообменного аппарата
Таким образом уточненная площадь теплообмена оказалась меньше площади
теплообмена по каталогу поэтому принимаем решение использовать выбранный
тип теплообменного аппарата
4 Разработка эскиза теплообменного аппарата
Теплообменные аппараты с плавающей головкой типа ХП (с подвижной
трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных
аппаратов (эскиз приведен на рисуноке 3.1). Подвижная трубная решетка
позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В
аппаратах этой конструкции температурные напряжения могут возникать лишь
при существенном различии температур трубок.
В теплообменных аппаратах подобного типа трубные пучки сравнительно
легко могут быть удалены из корпуса что облегчает их ремонт чистку или
Для обеспечения свободного перемещения трубного пучка внутри кожуха в
аппаратах диаметром 800 мм и более трубный пучок снабжают опорной
Рисунок 3.1 – Эскиз теплообменного аппарата
Наиболее важный узел теплообменников с плавающей головкой — соединение
плавающей трубной решетки с крышкой. Это соединение должно обеспечивать
возможность легкого извлечения пучка из кожуха аппарата а также
минимальный зазор Δ между кожухом и пучком труб. Вариант показанный на
рисунке 3.1 позволяет извлекать трубный пучок благодаря размещению
плавающей головки внутри крышки диаметр которой больше диаметра кожуха
что позволяет уменьшить зазор Δ между кожухом и пучком труб.
5 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата
Результаты расчетов теплообменного аппарата сведены в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 - Результаты расчетов теплообменного аппарата
Тип теплообменного аппарата ХП
Давление в трубном пространстве МПа 05
Давление в межтрубном пространстве МПа 161
Температура в трубном пространстве ºС 90
Температура в межтрубном пространстве ºС145
Диаметр кожуха внутренний D мм 800
Число ходов по трубам 4
Наружный диаметр труб d мм 25
Длина прямого участка труб l мм 6000
Поверхность теплообмена F м2 163
Площадь проходного сечения одного хода по0027
Площадь проходного сечения по межтрубному0135
пространству fмтр м2
В данном разделе нами были проведены расчеты по определению тепловой
мощности аппарата Q она составила 1994 МВт а также проведены
ориентировочный и уточненный расчеты поверхности теплообмена в результате
чего был выбран теплообменный аппарат с плавающей головкой 800 ХПГ-1-25-
М125Г-6-К-4-У-И по ТУ 3612-023-00220302-01 Холодильник с плавающей
головкой горизонтальный (ХПГ) с диаметром кожуха D = 800 мм на условное
давление в трубах Pу = 1 Мпа и в кожухе Pу = 25 Мпа материального
исполнения М1 с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25мм
длиной L = 6м расположенными по вершинам квадратов 4-х ходовой по
трубному пространству умеренного климатического исполнения с креплениями
для теплоизоляции у которого поверхность теплообмена составляет F = 163
м2 площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0027 м2 площадь
проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0135 м2. Также был
составлен эскиз выбранного аппарата.
1 Расчет на прочность элементов теплообменного аппарата
- тип теплообменного аппарата: с плавающей головкой ХП;
- назначение теплообменного аппарата: охлаждение продукта;
- диаметр кожуха внутренний мм: 800
- диаметр распределительной камеры внутренний мм: 800
- общая длина аппарата мм: 7550
- расстояние между опорами мм: 3000;
- длина трубного пучка мм: 6000;
- число ходов по трубам: 4
- расположение труб в трубных решетках: по вершинам квадратов;
- количество трубок общее шт: 356;
- крепление труб в трубных решетках: развальцовка с канавками;
- поверхность труб: гладкая;
- наружный диаметр труб мм: 25;
- толщина стенки трубок мм: 2
- температура в трубном пространстве О С
б) на выходе 90 О С;
- температура в межтрубном пространстве О С
а) на входе 145 О С;
б) на выходе 100 О С;
- среда в трубном пространстве: вода;
- среда в межтрубном пространстве: стабильный бензин.
1.1 Выбор конструктивных параметров некоторых элементов
теплообменных аппаратов.
Необходимые пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных
параметров представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных
№ Наименование Пояснения Выбранный
Давление Выбирается по рабочему давлению и
условное МПа температуре.
- в трубном - в трубном Рtрас= 05 МПа Ру тр = 1 МПа
- в межтрубном - в межтрубном Рtрас=161 МПа Ру мтр = 25 МПа
расположения 16 Для dн=25мм
решетках 25 t = 32 мм.
Исполнение по М1-М24 Б1-Б10 выбирается в Материал:
материалу зависимости от температуры кожуха:16ГС
обрабатываемой среды агрессивного распределительной
воздействия среды давления. камеры и крышки:
Материальное исполнение М1. 16ГС
Форма диаметр Наиболее широко в мировой практике - Форма
поперечных применяют сегментные перегородки. перегородок
перегородок Высота вырезаемого сегмента число и сегментная;
(зазор между расстояние между перегородками для ТП- зазор между
перегородками ирегламентировано и указано в перегородками и
кожухом). каталоге. кожухом:
Число Для уменьшения утечек устанавливают 25 мм;
перегородок. ограничения на размер кольцевого - диаметр
Расстояние зазора между перегородкой и кожухом поперечных
между аппарата. перегородок
перегородками. Рекомендуется диаметр перегородки 795 мм;
принимать на 3-5 мм меньше диаметра - число
кожуха. перегородок
Толщина Минимальная толщина перегородок в D = 800 мм
перегородок зависимости от D выбирается по
следующей схеме: S п = 8 мм
≤ 400 трубчатый пучок
≥1200 плавающей головке
Обычно трубчатый пучок опирается на
ближайшую к плавающей головке
поперечную перегородку имеющую
толщину (16-20 мм) больше толщины
других перегородок. В некоторых
случаях для поддержания трубчатого
пучка к решеткам приваривают опорные
ребра. Длину опорной части ребра у
подвижной решетки принимают больше
диаметра нижнего штуцера для
обеспечения возтожности монтажа и
При значительных размерах (диаметр
корпуса 1000 мм и более) и массе
трубчатого пучка его опирают на
катковые опоры которые крепят к
продольной балке из швеллера или двух
полос приваренной к поперечным
перегородкам и неподвижной трубной
Диаметр и Диаметр стяжек для перегородок d = 16 мм
количество принимают: d = 12 мм при D ≤600 мм d
стяжек для = 16 мм при D≥800 мм Zс = 6
перегородок Минимальное количество стяжек Zс =6
при D ≤1000 мм Zс =8 при D = 1200
мм Zс =10 при D≥ 1400 мм.
Отбойники При входе среды в межтрубное Отбойник
(рисунок А.2 пространство теплообменника часто выполняем в виде
приложение А) ставят отбойник который защищает от круглой пластины
местного износа трубы расположенные диаметром 230 мм:
против входного штуцера. Отбойник D = D1 + 20=
выполняют в виде круглой или = 202+20=222 мм
прямоугольной пластины. Размер примем D= 230 мм
отбойника должен быть не менее h =02202=404мм
внутреннего диаметра штуцера D1. Примем h = 50мм.
Обычно его принимают на 10-20 мм
больше т. е. D = D1 + (10 20) мм.
Отбойник не должен создавать излишнее
гидравлическое сопротивление поэтому
расстояние от внутренней поверхности
корпуса до отбойника должно быть h >
D1 . Отбойник приваривают к
дистанционным тягам или крепят
хомутами (лапками) к трубам.
Приваривать отбойник к трубам не
рекомендуется из-за опасности прожога
стенки трубы. Расстояние от
отбойника до первой перегородки
должно быть не менее 100 мм для
обеспечения беспрепятственного
распределения входящего потока среды.
Размеры Внутренний диаметр крышки плавающей Dв=800
плавающей головки D5 меньше внутреннего D3=790
головки диаметра корпуса теплообменника на: D5=760
- 50 мм для Дв = 400 500 600 мм; S=65
- 100 мм для Дв = 800 1000 1200
Маркировка ТОА 800 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И по ТУ
12-023-00220302-01 Холодильник с плавающей головкой
горизонтальный (ХПГ) с диаметром кожуха D = 800 мм
на условное давление в трубах Pу = 1 Мпа и в кожухе
Pу = 25 Мпа материального исполнения М1 с гладкими
теплообменными трубками диаметром d = 25мм длиной L =
м расположенными по вершинам квадратов 4-х ходовой
по трубному пространству умеренного климатического
исполнения с креплениями для теплоизоляции
1.2 Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.
Исходные данные и результаты расчета приведены в таблицах 4.2 – 4.5.
Расчет производится только для рабочих условий.
Таблица 4.2 – Определение толщины стенки кожуха ТОА типа ТП
Внутренний диаметр 800
Материал стенки кожуха16ГС
Расчетная температура tрас кор= ma20 0С= ma20 0С= 1450С
стенки кожуха 0 tрас
Коэффициент прочности [pic]=1
Допускаемое напряжение[]tкор=·*t = 1·171=171МПа
кожуха в рабочих ( =1 для сварных аппаратов -поправочный
условиях при расчетнойкоэффициент к допускаемым напряжениям *t -
температуре tрас кор нормативное значение допускаемого напряжения при
МПа расчетной температуре tрас кор )
Расчетное внутреннее [pic] = 161 МПа
избыточное давление
для рабочих условий
Расчетная толщина [pic]=[pic]
стенки цилиндрической
Таблица 4.3 – Значения прибавок к расчетной толщине
Наименование параметра Значение
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии С1 = 2 мм
мм (при отсутствии данных С1 может
приниматься равной 2 мм)
Прибавка для компенсации минусового допускаС2 = 04 мм
мм (определяется по таблице Г1 Приложения Г
по значениям Sцр и Sднр)
Прибавка технологическая мм С3 = 0
(для цилиндрической обечайки
Сумма прибавок С2 и С3 С2 + С3 = 04 мм
Сумма прибавок к расчетной толщине стенки Сц=С1+С2 +С3= 2 + 04 = 24
Таблица 4.4 – Результаты определения исполнительной толщины стенки
цилиндрической обечайки для рабочих условий
Исполнительная толщина стенки Sц ≥ S црас + Сц = 38 + 24 =
цилиндрической обечайки Sц гост= 62 мм
SГОСТ мм (Таблица Г1) По ГОСТ принимаем
Таблица 4.5 – Определение толщины стенки трубной решетки
Средний диаметр прокладки фланцевого Dп.ср =815 мм – прокладка плоская
соединения Dп.ср мм металлическая (из стали 08кп) для
фланцевого соединения шип-паз
Материал трубной решетки 16ГС
Расчетная температура трубной решеткиtр = 145 0С (выбирается большее
tр 0 С. значение из двух – для трубного или
межтрубного пространства)
Допускаемое напряжение трубной решетки[]t=·*t = 171 МПа
в рабочих условиях при расчетной (*t - нормативное значение
температуре tрас кор МПа допускаемого напряжения при
расчетной температуре tрас кор )
Расчетное давление Ррас МПа Ррас = 161 МПа (выбирается
большее из дух – для трубного или
Коэффициент прочности сварного шва φ=1 (зависит от вида сварного шва
от длины контролируемых швов )
Расчетная толщина стенки трубной [pic]
решетки 1883 > 001 мм
S тр. реш мм По ГОСТ принимаем 20 мм
2 Подбор штуцера (вход продукта в кожух теплообменного аппарата)
Присоединение трубной арматуры к аппарату а также технологических
трубопроводов для подвода и отвода различных жидких и газообразных
продуктов производится с помощью штуцеров или вводных труб которые могут
быть разъемными и неразъемными. По условию ремонтопригодности применяются
разъемные соединения (фланцевые штуцера). Неразъемные соединения (на
сварке) применяются при блочной компоновке аппаратов в кожухе заполненном
тепловой изоляцией где длительное время не требуется осмотра соединения.
Стальные фланцевые штуцера стандартизированы и представляют собой
трубки из труб с приваренными к ним фланцами или кованные заодно с
фланцами. В зависимости от толщины стенок патрубки бывают тонкостенные и
толстостенные что вызывается необходимостью укрепления отверстия в стенке
аппарата патрубком с разной толщиной его стенки.
Конструкция штуцера зависит от Рy и Ду где Ру – условное давление
Ду – условный диаметр. Условное давление выбирается по данным таблицы
Б.1 приложения Б в зависимости от температуры среды и наибольшего рабочего
давления затем по условному давлению Ру и условному диаметру Ду выбирается
Условный диаметр штуцеров в теплообменном аппарате можно определить по
объемному расходу жидкой фазы по формуле
где V- объемный расход паровой или жидкой фазы м3с;
[pic]скорость движения паровой или жидкой фазы мс.
Скорость движения [pic] = 1 мс.
Общий расход газосырьевой смеси теплообменного аппарата [pic]=185
кгс. Плотность газосырьевой смеси [pic]= 66602 кг м3. Отсюда объемный
Определим диаметр штуцера
Величина условного прохода штуцера по ГОСТ [pic]=200 мм.
Условное давление Рy = 25 МПа.
Таким образом выбираем штуцер с фланцем стальным приварным в стык
Dу=200 мм на Ру=25 МПа типа 2 исполнения 1с длиной патрубка 180 мм
фланец из стали 16ГС патрубок из 16ГС: Штуцер 200-25-2-1-180-16ГС АТК
2.1 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения.
В химических аппаратах для разъемного соединения составных корпусов и
отдельных частей применяются фланцевые соединения преимущественного круглой
формы. На фланцах присоединяются к аппаратам трубы арматура и т.д.
Фланцевые соединения должны быть прочными жесткими герметичными и
доступными для сборки разборки и осмотра. Фланцевые соединения
стандартизированы для труб и трубной арматуры и отдельно для аппаратов.
Рисунок 4.1 – Конструкция штуцера с приварным встык фланцем
Конструкция фланцевого соединения принимается в зависимости от рабочих
параметров аппарата: плоские приварные фланцы – при [pic] [pic] и числе
циклов нагружения за время эксплуатации до 2000; приварные встык фланцы –
при [pic] [pic] и [pic]. В связи с указанными условиями выбираем приварные
встык фланцы. Размеры приведены в таблице 4.6
Таблица 4.6 – Параметры фланцевого соединения типа «гладкие»
Py Размеры мм Число отверстий z
Толщина стенки кожуха S 8 мм
Толщина стенки трубной решетки 65 мм
Условный проход штуцера Dу 200 мм
Штуцер Штуцер 200-25-2-1-180-16ГС АТК
Фланец Приварной встык. Тип 1 «гладкий» ГОСТ
Прокладка Паронитовая плоская по ГОСТ 481-80 с
Болты М24×25-6g×90 ГОСТ 7798-70 из стали35Х
Гайки М24×25 ГОСТ 5915-70 из стали25 12шт.
В данном разделе мы произвели выбор конструктивных и расчетных
параметров теплообменного аппарата типа ХП определили материальное
исполнение – М1 форму (сегментные) и диаметр поперечных перегородок
(795мм) число перегородок (11) и их толщину (12мм) расстояние между ними
(390мм) также необходимое число стяжек для закрепления поперечных
перегородок (6 шт.) и их диаметр (16 мм) рассчитали параметры отбойника
размещенного при входе среды в межтрубное пространство (его диаметр – 230
мм) определили размеры плавающей головки. Кроме того мы рассчитали
толщину стенки кожуха S она составила 8 мм а также толщину трубной
решетки Sтр.реш= 65 мм. Нами были выбран штуцер на входе продукта в
межтрубное пространство с параметрами: Dу=200 мм на условное давление
Ру=25МПа с длиной патрубка 180 мм с фланцем стальным приварным в стык из
стали 16ГС и материал патрубка из 16ГС. К фланцевому соединению были
подобраны прокладка паронитовая плоская ПОН с шириной 15мм и крепежные
элементы: болты М24х90 и гайки М24х215 по 12 штук.
В ходе выполнения курсового проекта были систематизированы
закреплены расширены и углублены практические знания полученные при
изучении дисциплины «Машины и аппараты нефтегазопереработки» и ряда
предшествующих общеобразовательных дисциплин а также применены полученные
знания и навыки для решения конкретных технических задач.
В данной работе объектом проектирования явился теплообменный аппарат E-
0 технологического блока стабилизации бензина входящего в состав
установки гидроочистки дизельных фракций и каталитического риформинга
бензина «ЖЕКСА». Назначение аппарата заключается в переработке бензиновых
Был произведен расчет и выбран тип теплообменного аппарата. В
результате расчетов был выбран тип теплообменника по каталогу -
теплообменный аппарат с плавающей головкой 800 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И
по ТУ 3612-023-00220302-01 Холодильник с плавающей головкой горизонтальный
(ХПГ) с диаметром кожуха D = 800 мм на условное давление в трубах Pу = 1
Мпа и в кожухе Pу = 25 Мпа материального исполнения М1 с гладкими
теплообменными трубками диаметром d = 25мм длиной L = 6м расположенными
по вершинам квадратов 4-х ходовой по трубному пространству умеренного
климатического исполнения с креплениями для теплоизоляции у которого
поверхность теплообмена составляет F = 163 м2 площадь проходного сечения
одного хода по трубам fтр=0027 м2 площадь проходного сечения по
межтрубному пространству fмтр=0135 м2. Также был составлен эскиз
выбранного аппарата.
Кроме того были рассчитаны основные конструктивные и расчетные
параметры теплообменного аппарата подобран штуцер на входе продукта в
межтрубное пространство а также прокладка и крепежные элементы к
фланцевому соединению.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Технологический регламент. Установка переработки газа-2. Установка
низкотемпературной конденсации и наружное оборудование. Реконструкция на
Ахметов С.А. Сериков Т.П. Кузеев И.Р. Баязитов М.И. Технология и
оборудование процессов переработки нефти и газ. - СПб.: Недра 2006. - 868
Туймазыхиммаш». - Изд. 2-е перераб. и доп. - Уфа 2005.- 343 с.
Баязитов М.И. Хайрудинова С.С. Тукаева Р.Б. . Хайрудинова Г.И.
уч.-метод.указания к выполнению курсового проекта по МАХП. – Уфа: Изд-во
Поникаров И.И. Поникаров С.И. Рачковский С.В. Расчеты машин и
аппаратов химических производств и нефтегаопереработки (примеры и задачи).
- М.: Альфа - М 2008. - 720 с.
Поникаров И.И. Гайнуллин М.Г. Машины и аппараты химических
производств и нефтегазопереработки. - Изд. 2-е перераб. и доп. - М.: Альфа-
Лащинский А.А. Конструирование сварных и химических аппаратов:
Справочник. – Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние 1981.- 382
Тимонин А.С. Основы конструирования и расчета химико-
технологического и природоохранного оборудования: Справочник в 3-х томах.–
Калуга: Изд. Н.Бочкаревой 2002.
Рисунок А.1 – Принципиальная схема технологической установки