Проект реконструкции установки переработки нефти на химзаводе филиала ОАО 'Красмаш' с разработкой реактора

Проект реконструкции установки переработки нефти на химзаводе филиала ОАО 'Красмаш' с разработкой реактора

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Сибирский государственный технологический университет»

Факультет переработки природных соединений

Кафедра машин и аппаратов промышленных технологий

ПРОЕКТ РЕКОНСТРУКЦИИ УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ НА ХИМЗАВОДЕ ФИЛИАЛА ОАО «КРАСМАШ» С РАЗРАБОТКОЙ РЕАКТОРА

Дипломник В.В. Иваненков

Реферат

В проекте разработан ректор в составе установки по переработке нефти на ФГУП «Химзавод» (филиал ОАО «Красмаш»).

В проекте предлагается реконструировать реактор. А именно, уменьшить диаметр 1й секции реактора для увеличения скорости паров бензиновой фракции, а так же заменить существующие кольца Рашига на высокоцеолитный катализатор КН-30. Предлагаемая реконструкция приведет к повышению качества продукта и увеличению годовой производительности.

В проекте приведены все необходимые технологические и конструктивные расчеты, освещены вопросы монтажа и ремонта. Экономические расчеты подтверждают целесообразность проведения предлагаемой реконструкции.

Введение

Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность является одной из самых крупных и прибыльных в России

Современные нефтеперерабатывающие заводы используют технологию промышленной ректификации, которая сложилась более 50-ти лет назад и за все годы применения не претерпела кардинальных изменений, новые стандарты нефтепродуктов, глубокая переработка остатков и тяжелой нефти привели к коренной модернизация действующих НПЗ и строительству новых.

Огромная протяженность нашей страны с запада на восток приводит к колоссальным транспортным затратам при перевозке горюче-смазочных материалов. Поэтому в сравнении с обычными НПЗ, мини-НПЗ позволяют сократить эти расходы и снизить стоимость топлива для конечного потребителя. Причем если первые нужны для удовлетворения потребностей народного хозяйства, то мини-НПЗ для решения локальных задач - снабжения топливом определенного региона или крупного предприятия.

Мини нефтеперерабатывающие заводы позволяют получать качественные нефтепродукты в результате учёта двух ключевых факторов:

• выбор сырья, сделанный с учетом особенностей работы мини-НПЗ;

• выбор технологической схемы переработки сырья, с учетом конструктивных особенностей мини-НПЗ и обозначенной в сопровождающей документации.

Внедрение современных технологий синтеза с использованием новых катализаторов позволяет получать высококачественные продукты, востребованные на рынке.

По данным исследований «ВНИПИнефть» можно сказать, что уже сегодня в России разработаны базирующиеся на применении нанотехнологий конкурентоспособные процессы нефтепереработки и нефтехимии. Есть не менее конкурентоспособные микросферические катализаторы каталитического крекинга. Ведутся разработки по созданию наномодифицированных катализаторов гидроочистки, изомеризации легких бензиновых фракций, риформинга и др.

1. Технико-экономическое обоснование проекта

.1      Обзор существующих конструкций

Установки крекинга - вид оборудования, основное предназначение которого - переработка разного рода нефтяного сырья (в том числе и нефтешламов) в светлые продукты высокого качества, такие как бензин или дизельное топливо. Каталитическая переработка происходит по методу каталитического преобразования.

Основой этого процесса является каталитическая конверсия углеводородов при аналогичном и термическом воздействии с получением максимально возможного количества качественных светлых продуктов. Сырьем для самых разнообразных типов установок могут стать различные нефтепродукты: нефрас (прямогонный бензин), мазут, печное топливо, остатки вакуумной перегонки мазута, нефтешламы и прочие остатки от процессов, выкипающие при температуре выше 300 градусов.

На глубину конверсии сырья в значительной степени оказывает влияние гидродинамический режим контактирования сырья с катализатором, осуществляемый в реакторах различных типов:

. С неподвижным (фильтрующим) слоем катализатора

В этих реакторах (рисунок 1.1.) слой или несколько слоев катализатора неподвижно лежат на решётчатой полке, или погружены в трубы и через неподвижный катализатор пропускается смесь реагирующих газов при режиме, близком к идеальному вытеснению. К достоинствам относятся: полнота использования объема реактора; сравнительная простота конструкции и удобство в эксплуатации, относительно небольшой удельный расход металла В данных реакторах довольно трудно добиться эффективной аэрации (особенно при большом объеме реактора), а если в ходе процесса образуются газообразные продукты, то нелегко и предупредить избыточное накопление газа в верхней части реактора с неподвижным слоем.

Рисунок 1.1 - Реактор с неподвижным слоем катализатора1 - газораспределитель; 2 - камера смешения; 3 - катализатор; 4 - решетка; 5 - термопары; I - ввод газов; II - очищенные газы

. С движущимся слоем шарикового катализатора

На установках с циркулирующим катализатором (рисунок 1.2) процесс протекает в аппаратах шахтного типа, через которые непрерывным потоком сверху вниз движутся шарики катализатора диаметром 3…5 мм.

Рисунок 1.2 - Реакторный блок установки с каталитического крекинга с движущимся слоем катализатора: 1- реактор, 2- регенератор, 3- сепараторы, 4 - дозеры; I - сырье, II - продукты крекинга, III - воздух, IV - водяной пар, V - дымовые газы, VI - вода

В прямоточных реакторах катализатор и сырье контактируют, двигаясь прямотоком. Реакторный блок каждой установки состоит из реактора, регенератора и системы транспорта катализатора, по взаимному расположению аппаратов и схемам циркуляции катализатора подразделяются на установки с одно- и двукратным подъемом катализатора. Для схем с однократным подъемом катализатора используются два варианта - реактор располагают над регенератором или регенератор над реактором. При прочих равных условиях схемы с однократным подъемом катализатора отличаются большей высотой установки. Так, для установки каталитического крекинга с гранулированным катализатором высота реакторного блока при двукратном подъеме составляет 60…70, а при однократном 80…100 м.

. С псевдоожиженным (кипящим) слоем микросферического катализатора

В реакторах с псевдоожиженным (кипящим) слоем микросферического катализатора (рисунок 1.3) катализ, тепло- и массообмен осуществляются при идеальном перемешивании реагентов с катализатором. Как наиболее значимые достоинства реакторов этого типа следует отметить: высокую их удельную производительность; легкость транспортирования микросферического катализатора и регулирования технологического режима; осуществление каталитического процесса в области, близкой к чисто кинетической; отсутствие градиента температуры в кипящем слое и некоторые другие.

Как недостатки реакторов с кипящим слоем можно указать на следующие: неравномерность времени пребывания сырья в зоне реакции, в результате некоторая часть сырья подвергается чрезмерному крекированию до газа и кокса, а другая часть - легкому крекингу; среднее фиктивное время контакта, хотя и меньше, чем в реакторах с движущимся слоем шарикового катализатора, но недостаточно малое (3-15 мин), чтобы обеспечить максимально высокую селективность крекинга.

Рисунок 1.3 - Реактор с пылевидным катализатором: 1 - зона распределения сырья и катализатора, 2 - реакционная зона, 3 - отстойная зона, 4 - циклоны, 5 - отпарная зона; I - сырье и катализатор, II - продукты реакции, III - вывод катализатора, IV - водяной пар

По газодинамическим характеристикам этот реактор (рисунок 1.4) приближается к реакторам идеального вытеснения (т. е. интегрального типа), более эффективным для каталитического крекинга по сравнению с реакторами с псевдоожиженным слоем катализатора. При этом время контакта сырья с ЦСК благодаря высокой активности снижается в лифт-реакторе примерно на два порядка (до 2…6 с). Высокая термостабильность современных катализаторов (редкоземельных обменных форм цеолитов или бесцеолитных ультрастабильных и др.) позволяет проводить реакции крекинга при повышенных температурах и исключительно малом времени контакта, т. е. осуществить высокоинтенсивный («скоростной») жесткий крекинг (подобно процессам пиролиза). Основными недостатками лифт-реактора являются большие габариты зоны сепарации и высокое ее расположение относительно нулевой отметки установки, что усложняет ее обслуживание и увеличивает капитальные затраты на строительство самой установки каталитического крекинга.

Рисунок 1.4 - Лифт - реактор: 1 - зона псевдоожиженного слоя, 2 - лифт - реактор, 3 - отпарная секция, 4 - циклоны

.2 Обзор катализаторов крекинга

Процесс каталитического крекинга нефтяных фракций является одним из наиболее крупнотоннажных процессов нефтепереработки. Сущность процесса основана на расщеплении высокомолекулярных углеводородных соединений на более мелкие молекулы с перераспределением освобождающегося по месту разрыва связи "углерод-углерод" водорода в присутствии микросферического цеолитсодержащего катализатора. Этот процесс актуален ещё и потому, что, являясь вторичным, существенно влияет на глубину переработки нефти и позволяет получить суммарный выход светлых нефтепродуктов до 85-87 % за счёт выработки компонентов высокооктанового бензина, дизельного топлива, бутан-бутиленовой и пропан-пропиленовой фракций, а так же сухого газа (фр. С1-С2), используемого в качестве топлива для нужд НПЗ.

За длительный период своего развития каталитический крекинг значительно совершенствовался как в отношении способа контакта сырья и катализатора (в стационарном слое, в движущемся слое шарикового катализатора, в "кипящем" слое микросферического катализатора), так и в отношении применяемых катализаторов (таблетированные катализаторы на основе природных глин, шариковые синтетические алюмосиликаты, микросферические алюмосиликаты, в том числе и цеолитсодержащие).

Достигнутый прогресс обеспечил вовлечение в переработку все более тяжелого сырья. За последние годы увеличивается число установок, использующих в качестве сырья нефтяные остатки: мазуты, деасфальтизаты и их смеси с вакуумными дистиллятами (наиболее распространенный вариант в настоящее время − вакуумные газойли).

В связи с ужесточением требований к моторным топливам, в частности к автомобильным бензинам, по содержанию ароматических углеводородов, в том числе бензола, алкенов, по содержанию серы, детонационной стойкости и т.п. использование классических высококремнезёмистых цеолитных катализаторов в процессах вторичной переработки различных нефтяных фракций не позволяет решить проблему получения моторных топлив, соответствующих современным требованиям, так как из-за высокой каталитической активности происходит быстрая дезактивация катализатора за счёт коксообразования и падение его активности, что снижает экономическую эффективность использования данных катализаторов.

Для улучшения эксплуатационных характеристик цеолитные катализаторы модифицируют путем проведения частичного ионного обмена декатионированной формы цеолита, при котором ионы редкоземельных, щелочноземельных или переходных металлов обменивается с протоном гидроксильных групп, натрием или ионом аммония. Например, при производстве катализаторов марки ИК-30-БИМТ и КН-30 используют лантан, который повышает термостабильность цеолитной решётки, увеличивает эксплуатационный ресурс катализатора и облегчает процесс проведения регенерации. С этой целью используют также высококремнезёмистые цеолиты в качестве носителей катализатора, пропитывая их водными растворами различных солей металлов с последующей прокалкой гранул.

Синтезированные продукты можно отнести к классу изоморфных цеолитов, однако в научной литературе они недостаточно описаны и в отношении них используется определение элементоалюмосиликаты цеолитной структуры типа ZSM-5.

Для развития направления получения изоморфных цеолитов в Институте химии нефти СО РАН совместно с ОАО «НЗХК» проводятся исследовательские работы по синтезу изоморфных цеолитов - элементоалюмосиликатов цеолитной структуры типа ZSM-5.

Синтезированные в лабораторных условиях элементоалюмосиликаты и катализаторы, приготовленные на их основе, испытывали в ИХН СО РАН в процессах каталитического облагораживания и гидрооблагораживания прямогонных бензиновых фракций, полученных из различных видов углеводородного сырья.

Полученные экспериментальные результаты свидетельствуют о перспективности использования катализаторов на основе элементоалюмосиликатов для получения моторных топлив, в нефтехимических производствах, в промышленности основного органического синтеза и т.п.

В связи с этим на ОАО «НЗХК» быд начат выпуск катализаторов нового поколения - элементоалюмосиликатов со встроенными в кристаллическую решётку цеолита гетероэлементами, такими как цирконий, ниобий, молибден, кобальт, свинец и другие. Испытания катализаторов на различном углеводородном сырье показали возможность получения высокооктановых бензинов, отвечающих требованиям, предъявляемым техническим регламентом к автобензинам 3-5 класса, дизельного топлива, соответствующего по основным показателям топливу марок зимнее и арктическое [35].

В таблице 1.1 приведены несколько типов высокоцеолитных катализаторов и области их применения [90, 91].

Таблица 1.1 Типы катализаторов и их применение

Эксплутационные преимущества катализатора КН-30.

Катализатор создан на основе экологически чистой высококремнезёмистой цеолитной системы, не содержит тяжёлых металлов, не обладает взрывоопасными и пирофорными свойствами.

Особое расположение активных центров в структуре катализатора позволяет проводить различные реакции превращения углеводородов в одном диапазоне температур, давления и скоростей подачи сырья.

Моноразмерность кристаллов цеолитного компонента с поверхностью, обеднённой атомами алюминия позволяет значительно понизить крекирующую активность готового катализатора и уменьшить его закоксовывание при переработке углеводородного сырья широкого фракционного состава[54].

Основные физико-химические параметры представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Физико-химические параметры катализатора КН-30

.3 Технико-экономическое обоснование выбора конструкции

В проекте рассматривается установка каталитического жидкофазного крекинга нефти, мощностью по сырью 150 т/сут. .

По обзору существующих конструкций и приняв в качестве базового варианта реактор Р-1 для получения бензиновой фракции, в качестве катализатора в нем использовались кольца Рашига, в проекте предлагается реконструировать реактор. А именно уменьшить диаметр 1й секции реактора с 1420 мм до 630 мм для увеличения скорости паров бензиновой фракции.

Анализируя данные таблицы 1.1, взамен колец Рашига предложено использовать высокоцеолитный катализатор КН-30, который позволит увеличить выход продукта на 10 % и получать высокооктановый бензин без введения каких либо присадок, использовавшихся ранее.

2. Технологические решения

.1 Описание технологического процесса и технологической схемы

.1.1 Процессы, протекающие при переработке нефти

В основе технологии первичной переработки нефти лежит перегонка - процесс физического разделения нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка разделяется на простую и сложную.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного или многократного испарения жидких смесей.Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным, при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температуры вспышки, застывания и другими свойствами, связанные с областью их применения и использования.

Углеводородный газ - состоит преимущественно из пропана и бутанов, которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. В зависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан - бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.

Бензиновая фракция-плюс (28 - 180)°С преимущественно подвергается вторичной перегоне (четкой ректификации) для получения узких фракций плюс (28-62)єС, (62-85)єС, (85-105)єС, (105-140)єС, (85-140)єС, (85-180)°С, служащих сырьем процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза и получении этилена, реже - как компонентов товарных бензинов.

Керосиновая фракция - плюс (120-240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию плюс (150-280) °С или плюс (150-315) °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию плюс (140-200) °С - как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция - плюс (140-340) °С используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция плюс (180 - 380) °С - в качестве летнего. При получении из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции плюс (200 - 320) °С и плюс (200 - 340) °С из высоко- и парафиновых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией.

Мазут - остаток атмосферной перегонки нефти - применяется как котельное топливо, его компонент или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Широкая масляная фракция - плюс ( 350 - 500) °С и плюс (350 - 580) °С - вакуумный газойль - используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции - плюс (320 - 400) °С, (350 - 420) °С, (400 - 450) °С, (420 - 490) °С, (450 - 500) °С используют как сырье установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовых масел.

.1.2 Описание технологического процесса переработки нефти

Указанный по тексту температурный режим может быть скорректирован в процессе запуска установки и отработки режима работы.

В состав товарно-сырьевого парка входят: хранилище нефти и мазута, склад дизельного топлива, склад бензина, склад присадок, железнодорожные эстакады слива-налива тёмных и светлых нефтепродуктов и станция отпуска нефтепродуктов в автоцистерны. Принципиальная схема производства малотоннажной химии представлена на рисунке 2.1

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема производства малотоннажной химии на филиале Химзавод ОАО «Красмаш»

Нефть поступает на товарно-сырьевой парк железнодорожными цистернами. Приём нефти с железнодорожной эстакады осуществляется с помощью пяти установок нижнего слива УСНПп 150. Установки подстыковываются к сливным патрубкам цистерн. Нефть из железнодорожных цистерн через установки поступает в коллектор и насосом Н-9 (Н-10) подается в резервуар хранения РМ6 или РМ4, в которых контролируется уровень. Контроль количества принятой нефти по расходомеру (F1).

Контроль качества поступившей нефти ведет лаборатория контроля качества нефти и нефтепродуктов (отобранной пробы из цистерны).

Из товарно-сырьевого парка нефть насосами Н7 (Н8) поступает в промежуточные емкости хранения нефти Б-1, Б-2 производственного участка. В промежуточных емкостях контролируются следующие параметры: температура, уровень сырья.

Далее по тексту все емкости с Б-1 до Б-18, теплообменники, реактора и ректификационные колонны относятся к принципиальной схеме. Из промежуточных емкостей Б-1, Б-2 нефть поступает на насос Н-1 (Н-2). От насоса Н-1 (Н-2) нефть подается в трубное пространство теплообменника Т-4 для нагрева до температуры плюс 90 °С теплом отводящегося мазута, проходящим через межтрубное пространство теплообменника Т-4.

Из теплообменника Т-4 нефть, нагретая до плюс 90 °С, поступает в трубчатую печь ДЖБ-2,5 для нагрева мазутной горелкой PN81 до плюс (220-250) °С.

Печь предназначена для нагрева углеводородного сырья нефтеперерабатывающих установок.

Печь представляет собой технологический трубопровод в виде радианного змеевика, размещенного в камере с внутренней футеровкой, а в дымоходе размещен конвективный теплообменник с плавающей головкой. Радиантный змеевик и конвективный теплообменник связаны между собой соединительным трубопроводом.

Дымоход снабжен пароперегревателем (корпус- труба Ш630х8 мм, внутри которой расположен змеевик для водяного пара). Пароперегреватель расположен между конвективным теплообменником и оголовком.

Дымоход имеет оголовок, представляющий собой дефлектор, способный создавать за счет ветра разряжение в печи до 1,5 кг/м³. Между камерой с радиантным змеевиком и дымоходом предусмотрен регулятор тяги с ручным управлением.

Для обеспечении безопасной эксплуатации на крышке камеры с радианным змеевиком предусмотрен выхлопной клапан с откидной крышкой площадью 0,1 м². Работа печи основана на процессе передачи тепла сжигаемого топлива циркулирующему по конвективному теплообменнику и радиантному змеевику нефти.

Из трубной печи ДЖБ-2,5 нефть, нагретая до плюс (220-250) ^оС, под остаточным давлением поступает в реактор Р-1.

Образовавшиеся парогазовые фракции бензинового ряда с частичным содержанием керосина поступают на верхний слой керамической насадки, где происходит их частичное разделение за счет конденсирования тяжелой фракции - керосина, поступающей обратно через трубное пространство второй секции в куб реактора Р-1. В реакторе контролируются следующие параметры: уровень жидкой фракции (в кубе реактора), давление, температура в пяти точках по высоте реактора.

Пары бензиновой фракции из реактора Р-1 с температурой плюс (150-190)°С поступают в распределительный коллектор, далее в ректификационную колонну РК-1.

В коллекторе пары распределяются на два потока и поступают через патрубки, расположенные друг против друга, в пространство между первой царгой и кубом ректификационной колонны РК-1.

Пары бензиновой фракции поднимаются вверх колонны РК-1, в которой расположен дефлегматор. Часть паров в дефлегматоре конденсируется и поступает обратно в колонну РК-1 на орошение. Не сконденсировавшиеся пары с температурой плюс (110-140)°С поступают в теплообменники Т-1, Т-7.В теплообменнике Т-1 пары конденсируются (охлаждаются) и поступают в теплообменник Т-7, и далее емкость Б-15, в которой отделяется вода, содержащаяся в бензине, и затем поступает в промежуточные емкости хранения бензина Б-3, Б-4.

В колонне РК-1 контролируются следующие параметры: уровень жидкой фракции в кубе колонны, давление, температура контролируется в трех точках: в кубе колонны, в средней части колонны и на выходе паров из колонны.

Кубовый остаток (керосиновая фракция) из колонны РК-1 с температурой плюс (170-200)°С, самотеком поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-2, где охлаждается и самотеком через газоотделитель ВД-2 поступает в накопительные емкости для дизельной фракции Б-6, Б-7 (или возврат в емкости Б-1, Б-5 при получении некачественной продукции).

Кубовый остаток реактора Р-1 (отбензиненная нефть - смесь дизельного топлива и мазута) самотеком поступает в реактор Р-2 в первую секцию реактора (в куб реактора). Отбензиненная нефть нагревается ТЭНами взрывозащищенного исполнения до температуры плюс (300-340)^оС.

Пары дизельной фракции из реактора Р-2 с температурой плюс

(280-320) °С поступают в распределительный коллектор перед ректификационной колонной РК-2.

В коллекторе пары распределяются на 2 потока и по двум трубопроводам поступают через патрубки, расположенные друг против друга, в пространство между первой царгой и кубом ректификационной колонны РК-2.

В колонне РК-2 контролируются параметры: уровень жидкой фракции в кубе колонны, давление, температура контролируется в девяти точках: в кубе колонны, на каждой царе и на выходе паров из колонны.

Пары бензиновой фракции поднимаются вверх колонны РК-2, в которой расположен дефлегматор. Сконденсировавшиеся пары (флегма) возвращаются в колонну для орошения. Не сконденсировавшиеся пары с температурой плюс (120-150) °С поступают в теплообменник Т-5 и далее в емкость Б-15 (или возврат в емкость Б-1 при получении некачественной продукции), в которой отделяется вода, содержащаяся в бензине, и затем поступает в емкости Б-3, Б-4.

Кубовый остаток снизу колонны РК-2 самотеком с температурой плюс (220-240) °С поступает в теплообменник Т-3, где охлаждается до температуры не выше плюс 40 °С.

После теплообменника Т-3 продукт самотеком направляется в емкости Б-6, Б-7 (или возврат в емкости Б-1, Б-5 при получении некачественной продукции).

Кубовый остаток - мазут из реактора Р-2 с температурой плюс (300-340) ^оС поступает в теплообменник Т-4, где охлаждается до температуры плюс (60-90) ^оС и самотеком поступает в промежуточную емкость Б-5.Для дополнительного охлаждения мазута может использоваться параллельная линия слива мазута из реактор Р-2 в теплообменник Т-6, который охлаждается оборотной водой.

В реакторе Р-2 контролируются следующие параметры: уровень жидкой фракции (в кубе реактора), давление, температура в пяти точках по высоте реактора.

Мазут на горелку поступает из емкости Б-17. Уровень мазута в емкости Б-17 для стабильного нагрева поддерживать (50-55)% по уровнемеру расположенном в люке лазе Б-18. Заполнение Б-17 производится насосом Н-10 из емкости Б-11. Наполнение Б-11 из теплообменника Т-4.

Лаборатория контроля качества нефти и нефтепродуктов проводит контроль качества выпускаемых нефтепродуктов в течение суток через четыре часа. Общий анализ продукции проводится по мере заполнения емкостей.

Из промежуточной емкости Б-5 насосом Н-5 (Н-6) мазут подается на товарно-сырьевой парк, в склад нефти и мазута в подземный резервуар РМ3 (через железнодорожный приямок), с последующей перекачкой в резервуар РМ5.

Отгрузка мазута проводится на железнодорожной наливной эстакаде (сооружение 12) насосом Н-5 (Н-6) через установку верхнего налива АСН-14ЖД в железнодорожные цистерны. Контроль количества отпущенного мазута осуществляется по расходомеру (F2).

Из промежуточных емкостей Б-3, Б-4 бензин насосом Н-3 (Н-4) через электрозадвижку ЗР23 (ЗР24) подается на товарно-сырьевой парк, в склад бензина в емкости (Е1-Е6). В емкостях контролируются: температура, предельный уровень, уровень.

Отпуск бензина из емкостей хранения бензина (Е1-Е6) в автоцистерны осуществляется измерительным комплексом АСН-5ВГ. Отпуск бензина в железнодорожные цистерны осуществляется измерительным комплексом АСН-14ЖД.

Из промежуточных емкостей Б-6, Б-7 дизельное топливо насосом Н-7 (Н-8) подается на товарно-сырьевой парк в склад дизельного топлива в емкости хранения (Е7-Е12).

Отпуск дизтоплива потребителям в автоцистерны осуществляется измерительным комплексом АСН-5ВГ. Отпуск дизтоплива в железнодорожные цистерны осуществляется измерительным комплексом АСН-14ЖД.

Для увеличения октанового числа бензина присадка из емкости Б-9, установленной на балочных весах, самотёком поступает в емкость Б-3 или Б-4. Насосами Н-3, Н-4 проводится циркуляция бензина с присадкой (смешение бензина с присадкой), для получения бензина с повышенным значением октанового числа.

В случае превышения критического значения рабочего давления в Р-1 (Р-2), РК-1 (РК-2) срабатывают предохранительные клапана, и углеводородные газы поступают в коллектор для сбора углеводородных газов. Из верхней части коллектора конденсат углеводородных паров отводятся в емкость Б-16 и далее в емкости Б-1, Б-2 на повторную переработку, а несконденсировавшиеся газы на дожиг.

Для аварийных сбросов из Р-1 (Р-2), РК-1 (РК-2) предусмотрена емкость Б-8.В случае ее наполнения включается насос Н-9 и продукт откачивается в ёмкости Б-1,Б-2. Для аварийных сбросов на товарно-сырьевом парке на складе бензина предусмотрена аварийная емкость. Аналогичная ситуация и на складе дизельного топлива.

.2 Технологический расчет реактора

Уравнение материального баланса реактора каталитического крекинга нефти расчитывается по формуле [54,57]

,       (2.1)

Где G_F - массовый расход сырья, кг/ч

G_D - массовый расход углеводородной фракции (пары бензина) , кг/ч

G_w - кубовый остаток, кг/ч

 кг/ч.

.2.1 Расчет псевдоожиженного слоя

Для слоя, состоящего из частиц одинакового диаметра, взвешенный (псевдоожиженый) слой может существовать при скорости потока находящейся в пределах данного условия

>>,        (2.2)

Где W_kp - критическая скорость или скорость начала псевдоожижения, /с

W - скорость потока, /с

W_cв - скорость свободного витания или уноса частиц,/с

Определяем критическую скорость:

,       (2.3)

Где Re_кр - критерий Рейнольдса, соответствующий скорости начала псевдоожижения,

d - размер частиц, мм

с - плотность фракции, кг/

м - динамический коэффициент вязкости паров бензина. Па с

Критерий Рейнольдса рассчитаем по формуле

,         (2.4)

Где Ar - критерий Архемеда,

е - порозность слоя

При беспорядочной засыпке порозность слоя лежит в пределах от 0,35 до 0,45, примем е = 0,4 [62]

Критерий Архимеда определяем по формуле

,        (2.5)

Где с_ч - плотность частиц, кг/

с - плотность потока

.

Тогда критерий Рейнольдса будет равен

Подставив значения, найдем критическую скорость:

 м/с.

При е = 1, что соответствует одиночной частице или весьма малой концентрации частиц в потоке, уравнение определения критерия Рейнольдса для приобретает вид

,        (2.6)

.

Тогда скорость свободного витания частиц будет равна

 м/с .

Таким образом, взвешенный слой может существовать при скорости потока находящейся в пределах W_кр < W < W_в , рабочая скорость потока пара равна 0,5 м/с условие будет соблюдаться.

Определим критерий Рейнольдса для выбранного гидродинамического режима 1 й секции реактора по формуле

,   (2.7)

.

Определяем порозность слоя для данного режима

,       (2.8)

.

Высота взвешенного слоя

,         (2.9)

Где h₀ - высота неподвижного слоя, h₀ = 0,5 м ,

е, е₀ - порозность взвешенного и неподвижного слоев.

 м.

Для 2й и 3й секции реактора критерий Рейнольдса будет одинаков т.к. скорость сырья одинакова и равна 0.1 м/с, следовательно получим

.

2.2.2 Расчет габаритов аппарата

Диаметр аппарата рассчитывается по формуле

,          (2.10)

Диаметр 2-й и 3-й секций реактора будет равен

 м.

Диаметр 1-1 секции реактора

 м.

Высота реактора с учетом того, что высота взвешенного слоя насадки в 1-й секции Z = 0.55 м , во 2-й Z = 0,5 а в 3-й Z = 1,5м, количество секций равно 3, плюс учитываем место для каплеотбойника.

,         (2.11)

 м.

2.2.3 Расчет гидравлического сопротивления

Сопротивление слоя:

,         (2.12)

 Па.

Величину сопротивления сухой насадки можно рассчитать по известному уравнению гидравлики, в котором за длину канала принимают высоту насадочного слоя H, а в качестве диаметра канала используют эквивалентный диаметр каналов насадки

,      (2.13)

т.к. в реакторе 3 слоя катализатора то для неподвижного слоя гидродинамическое сопротивление будет равно

,         (2.14)

где   (2.15)

.

Для 2-го слоя катализатора

Па.

Для 1-го слоя катализатора

Па.

Для 3-го слоя катализатора на котором существует псевдоожиженый слой

Па.

Перепад давления в газораспределительной решетки можно поределить по уравнению

,         (2.16)

Где ц - доля живого сечения решетки;

W_o = W/ц - скорость потока в отверстиях решетки, м/с²;

С - коэффициент сопротивления решетки,[72].

Для решетки 1-й секции

 Па.

Для решетки 2-й секции

 Па.

Общее сопротивление будет равно

,    (2.17)

 Па.

.2.4 Расчет диаметров штуцеров

Диаметры штуцеров рассчитываются по формуле

.        (2.18)

Диаметр штуцера ввода сырья

 м.

Примем штуцер диаметром 200 мм, все последующие расчеты диаметров штуцеров аналогичны и занесены в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Расчеты диаметров штуцеров

.2.5 Расчет тепловой изоляции колонны

В качестве изоляции берем минераловатные скорлупы (л_из=0.045 Вт/(м К) ).

Тепловые потери реактора в окружающую среду равны:

,      (2.19)

Где t_ст.н - температура наружной поверхности стенки реактора, принимаем t_ст.н = 40°С;

t_возд - температурв воздуха в помещении, t_возд = 20 °С

б - суммарный коэффициент теплоотдачи конвекцией и излучением, Вт/(м²К)

F_н - наружная поверхность изоляции реактора.

Наружная поверхность теплоизоляции

.      (2.20)

Коэффициент теплоотдачи

,         (2.21)

.

Толщину изоляционного слоя определим по формуле

,    (2.22)

Для нижней части реактора

 м²,

 Дж,

 м.

Принимаем толщину изоляции равную 30 мм, проверяем температуру внутренней поверхности изоляции, расхождение не должно превышать более 1 °С .

,     (2.23)

 °С.

Для верхней части реактора

 м²,

 Дж,

 м,

 °С.

.2.6 Расчет вспомогательного оборудования

Нефть перед подачей в реактор проходит 2 стадии нагрева в теплообменнике и трубной печи. Рассчитаем насос для подачи сырья в реактор и сделаем ориентировочный расчет теплообменного аппарата необходимого для нагрева нефти до температуры 90 °С.

Расчет насоса.

Выбор диаметра трубопровода проведем, приняв скорость нефти во всасывающей и нагнетательной линии равной 1,2 м/с

,       (2.24)

Где V - объемный расход, равный 7,92 м³/ч.

 м.

Выбираем стальной трубопровод с незначительной коррозией. Находим критерий Рейнольдса по формуле (2.7)

.

Среднее значение шероховатости стенок труб e = 0,2 мм, относительная шероховатость d_э/е = 48/0,2 = 240. По графику 1.5 [72].находим значение коэффициента трения л = 0,034.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для всасывающей линии равна

Ʃж_вс = ж₁+ 2ж₂ +3ж₃,   (2.25)

Ʃж_вс = 0,5 + 2 0,5 + 3 0,11 = 1,83,

тогда

,          (2.26)

 Па.

Потери напора на всасывающей линии

,  (2.27)

 м.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для нагнетательной линии равна

Ʃж_нг = ж₁+ 2ж₂ +5ж₃ +ж₄ ,      (2.28)

Ʃж_нг = 0,5 + 1 + 4,9 + 0,5 = 6,51.

Тогда

,         (2.29)

 Па.

Потери напора на нагнетательной линии

, (2.30)

 м.

Общие потери напора

,       (2.31)

 м.

Полный напор развиваемый насосом

,   (2.32)

где ,  - давления в пространстве нагнетания и в пространстве всасывания

Н_Г - геометрическая высота подъема жидкости, м.

 м.

Полезная мощность насоса

,      (2.33)

 кВт.

По заданным производительности и напору следует выбрать шестеренный насос для перекачки нефтепродуктов марки НМШ-80-16-1-10/6,3-1, для которого в оптимальных условиях работы производительность Q=10 м³/ч, напор Н=0,63МПа, к.п.д. насоса з=51,4, насос снабжен двигателем АИР160S6 номинальной мощностью 15кВт.

Выбор теплообменного аппарата.

Для данного расчета можно использовать кожухотрубчатые аппараты типов ХН и ХК. Нефть подается в трубное пространство теплообменника, а мазут в межтрубное. Движение идет противотоком

,

где    t_н1 - начальная температура горячего теплоносителя (мазут), °С

t_к1 - конечная температура горячего теплоносителя, °С

t_н2 - начальная температура холодного теплоносителя (нефть), °С

t_к2 - конечная температура холодного теплоносителя, °С

∆t_1,2 - разность температур теплоносителей. °С

Средняя разность тепмератур теплоносителей найдем по формуле

,    (2.34)

где    ∆t_б , ∆t_м - разности температур (большая и меньшая) теплоносителей, на концах теплообменника. °С

,

 ,

 °С,

,       (2.35)

 °С.

Средняя температура мазута

,         (2.36)

°С.

При этой температуре нефть будет иметь следующие свойства: удельную теплоемкость: с=1900 Дж/кг К; теплопроводность: л= 0,13 Вт/ м К; динамическая вязкость: м = 0,007 Па с; плотность: с = 790 кг/м³.

Тепловой поток в аппарате:

,  (2.37)

 Вт.

Ориентировочная площадь поверхности:

,      (2.38)

где К - коэффициент теплопередачи.

По таблице 6.2 [72] примем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи для нефти К=150, тогда

 м².

В соответствии с этим выбираем предварительно по таблице 6.7 . одноходовой теплообменник со следующими параметрами: площадь поверхности теплообмена F = 14 м², диаметр кожуха D = 325 мм, длина труб l = 3000 мм (трубы диаметром 25 Ч 2).

Уточненный тепловой расчет.

Объемный расход нефти

,    (2.39)

 м³/с.

Скорость в трубном пространстве рассчитаем по формуле

,   (2.40)

где f_тр - площадь сечения трубного пространства, принятая по таблице 6.10

 м/с .

Величина критерия Рейнольдса составит

,        (2.41)

.

Поскольку Re<2300 движение ламинарное, коэффициент теплоотдачи

,  (2.42)

где Nu - критерий Нуссельта.

Критерий Нуссельта вычислим по формуле

, (2.43)

где Pr - критерий Прандля,

е_ц - коэффициент угла атаки, для стандартизованных теплообменников можно принимать е_ц = 0,6.

Критерий Прандля:

,    (2.44)

,

.

Коэффициент теплоотдачи нефти будет равен

.

Коэффициент теплоотдачи мазуту примем ориентировочно по таблице 6.3[72] б = 250 Вт/ (м² К) .

Общий коэффициент теплопередачи рассчитывается по формуле

,      (2.45)

где б₁, б₂ - коэффициенты теплоотдачи теплоносителей, Вт/(м² К),

r₃₁, r₃₂ - термические сопротивления загрязнений по сторонам стенки, м²,

д_ст - толщина стенки теплопередающей поверхности, м,

л_ст - коэффициент теплопроводности материала стенки, Вт/(м К).

Примем для расчета коэффициента теплопередачи по данным таблицы 7 [72].следующие термические сопротивления: со стороны нефти r₃₁=2 10^-4 (м² К)/Вт, со стороны мазута r₃₂ = 2 10^-4 (м² К)/Вт; теплопроводность нержавеющей стали примем л_ст = 17,5 Вт/ (м К).

При ранее принятом значении б₂ =250 Вт/(м² К) общий коэффициент теплопередачи будет равен

.

Уточненная площадь поверхности теплообмена составит

 м².

Принимаем по таблице 6.7[72] ближайшее большее значение F = 16 м² . Этот теплообменник в отличии от ранее выбранного имеет длину труб

l = 4000 мм.

3. Конструкторская часть

.1 Назначение и область применения аппарата

Реактор предназначен для каталитического окислительного крекинга, гидроочистки и изомеризации нефти с образованием углеводородных фракций.

Конструирование химического оборудования необходимо производить с максимальным использованием стандартизованных и нормализованных узлов и деталей, проверенных в изготовлении и хорошо зарекомендовавших себя в эксплуатации.

Отдельные элементы оборудования, так же, как и машины или аппараты в целом, должны быть технологичными в изготовлении, удобными в сборке, разборке, эксплуатации, транспортабельными и ремонтоспособными. Форма их должна быть простой, предпочтительно обтекаемой и одновременно удовлетворяющей требованиям технической эстетики. Применения фланцевых, резьбовых и других разъемных соединений в аппаратах по возможности следует избегать, поскольку такие соединения сложнее, дороже в изготовлении и менее надежны в эксплуатации, чем неразъемные (сварные, паяные). Крышки, люки и другие узлы с разъемными соединениями должны предусматриваться в аппаратах только в тех случаях, когда это связано с технологическим процессом (периодической загрузкой или выгрузкой), а также с необходимостью частого осмотра внутренних устройств или специфическими условиями эксплуатации аппарата.

.2 Техническая характеристика

Диаметр аппарата средней и нижней части D₁ = 1420 мм.

Диаметр аппарата верхней части D₂ = 630 мм.

Крышка - коническая, Днище - плоское.

Таблица 3.1 - Технические характеристики

.3 Выбор конструкционных материалов для изготовления узлов аппарата

Корпус изготавливаем из стали 10Г2ФБ, которая применяется: для изготовления непрерывнолитых слябов, рулонного и толстолистового проката; электросварных спиральношовных труб наружным диаметром 1420 мм для сооружений магистральных газопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа (75 кгс/), предназначенных для транспортировки некоррозионноактивного газа; электросварных прямошовных экспандированных труб диаметром 711-1420 мм; электросварных прямошовных труб группы прочности К60 для строительства газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

Материал болтов сталь 35Х. Данный материал используется при невысоких температурах и слабоагрессивных средах.

.4 Конструктивный расчет реактора

.4.1 Расчетные параметры

На аппарат в процессе испытаний действует гидростатическое давление, поэтому расчетное давление для аппарата повышается на соответствующее увеличение гидростатического давления

, (3.1)

Где - высота столба жидкости в аппарате, ;

      - плотность среды в аппарате, кг/м².

.

Рабочее давление в реакторе Р_р = 0,05 МПа следовательно расчетное давление найдем по формуле

,       (3.2)

.

Допускаемое напряжение для аппарата в рабочем состоянии при температуре 210 °С [у]=147 МПа,[65].

Коэффициент прочности сварного шва равен ц=1 ,тк мы используем полуавтоматическую сварку открытой дугой.

Прибавки к расчетным толщинам для всех элементов конструкции принимаем прибавку С = 0,002 м.

3.4.2 Расчет элементов корпуса аппарата

Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки. На рисунке 3.1 изображена схема цилиндрической обечайки.

Рисунок 3.1 - Схема цилиндрической обечайки

Исполнительная толщина цилиндрической обечайки корпуса равна

,          (3.3)

где - расчетная толщина цилиндрической обечайки корпуса, м

,     (3.4)

Для 1й секции реактора

м.

Принимаем расчетную толщину стенки равной 8 мм, следовательно исполнительная толщина стенки равна

 м.

Для для 2й и 3й секций реактора

м.

Принимаем расчетную толщину стенки равной 8 мм, следовательно исполнительная толщина стенки нижней части реактора равна:

 м.

Условие устойчивости при внутреннем давлении, допускаемое внутреннее давление для цилиндрической обечайки

,       (3.5)

Для 1й секции реактора

МПа,

Для 2й и 3й секций

МПа.

Условие прочности

,      (3.6)

условие прочности выполняется.

Условие применения расчетных формул для цилиндрической обечайки

,   (3.7)

;

,

Условие выполняется

 .

Так как 2-я секция реактора имеет конический переход то расчет толщины его стенки будем осуществлять как соединение цилиндрической обечайки с конической (б₁ = 60°) без тороидального перехода.

Расчетная длина переходной части определяется с учетом протяженности зоны краевого момента по формуле

,     (3.8)

.

Толщина стенки цилиндрической обечайки определяем по формуле

,          (3.9)

.     (3.10)

Расчетный диаметр конической обечайки D_k определяем по формуле

, (3.11)

м.

,

.

Принимаем исполнительную толщину конической части равную 8 мм.

Допустимое внутреннее давление будет равно

, (3.12)

 ≥ P_p .

Толщину стенки цилиндрического элемента переходной части определим по формуле

,                   (3.13)

, (3.14)

cos б₂= 1, коэффициент формы определяют по формуле

в₁ = max{0,5; в},          (3.15)

,         (3.16)

где ч - отношение допускаемых напряжений материала,

,    (3.17)

т.к. материал одинаковый то ч=1.

=3,05,

в₁ = max{0,5; 3,05}= 3,05,

м.

Принимаем расчетную толщину цилиндрической части равную 8 мм, тогда исполнительная толщина будет равна

м.

Соединение конической части и цилиндрической части по меньшему диаметру.

Толщину стенки цилиндрического элемента определяем по формуле:

,          (3.18)

,   (3.19)

в₁ = max{0,5; в}.

Допускаемое давление из условия прочности переходной части определяют по формуле

.    (3.20)

Коэффициент формы определяем по формуле

в₄ = max{0,5; в_н},        (3.21)

где в_н = в + 0,75 при ч = ≥ 1;         (3.22)

в_н = 3,05 + 0,75 = 3,8,

в₄ = max{0,5; 3,8} = 3,8,

м.

Принимаем расчетную толщину стенки равной 8 мм, тогда исполнительная толщина будет равна

м,

 МПа.

Условие выполняется.

Толщину стенки плоского днища рассчитаем по приведенным ниже формулам

, (3.23)

. (3.24)

Значения расчетного диаметра и коэффициента К в зависимости от конструкции днищ и крышек определяют по таблице 2.2 [72].

1,42,       (3.25)

К=0,5,

Значение коэффициента ослабления К_о для днищ и крышек, имеющих одно отверстие, определяют по формуле

,     (3.26)

,

м.

Исполнительная толщина плоского днища равна

м.

Допускаемое давление на плоское днище определяем по формуле

,        (3.27)

МПа ≥ Р_р .

Формулы применимы для расчета плоских круглых днищ при условии

,          (3.28)

,

Условие выполняется.

Расчет толщины стенки конической крышки. Толщина стенки крышки определяем по формуле

,          (3.29)

,   (3.30)

в₁ = max{0,5; в},

,

в₁ = max{0,5; 1,95} = 1,95,

 м.

Принимаем расчетную толщину крышки равной 8 мм, тогда исполнительная толщина будет равна

м.

Допускаемое давление из условия прочности определяют по формуле

,      (3.31)

 МПа.

Условие выполняется.

3.4.3 Укрепление отверстия в цилиндрической обечайке

Корпус аппарата снабжается необходимым количеством штуцеров для подключения его к технологическим линиям, люками для осмотра и ремонта аппарата, в нашем случае для загрузки/выгрузки катализатора, смотровыми окнами для проверки и наблюдения за процессом и т.д.

Расположение нескольких отверстий на одной образующей цилиндра ослабляет его и поэтому нежелательно. Поэтому необходимо решить задачу о снижении повышенных напряжений в области отверстий до допускаемых значений за счет компенсации ослабления, вызванного наличием выреза.

Самым распространенным способом укрепления отверстия является приварка накладного кольца (рисунок 3.2)

Рисунок 3.2 - Конструкция укрепления отверстия накладным кольцом и утолщением стенки штуцера

Условие прочности укрепления выреза состоит в следующем: расчетная площадь поперечного сечения металла стенки А₀, удаленного вырезом, должна компенсироваться за счет площади сечения избыточного над расчетным металла стенки корпуса А, патрубка А₁, А₃ и площади поперечного сечения металла укрепляющего кольца А₂.

В общем случае условие прочности укрепления выреза имеет вид

,       (3.32)

где  - соответственно,

отношения допускаемых напряжений материала внешней части штуцера, накладного кольца и внутренней части штуцера к допускаемому напряжению материала укрепляемого элемента.

Так как наименьший диаметр равный D₁ = 630 мм, у первой секции реактора, а количество отверстий на нем 3 шт. и наибольший диаметр у люка-лаза для загрузки/выгрузки катализатора, то рассчитаем именно его укрепление отверстия.

Расчетный диаметр цилиндрической обечайки:

,       (3.33)

 м.

Расчетный диаметр круглого отверстия штуцера в стенке цилиндрической обечайки

,       (3.34)

м.

Расчетная толщина стенки 1-й секции реактора

,    (3.35)

м ≈ 0,001 м.

Исполнительная толщина стенки штуцера

,           (3.36)

где  - расчетная толщина стенки штуцера, м.

,         (3.37 )

м.

Принимаем расчетную толщину стенки штуцера равную 6 мм, следовательно, исполнительная толщина стенки равна

м.

Расчетная длина внешней части штуцера

,       (3.38)

 м.

Ширина зоны укрепления, прилегающей к штуцеру

,  (3.39)

 м.

Расчетная ширина зоны укрепления

 м.  (3.40)

Расчетная ширина накладного кольца

,       (3.41)

где S₂ - расчетная толщина накладного кольца, м.

Принимаем  м,

м.

Наибольший диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления, при наличии избыточной толщины стенки вычисляется по формуле

.         (3.42)

Если расчетный диаметр одиночного отверстия удовлетворяет условию:

,      (3.43)

то дальнейших расчетов укрепления не требуется .

В случае невыполнения этого условия расчет укреплений проводят согласно условию прочности укрепления выреза.

Проверим условие наибольшего диаметра отверстия, не требующего укрепления

 м,

.

Условие выполняется, следовательно, при избыточной толщине стенки дальнейшего дополнительного укрепления отверстия накладным кольцом не требуется.

3.5 Фланцевое соединение

Фланцевое соединение обеспечивает герметичность и прочность конструкции, а так же простоту изготовления, разборки и сборки.

Реактор состоит из трех отдельных царг, поэтому для обеспечения герметичного соединения выбираем плоский приварной фланец, который представляет собой плоское кольцо, приваренное к краю обечайки.

Такие фланцы рекомендуется применять при условном давлении до 1,6 МПа и температуре до 300 С, а количество циклов нагружения не должно превышать 2000.

Соединение состоит из двух фланцев, болтов и уплотнительного элемента, который устанавливается между уплотнительными поверхностями фланцев и позволяет обеспечить герметичность при относительно небольшом усилии затяжки болтов или шпилек.

К фланцевым соединениям аппаратов предъявляется требование малой металлоемкости, которое обеспечивается минимально возможными размерами конструкции.

Комплексный расчет фланцевого соединения состоит из определения геометрических размеров его основных элементов (фланцев, прокладок, болтов), удовлетворяющих условиям герметичности и прочности.

Рисунок 3.3 - Плоский приварной фланец

3.5.1 Конструктивные размеры фланца

Толщина втулки фланца  из условия

,        (3.44)

Принимаем  м.

.

Определим высоту втулки фланца по формуле

,       (3.45)

 м.

Принимаем  м.

Диаметр болтовой окружности

,        (3.46)

где    u - нормативный зазор между гайкой и втулкой, м,

 - наружный диаметр болта, м.

 м,

Принимаем u = 0,04 м.

При Р_р = 0,14 МПа, согласно таблице 4 [72], выбираем болт М27б значит диаметр болтовой окружности будет равен

 м.

Определим наружный диаметр фланца

,         (3.47)

где а - конструктивная добавка для размещения гаек по диаметру фланца.

Принимаем по таблице 5 [72]. для болта М27

а = 0,052 м,

м.

Наружный диаметр прокладки

,        (3.48)

где  - нормативный параметр, зависящий от типа прокладки.

Для плоских прокладок по таблице 5 [72].

м,

 м.

Средний диаметр прокладки

,       (3.49)

где b - ширина прокладки, м.

Принимаем b = 0,02 м, тогда

 м.

Количество болтов

,  (3.50)

Где t_ш - шаг расположения болтов, м.

,   (3.51)

 м,

.

Принимаем , кратное четырем.

Высота фланца

. (3.52)

Для приварного в стык фланца

,

 .

Принимаем  .

Расчетная длина болта

,   (3.53)

где l_о.б. - расстояние между опорными поверхностями головки болта и гайки м.

,   (3.54)

 .

 .

3.5.2 Нагрузки, действующие на фланец

Равнодействующая внутреннего давления

,          (3.55)

 MH.

Реакция прокладки

,          (3.56)

Где k - коэффициент, зависящий от материала и конструкции прокладки,

b - эффективная ширина прокладки.

Принимаем ,  м.

Для паронита при толщине мм, по таблице 8 [72],

.

МН.

Усилие, возникающее от температурных деформаций

, (3.57)

где  - коэффициенты линейного расширения материала фланцев и болтов, ,

 - расчетная температура неизолированных болтов, °С ,

 - угловая податливость фланца,

 - линейная податливость болтов и прокладки,

 - расчетная площадь поперечного сечения болта,

По внутреннему диаметру резьбы принимаем  ,

, (3.58)

°С,

°С.

Угловая податливость фланца

,        (3.59)

где  - безразмерные параметры.

,      (3.60)

,      (3.61)

,

, (3.62)

.

Тогда

,

,         (3.63)

,

 .

Линейная податливость прокладки

,          (3.64)

где  - коэффициент обжатия прокладки,

 - модуль упругости материала прокладки, .

Для прокладки из паронита

.

Принимаем толщину паронитовой прокладки

м.

Модуль упругости.

 .

Линейная податливость болтов

,   (3.65)

Значит

 .

Тогда

МН (3.66)

Коэффициент жесткости фланцевого соединения:

,           (3.67)

.

Болтовая нагрузка в условиях монтажа до подачи внутреннего давления

, (3.68)

Для паронитовой прокладки по таблице 9 [72]

 МПа,

,

,

МН.

Болтовая нагрузка в рабочих условия

,       (3.69)

 МН.

Определим приведенный изгибающий момент

,        (3.70)

,

,

 .

Проверка прочности и герметичности соединения, условия прочности болтов при монтаже фланцевого соединения в рабочем состоянии выполняется при

,     (3.71)

.

Условие выполняется .

,        (3.72)

,

Условие выполняется .

Условие прочности неметаллической прокладки из паронита

.    (3.73)

Для прокладки из паронита по таблице 1.44 [71]  ,

,      (3.74)

,

 .

Значит ,

Условие выполняется .

Максимальное напряжение в сечении фланца, ограниченном размером  и , МПа:

,      (3.75)

Принимаем =1, т.к.

,   (3.76)

, то

= 1,42 м. (3.77)

Тогда

,      (3.78)

.

Значит:

МПа.

Определим напряжение во втулке от внутреннего давления

Тангенциальное

,     (3.79)

МПа.

Меридиональное:

,     (3.80)

МПа.

Условие прочности для сечения, ограниченного размером  и у_о,

,       (3.81)

,      (3.82)

 .

Тогда

,

Условие выполняется .

Окружное напряжение в кольце фланца

,          (3.83)

МПа.

Условие герметичности

,        (3.84)

где и - угол поворота фланца, рад,

[и] - допускаемый угол поворота фланца.

Принимаем [и] = 0,013 рад.

,    (3.85)

,

Условие выполняется .

4. Монтаж, ремонт, техническая эксплуатация изделия

.1 Монтаж

Выверкой оборудования является установка машин и аппаратов в проектное положение с заданной точностью (в пределах допусков) [76]. К выверке относятся установка оборудования по заданным отметкам и осям, выверка горизонтальности, вертикальности, уклонов, прямолинейности и соосности отдельных частей машин и аппаратов. Трудоемкость выполнения выверочных операций достигает 15 - 20 % общей трудоемкости при монтаже оборудования. До установки оборудования на фундамент необходимо подготовить опорные элементы (пластины, клинья, инвентарные домкраты), т.е. установить их на выровненную поверхность фундамента горизонтально на проектную отметку относительно реперов. Измерительным инструментом являются уровни и нивелиры. Уровень может быть выполнен в виде бруска (с длиной рабочей поверхности 200-250мм) - брусковый, и в виде рамки - (рамный). Рамный уровень используют для выверки горизонтальных и вертикальных поверхностей. Цена деления (точность) уровня 0,02; 0,05; 0,1; 0,15 мм/м. Для проверки конструкций большой длины на горизонтальность применяют гидравлические уровни, которые представляют собой две головки, соединенные гибким шлангом (как сообщающиеся сосуды).

После установки на раме насадочную колонну выверяют по высоте и вертикальности. От точности установки колонны по вертикали во многом зависит эффективность работы насадки массообменных колонн.

Для выравнивания аппаратов по вертикали необходимо использовать подкладки и клинья, заранее установленные под опорное кольцо аппарата.

Допускаемые отклонения образующих аппаратов от вертикальности: для насадочных колонн 0,03 % высоты аппарата, но не более 35 мм.

При выверке теплообменных аппаратов отклонения от проектных осей и отметок, а также от горизонтальности и вертикальности составляют: главных осей аппарата в плане ±10 мм; фактической высотной отметки аппарата ±10 мм; оси вертикального аппарата от вертикали 3 мм на 1 м, но не более 35 мм; горизонтального аппарата от горизонтали 0,5 мм на 1 м [76].

Аппарат колонного типа может быть освобожден от грузоподъемных средств только после окончательной выверки и закрепления фундаментными болтами. Аппарат после установки должен быть закреплен на все фундаментные болты. До окончания затяжки гаек фундаментных болтов не разрешается проводить работы, могущие вызвать смещение аппарата. Аппарат на месте монтажа должен быть заземлен в соответствии с "Правилами защиты от статического электричества в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности" и ГОСТ 21 130-75.

Перед сборкой фланцевых соединений весь крепеж должен быть проверен на качество изготовления. Шпильки, предназначенные для работы при температуре свыше 300 °С, должны быть прографичены.

Перед затяжкой болтов необходимо убедится в правильности установки прокладки, в наличии полного комплекта крепежных изделий. Перекос фланцев, а также неполный комплект крепежа не допускается. Затяжку шпилек (болтов) фланцевых соединений производить стандартными ключами. Пользоваться для затяжки различными удлинителями не допускается.

Затяжка шпилек (болтов) производится равномерно в 3-4 приема в последовательности, схематично представленной на рисунке 4.1.

Через два часа после затяжки шпилек (болтов) производится их дополнительная подтяжка. Подтяжка шпилек во время работы аппарата не допускается.

Строповка производиться за специальные строповые устройства или в соответствии со схемой строповки с учетом массы груза и усилий, которые могут возникнуть в период подъема и установки аппарата.

Перед демонтажом следует сбросить давление, удалить остатки продукта промывкой и продувкой, убедиться в отсутствии давления и вредных и взрывоопасных продуктов в аппарате, отсоединить аппарат от трубопроводов, освободить от фундаментных болтов. Освобождение от фундаментных болтов аппаратов колонного типа производить после присоединения грузоподъемных средств.

Рисунок 4.1 - Схема затяжки болтов

4.1.2 Испытания оборудования

Термоизоляция аппаратов. Смонтированное оборудование подвергают испытаниям: гидравлическим или пневматическим на прочность и плотность (для сосудов и аппаратов).

Аппараты, поставляемые на место монтажа в полностью собранном виде, испытывают на прочность и плотность на заводе-изготовителе. Повторным испытаниям на месте монтажа такие аппараты подвергают в случаях: истечения гарантийного срока хранения; повреждения оборудования при транспортировании к месту установки; монтажа аппарата с применением сварки, пайки или вальцовки элементов, работающих под давлением. При поставке оборудования блоками или отдельными деталями его испытывают после сборки и сварки в монтажных условиях.

Оборудование с защитным покрытием или изоляцией испытывают до наложения покрытия или изоляции.

Температуру воды при гидравлическом испытании поддерживают не ниже 5 °С и не выше 40 °С. Перепад температур окружающей среды и воды, применяемой для гидравлического испытания, не должен превышать 5 °С.

При испытании вертикальных аппаратов в горизонтальном положении к пробному давлению прибавляют гидростатическое давление.

Продолжительность испытаний пробным давлением составляет: 10 мин при толщине стенки аппарата до 50 мм; 20 мин при толщине стенки 50-100 мм; 30 мин при толщине стенки более 100 мм; 60 мин для литых и многослойных сосудов независимо от толщины стенки. По истечении указанного времени давление постепенно уменьшают до рабочего и тщательно осматривают все соединения и сварные швы (обстукивают молотком). Во время осмотра поддерживают рабочее давление. Замеченные дефекты исправляют после полного сброса давления и вывода воды из аппарата. Оборудование считают выдержавшим гидравлическое испытание, если давление в течение всего периода испытаний не уменьшается, а при осмотре не обнаружены признаки разрыва, течи в сварных соединениях, а также видимые остаточные деформации.

Аппараты, работающие при атмосферном давлении, испытывают наливом воды до верхней кромки и выдержкой в таком состоянии в течение 4 ч, а затем осматривают, обстукивая сварные швы молотком. Допускается испытывать сварные швы, смачивая их поверхности изнутри аппарата керосином в течение всего периода испытания. При отсутствии дефектов на наружной поверхности сварных швов, покрытых предварительно меловым раствором, не должно быть пятен.

При пневматических испытаниях воздухом или инертным газом, которые проводят при невозможности выполнения гидравлических испытаний, измеряют падение давления в течении 24 часов.

Оборудование считают выдержавшим испытание на прочность и плотность, если Ар не превышает: 0,1 и 0,2 % - при токсичных рабочих газах соответственно для закрытых помещений и открытых участков; 0,2 и 0,4 % - при пожаро- и взрывоопасных газах соответственно для закрытых помещений и открытых участков.

После испытаний аппарата на прочность и плотность его термоизолируют. Нанесение на поверхность аппарата и трубопроводов защитных и термоизоляционных покрытий относится к специальным строительным работам и выполняется специализированными строительномонтажными организациями. До нанесения теплоизоляции монтажная организация устанавливает крепежные изделия и приспособления на аппаратах (штыри, крючки, подвески и др.), если эти работы не выполнены на заводах-изготовителях.

В качестве изоляции чаще всего используют маты из минеральной ваты, которыми покрывают корпус аппарата снаружи; швы матов стягивают отожженной стальной проволокой диаметром 1-2 мм. Затем снаружи минеральную вату укрепляют крупноячеистой проволочной сеткой, поверхность которой штукатурят. После высыхания слой штукатурки оклеивают тканью и окрашивают алюминиевой или другой устойчивой краской.

В качестве изоляции применяют также стекловату, стеклоткань, а для защиты теплоизоляции - асбошиферные плиты и полуцилиндры, тонкие листы из алюминиевого сплава, а также оцинкованное железо.

Термоизоляционные работы проводят только при положительной температуре окружающей среды и термоизоляционных материалов (не ниже 5 °С).

Термоизоляционную футеровку аппаратов выполняют из огнеупорного кирпича или асбоцементной массы. Наиболее распространена термоизоляция асбоцементом благодаря его достаточной механической прочности, незначительной теплопроводности и невысокой стоимости. После нанесения термоизоляции и футеровки аппарата составляют соответствующий акт.

4.1.3 Сдача оборудования

Пусконаладочные работы. Перед сдачей, как описано выше, аппараты подвергают гидравлическим или пневматическим испытаниям, а машины, механизмы и аппараты с приводами испытывают вхолостую и под нагрузкой.

Испытания вхолостую включают: пробные пуски с остановками для проверки работы всех узлов оборудования и устранения неполадок; непрерывные испытания вхолостую.

Испытания под нагрузкой состоят из следующих операций: пробные испытания с постепенным увеличением давления и остановками для осмотра; проверка работы всех узлов и устранение неполадок; непрерывное испытание под нагрузкой; устранение дефектов, обнаруженных в процессе испытания; заключительное контрольное испытание под нагрузкой.

После контрольного испытания оборудования под нагрузкой составляют акт о готовности оборудования к комплексному опробованию.

При сдаче смонтированного оборудования в комплексное опробование предъявляют: акты готовности фундамента и приемки оборудования в монтаж; акты о выявленных дефектах оборудования; акты проверки правильности установки оборудования на фундамент; акты испытаний смазочной, гидравлической и пневматической систем, испытаний на прочность и плотность, испытаний вхолостую и под нагрузкой; монтажные и сборочные формуляры; комплект рабочих чертежей на монтаж оборудования с подписью ответственного представителя монтажной организации; акт о соответствии выполненных работ этим чертежам или изменениях, внесенных в процессе монтажа.

Комплексное опробование смонтированного оборудования на инертных средах в пусковой период, пуск производства на рабочих средах, испытания оборудования на проектных нагрузках и освоение мощностей проводят специализированные пусконаладочные управления. После выполнения указанных работ оборудование принимают в эксплуатацию с оформлением соответствующего акта.

4.2 
Указания по эксплуатации

Во время работы аппаратов необходимо следить за показаниями приборов и сигнализации, перепадом давления в аппарате.

Обслуживание производиться в соответствии с графиком, который разрабатан предприятием, с учетом существующих норм обслуживания аналогичного оборудования и местных условий эксплуатации.

Подготовку аппаратов к ремонту и их ремонт следует производить в соответствии с ПБ 03-576-03, ОТУ2-92 «Сосуды и аппараты. Общие технические условия на ремонт корпусов» и Инструкции 1 1-12-95.

Проверку технического состояния аппаратов и сосудов, их обслуживание должны производиться согласно требованиям ПБ 03-576- 03 и Инструкции по эксплуатации и технике безопасности предприятия.

4.3  Текущий ремонт

Для поддержания аппарата в исправном состоянии сосуда обязан своевременно проводить в соответствии с графиком его ремонта. При ремонте следует соблюдать требования по технике безопасности, изложенные в разделе 7 «Безопасность и экологичность проекта».

Ремонт сосудов и их элементов, находящихся под давлением не допускается.

До начала производства работ внутри сосуда, соединенного с другими работающими сосудами общим трубопроводом, сосуд должен быть отделен от сосудов и трубопроводов заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы должны быть заглушены.

Применяемые для отключения сосуда заглушки, устанавливаемые между фланцами, должны быть соответствующей прочности и иметь выступающую часть (хвостовик), по которой определяется наличие заглушки. При установке прокладок между фланцами они должны быть без хвостовиков.

Перед вскрытием аппарата следует убедиться, что давление в аппарате атмосферное, температура снижена до нормальной, вредная, взрывоопасная и пожароопасная среда в аппарате отсутствует, особенно тщательно обращать внимание на застойные места. При необходимости должен быть произведен анализ воздушной среды на отсутствие вредных или других веществ, превышающих предельно допустимые концентрации (ПДК). Работы внутри сосуда должны выполнятся по наряду-допуску.

При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чистка и т.п.) должны применяться безопасные светильники на напряжение не выше 12 В во взрывобезопасном исполнении.

5. Строительные решения

.1 Общие вопросы

При строительных решениях следует руководствоваться строительными и санитарными нормами и правилами, отраслевыми правилами техники безопасности и противопожарными условиями проектирования.

Основное назначение строительного проектирования - поиск таких решений, которые при меньших материальных и трудовых ресурсах дают больший прирост производственных мощностей и увеличение объёма производимой продукции.

К основным принципам строительного проектирования для НПЗ относятся[64]:

1.       Надёжность - способность зданий и сооружений длительное время выдерживать нагрузки и воздействия как внутренние (от оборудования, трубопроводов, перерабатываемых веществ), так и внешние (атмосферные). Это достигается учетом всех нагрузок и воздействий, правильными расчётами на прочность и устойчивость и выбора наиболее рациональной конструктивной схемы.

2.       Противопожарная устойчивость - способность зданий и сооружений противостоять пожарам при одновременном обеспечении максимума безопасности персонала. Более подробно противопожарные мероприятия для зданий и сооружений, с учётом их категории по взрывопожарной опасности приведены в разделе «Безопасность и экологичность проекта».

3. Взрывоустойчивость - неразрушаемость основных строительных конструкций при взрыве внутри здания. Разрушение конструкций предотвращается за счёт взрывных проёмов, роль которых выполняют оконные и дверные проёмы.

4.       Индустриальность строительства - возможность возведения зданий и сооружений из конструкций и блоков, заранее изготовленных в заводских условиях.

5. Обеспеченность условий промсанитарии и гигиены труда. Вопрос более подробно освещается в разделе безопасности и экологичности проекта.

6.       Экономичность - минимально возможная стоимость строительства и эксплуатации зданий и сооружений при высокой степени надёжности.

.2 Конструктивные решения зданий и сооружений

Здания и помещения взрывоопасных производств проектируются с применением легкосбрасываемых наружных ограждающих конструкций, и обращается внимание на огнестойкость строительных конструкций.[46]

Фундамент здания принимаем в зависимости от характера действующих на него усилий, несущей способности и глубины промерзания грунтов. Исходя из местных условий, принимаем ленточный фундамент из четырех рядов сборных железобетонных блоков сечением 600x600 мм длиной 3000 мм, которые укладываются по монолитной железобетонной подушке высотой 400 , шириной 1200 мм. Глубина заложения фундамента 2800 мм. Фундамент поднимается на 250 мм над нулевой поверхностью. Между фундаментом и стеновой панелью укладывается гидроизоляционный слой.

Для основного оборудования выбираем железобетонный монолитный фундамент с подъемом ленточного основания под колонны, с забетонированным крепежом под юбку колонны. Высота колонны достигает 50-60 м в связи с чем необходима большая поверхность опоры. Закрепление фундамента осуществляется с помощью свайного поля, поскольку грунты являются суглинами мягко- и твердопластичными.

Стены выполнены из железобетонных панелей 6000x12000x300 мм, которые обладают высокой индустриальностью, улучшают качество и снижают вес здания.

Перегородки выполняем также из панелей, а нестандартные перегородки - кирпичные.

Покрытие зданий предназначено для защиты помещений от атмосферных воздействий. Оно состоит из несущей и ограждающей частей.

В качестве покрытий применяем железобетонные панели. На плитах покрытия укладываем невентилируемую кровлю, включающую в себя послойно снизу вверх:

пароизоляцию;

полужесткие минераловатные плиты;

стяжку из цементного раствора;

три слоя рубероида на битумной мастике;

гравий втопленный в мастику.

Лестницы - металлические для подъёма на покрытие. Для его эксплуатации и при возгорании.

Двери распашные, одно и двупольные, деревянные, размером 500Ч2000 мм.

Ворота раздвижные деревометаллические, с калиткой для прохода людей. Размер ворот 3600Ч3600 мм.

Полы имеют покрытия из мозаичной плитки на цементном растворе, который является стяжкой. Покрытие укладывается по

покрытия, легко поддающиеся чистке. Полы выполняют из химически стойких материалов, не способных собирать агрессивные вещества.

В производственном помещении предусматривают для проветривания открывающиеся створки (фрамуги) оконных переплетов или световых фонарей.

При проектировании нефтехимических предприятий с учетом группы производственных процессов предусматривают бытовые помещения, гардеробный блок, душевые и умывальные помещения.

5.3