Модернизация узла теплообмена установки гидроочистки дизельных топлив на Омском НПЗ

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

кафедра автоматизации технологических процессов и производств Допускается к защите в ГАК Заведующий кафедрой АТПП, доцент

__________________ КульчицкийА.А.

«____» ___________ 2014 г.

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА ДР 91 078

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Тема: Модернизация узла теплообмена установки гидроочистки дизельных топлив на Омском НПЗ Автор: студент гр. ОНГ-09−1 ____________________ / Неежко М. А. /

Руководитель работы: в.н.с., к.х.н. ___________/ Шариков Ф. Ю, /

Рецензент: в.н.с. хим.фак. МГУ им. Ломоносова __________ /Баранов А.Н./

Консультанты:

ГЭ доцент ______________ / Кремчеев Э.А./

БП ассистент ______________ / Ковшов С. В. /

О и У доцент ______________ / Смирнова Н.В./

НГ и Г профессор ______________ / Голдобина Л.А./

Ин.яз доцент ______________ / Кузнецова Е.В./

Санкт-Петербург 2014

АННОТАЦИЯ

ABSTRACT

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

1.1 Описание технологического процесса

1.1.1 Назначение процессов гидроочистки

1.1.2 Химизм процесса гидроочистки

1.1.3 Катализаторы гидроочистки

1.1.4 Тепловой эффект реакции

1.1.5 Влияние параметров процесса на гидроочистку

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

2.1 Классификация теплообменных аппаратов

2.1.1 Кожухотрубчатые теплобменники

2.1.2 Пластинчатые теплообменники

2.1.3 Теплообменник типа «труба в трубе»

2.1.4 Спиральный теплообменник

3. ХАРАКТЕРИСТИКА СТАЛИ

3.1 Сталь

3.2 Сталь ОХ18Н10Т

3.2.1 Химический состав нержавеющей стали ОХ18Н10Т по ГОСТ 5632–72 (в %)

3.2.2 Механические свойства (характеристики) при Т=20oС нержавеющей стали ОХ18Н10Т.

3.2.3 Физические свойства материала 0Х18Н10Т

3.2.4 Технологические свойства материала сталь 0Х18Н10Т

3.3 Сталь 12МХ

3.3.1 Химический состав стали 12МХ ГОСТ 20 072– — 74 (в %)

3.3.2 Механические свойства при Т=20oС материала 12МХ

3.3.3 Физические свойства материала 12МХ

3.3.4 Технологические свойства материала 12МХ

4. МОДЕЛИРУЮЩИЕ ПРОГРАММЫ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

4.1 Система проектирования AutoCAD

4.2 Программный пакет Компас-3D

4.3 Программный пакет Aspen HYSYS

4.3.1 Термодинамические данные по чистым компонентам

4.3.2 Средства представления и анализа свойств нефтей и газовых конденсатов

4.3.3 Методы расчета термодинамических свойств

4.3.4 Средства моделирования отдельных процессов и аппаратов

4.3.5 Построение технологических схем из отдельных элементов

4.3.6 Расчет технологических схем

4.3.6.7 Анализ старой и подборка новой оптимальной схемы теплообмена в программном пакете HYSYS.

5. ТЕПЛОВОЙ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННИКА Т-5

5.1 Температурный режим аппарата

5.2 Тепловая нагрузка аппарата

5.3 Ориентировочный выбор теплообменника

5.4 Коэффициент теплоотдачи от стенки к раствору

5.5 Коэффициент теплоотдачи от сырья к стенке

5.6 Тепловое сопротивление стенки

5.7 Коэффициент теплопередачи

5.8 Температуры стенок

5.9 Поверхность теплообмена

6. КОНСТРУКТИВНЫЙ РАСЧЕТ

6.1 Кожух теплообменника

6.2 Обечайка цилиндрическая.

6.3 Днище эллиптическое № 1

6.4 Днище эллиптическое № 2

6.5 Опоры аппарата.

6.6 Штуцер

6.7 Фланцевое соединение

6.8 Трубная решетка

7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

7.1 Скорость раствора в трубах

7.2 Коэффициент трения

7.3 Скорость раствора штуцерах

7.4 Гидравлическое сопротивление трубного пространства

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Расчет материальных затрат

8.2 Расчет показателей оценки инвестиционного проекта

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ Л-24/7.

9.1 Анализ вредных и опасных факторов производства

9.2 Основные требования по пожарной безопасности

9.2.1 Требования пожарной безопасности к электроустановкам и вентиляци

9.2.2 Средства (системы) пожаротушения на установке

9.2.3 Обеспечение безопасности людей при пожаре

9.3 Анализ вредных и опасных факторов производства

9.3.1 Взрывоопасность и пожароопасность на установке Л-24/7.

9.4 Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства

9.4.1 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями и продуктами

9.4.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов на установке при разливах и авариях

9.5 Коллективные и индивидуальные средства защиты работающих

9.5.1 Коллективные средства защиты работающих

9.5.2 Средства индивидуальной защиты работающих

9.6 Безопасность ведения работ в условиях ЧС.

9.6.1 Прекращение подачи оборотной воды

9.6.2 Прекращение подачи электроэнергии.

9.6.3 Прекращение подачи воздуха КИП.

9.6.4 Прекращение подачи сырья на установку

9.6.5 Прекращение подачи жидкого топлива на установку

9.6.6 Нарушение в системе канализации и в оборотных системах водоснабжения

9.6.7 Ограничение или прекращение приема продуктов с установки

9.6.8 Нарушение санитарного режима, представляющие опасность для людей и окружающей среды

9.6.9 Остановка циркуляционного компрессора ПК-1 (ПК-2, ПК-3)

9.6.10 Разрыв (прогар) трубы в печах П-1 (П-2), П-3 (П-4)

9.6.11 Разгерметизация фланцевого соединения или трубопровода, работающего под давлением

9.6.12 Остановка сырьевого насоса Н-1, Н-2, Н-3

9.6.13 Остановка горячего насоса Н-4, Н-5, Н-6

9.6.14 Отказ КИП и А, при котором необходима аварийная остановка

9.7 Анализ травматизма и профзаболеваемости

10. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Промышленные отходы

10.2 Твердые и жидкие отходы

10.3 Сточные воды

10.4 Выбросы в атмосферу

10.5 Расчет предусмотренных выплат за выбросы с предприятия

Библиографический список

Приложения

АННОТАЦИЯ

В данной дипломной работе проведены анализ, моделирование и модернизация узла теплообмена реакторного блока установки гидроочистки дизельных топлив. Проведено обоснование выбранной конструкции оборудования, найден оптимальный режим его функционирования, описаны технологические параметры процесса.

В специальной части предложена математическая модель узла теплообмена реакторного блока, позволяющая получить ключевые параметры процесса теплообмена, на основе модели найден оптимальный режим работы узла теплообмена.

Для построения математической модели узла теплообмена и анализа экспериментальных данных было использовано программное обеспечение Aspen HYSYS, версия 3.2. для графического моделирования модернизированного теплообменника — программный пакет КОМПАС.

Также был проведен экономический анализ предложенного технологического решения, описаны соответствующие экологические показатели и показатели безопасности жизнедеятельности.

Дипломная работа содержит пояснительную записку объемом 100 страниц, включающую 30 таблиц, 22 рисунка, 1 чертеж формата А1.

ABSTRACT

Analysis, modeling and modernization of the heat exchange unit reactor block of diesel hydro-treating installation have been performed in this graduation paper. The choice of equipment has been proved, the optimal mode of its operation has been found, the basic technological parameters of the process have been described.

Mathematical model of the heat exchange unit of reactor block has been proposed in the special part. It has allowed to find the key technological parameters of the heat exchange process The optimum operation for the heat exchange assembly has been found on the basis the model.

Software Aspen HYSYS, version 3.2, has been used for development of the mathematical model of heat exchange unit and experimental data analysis, «КОМПАС» program package — for reactor graphical presentation.

Both economical and ecological parameters of the proposed technological process have been described in this graduation paper. Corresponding indicators of safety characteristics have also been presented.

Diploma thesis contains an explanatory note of 100 pages, including 30 tables, 22 figures, 1 drawing A1.

Омский нефтеперерабатывающий завод — одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий России. Принадлежит компании «Газпром нефть». Генеральный директор — Белявский О. Г. Омский нефтезавод признан лучшим предприятием нефтепереработки в России и странах СНГ в 2012 году.

Решение о строительстве в Омске первого в Сибири нефтеперерабатывающего завода было принято правительством СССР в 1949 году. Создание в центре Западной Сибири такого предприятия было необходимо, чтобы в полной мере обеспечить горюче-смазочными материалами этот регион, а также соседние Урал, Казахстан и другие территории. Сырьем для переработки стала нефть с месторождений Башкирии. 5 сентября 1955 года была запущена печь первой атмосферно-вакуумной установки Омского НПЗ. В этот день ежегодно отмечается день рождения завода. В первое десятилетие на Омском НПЗ было построено более 50 технологических установок. Сначала завод ежегодно перерабатывал 3 млн тонн сырья, добываемого в Башкирии, а с 1964 года на предприятие начала поступать сибирская нефть. Ее возили речными танкерами, а затем пустили по трубопроводу «Усть-Балык — Омск». Открытие тюменских нефтяных месторождений дало новый импульс развитию предприятия и вывело его в лидеры нефтепереработки. На всех этапах истории Омского НПЗ на заводе внедрялись передовые технологии, шло развитие производственной базы, строились новые мощности, реконструировались старые. Новые перспективы завода открылись с развитием системы каталитического крекинга, что позволило повысить качество моторных топлив и значительно увеличить объемы их производства. Ввод в эксплуатацию и последующая реконструкция комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ-6М производительностью 6 млн тонн нефти в год дали возможность увеличить объемы переработки и расширить перечень продукции, выпускаемой на Омском НПЗ. В 1983 году был введен в работу комплекс по производству ароматических углеводородов, продукция которого востребована не только на отечественном рынке, но и за рубежом. Благодаря пуску в 2001 году новой установки сернокислотного алкилирования 25/12 ОНПЗ перешел на выпуск только неэтилированных бензинов и одним из первых в России начал выпускать бензин «Супер-98». В 2005 году была завершена реконструкция установки риформинга Л-35/11−1000 производительностью 1 млн тонн в год, что обеспечило получение современного процесса каталитического риформирования бензинов с непрерывной регенерацией катализатора. Проводилась модернизация и других технологических объектов.

«Газпромнефть-Омский НПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и одним из крупнейших в мире. В 2012 году Омский НПЗ увеличил объем переработки нефти на 5% по сравнению с 2011 годом — до 20,95 млн тонн. Глубина переработки нефти в 2012 году составила 88,83%, этот показатель является одним из лучших в отрасли. В 2012 году «Газпромнефть-ОНПЗ» произвел 4,7 млн тонн автомобильных бензинов. Доля высокооктановых бензинов — 88%. Омский нефтеперерабатывающий завод занимает лидирующие позиции среди российских НПЗ по глубине переработки нефти и выходу светлых нефтепродуктов, по набору технологических процессов, выпуску бензинов и дизельных топлив, объему производства ароматических углеводородов. В мае 2011 года на Омском НПЗ была переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. ОНПЗ стал первым российским перерабатывающим предприятием, достигшим такого показателя. Основные технологические процессы ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ»: обессоливание и обезвоживание нефти, первичная переработка нефти, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование, гидроочистка дизельного топлива, производство ароматических углеводородов и другие. Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, бензол, толуол, ортоксилол, параксилол, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке. Омский нефтеперерабатывающий завод — единственный отечественный производитель катализаторов крекинга. «Газпром нефть» осуществляет значительные инвестиции в обновление и модернизацию производства, доведение его технологий и качества нефтепродуктов до мировых стандартов. В рамках масштабной программы модернизации в октябре 2010 года на заводе была введена в эксплуатацию крупнейшая в России и Европе установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2». В 2012 году введен в промышленную эксплуатацию крупнейший в России комплекс селективной очистки моторных топлив, состоящий из: установки гидроочистки бензинов каталитического крекинга (ГО БКК) мощностью 1,2 млн тонн в год и установки гидроочистки дизельных топлив (ГО ДТ) мощностью 3 млн тонн в год. Новый комплекс позволил заводу значительно увеличить выпуск бензинов и дизельных топлив, соответствующих 4 и 5 экологическим классам. До 2020 года будут модернизированы 6 существующих и введены в эксплуатацию 8 новых производственных объектов. Программа развития предприятия предусматривает модернизацию технологической установки КТ-1/1, запуск новой коксовой установки, установки АВТ с колонной разделения газового конденсата. Планируется внедрение и других производственных проектов, которые позволят совершенствовать качество выпускаемых нефтепродуктов, снизят трудовые и энергозатраты на производство продукции.

На производственной установке АВТ-7 Омского нефтеперерабатывающего завода 29 мая 2011 года была переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. «Газпромнефть-ОНПЗ» — первое из российских предприятий, достигшее такого показателя.

Сегодня Омский НПЗ выпускает порядка 50 наименований продукции. Из этого перечня основная часть приходится на топлива: автомобильные, дизельные, котельные. «Газпромнефть-ОНПЗ» занимает лидирующие позиции в России по объемам производства моторного топлива. В 2010 году производство товарных бензинов составило 4,6 млн тонн (в том числе автомобильных — 3,6 млн тонн). Доля высокооктановых бензинов составила 85,84%. С опережением сроков Технического регламента Омский нефтеперерабатывающий завод летом 2011 года приступил к производству бензина Супер Евро-98, соответствующего экологическому классу 5. Это стало возможным благодаря началу использования в процессе производства бензина изомеризата — высокооктанового компонента современного моторного топлива с отсутствием или минимальным содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов. Топливо пятого экологического класса отличается сверхнизким содержанием серы и бензола, его применение в двигателях автомобилей значительно сокращает количество вредных выбросов в атмосферу. Содержание серы в бензине класса 5 Супер Евро-98 снижено по сравнению с бензином предыдущего класса в 5 раз. Снижение содержания серы в топливе влияет на снижение автомобильных выбросов, более высокое цетановое число повышает воспламеняемость топлива, что сокращает время запуска двигателя в холодную погоду и обеспечивает его стабильную работу. Переход на топливо класса 3 позволяет автомобилистам экономить топливо и положительно сказывается на экологической ситуации за счет полноты сгорания топлива и снижения уровня дымности. На Омском НПЗ сформирован один из самых современных наборов технологических процессов, существующих сегодня в нефтепереработке, что обеспечивает вовлечение большого количества компонентов в товарные продукты, позволяет выпускать топливо различных марок. При изготовлении высокооктановых бензинов не используются октаноповышающие присадки. Качество продукции Омского НПЗ не раз подтверждалось жюри авторитетных конкурсов. Разные виды продукции Омского НПЗ на протяжении восьми лет становились лауреатами и дипломантами всероссийского конкурса «100 лучших товаров России». В 2012 году дипломом лауреатов были удостоены бензин автомобильный Супер Евро-98, битум нефтяной дорожный вязкий БНД 90/130. В феврале 2012 году в рамках конкурса «100 лучших товаров России» Омскому нефтеперерабатывающему заводу присвоен почетный статус «Лидер качества» в номинации «Продукция производственно-технического назначения». Этого звания удостаиваются предприятия, которые не менее семи лет успешно участвуют в конкурсе «100 лучших товаров России», имеют наивысшие рейтинговые оценки в своей номинации и ежегодно подтверждают высокий уровень качества производимой продукции. «Газпромнефть-ОНПЗ» стал первым омским предприятием, получившим статус Лидера качества.

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

1.1 Описание технологического процесса

1.1.1 Назначение процессов гидроочистки Гидроочистка — процесс удаления из молекул нефтепродуктов гетероатомов в результате каталитического гидрирования серо-, азоти кислород-содержащих соединений. Гидроочистку проводят над гидрирующими серостойкими металлоксидными катализаторами на пористом носителе.

Развитие современных процессов гидроочистки бензиновых, керосиновых и дизельных фракций направлено на снижение в них концентрации сернистых, олефиновых, азотистых и кислородсодержащих соединений. Это обусловлено ростом удельного содержания сернистых сортов нефти в общем балансе нефтедобычи с одновременным ужесточением требований стандартов к содержанию серы в топливе как из-за коррозии оборудования топливохранилищ и топливной аппаратуры двигателей под действием серосодержащих соединений, а также и в связи с загрязнением атмосферы оксидами серы в составе выхлопных газов. Именно поэтому растет роль гидроочистки.

1.1.2 Химизм процесса гидроочистки Сероочистка. Сульфиды, дисульфиды и меркаптаны легко взаимодействуют с водородом, образуя соответствующие насыщенные или ароматические соединения и сероводород.

RSR' + 2 H2 > RH + R’H + H2S

RSSR' + 3 H2 > RH + R’H + 2 H2S

RSH + H2 > RH + H2S

Сера, входящая в состав ароматических соединений, подобных тиофену, с большим трудом вступает в такую реакцию. Перед насыщением алифатического соединения сначала должно быть разорвано ароматическое кольцо. Это происходит с выделением сероводорода.

+ 2H2 > RH + R’H + H2S

S

Все вышеперечисленные реакции являются экзотермическими, однако в следствие ограниченной концентрации реагентов не приводят к заметному увеличению температуры на выходе из реактора гидроочистки.

Деазотирование. Разрушение связи С-S происходит легче, чем разрушение связи C-N, следовательно реакция деазотирования протекает с более низкой скоростью, чем реакция сероочистки. При этом выделяется азот, образующий аммиак.

R — NH2 + H2 > R — H + NH3

Удаление кислорода. Аналогично процессу деазотирования, реакции удаления кислорода протекают значительно труднее, чем реакции сероочистки.

R — ОH + H2 > R — H + H2О Гидрогенизация.

Гидрогенизация или насыщение олефинов, представляет собой реакцию ненасыщенного углеводорода с водородом, при которой образуется насыщенный углеводород. Эта реакция легко протекает в верхней части слоя катализатора с выделением тепла.

С7H14 + H2 > C7H16

С8H14 + 2 H2 > C8H18

При гидрогенизации происходит минимальное взаимодействие с ароматикой, составляющее, согласно оценке, менее одного процента. Это является следствием высокой селективности биметаллического катализатора компании «Axens» .

Удаление мышьяка и других металлов.

Присутствующие в сырье мышьяк и другие металлы обычно находятся в виде металлоорганических соединений. После протекания в реакторе гидроочистки процесса гидрогенизации гидрированная форма соединения мышьяка и других металлов физически адсорбируется на катализаторе, фактически отравляя его.

В ходе цикла работы катализатора равновесный уровень загрязнений (примесей) будет постепенно перемещаться вниз по слою катализатора. Надлежащей практикой эксплуатации установки является проведение анализа и замены (по мере необходимости) верхней части слоя катализатора, что необходимо для предотвращения проскока загрязнений в сырье для процесса изомеризации.

1.1.3 Катализаторы гидроочистки В промышленности для данных процессов широко применяют алюмо-кобальт-молибденовые (АКМ) или алюмо-никель-молибденовые (АНМ) катализаторы.

Наиболее распространенный катализатор гидроочистки — алюмо-кобальт-молибденовый, содержащий 2−4% СоО и 9−15% МоО3 на оксиде алюминия. Катализатор, содержащий и кобальт, и молибден, значительно активнее, чем содержащий только кобальт или только молибден.

Активность катализатора при изменении соотношения «Со:Мо» изменяется. Есть информация, что максимально активен катализатор с атомным соотношением «Со:Мо» = 0,2: 1,0. Общее массовое содержание (Со+Мо) на оксиде алюминия составляет 8−13%, более высокое содержание металлов не увеличивает активности катализатора.

1.1.4 Тепловой эффект реакции Реакция гидрирования непредельных, ароматических и серосодержащих соединений сопровождается выделением теплоты. При гидроочистке легких прямогонных топлив — бензина, керосина, дизельного топлива — тепловой эффект реакции сравнительно невелик и составляет 70−80 кДж на 1 кг сырья. При гидроочистке с высоким содержанием непредельных, а так же тяжелых топлив тепловой эффект реакции достигает 260−500 кДж/кг.

Для отвода избыточной теплоты из реакционной зоны применяют подачу в реактор между слоями катализатора холодного циркулирующего или смеси холодного газа и холодного жидкого нестабильного продукта гидроочистки (гидрогенизата).

1.1.5 Влияние параметров процесса на гидроочистку Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, является: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ).

Температура.

При повышении температуры в реакторе увеличивается глубина гидрирования сернистых и непредельных соединений. Однако при температуре выше 400 С интенсивность реакции гидрообессеривания и, особенно, гидрирования непредельных углеводородов существенно не увеличивается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации — гидрокрекинга и увеличивается отложение кокса на катализаторе. Так же увеличиваются реакции деструкции бициклических нафтенов, и расход водорода на гидроочистку понижается.

Давление.

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины обессеривания, увеличению межрегенерационного цикла катализатора, но в определенных, пределах рост глубины обессеривания от повышения давления незначителен.

При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки. Парциальное давление также зависит от соотношения количества сырья и ВСГ на входе в реактор, от концентрации водорода в водородсодержащем газе.

Объемная скорость подачи сырья.

Объемная скорость — это отношение объема сырья, подаваемого в реактор в час к объему катализатора.

Расход сырья, м / час Объем катализатора, м С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т. е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. При уменьшении объемной скорости увеличивается глубина обессеривания, так как увеличивается время контакта сырья с катализатором. При выборе объемной скорости учитывают температуру, давление, состав сырья.

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

Теплообменными аппаратами, теплообменниками, называются аппараты для передачи тепла от более нагретого теплоносителя к другому менее нагретому. Теплообменники как самостоятельные агрегаты или части других аппаратов и устройств широко применяются на химических заводах, потому что проведение технологических процессов в большинстве случаев сопровождается выделением или поглощением тепла.

Для осуществления длительной работоспособности в процессе эксплуатации при обработке среды, загрязненной или выделяющей отложения на стенках аппарата, необходимо производить периодические осмотры и очистку поверхностей.

Аппараты должны обладать достаточной прочностью и иметь возможно малые габаритные размеры. При конструировании необходимо находить оптимальные решения, учитывающие требования обеспечения возможности разборки рабочей части аппарата и герметичности системы каналов, возможно высоких коэффициентов теплопередачи за счет повышения скорости движения рабочей среды при минимальных гидравлических потерях в аппарате.

В химических производствах до 70% теплообменных аппаратов применяют для сред жидкость — жидкость и пар — жидкость при давлении до 1 МПа и температуре до 200 °C. Для указанных условий разработаны и серийно изготовлены теплообменные аппараты общего назначения кожухотрубчатого и спирального типов. В последнее время получают распространение пластинчатые теплообменные аппараты общего назначения. Одним из преимуществ трубчатых теплообменных аппаратов является простота конструкции. Однако коэффициент унификации узлов и деталей размерного ряда этих аппаратов, являющийся отношением числа узлов и деталей (размеры одинаковы для всего ряда) к общему числу узлов и деталей данного размерного ряда, составляет примерно 0,13. В то же время этот коэффициент применительно к пластинчатым теплообменным аппаратам составляет 0,9. Удельная металлоемкость кожухотрубчатых аппаратов в 2 — 3 раза больше металлоемкости новых пластинчатых аппаратов.

Режим работы теплообменного аппарата и скорость движения теплоносителей необходимо выбирать таким образом, чтобы отложение загрязнений на стенках происходило возможно медленнее. Например, если охлаждающая вода отводится при температуре 45 — 50о С, то на стенках теплообменного аппарата интенсивно осаждаются растворенные в воде соли.

При конструировании следует обоснованно решать вопрос о направлении теплоносителей в трубное или межтрубное пространство. Например, теплоносители, загрязненные и находящиеся под давлением, обычно направляют в трубное пространство. Насыщенный пар лучше всего подавать в межтрубное пространство, из которого легче удалить конденсат. Чистка трубного пространства (в котором вероятнее всего будут выпадать загрязнения) легче, а живое сечение для прохода теплоносителя меньше. Вследствие этого в трубном пространстве можно обеспечить теплоносителю более высокие скорости и, следовательно, более высокие коэффициенты теплоотдачи.

2.1 Классификация теплообменных аппаратов

Теплообменные аппараты можно классифицировать по следующим признакам:

? по принципу действия: поверхностные и смесительные;

? по назначению: холодильники, подогреватели, конденсаторы, испарители;

? по направлению движения теплоносителей: прямоточные, противоточные, перекрестного тока и др.

Рассмотрим более подробно классификацию теплообменных аппаратов по принципу действия. В соответствии с этим классификационным признаком поверхностные аппараты можно подразделить на следующие типы в зависимости от вида поверхности теплообмена:

? аппараты с трубчатой поверхностью теплообмена (кожухотрубчатые теплообменники, теплообменники «труба в трубе», оросительные теплообменники, змеевиковые теплообменники);

? аппараты с плоской поверхностью теплообмена (пластинчатые теплообменники, спиральные теплообменники, аппараты с рубашкой).

2.1.1 Кожухотрубчатые теплобменники Кожухотрубчатые теплообменники различных конструкций — наиболее распространённый тип теплообменных аппаратов.

Рис. 1. Кожухотрубчатый теплообменник Кожухотрубные теплообменники появились в начале ХХ века в связи с потребностями тепловых станций в теплообменниках с большой поверхностью, таких, как конденсаторы и подогреватели воды, работающие при относительно высоком давлении. Кожухотрубные теплообменники применяются в качестве конденсаторов, подогревателей и испарителей. В настоящее время их конструкция в результате специальных разработок с учетом опыта эксплуатации стала намного более совершенной. В те же годы началось широкое промышленное применение кожухотрубных теплообменников в нефтяной промышленности. Для эксплуатации в тяжелых условиях потребовались нагреватели и охладители массы, испарители и конденсаторы для различных фракций сырой нефти и сопутствующих органических жидкостей. Теплообменникам часто приходилось работать с загрязненными жидкостями при высоких температурах и давлениях, и поэтому их необходимо было конструировать так, чтобы обеспечить легкость ремонта и очистки.

С годами кожухотрубные теплообменники стали наиболее широко применяемым типом аппаратов. Это обусловлено прежде всего надежностью конструкции, большим набором вариантов исполнения для различных условий эксплуатации, в частности:

· однофазные потоки, кипение и конденсация по горячей и холодной сторонам теплообменника с вертикальным или горизонтальным исполнением

· диапазон давления от вакуума до высоких значений

· в широких пределах изменяющиеся перепады давления по обеим сторонам вследствие большого разнообразия вариантов

· удовлетворение требований по термическим напряжениям без существенного повышения стоимости аппарата

· размеры от малых до предельно больших (5000 м2)

· возможность применения различных материалов в соответствии с требованиями к стоимости, коррозии, температурному режиму и давлению

· использование развитых поверхностей теплообмена как внутри труб, так и снаружи, различных интенсификаторов и т. д.

· возможность извлечения пучка труб для очистки и ремонта Кожухотрубные теплообменники состоят из пучков труб, укрепленных в трубных досках, кожухов, крышек, камер, патрубков и опор. Трубное и межтрубное пространства в этих аппаратах разобщены, причем каждое из них может быть разделено перегородками на несколько ходов. Классическая схема кожухотрубчатого теплообменника показана на рисунке.

Рис. 2. Классическая схема кожухотрубчатого теплообменника Теплопередающая поверхность аппаратов может составлять от нескольких сотен квадратных сантиметров до нескольких тысяч квадратных метров. Так, конденсатор паровой турбины мощностью 150 Мвт состоят из 17 тысяч труб с общей поверхностью теплообмена около 9000 м².

Кожух (корпус) кожухотрубчатого теплообменника представляет собой трубу, сваренную из одного или нескольких стальных листов. Кожухи различаются главным образом способом соединения с трубной доской и крышками. Толщина стенки кожуха определяется давлением рабочей среды и диаметром кожуха, но принимается не менее 4 мм. К цилиндрическим кромкам кожуха приваривают фланцы для соединения с крышками или днищами. На наружной поверхности кожуха прикрепляют опоры аппарата. В кожухотрубчатых теплообменниках проходное сечение межтрубного пространства в 2−3 раза больше проходного сечения внутри труб. Поэтому при равных расходах теплоносителей с одинаковым фазовым состоянием коэффициенты теплоотдачи на поверхности межтрубного пространства невысоки, что снижает общий коэффициент теплопередачи в аппарате. Устройство перегородок в межтрубном пространстве кожухотрубчатого теплообменника способствует увеличению скорости теплоносителя и повышению эффективности теплообмена. Трубные доски (решетки) служат для закрепления в них пучка труб при помощи развальцовки, разбортовки, заварки, запайки или сальниковых креплений. Трубные доски приваривают к кожуху (рис. а, в), зажимают болтами между фланцами кожуха и крышки (рис. б, г) или соединяют болтами только с фланцем свободной камеры (рис. д, е). материалом досок служит обычно листовая сталь толщиной не менее 20 мм. Кожухотрубчатые теплообменники могут быть жесткой (рис. а, к), нежесткой (рис. г, д, е, з, и) и полужесткой (рис. б, в, ж) конструкции, одноходовые и многоходовые, прямоточные, противоточные и поперечноточные, горизонтальные, наклонные и вертикальные. На рисунке а) изображен одноходовой теплообменник с прямыми трубками жесткой конструкции. Кожух и трубки связаны трубными решетками и поэтому нет возможности компенсации тепловых удлинений. Такие аппараты просты по устройству, но могут применяться только при сравнительно небольших разностях температур между корпусом и пучком труб (до 50оС). Они имеют низкие коэффициенты теплопередачи вследствие незначительной скорости теплоносителя в межтрубном пространстве. В кожухотрубчатых теплообменниках проходное сечение межтрубного пространства в 2−3 раза больше проходного сечения трубок. Поэтому при одинаковых расходах теплоносителей, имеющих одинаковое агрегатное состояние, коэффициенты теплоотдачи на поверхности межтрубного пространства невысокие, что снижает коэффициент теплопередачи в аппарате. Устройство перегородок в межтрубном пространстве способствует увеличению скорости теплоносителя и повышению коэффициента теплопередачи. На рисунке б изображен теплообменник с поперечными перегородками в межтрубном пространстве и полужесткой мембранной компенсацией тепловых удлинений вследствие некоторой свободы перемещения верхней трубной доски. Для устранения напряжений в металле, обусловленных тепловыми удлинениями, изготавливают также однокамерные теплообменники с гнутыми Uи W-образными трубами. Они целесообразны при высоких давлениях теплоносителей, так как изготовление водяных камер и крепление труб в трубных досках в аппаратах высокого давления — операции сложные и дорогие. Однако аппараты с гнутыми трубами не могут получить широкого распространения из-за трудности изготовления труб с разными радиусами гиба, сложности замены труб и неудобства чистки гнутых труб.

Компенсационные устройства сложны в изготовлении (мембранные, сильфонные, с гнутыми трубами) или недостаточно надежны в эксплуатации (линзовые, сальниковые). Более совершенна конструкция теплообменника с жестким креплением одной трубной доски и свободным перемещением второй доски вместе с внутренней крышкой трубной системы (рис. е). некоторое удорожание аппарата из-за увеличения диаметра корпуса и изготовления дополнительного днища оправдывается простотой и надежностью в эксплуатации. Эти аппараты получили название теплообменников «с плавающей головкой». Теплообменники с поперечным током (рис. к) отличаются повышенным коэффициентом теплоотдачи на наружной поверхности вследствие того, что теплоноситель движется поперек пучка труб. При перекрестном токе снижается разность температур между теплоносителями, однако при достаточном числе трубных секций различие в сравнении с противотоком невелико. В некоторых конструкциях таких теплообменников при протекании газа в межтрубном пространстве и жидкости в трубах для повышения коэффициента теплоотдачи применяют трубы с поперечными ребрами.

Преимущества кожухотрубных теплообменников:

· Надежность

· Высокая эффективность

· Компактность

· Широкий спектр применений

· Большая площадь теплообмена

· Не повреждает структуру продукта

· Легкая очистка и обслуживание

· Отсутствие «мертвых зон»

· Низкие затраты электроэнергии

· Безопасное использование для персонала Рис. 3. Различные варианты кожухотрубчатых теплообменников

2.1.2 Пластинчатые теплообменники Устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя к холодной (нагреваемой) среде через стальные, медные, графитовые, титановые гофрированные пластины, которые стянуты в пакет. Горячие и холодные слои перемежаются друг с другом.

Рис. 4. Пластинчатый теплообменник Теплообменная поверхность разборных пластинчатых теплообменников легко доступна для очистки; монтаж и демонтаж таких аппаратов осуществляется весьма быстро. Такие теплообменники применяются как холодильники и конденсаторы.

Изготавливают пластинчатые аппараты с поверхностью теплообмена до 800. Допустимые температуры теплоносителей от -30°до 180 °C, давление до 1.6 МПа. Данный рабочий диапазон уже, чем у кожухотрубчатых теплообменников, это связано со свойствами прокладочных материалов для уплотнения пластин.

2.1.3 Теплообменник типа «труба в трубе»

Теплообменник труба в трубе необходим для эффективного отбора или передачи тепловой энергии. В зависимости от конечного результата устройства подразделяют на два типа:

· нагреватели,

· холодильники.

Разделяются они и по виду транспортировки тепла. Они могут быть поверхностными, регенеративными и смесительными. Теплообменник труба в трубе — это устройство, состоящее из вмонтированных друг в друга труб. В процессе работы между ними производится обмен энергией. Так как наружная труба большего сечения, она соединяется с внешними аналогами. Внутри неё установлены другие трубки, которые также участвуют в теплообмене.

Рис. 5. Теплообменник типа «труба в трубе»

Теплообменник труба в трубе прост, этим и обусловлена его колоссальная популярность. Первое, что привлекает инженеров, — высокая скорость транспортировки рабочих жидкостей. Это осуществляется с помощью оптимального подбора сечения труб. Другой момент — изготовить теплообменник труба в трубе очень просто. Однако его расчёт обусловлен рядом профессиональных подходов. При обслуживании систем важно производить своевременную чистку. Конструкция устройство позволяет это сделать без особых трудозатрат. Радует и оптимальный срок службы, а также универсальность схемы, ведь теплоносителем может быть не только жидкий агент, но и парообразный. Конечно, в системе есть минусы, и инженеры, производя расчёт, их учитывают. Эксплуатация осложняется тем, что габариты конструкции большие, поэтому требуется правильная организация места, где систему труба в трубе планируется установить. Также не радует и высокая стоимость, а также сложности при расчёте конструкции.

2.1.4 Спиральный теплообменник Спиральный теплообменникэто теплообменник, в котором поверхность нагрева образуется двумя тонкими металлическими листами, приваренными к разделительной перегородке (керну) и свёрнутыми в виде спиралей. Спиральные теплообменники — аппараты, состоящие из 2-х каналов прямоугольного сечения, образованных свернутыми в спирали двух листов металла. Листы служат поверхностями теплообмена. Внутренние концы спиралей соединены разделительной перегородкой, а расстояние между ними фиксируется штифтами. Изготавливают их вертикальными или горизонтальными с шириной спирали 0,2−1,5 м, поверхностью нагрева 3,2−100 мІ и расстоянием между листами 8−12 мм. Предельное давление 1 МПа.

Рис. 6. Спиральный теплообменник Два или четыре длинных металлических листа укладываются спиралью вокруг центральной трубы, образуя два или четыре однопроточных канала. Для того, чтобы обеспечить постоянную величину зазоров к одной стороне листов привариваются разделительные шипы. Центральная труба при помощи специальной перегородки разделена на две камеры, которые образуют входной и выходной коллектора. Скрученные спирали помещаются в цилиндрический кожух. Внешние концы спиральных листов привариваются вдоль образующей обечайки. Для выхода каналов наружу в местах фиксации краев каналов в кожухе просверливаются отверстия, которые герметично закрываются входным и выходным коллекторами с присоединительными патрубками. Движение потоков в спиральных теплообменниках происходит по криволинейным каналам близким по форме к концентрическим окружностям. Направление векторов скоростей движения потоков постоянно претерпевают изменение. Геометрия каналов и разделительные шипы создают значительную турбулентность уже при низких скоростях потоков, при этом улучшается теплопередача и уменьшается загрязнение. Все это обуславливает компактность конструкции спиральных теплообменников, которые могут быть интегрированы с любой технологической линией, что значительно сокращает затраты на установку.

Возможные конфигурации потоков:

— Противоток (наиболее часто);

— Перекрестные потоки (обычно в конденсаторах и испарителях);

— Параллельные потоки (редко);

— Комбинации вышеназванных.

Преимущества спиральных теплообменников:

— Широкий диапазон рабочих температур и давлений;

— Компактная конструкция (например, 700 м² в 6 м3);

— Широкий рабочий диапазон (10 — 100% от расчетной нагрузки);

— Высокие коэффициенты теплопередачи;

— Высокая турбулентность;

— Пониженная загрязняемость;

— Меньшее количество остановов на обслуживание;

— Высокий самоочищающий эффект при применении сильно загрязненных жидкостей;

— Легкая очистка механическим и химическим способом;

— Отсутствие ограничений при выборе величины зазора канала;

— Массовые расходы по обеим сторонам могут значительно отличаться;

— Низкие потери давления;

— Большой выбор материалов уплотнений;

3. ХАРАКТЕРИСТИКА СТАЛИ

3.1 Сталь

Cплав железа с углеродом и/или с другими элементами. Сталь содержит не более 2,14% углерода (при большем количестве углерода образуется чугун). Углерод придаёт сплавам железа прочность. Учитывая, что в сталь могут быть добавлены легирующие элементы, сталью называется содержащий не менее 45% железа сплав железа с углеродом и легирующими элементами (легированная, высоколегированная сталь).

3.2 Сталь ОХ18Н10Т

Сталь коррозионно-стойкая (нержавеющая) жаропрочная. Чаще всего ее используют для изготовления сварной аппаратура, работающей в средах повышенной агрессивности, теплообменников, муфелей, труб, деталей печной арматуры, электродов искровых зажигательных свечей.

3.2.1.Химический состав нержавеющей стали ОХ18Н10Т по ГОСТ 5632–72 (в %)

Таблица 3.1.

Химический состав нержавеющей стали ОХ18Н10Т

3.2.2 Механические свойства (характеристики) при Т=20oС нержавеющей стали ОХ18Н10Т Таблица 3.2.

Механические свойства стали ОХ18Н10Т

3.2.3 Физические свойства материала 0Х18Н10Т Таблица 3.3.

Физические свойства материала 0Х18Н10Т

3.2.4 Технологические свойства материала сталь 0Х18Н10Т Таблица 3.4.

Технологические свойства материала сталь 0Х18Н10Т.

Обозначения, используемые в таблицах при характеристики данной стали:

3.3 Сталь 12МХ

3.3.1 Химический состав стали 12МХ ГОСТ 20 072– — 74 (в %)

Таблица 3.5.

Химический состав стали 12МХ ГОСТ 20 072– — 74 (в %)

3.3.2 Механические свойства при Т=20oС материала 12МХ Таблица 3.6.

Механические свойства при Т=20oС материала 12МХ.

3.3.3 Физические свойства материала 12МХ Таблица 3.7.

Физические свойства материала 12МХ.

3.3.4 Технологические свойства материала 12МХ Таблица 3.8.

Технологические свойства материала 12МХ.

4. МОДЕЛИРУЮЩИЕ ПРОГРАММЫ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Для современных тенденций в сооружении установок характерны все более сжатые сроки исполнения проектов при одновременно высоких требованиях к качеству, а также сознательная экономия средств на проектирование и реализацию.

Разработка современных технологических процессов переработки природного углеводородного сырья и оптимальная эксплуатация действующих производств невозможна без применения моделирующих программ, имеющих высокую точность описания параметров технологических процессов и позволяющих без значительных материальных и временных затрат производить исследования этих процессов. Такие модельные исследования имеют огромное значение не только для проектирования, но и для функционирования существующих производств, так как позволяют учесть влияние внешних факторов (изменение состава сырья, изменение требований к конечным и промежуточным продуктам и т. д.) на показатели действующих производств. В настоящее время инженерам-технологам доступно большое число программных средств моделирования химико-технологических процессов.

В данной работе будет рассмотрен ряд известных программных пакетов для моделирования процессов, рекомендованных и освоенных в процессе обучения, а именно, AutoCAD, Компас 3D, Aspen HYSYS.

4.1 Система проектирования AutoCAD

Одна из самых популярных графических систем автоматизированного проектирования — AutoCAD. В зависимости от квалификации пользователя, AutoCAD может эффективно использоваться для решения широкого круга задач: черчения, конструирования, дизайнерских работ, создания мульти слайд-фильмов и т. д. Несмотря на большое количество команд (их в последней версии более 300), AutoCAD обладает удобным для пользователя интерфейсом и эффективной системой ведения диалога с пользователем. AutoCAD представляет собой систему, позволяющую автоматизировать чертежно-графические работы. В графическом пакете AutoCAD есть все, что необходимо конструктору для создания чертежа. Инструментам ручного черчения в автоматизированной среде соответствуют графические примитивы (точка, отрезок, окружность и др.), команды их редактирования (стирание, перенос, копирование и т. п.), команды установки свойств примитива (задание толщины, типа и цвета графических объектов). Для выбора листа нужного формата и масштаба чертежа в системе есть соответствующие команды настройки чертежа. Для нанесения размера конструктору необходимо лишь задать место его расположения на чертеже. Размерная и выносная линии, а также стрелки и надписи выполняются автоматически, а в последних версиях AutoCAD есть режим полной автоматизации простановки размеров. В автоматизированной среде конструктору нет необходимости напрягать зрение при выполнении отдельных мелких частей чертежа, так как ему предоставляются средства управления изображением на экране. Соответствующие команды AutoCAD позволяют увеличивать изображение чертежа на экране или уменьшать его при необходимости (аналогично просмотру изображения через линзу), а также перемещать границы видимой на экране части чертежа без изменения масштаба изображения. Система предоставляет конструктору возможность объединять графические объекты в единый блок, который хранится под определенным именем и при необходимости вставляется в любой чертеж, что избавляет конструктора от вычерчивания одних и тех же часто повторяющихся элементов чертежа. Проектировщик также может создавать изображения отдельных элементов чертежа или отдельных деталей сборки на различных слоях. Это позволяет контролировать совместимость деталей при компоновке. Включая или выключая слои, можно вводить или выводить детали из общей компоновки, создавая тем самым удобство в подборе различных вариантов конструкции изделия. Слои полезно использовать даже в простых чертежах, размещая на каждом отдельном слое заготовку чертежа, обводку, размеры, надписи, осевые линии для последующей возможности быстрого выбора группы объектов и их редактирования.

Разработчики системы, ориентируясь на самый широкий круг пользователей, заложили в пакет богатые возможности настройки AutoCAD на любую предметную область. Опытные пользователи могут настраивать панели инструментов и создавать новые, разрабатывать слайд фильмы с помощью пакетных файлов, вводить новые типы линий и образцы штриховки, образовывать новые меню. Встроенный в систему AutoCAD язык программирования AutoLISP позволяет описывать часто встречающиеся объекты в параметрической форме. Вызывая такой объект, конструктор может изменять его размеры, а значит, и геометрическую форму, обеспечивая тем самым многовариантность графического изображения. Помимо создания двухмерных чертежей, система AutoCAD позволяет моделировать трехмерные объекты и придавать трехмерным чертежам фотографическую реальность.

AutoCAD — не замкнутая система. Из нее можно экспортировать файлы чертежей в иные форматы для использования другими пакетами (например, КОМПАС-ГРАФИК, CorelDraw). В свою очередь, файлы других форматов также можно импортировать в AutoCAD. Допустимо импортировать растровое изображение, не меняя при этом форматы файлов. Начиная с версии 14, в AutoCAD включено множество средств, позволяющих сделать чертеж достоянием Интернета. Разработанная фирмой AutoDesk и появившаяся на рынке в конце 1982 г. система AutoCAD получила необычайно широкое распространение. AutoCAD представляет собой среду проектирования, которая постоянно развивается. Разработчики системы стараются сохранить преемственность как в командах, так и в общей структуре. От версии к версии сохраняются уже ставшие привычными для пользователя возможность запуска команд из диалоговой строки, использование командного и выпадающих меню.

4.2 Программный пакет Компас-3D

Компас-3D — это универсальная программа, предназначенная для создания трехмерных моделей и ставшая стандартной на предприятиях различных отраслей промышленности. Специалистам в области 3D-моделирования, еще не владеющим этой программой, предлагается воспользоваться бесплатной версией Компас-3D и убедиться в ее простоте и функциональности. Легкость изучения и освоения, удобство в работе, возможность строить поверхностные и твердые модели любых уровней сложности — это только часть важных преимуществ, которыми обладает эта программа по сравнению со своими аналогами. Учитывая специфику конкретного предприятия или отдельных групп деталей, здесь предусмотрена опция использования собственного математического ядра. Немаловажно, что Компас-3D можно установить как отдельно, так и в комплекте со специальным модулем для составления спецификаций и пакетом Компас-График. Каждый из компонентов программы имеет свой справочник и русифицированный интерфейс.

Базовые принципы, на которых строится Компас-3D таковы:

возможность построения поверхностей практически всех типов;

максимальная автоматизация при загрузке элементов и оригинальные методы оптимизации, позволяющие реализовывать сложные и комплексные проекты;

возможность функционального моделирования деталей из листовых материалов — создание листовых тел, отверстий в них, штамповок, сгибов, вырезов в листовом теле и прочих элементов, участвующих в формировании ассоциативных чертежей разверток;

набор уникальных функций, облегчающих проектирование литейных форм — контуров по изделию, линий разъемов, литейных уклонов и т. п.;

возможность формирования пользовательских параметрических библиотек;

возможность доступа к получению и выпуску технологической и конструкторской документации (таблиц, чертежей, текстовых документов, схем и пр.) с помощью внутренней системы Компас-График;

интегрированная отчетность пользовательских атрибутов;

функция, позволяющая делать надписи и проставлять необходимые размеры на 3D-моделях;

поддержка стандартного Unicode;

полный набор средств интеграции с программами CAE/CAD/CAM всех существующих версий;

обязательная защита самой программы, пользовательской информации, интеллектуальной собственности и прочих конфиденциальных данных, в том числе и относящихся к государственной тайне.

С помощью системного модуля пользователь сам выбирает, какой из комплектов приложений может быть ему полезным и необходимым. Программа имеет целый ряд версий, первая из которых Компас 1.0 появилась и вошла в разряд коммерческих еще в 1989 году. К числу самых последних версий Компас 3D, скачать бесплатно которые вы можете непосредственно с этого сайта, относятся высокофункциональные Компас-3D V11 и Компас-3D V12.

Ускорить и оптимизировать выполнение системой ее базовых функций помогают различные приложения, дополняющие функционал программы Компас-3D и служащие надежными инструментами для специалиста-проектировщика. Освоить работу с ними можно быстро и без проблем, если воспользоваться мощной справочной системой и интерактивной встроенной инструкцией «Азбука КОМПАС».

КОМПАС-3D — система трёхмерного моделирования, ставшая стандартом для тысяч предприятий, благодаря удачному сочетанию простоты освоения и легкости работы с мощными функциональными возможностями твердотельного и поверхностного моделирования. Ключевой особенностью продукта является использование собственного математического ядра и параметрических технологий, разработанных специалистами АСКОН. Основные компоненты КОМПАС-3D — собственно система трёхмерного моделирования, универсальная система автоматизированного проектирования КОМПАС-График, модуль проектирования спецификаций и текстовый редактор. Все они легки в освоении, имеют русскоязычные интерфейс и справочную систему.

Рис. 7. Возможности программы КОМПАС-3D

По умолчанию КОМПАС-3D поддерживает экспорт / импорт наиболее популярных форматов моделей, за счёт чего обеспечивается интеграция с различными CAD / CAM / CAE пакетами.

Базовая функциональность продукта легко расширяется за счёт различных приложений, дополняющих функционал КОМПАС-3D эффективным инструментарием для решения специализированных инженерных задач. Например, приложения для проектирования трубопроводов, металлоконструкций, различных деталей машин позволяют большую часть действий выполнять автоматически, сокращая общее время разработки проекта в несколько раз.

Модульность системы позволяет пользователю самому определить набор необходимых ему приложений, которые обеспечивают только востребованную функциональность. Дружелюбный, интуитивно понятный интерфейс, мощная справочная система и встроенное интерактивное обучающее руководство «Азбука КОМПАС» позволяют освоить работу с системой в кратчайшие сроки и без усилий.

4.3 Программный пакет Aspen HYSYS

Aspen HYSYS предназначен для моделирования в стационарном режиме, проектирования химико-технологических производств, контроля производительности, мониторинга состояния оборудования и выявления неисправностей, оптимизации и бизнес-планирования в области добычи и переработки углеводородов и нефтехимии.

В основу универсальной системы моделирования HYSYS заложены общие принципы расчетов материально-тепловых балансов технологических схем. Как правило, любое производство состоит из стадий (элементов), на каждой из которых производится определенное воздействие на материальные потоки и превращение энергии. Последовательность стадий обычно описывается с помощью технологической схемы, каждый элемент которой соответствует определенному технологическому процессу (или группе совместно протекающих процессов). Соединения между элементами технологической схемы соответствуют материальным и энергетическим потокам, протекающим в системе. В целом моделирование технологической схемы основано на применении общих принципов термодинамики к отдельным элементам схемы и к системе в целом.

HYSYS включает набор следующих основных подсистем, обеспечивающих решение задачи моделирования химико-технологических процессов:

Набор термодинамических данных по чистым компонентам (база данных) и средства, позволяющие выбирать определенные компоненты для описания качественного состава рабочих смесей.

Средства представления свойств природных углеводородных смесей, главным образом — нефтей и газоконденсатов, в виде, приемлемом для описания качественного состава рабочих смесей, по данным лабораторного анализа.

Различные методы расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров.

Набор моделей для расчета отдельных элементов технологических схем — процессов.

Средства для формирования технологических схем из отдельных элементов.

Рис. 8. Основные элементы программного пакета Средства для расчета технологических схем, состоящих из большого числа элементов, определенным образом соединенных между собой.

4.3.1 Термодинамические данные по чистым компонентам Эти данные необходимы для расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров. Они включают критические параметры и фактор ацентричности;

молекулярная масса;

плотность в точке кипения или при стандартных условиях;

температура кипения при атмосферном давлении;

константы для расчета идеально-газовой теплоемкости или идеально-газовой энтальпии, энергии Гиббса, теплоты образования и сгорания, вязкости, поверхностного натяжения, и т. п.

Библиотека программы HYSYS содержит данные более 2500 чистым веществам, что дает возможность использовать программу практически для любых технологических расчетов процессов добычи и переработки углеводородного сырья, нефтехимии и химии. На практике, при решении задач, характерных для газовой и нефтяной промышленности, используются не более 100 компонентов.

гидроочистка теплообменник реакция химизм

4.3.2 Средства представления и анализа свойств нефтей и газовых конденсатов Эти средства необходимы, чтобы на основе данных лабораторных исследований свойств нефтей, газоконденсатов и нефтепродуктов получить необходимые данные для адекватного представления этих смесей в моделирующей системе. Потоки углеводородов могут быть определены (заданы) с помощью лабораторных данных разгонки. Обычно эти данные состоят из собственно данных разгонки (ИТК, ASTM D86, ASTM D1160 или ASTM D2887), данных по удельному весу (средний удельный вес и, возможно, кривая удельного веса) и, возможно, данных по молекулярному весу, содержанию легких компонентов, а также данных по специальным товарным свойствам, таким как температура застывания и содержание серы. Эта информация используется для генерации набора дискретных псевдокомпонентов, которые потом применяются для представления состава каждого потока, характеризуемого кривой разгонки.

4.3.3 Методы расчета термодинамических свойств Моделирующая система HYSYS включает различные методы расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров. Имеются почти все опубликованные в литературе методы, а также специально разработанные методы, лицензированные у третьих фирм. Представленные в программе методы включают в себя:

Уравнения состояния, такие как метод Пенга-Робинсона для расчета коэффициентов фазового равновесия, энтальпий, энтропий и плотностей;

Обобщенные корреляции, такие как метод расчета коэффициентов фазового равновесия Чао-Сидера и метод расчета плотности жидкости API;

Методы коэффициентов активности жидкости, такие как метод NRTL (Non-Random Two-Liquid — Неслучайное двужидкостное) для расчета коэффициента фазового равновесия;

Специальные методы расчета свойств специфических систем компонентов, таких как спирты, амины, гликоли и системы кислой воды.

Наиболее часто для моделирования процессов добычи, транспортировки и переработки природного газа и нефти используется уравнение состояния Пенга-Робинсона или его расширенная модификация, реализованная в программе HYSYS.

4.3.4 Средства моделирования отдельных процессов и аппаратов От состава средств моделирования отдельных процессов зависят функциональные возможности всей моделирующей системы. Как правило, все моделирующие системы включают средства для моделирования следующего набора процессов:

ректификационных колонн произвольной конфигурации, включая колонны с расслаивающимися на тарелках жидкостями и с химическими реакциями на тарелках; нефтяных колонн, гидравлики ректификационных колонн с ситчатыми, клапанными и колпачковыми тарелками, и насадочных колонн;

теплообменных аппаратов различных типов: нагревателей, холодильников, ребойлеров с паровым пространством, конденсаторов, воздушных холодильников;

трубопроводов различных конфигураций, от горизонтальных до вертикальных, с использованием совершенных методов расчета гидравлических сопротивлений двухфазных потоков;

реакторов: идеального вытеснения и идеального смешения, равновесных, стехиометрических, причем реакции могут протекать в трубе, в произвольной емкости, на тарелке ректификационной колонны.

С помощью большого набора встроенных утилит возможен расчет:

условий гидратообразования и его ингибирования, образования твердой углекислоты;

точки росы по воде и углеводородам;

товарных свойств нефтепродуктов;

размеров емкостей и трубопроводов;

нестационарного процесса сброса давления из емкости или системы емкостей в аварийном режиме.

4.3.5 Построение технологических схем из отдельных элементов Система HYSYS имеет графический интерфейс, позволяющий формировать схемы непосредственно на экране компьютера, выбирая элементы из списка и соединяя их в определенном порядке. Этот интерфейс называется окном PFD (Process Flowsheet Diagram — технологическая схема процесса).

4.3.6 Расчет технологических схем Любая задача моделирования эквивалентна задаче решения большой системы нелинейных уравнений. Эта система включает расчет необходимых термодинамических свойств, расходов и составов для всех потоков с применением выбранных моделей расчета свойств и процессов. В принципе, возможно решение всех этих уравнений одновременно, но в моделирующих системах обычно используется другой подход: каждый элемент схемы решается с применением наиболее эффективных алгоритмов, разработанных для каждого случая.

При расчете системы взаимосвязанных аппаратов в HYSYS последовательность расчета элементов определяется автоматически (или может быть задана пользователем). При наличии рециклов создается итерационная схема, в которой рецикловые потоки разрываются, и создается последовательность сходящихся оценочных значений. Эти значения получаются замещением величин, рассчитанных при предыдущем расчете схемы (Метод Простого Замещения) или путем применения специальных методов ускорения расчета рециклов — Вегштейна (Wegstein) и Бройдена (Broyden).

Ключевые особенности HYSYS:

удобный графический интерфейс (PFD — Process Flowsheet Diagram);

точные термодинамические модели (наличие 20 различных методов расчета термодинамических и физических свойств; более 2000 библиотечных компонентов и 16 000 пар бинарных коэффициентов);

открытая архитектура (возможность создавать пользовательские термодинамические и кинетические модели, а также модели единиц оборудования с помощью встроенного языка программирования (аналога Visual Basic));

обширная библиотека модульных операций (статические и динамические модели ректификационных колонн, реакторов, теплообменников, циклонов);

детальный проектный и поверочный расчет теплообменников: импорт моделей из TASC+ (программа для детального конструкционного расчета кожухотрубчатых теплообменников), ACOL+ (детальный расчет воздушных холодильников), MUSE (расчет пластинчато-ребристых теплообменников);

наличие экономической оценки решения;

передача данных в конструкторскую программу (например, в AutoCAD).

С помощью набора встроенных утилит возможен расчет:

условий гидратообразования и его ингибирования, образования твердой углекислоты;

точки росы по воде и углеводородам;

кривых разгонок (ИТК, ГОСТ, вакуумная разгонка и т. д.);

товарных свойств нефтепродуктов;

размеров емкостей;

нестационарного процесса сброса давления из емкости или системы емкостей в аварийном режиме.

С использованием HYSYS можно проводить расчеты:

ректификационных колонн произвольной конфигурации, включая колонны с расслаивающимися на тарелках жидкостями и с химическими реакциями на тарелках; нефтяных колонн, гидравлического режима ректификационных колонн с ситчатыми, клапанными и колпачковыми тарелками, и насадочных колонн;

теплообменных аппаратов различных типов: нагревателей, холодильников, рибойлеров с паровым пространством, конденсаторов, воздушных холодильников;

трубопроводов различных конфигураций (горизонтальных и вертикальных) с использованием методов расчета гидравлических сопротивлений двухфазных потоков;

реакторов идеального вытеснения и идеального смешения, равновесных (реакции могут протекать в трубе, в произвольной емкости, на тарелке ректификационной колонны).

Экономический эффект от использования программы HYSYS достигается за счет следующих факторов:

Оптимизация проектирования? возможность в сжатые сроки оценить рентабельность, безопасность и надежность установки;

Мониторинг состояния оборудования — уверенность в том, что оборудование работает в оптимальном режиме;

Уменьшение затрат на реализацию проекта — возможность свести к минимуму количество ошибок и сделать проект менее трудоемким.

4.3.6.7 Анализ старой и подборка новой оптимальной схемы теплообмена в программном пакете HYSYS

Рис. 9. Начальная схема теплообмена При анализе старой схемы теплообмена были выявлены два существенных недостатка: неэкономичность и сильное экологическое загрязнение. Поэтому мной были предложены некоторые варианты модернизации узла, а затем выбрана самая подходящая, из предложенных, схема по нагреву газосырьевой смеси.

Рис. 10. Схема модернизации за счет замены одного теплообменника на два меньших размеров Данная модернизация хоть и является экономически выгодной, но два новых теплообменника не обеспечивают нужного температурного режима процесса, т. е. внедрение двух теплообменников меньшего размера является неоправданным.

Рис. 11. Схема модернизации, где все теплообменники заменены одним, большим по площади (4 хода).

Данная схема модернизации экономически невыгодна, также конструкция теплообменника является весьма громоздкой, тяжелой в монтаже и трудной в обслуживании.

Рис. 12. Оптимальная схема теплообмена В данной схеме один теплообменник заменен на более продуктивный двухходовой. Данный проект является экономически выгодным, но главным плюсом является его экологичность. За счет подогрева газосырьевого продукта до 400 градусов мы можем исключить из схемы печь (на время пока наш катализатор новый), а затем включать ее только при необходимости, основной нагрев будет происходить новым теплообменником.

5. ТЕПЛОВОЙ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННИКА Т-5

5.1 Температурный режим аппарата

tб = t1вых — t2вх = 340 — 300 = 40 С. [1]

tм = t1вх — t2вых= 400 -380 = 20 С. [2]

Если tб/tм меньше или равно 2, то, с ошибкой, не превышающей 4% средний температурный напор модет быть вычислен:

tср = (Дtб — Дtм)/2= (40 — 20)/2 = 10 єС [3]

5.2 Тепловая нагрузка аппарата

Q = 1,05G1c (t2вых — t2вх), [5]

где с = 1,67 кДж/(кгK) — теплоемкость сырья [10],

G1 =70 м3 /ч = 70*555=38 850 кг/ч=10,8 кг/с — массовый расход газосырьевой смесь, кг/ м3 при температуре 3800С

1,05 — коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Q = 1,0510,81,67(380−300) = 1500 кВт. [6]

Расход газопродуктовой смеси:

G2 = 10 кг/с, [8]

5.3 Ориентировочный выбор теплообменника

Принимаем ориентировочное значение критерия Рейнольдса Reор = 15 000, соответствующее развитому турбулентному режиму движения жидкости, при котором обеспечиваются наилучшие условия теплообмена.

Число труб приходящееся на один ход теплообменника:

n/z = G1/0,785Reорdвнм2, [9]

где dвн — внутренний диаметр трубок, м2 = 0,1•10−3 Па•с — вязкость сырья при 400 єС [1. с.142].

для труб 25Ч2 dвн = 0,021 м

n/z = 10,7/0,785•15 000•0,021•0,1•10−3 =443. [10]

Принимаем также ориентировочное значение коэффициента теплопередачи Кор = 300 Вт/м2•К [1 c. 172], тогда ориентировочная поверхность теплообмена:

Fор = Q/Kор Дtср = 1500•103/300•10 =500 м2. [11]

Выбираем по ГОСТу теплообменник с близкой (большей) поверхностью теплообмена. F=507 м2 с диаметром кожуха 1000 мм и 718 трубками 25Ч2 .

5.4 Коэффициент теплоотдачи от стенки к раствору

где 1 = 0,15 Вт/мК — теплопроводность сырья [2. Приложение Б],

Nu2 — критерий Нуссельта.

Фактическое значение критерия Рейнольдса:

Re1 = G1/[0,785dвн (n/z)2 ]= [12]

= 10,7/[0,7850,021*(718/2)*0,110−3 ]= 18 135

Режим движения турбулентный в этом случае критерий Нуссельта:

Nu2 = 0,021Re10,8Pr10,42(Pr1/Prст1)0,25, [13]

где Рr1 = - критерий Прандтля для сырья при 350 С [1c.564].

Принимаем в первом приближении отношение (Pr1/Prст1)0,25 = 1, тогда

Nu = 0,21 181 350,810,630,43 = 148 [14]

2 = Nu11/dвн,= 1480, 15/0,021 = 1056,3 Вт/м2К. [15]

5.5 Коэффициент теплоотдачи от сырья к стенке

[16]

где = 555 кг/м3 — плотность при 380 град, посчитано при помощи коэффициента пересчета (0,0075) плотности ДТ для разных температур.

1 = 0,110−3 Пас — динамическая вязкость, [1. с.142]

= 0,15 Вт/(мК) — теплопроводность [ 2. Приложение Б]

Физико-химические свойства сырья взяты при температуре 400 С.

1 = 3,780,49 [55 520,025442/(0,110−310)]1/3 = 2786 Вт/(мК). [17]

5.6 Тепловое сопротивление стенки

[18]

где ст = 0,002 м — толщина стенки трубки;

ст = 49 Вт/мК — теплопроводность стали 12МХ [1 c.529];

r1 = r2 = 1/2900 мК/Вт — тепловое сопротивление загрязнений стенок [1 c.531];

(/) = 0,002/49 + 1/2900 + 1/2900 = 7,210−4 мК/Вт. [19]

5.7 Коэффициент теплопередачи

K = 1/(1/1+(/)+½) =

1/(1/1056,3+7,210−4+1/2786) = 500 Вт/м2К. [20]

5.8 Температуры стенок

tст2 = tср2 + Кtср/2 = 330 + 50 010/1056,3 =334,7С. [21]

Уточняем коэффициенты теплоотдачи.

Критерий Прандтля для раствора при tст2 =172 Prст2 = 10,57 [10]

2ут = 2(Pr2/Prст2)0,25 = 1056,3(10,63/10,57)0,25 = 1057,7 Вт/м2К. [22]

Уточняем коэффициент теплопередачи:

K = 1/(1/2786+7,210−4+1/1057,7) = 495 Вт/м2К. [23]

Температура стенки:

tст2 = 330 + 49 510/1057,7=334,67С. [24]

Полученные значения близки к ранее принятым и дальнейших уточнений не требуется.

5.9 Поверхность теплообмена

F = Q/Ktср = 1 500 103/49510 = 303 м² [25]

Выбираем теплообменник с ближайшей большей поверхность теплообмена: 800 диаметр кожуха 2х ходовой теплообменник кол-во трубок 442 25Ч2 с длиной труб 9 м, у которого поверхность теплообмена 312,0 м².

6. КОНСТРУКТИВНЫЙ РАСЧЕТ

При данном расчете основными документами, с которыми ведется работа это ГОСТы под номерами:

— ГОСТ Р 52 857.2−2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ

— ГОСТ Р 52 857.3−2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Укрепление отверстий в обечайках и днищах при внутреннем и внешнем давлении. Расчет на прочность обечаек и днищ при внешних статических нагрузках на штуцер

— ГОСТ Р 52 857.4−2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность и герметичность фланцевых соединений

— ГОСТ Р 52 857.5−2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок

— ГОСТ Р 52 857.7−2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Теплообменные аппараты.

— ГОСТ Р 53 677−2009 Нефтяная и газовая промышленность. Кожухотрубчатые теплообменники. Технические требования.

6.1 Кожух теплообменника

Рис. 13 Кожух

Исходные данные:

Таблица 6.1.

Таблица 6.2.

Выбор минимального диаметра по ГОСТу

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов: = 1

Окружной шов: = 1

Расчёт на прочность по ГОСТ 14 249–89

Допускаемое давление:

=2 * 103 * 1 * (16 — 3,8) / (800 + 16 — 3,8) =3,094 МПа [26]

3,094 МПа > 2 МПа Заключение: Условие прочности выполнено Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

= (2 * 800)/(2 * 103 * 1 — 2) + 3,8 =11,7 мм sр=7,84 мм [27]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

[28]

Минимальное расстояние между «одиночными» штуцерами:

= 2 * (800 * (16 — 3,8))½ = 197,58 мм [29]

6.2 Обечайка цилиндрическая

Рис. 14 Обечайка

Исходные данные:

Таблица 6.3.

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов:

= 1

Окружной шов:

= 1

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14 249–89

Гладкая обечайка, нагруженная внутренним избыточным давлением (п. 2.3.1.).

Допускаемое давление:

= мм[30]

2,59 МПа > 2 МПа

Заключение

: Условие прочности выполнено

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

= (2 * 800)/(2 * 103 * 1 — 2) + 3,8 =11,7 мм [31]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

[32]

Минимальное расстояние между «одиночными» штуцерами:

6.3 Днище эллиптическое № 1

Толщины обечаек, днищ, опор с учетом прибавки для компенсации коррозии должны быть не менее: (D/1000+2,5) мм — из углеродистых и низколегированных сталей, где D — внутренний диаметр обечайки, днища, опоры, мм; (ГОСТ Р 53 677−2009)

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14 249–89

Рис. 15 Днище эллиптическое Исходные данные Таблица 6.4.

Радиус кривизны в вершине днища:

Н = 0,25 D

= 8002 / (4 * 200) = 800 мм [33]

Коэффициент прочности сварного шва:

= 1

Расчёт в рабочих условиях Условия нагружения:

Результаты расчёта:

Допускаемые напряжения:

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости для материала ОХ18Н10Т при температуре 400 oC:

E= 1,78•105 МПа

Днища, нагруженные внутренним избыточным давлением (п. 3.3.1.).

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

=(2 * 800)/(2 * 103 * 1 — 0.5 * 2) + 3,8 = 11,6 мм [34]

Допускаемое давление:

=МПа [35]

2,609 МПа > 2 МПа

Заключение

: Условие прочности выполнено

6.4 Днище эллиптическое № 2

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14 249–89

Рис. 16 Днище эллиптическое.

Исходные данные Таблица 6.5.

Радиус кривизны в вершине днища:

= 10 002 / (4 * 200) = 1250 мм [36]

Коэффициент прочности сварного шва:

= 1

Расчёт в рабочих условиях Условия нагружения:

Результаты расчёта:

Допускаемые напряжения:

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости для материала ОХ18Н10Т при температуре 400 oC:

E= 1,78•105 МПа

Днища, нагруженные внутренним избыточным давлением (п. 3.3.1.).

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

=(2 * 1000)/(2 * 103 * 1 — 0.5 * 2) + 3,8 = 13,56 мм [37]

Допускаемое давление:

= 2,49 МПа [38]

2,49 МПа > 2 МПа

Заключение

: Условие прочности выполнено

6.5 Опоры аппарата

Максимальная масса аппарата:

Gmax = Ga+Gв = 7400 +2138 = 9538 кг = 10 кН, [39]

где Ga = 7400 кг — масса аппарата [2 c.56]

Gд -. Масса дизельного топлива в аппарате

Gд= 2138 кг. [40]

Принимаем, что аппарат установлен на двух седловых опорах, тогда нагрузка приходящаяся на одну опору:

Gоп = 10/2 = 5 кН [41]

По Тимонину выбираем опору с допускаемой нагрузкой 80 кН (одна опора подвижная для компенсации расширения кожуха).

Рис. 17 Опора аппарата

Исходные данные Таблица 6.6.

Так же по Тимонину выбираем строповые устройства. Это ушки в исполнении с нагрузкой на одно строповое устройство 0,08 МН.

Рис. 18 Ушки.

Рис. 19 Таблица строповых устройств.

6.6 Штуцер

Расчёт прочности узла врезки штуцера Исходные данные Таблица 6.7.

Рис. 20. Штуцер

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов штуцера:

фl = 1

Шов обечайки в зоне врезки штуцера:

ф = 1

Расчётный диаметр цилиндрической обечайки:

= 800 мм Расчёт в рабочих условиях

Условия нагружения:

Свойства материала элемента, несущего штуцер

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости при температуре 400 oC:

E = 1,78•105 МПа

Свойства материала штуцера

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]1= 103 МПа

Модуль продольной упругости при температуре 400oC:

E1 = 1,78•105 МПа

Расчётная толщина стенки штуцера:

=2 * (250 + 2 * 2) / (2 * 103 * 1 — 2)= 2,49 мм [42]

Допускаемое давление:

= МПа [43]

13,6 МПа > 3 МПа

Заключение

: Условие прочности и устойчивости выполнено

Расчёт укрепления отверстия по ГОСТ 24 755–89

Расчётная толщина стенки несущего элемента:

sp = 7,84 мм

Условный расчётный диаметр отверстия:

=250 = 250 мм [44]

Расчётный диаметр отверстия (ось штуцера совпадает с нормалью к поверхности в центре отверстия):

=250 + 2 * 2 = 254 мм (т.к. агрессивная среда с двух сторон) [45]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

= [46]

Расчетная длина внешней части штуцера:

= min{ 80; 1.25 * ((250 + 2 * 2) * (20 — 2))½}=80мм [47]

Отношения допускаемых напряжений (п. 2.6)

Для внешней части штуцера:

=min{1.0, 103 / 103} = 1 [48]

Ширина зоны укрепления:

= (800 * (14 — 3,8))½= 90,3 мм [49]

Расчетная ширина зоны укрепления:

lр=90,3 мм

Расчетный диаметр:

= 0.4 * (800 * (14 — 3,8))½= 36,1 мм [50]

[51]

= min{1; [1 + (80 * (20 — 2) * 1 + 0 * 0 * 0 + 0 * (0 — 2 — 0) * 1) / (90,3 * (14 — 3,8))] / [1 + 0.5 * (254 — 36,1) / 90,3+ 1 * (250 + 2*2) / 800 * 1 / 1 * 80 / 90,33 272] = 1,30 459}=1

=2 * 1 * (14 — 3,8) * 1 * 103 * 1 / [800 + (14 — 3,8) * 1]= 2,59 МПа [54]

Отверстие считается одиночным, если ближайшее к нему отверстие не оказывает на него влияния, т. е. расстояние между наружными поверхностями соответствующих штуцеров удовлетворяет условию:

= (800 * (14 — 3,8))½ + (800 * (14 — 3,8))½ = 180,6 мм [52]

Условие выполнено, дальнейших расчётов укреплений не требуется.

Допускаемое давление [p] = 2,59 МПа > 2 МПа

Заключение

: Условие прочности и устойчивости выполнено

Заключение

: Условие прочности выполнено

6.7 Фланцевое соединение

Выбран по РД 26−15−88

Рис. 21. Фланцевое соединение Исходные данные Таблица 6.8.

Фланец камеры:

Болты:

Прокладка:

6.8 Трубная решетка

Исходные данные Решетка:

Таблица 6.9.

Расчёт в рабочих условиях по ГОСТ Р 52 857.7−2007

Условия нагружения:

Результаты расчёта:

Прочность трубной решетки

Расчетное давление (принимается равным максимально возможному перепаду давлений, действующих на решетку):

= max2; =2МПа [53]

Расчетная толщина трубной решетки в беструбной зоне:

= 0.5 * 36,41 201 * (2 / 103)½ =2,53 мм [54]

Условие прочности:

100 мм > 2,53 + 2 = 4,53 мм. Условие прочности выполнено

Для решеток с трубами, закреплёнными на всю толщину решетки:

Расчетная толщина трубной решетки в зоне перфорации:

= 850 / 4.2 * (2 (0,515 625 * 103))½ =44,47 мм [55]

Условие прочности:

100 мм > 44,47 + 2 = 46,47 мм. Условие прочности выполнено

Расчетная толщина трубной решетки из условия прочности в сечении канавки:

[56]

=44,47 * max{[1 — (25,5/40 * (55,42 563/32 — 1))½; 0,5 156 251/2}=31,8 мм

Условие прочности:

40 мм > 31,8+ 2 = 33,8 мм. Условие прочности выполнено

Расчетная толщина решетки в месте уплотнения под кольцевую прокладку:

[57]

=max{0.71 * (2/ 103 * 850 * (850 — 750))½; 0.5 * 850 *2/ 103}=28,8 мм

Условие прочности:

90 мм > 28,8 + 2 = 30,8 мм. Условие прочности выполнено

7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

7.1 Скорость раствора в трубах

wтр = G2z/(0,785dвн2n2) = 10*2/(0,785*0,025*442*555)=0,16 м/с

7.2 Коэффициент трения

[58]

где е = /dвн = 0,2/25 = 0,008 — относительная шероховатость,

= 0,2 мм — абсолютная шероховатость.

= 0,25*{lg[0.008/3.7+(6.81/18 135)^0.9]}^2 = 0,6

7.3 Скорость раствора штуцерах

wшт =4G2/(0,785dшт22) = 10/(3,140,8555) = 0,19с [59]

7.4 Гидравлическое сопротивление трубного пространства

[60]

= 0,6((9*2/0,025*0,025*555/2)+6(0,025*555/2+3*0,036*555/2)=

=3218 Па

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Установка гидроочистки дизельных топлив Л-24−7 предназначена для удаления органических сернистых, азотистых, и кислородсодержащих соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации, а также деструктивной депарафинизации гидроочищенного дизтоплива.

Проектная производительность 1200 тыс. т/г (8000 часов работы в год) Ввод установки в эксплуатацию — март 1967 г.

Проект установки разработан институтом «Ленгипронефтегаз» (номер проекта I-0−410−9, 1954 г.)

Проект реконструкции установки по вводу блока деструктивной депарафинизации гидроочищенного дизтоплива разработан проектно-конструкторским бюро (ПКБ) ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» в 2011 году Производительность по сырью после реконструкции:

— по реакторному блоку гидроочистки дизельного топлива 600 тыс. т/г (8000 часов работы в год)

— по реакторному блоку депарафинизации гидроочищенного дизельного топлива 405 тыс. т/г.

Технологическая схема установки однопоточная (после реконструкции 2011 г.)

8.1 Расчет материальных затрат

Таблица 8.1.

Расчет капитальных затрат на оборудование

Таблица 8.2.

Расчет эксплуатационных затрат

Стоимость всех капитальных затрат составляет 6 424 000 руб.

За счет замены теплообменника на более продуктивный мы сэкономим на количестве сжигаемого мазута в печи (тк. новый теплообменник будет эффективнее нагревать газосырьевую смесь до ее попадания в печь).

Таблица 8.3.

Расчет капитальных затрат на новый теплообменник

Таблица 8.4.

Расчет эксплуатационных затрат для нового оборудования

8.2 Расчет показателей оценки инвестиционного проекта

Таблица 8.5.

Расчетные формулы показателей оценки инвестиционного проекта

Экономия =(Эксплуатационные затраты1- Эксплуатационные затраты2)*0,2

Или так Дисконт =1/(1+q), где q — норма дисконта ВНД = 455% (посчитано при помощи специальной функции для денежных потоков в Excel)

= 5,95:32= 0,2= 70 дней Срока окупаемости можно также определить по графической зависимости накопленного дисконтированного денежного потока за определенный период времени.

Рис. 22. Графическое определение срока окупаемости Вывод: Исходя из наших расчетов, а также из графического материала, видно, что проект является экономически выгодным и окупится через 70 дней.

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ Л-24/7.

9.1 Анализ вредных и опасных факторов производства

Опасности применяемого оборудования и трубопроводов обусловлены спецификой производства: пожаро-взрывоопасностью используемого сырья и получаемых продуктов; высокие энергетические параметры (температура, давление) рабочей среды; значительное количество нефтепродуктов, обращающихся в технологической системе.

Установка Л-24−7 — гидроочистки дизельных топлив является взрывопожароопасным производством. Процесс проводится при повышенных температурах (300…425оС) и давлении до 5,88 МПа (60 кгс/см2).

Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются пары дизельных фракций, бензин-отгона, водородсодержащий газ, углеводородные газы, которые при взаимодействии с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии открытого огня или искры. Жидкие продукты, получаемые на установке, являются горючими жидкостями, имеют низкую температуру вспышки, водородсодержащий газ имеет широкий объемный диапазон предела взрываемости в смеси с воздухом (4,09ч80) %.

К факторам, повышающим опасность производства, относятся:

— несоблюдение норм технологического режима, предусмотренных Регламентом;

— несоблюдение установленной последовательности операций по пуску и останову установки, отдельных видов оборудования;

— несоблюдение обслуживающим или ремонтным персоналом правил безопасного проведения подготовительных, ремонтных и других видов (огневых, земляных и т. д.) работ;

— разгерметизация оборудования установки (вследствие несоблюдения вышеуказанных факторов, а также процессов коррозии и износа металла оборудования), приводящая к образованию газо-взрывоопасных сред, с возможным последующим загоранием;

— отказ работы приборов КИП и А, системы ПАЗ, системы автоматического управления процессом;

— прекращение подачи на установку: электроэнергии, пара, воздуха КИП, оборотной воды и т. д.

Наиболее опасные места на установке:

— места отбора проб для лабораторных анализов;

— сырьевая, бензиновая и горячая насосные;

— печи П-1, П-2, П-3, П-4;

— помещение компрессорной;

— заглубленная дренажная емкость Е-20;

— все колодцы промканализации и приямки, где возможны скопления углеводородных газов

9.2 Основные требования по пожарной безопасности

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов возлагается на руководителя объекта или лицо, исполняющее его обязанности, назначаемое приказом руководителя предприятия.

На объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны.

Правила применения на территории объекта открытого огня, проезда транспорта, допустимость курения устанавливаются «Инструкцией по пожарной безопасности в ОАО Газпромнефть — ОНПЗ» /общие правила/ (V-2) и «Инструкцией по охране труда и безопасному проведению огневых работ в ОАО Газпромнефть — ОНПЗ» (IV-ПБ-114).

Для привлечения работников к работе по предупреждению и правильным действиям в случае возникновения пожаров борьбе на объектах могут создаваться добровольные пожарные дружины.

9.2.1 Требования пожарной безопасности к электроустановкам и вентиляции Электроустановки должны монтироваться и эксплуатироваться в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителями (ПТЭЭП), Правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок и другими нормативными документами.

Электродвигатели, аппараты управления, пускорегулирующая, контрольно-измерительная и защитная аппаратура, вспомогательное оборудование и проводки должны иметь исполнение и степень защиты, соответствующие классу зоны по ПУЭ. А также иметь аппараты защиты от токов короткого замыкания и перегрузок.

При эксплуатации электроустановок запрещается:

— использовать электроаппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям (инструкциям) предприятий-изготовителей, или имеющие неисправности, могущие привести к пожару, а также эксплуатировать провода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

— пользоваться поврежденными розетками, рубильниками, другими электроустановочными изделиями;

— обертывать электролампы и светильники бумагой, тканью и другими горючими материалами, а также эксплуатировать их со снятыми колпаками (рассеивателями);

— пользоваться электроплитками, электрочайниками и другими электронагревательными приборами без подставок из негорючих материалов;

— оставлять без присмотра включенные в сеть электронагревательные приборы.

Переносные электрические светильники должны быть выполнены с применением гибких электропроводок, оборудованы стеклянными колпаками, а также защищены предохранительными сетками и снабжены крючками для подвески. Напряжение питания переносных электросветильников должно быть12 В.

При эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха запрещается:

— оставлять двери вентиляционных камер открытыми;

— закрывать вытяжные каналы, отверстия и решетки;

— выжигать скопившиеся в воздуховодах жировые отложения, пыль и другие горючие вещества.

Вентиляционные камеры, фильтры, воздуховоды должны очищаться от горючих пылей и отходов производства в сроки, определенные приказом по предприятию.

Фильтры для очистки воздуха, удаляемого от обеспыливающих устройств машин и агрегатов, должны устанавливаться в изолированных помещениях.

9.2.2 Средства (системы) пожаротушения на установке Системы противопожарной защиты

На установке предусмотрены следующие системы:

система противопожарного водопровода с подключением лафетных стволов, расположенных в следующих местах:

а) напротив бензиновой насосной, б) на эстакаде между С-201 и Х-2- радиус действия каждого ствола 30 м;

колонные аппараты К-1, К-2, К-3, К-4, К-5, К-6 оснащены водяными сухотрубами с подачей воды от противопожарного водопровода;

пожарные гидранты (ПГ), расположенные по периметру установки;

система паротушения в горячей насосной, подача пара в насосную осуществляется штурвалом задвижки, вынесенным на внешнюю сторону стены;

паровая завеса печей П-1, П-2, П-3, П-4 которая представляет собой закольцованный трубопровод диметром 125 мм, через каждые 300 мм имеются отверстия диаметром 5 мм;

подача пара в камеры сгорания печей П-1, П-2, П-3, П-4 в случае прогара змеевиков.

Установка оснащена первичными средствами пожаротушения:

система паровых стояков, с возможностью подключения гибких паровых шлангов;

система водяных стояков, с возможностью подключения гибких водяных шлангов;

порошковые огнетушители типа ОП-8, углекислотные — ОУ-5, ОУ-10 ящики с песком, лопаты, носилки, войлок — в количестве, предусмотренном «Правилами пожарной безопасности в РФ» ППБ-01−93.

9.2.3 Обеспечение безопасности людей при пожаре Безопасность людей на случай пожара обеспечивается:

конструктивно-планировочным решением производственных помещений и оборудования объекта, гарантирующим возможность осуществления быстрой эвакуации людей;

наличием в помещениях компрессорной, насосных, здании операторной нескольких (минимум двух) выходов, согласно проекту;

постоянным содержанием в исправном состоянии специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае пожара или аварийной ситуации (систем оповещения, аварийного освещения);

ознакомлением всех работающих с основными требованиями пожарной безопасности на ежегодных занятиях по программе пожарно-технического минимума;

приобретением навыков действий при возникновении аварийных ситуаций путем проведения тренировочных занятий по «Плану локализации аварийных ситуаций»;

установлением со стороны администрации систематического контроля за соблюдением мер предосторожности при ремонтных работах, эксплуатации оборудования, электроприборов.

Расположение средств пожарной сигнализации, пути эвакуации персонала из опасной зоны обозначены на плане расположения аппаратуры и оборудования объекта.

9.3 Анализ вредных и опасных факторов производства

Основные опасные и вредные производственные факторы:

· Наличие на объекте большого количества дизельного топлива под давлением и высокой температуре, при реакции с воздухом взрывоопасная смесь.

· Присутствие на установке ВСГ (водородсодержащий газ) под высоким давлением, что создает опасность при прорыве трубы.

· Процесс гидроочистки ведется при высоких температурах до 425 С

· Рабочее давление установки около 4 Мпа

· Возможность образования зарядов статического электричества при движении азов и жидкостей по аппаратам и трубопроводам создает опасность взрыва или загорания

· При обслуживающих работах может произойти падение с большой высоты (высота реактора 10м)

· Возможность травмирования работников при использовании неисправного инструмента

· Наличие постоянного теплового излучения от реакторов и теплообменников

· Наличие шумов и вибрации в насосном помещении

9.3.1 Взрывоопасность и пожароопасность на установке Л-24/7

Таблица 9.1

Классификация по взрывоопасности технологических блоков

Таблица 9.2

Взрывопожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений, наружных установок

9.4 Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства

9.4.1 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями и продуктами Образование пирофорных соединений связано с воздействием на железо и его окислы:

в газовой и паровой фазе (над поверхностью нефтепродукта) — сероводорода, содержащегося в газах и парах нефтепродуктов;

в жидкой фазе (под поверхностью нефтепродукта) элементарной серы и растворенного сероводорода.

Внешне пирофорные соединения, состоящие из сульфидов железа, смолистых веществ, продуктов органического происхождения, механических примесей, представляют собой черный осадок, похожий на сажу, покрывающей внутренние стенки трубопроводов и технологического оборудования.

Пирофорные соединения, под воздействием атмосферного кислорода, способны к сильному разогреву и могут быть источником взрыва и пожара.

Взрывы и пожары, возникающие в результате самовозгорания пирофорных соединений, чаще всего возникают при опорожнении и вскрытии технологического оборудования с нефтепродуктами.

До тех пор пока пирофорные отложения покрыты жидкостью или соприкасаются с парами и газами, не содержащими кислород, они не окисляются. После высыхания пирофоров и при контакте их с кислородом воздуха начинается быстрое окисление и самовозгорание.

Активность пирофорных соединений возрастает с повышением температуры окружающей среды, хотя самовозгорание возможно при любой, даже низкой температуре (имеются факты самовозгорания при температуре минус 20 оС). Аппараты и трубопроводы после вывода оборудования из работы и их освобождения от продуктов должны быть пропарены водяным паром. При вскрытии аппарата должен быть вскрыт нижний штуцер или люк и взята проба для анализа на содержание в ней опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 10% от нижнего концентрационного предела воспламенения). Очистку внутренних стенок аппаратов и емкостей от пирофоров проводят при одновременном увлажнении водой, с применением инструментов, исключающих искрообразование. Пирофорные соединения, извлеченные из аппаратов и емкостей, удаляют с территории установки, следя за тем, чтобы при перевозке они были достаточно увлажнены.

При консервации технологической установки или части оборудования, все сосуды и аппараты должны быть подвергнуты очистке от пирофорных соединений. Все трубопроводы, сосуды и аппараты необходимо поставить под избыточное давление азотом до 3 кгс/см2 (при этом необходимо учитывать, чтобы давление азота не превышало разрешенного давления трубопроводов, сосудов, аппаратов).

9.4.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов на установке при разливах и авариях Разливы вязких нефтепродуктов (мазут) удаляются путем смешивания продукта с песком, затаривания смеси в емкости (бочки) и вывоза с территории.

Разливы светлых нефтепродуктов смываются водой, подаваемой по шлангу к месту разлива, в промливневую канализацию предприятия.

9.5 Коллективные и индивидуальные средства защиты работающих

9.5.1 Коллективные средства защиты работающих В соответствии с ГОСТ 12.4.011−75 «Средства защиты работающих» установка оснащена следующими защитными системами и мероприятиями:

а) для обеспечения санитарных норм воздушной среды в производственных помещениях по проекту выполнена система кондиционирования и вентиляции, эксплуатация которой осуществляется согласно «Правил приемки, испытания и эксплуатации вентиляционных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий»;

б) в открытых насосных установки предусмотрен обогрев полов для исключения образования обледенений в зимний период года;

в) система электрического освещения производственных помещений, рабочих мест, площадок обслуживания предназначена для нормализации освещения в темное время суток;

г) изоляция наружных поверхностей трубопроводов, аппаратов выполняется с целью уменьшения тепловых потерь в окружающую среду, а также для обеспечения нормальных температурных условий в помещениях и при температуре поверхности 60 оС и выше, с целью защиты работающих от ожогов. В случаях, когда теплоизоляцию осуществить невозможно (наружная поверхность печей) — горячая поверхность ограждается в местах проходов и площадок обслуживания;

д) контур заземления — защиты от действия электрического тока и статического электричества;

е) ограждение площадок обслуживания, расположенных на высоте маршевых лестниц, переходов, выполнение ступенек и площадок из просечно-вытяжного листа, ограждение движущихся и вращающихся частей механизмов, удобный доступ к оборудованию, при его обслуживании, позволяет обеспечить безопасные условия труда;

ж) система дистанционного управления (отключение эл. двигателей, включение отсекающих устройств, перекрывающих технологические потоки, подачу топлива к печам, включение средств пожаротушения) защищает работающих от действия опасных факторов при аварийных ситуациях;

з) для защиты персонала от производственного шума выполнены следующие мероприятия:

— технологические печи оснащены кессонами звукоизоляции, понижающие шум, сопровождающий процесс горения топлива в печи;

— аппараты воздушного охлаждения имеют вентиляторы с пониженной скоростью вращения.

Для обеспечения противопожарной защиты установки предусмотрены следующие средства:

а) Колонные аппараты оснащены водяными оросительными системами с подачей противопожарной воды высокого давления.

б) Для защиты оборудования от перегрева в случае пожара на установке имеются пожарные лафеты.

в) Открытая насосная оборудована системой пенотушения.

г) Для предотвращения проникновения к печам газового облака предусмотрена система создания паровой завесы печей д) Для ликвидации загорания, в результате прогара змеевика печи, предусмотрена система подачи пара в камеру сгорания печей.

е) Для ликвидации местных очагов пожара на установке имеется стационарная система паротушения, состоящая из паропроводов, паровых стояков с отводами для присоединения паровых шлангов для подачи пара к местам возможных загораний.

ж) Кроме вышеуказанных средств, установка оснащена первичными средствами пожаротушения в количестве, предусмотренном «Правилами пожарной безопасности в РФ» (ППБ-01−03).

9.5.2 Средства индивидуальной защиты работающих

Таблица 9.3

Средства индивидуальной защиты работающих

9.6 Безопасность ведения работ в условиях ЧС

9.6.1 Прекращение подачи оборотной воды При понижении давления оборотной воды I системы, поступающей на конденсаторы — холодильники, на охлаждение трущихся частей насосов, срабатывает сигнализация. При этом необходимо выполнить следующие операции по аварийной остановке установки:

— сообщить об аварии диспетчеру производства, администрации производства;

— остановить все насосы и закрыть приемные и выкидные задвижки;

— потушить печи П-1 (П-2), П-3 (П-4), закрыть топливный газ на установку;

— дать пар в камеру сгорания печей П-1 (П-2), П-3 (П-4);

— закрыть задвижки подачи сырья на щит смешения, закрыть перетоки:

из С-3 (С-4) в Т-9 (Т-13);

из С-101 (С-201) в Т-9 Т-13);

из К-3 (К-4), в К-7;

— закрыть подачу пара в Т-20;

— при повышении температуры на приеме компрессоров: ПК-1, ПК-2, ПК-3, остановить компрессоры;

— закрыть все задвижки на линиях откачки дизельного топлива и бензина на выходе с установки;

— сдренировать сепараторы и трубопроводы от остатков воды (в зимнее время).

При прекращении подачи охлаждающей воды II системы, поступающей в холодильники на охлаждение масла компрессоров: ПК-1, ПК-2, ПК-3, срабатывает сигнализация, а затем блокировка полной остановки компрессоров по давлению охлаждающей воды и температуре масла. Далее по схеме блокировок, от остановки компрессоров останавливаются сырьевые насосы Н-1, Н-2, Н-3. Затем выполняются операции по аварийной остановке установки, которые были изложены в разделе по прекращению подачи воды I системы.

9.6.2 Прекращение подачи электроэнергии Пуск насосов, компрессоров производить после включения в работу вентиляции.

При прекращении подачи электроэнергии на установку останавливаются все насосы, компрессоры и вентиляторы. При этом необходимо:

— поставить в известность диспетчера производства, администрацию производства;

— немедленно потушить печи П-1 (П-2), П-3 (П-4), подать пар в камеры сгорания;

— закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов и компрессоров;

— закрыть задвижки подачи сырья на щит смешения;

— закрыть пар в Т-20;

— закрыть задвижки на перетоках: из С-1 (С-2) в Т-9 (Т-13), из С-101 (С-201) в Т-9 (Т₁₃), из К-3 (К-4), в К-7;

— понизить давление в системе реакторного блока;

— закрыть задвижки на линиях выхода дизельного топлива на выходе с установки;

— сдренировать аппараты и трубопроводы от остатков воды (в зимнее время);

— после подачи электроэнергии убедиться, что в подстанциях и распредустройствах не образовалась взрывоопасная концентрация газов, включить вентиляцию.

9.6.3 Прекращение подачи воздуха КИП Прекращение или снижение подачи воздуха к контрольно-измерительным приборам приведет к нарушениям технологического режима. При этом необходимо:

— поставить в известность диспетчера производства, администрацию производства;

— остановить сырьевые насосы Н-1, Н-2, Н-3;

— закрыть приемные и выкидные задвижки на сырьевых насосах Н-1, Н-2, Н-3;

— потушить печи П-1 (П-2), П-3 (П-4), перекрыть топливный газ и жидкое топливо к печи, дать пар в камеры сгорания;

— закрыть «свежий» ВСГ на установку;

— остановить все насосы и закрыть на них приемные и выкидные задвижки;

— закрыть перетоки из С-1 (С-2) в Т-9 (Т-13), из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13), из К₃ (К-4) в К-7;

— закрыть пар в Т-20;

— перевести на байпас отдув газа с установки;

— избыточное давление на блоке стабилизации сбросить на факел;

— закрыть задвижки на линиях откачки дизельного топлива и бензина с установки.

При устойчивом поступлении воздуха КИП к приборам, пустить компрессоры: ПК-1, ПК-2, ПК-3, ПК-4 и наладить нормальный режим.

9.6.4 Прекращение подачи сырья на установку При прекращении подачи сырья резко повышается температура на выходе из печи П-1 (П-2) в реакторах, что может привести к прогару труб змеевиков печей, закоксованию катализатора в реакторах.

При уменьшении расхода сырья на установку до 40 м3/ч, срабатывает предупредительная сигнализация. При полном падении расхода сырья производится остановка установки. При этом необходимо:

— поставить в известность диспетчера производства и администрацию производства;

— остановить насосы Н-1, Н-2, Н-3, закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов;

— уменьшить подачу топлива в печь П-1 (П-2);

— перекрыть перетоки из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13);

— блок стабилизации перевести на горячую циркуляцию;

— закрыть задвижки на линии откачки дизельного топлива и бензина с установки;

— установку перевести на горячую циркуляцию водородсодержащим газом по реакторному блоку;

— блок очистки на циркуляции.

9.6.5 Прекращение подачи жидкого топлива на установку При прекращении подачи жидкого топлива к печам, шуровку форсунок перевести на газовое топливо. При снижении давления топливного газа на установку срабатывает сигнализация. При прекращении подачи газообразногоого топлива переходят на работу с жидким топливом. Производительность установки понижается, для сохранения заданных температур в соответствии с обеспеченностью топливом. При прекращении подачи жидкого и газообразного топлива нарушается температурный режим установки. При этом необходимо:

— сообщить диспечеру производства, администрации производства;

— закрыть все задвижки подачи топлива к форсункам печей;

— прекратить подачу сырья на щит смешения, дать пар в камеры сгорания печей;

— остановить сырьевые насосы Н-1. Н-2, Н-3, закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов;

— закрыть задвижки на перетоках из С-1 (С-2) в Т-9 (Т-13), из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13).

— блок стабилизации перевести на холодную циркуляцию;

— закрыть задвижки на линиях откачки дизельного топлива и бензина с установки;

— реакторный блок перевести на холодную циркуляцию водородсодержащим газом;

— блок очистки перевести на циркуляцию.

9.6.6 Нарушение в системе канализации и в оборотных системах водоснабжения При нарушении в системе канализации поднимается уровень в колодцах. При этом необходимо выполнить следующие операции:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— остановить вытяжную вентустановку в газовой компрессорной;

— при повышении уровня воды до электродвигателя ПК-1, ПК-2 (ПК-3, ПК-2), потушить печи П-1 (П-2), остановить сырьевые насосы, остановить аварийно ПК₁, ПК-2 (ПК-3, ПК-2), закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов, компрессоров;

— блок стабилизации, блок очистки перевести на горячую циркуляцию;

— дать пар в камеры сгорания П-1 (П-2);

— закрыть задвижки подачи сырья на щит смешения;

— закрыть переток из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13).

9.6.7 Ограничение или прекращение приема продуктов с установки При ограничении приема гидроочищенного дизельного топлива (депарафинизированного) повышается уровень колонн К-1 (К-2). При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— понизить загрузки по сырью до нормальной работы колонн К-1 (К-2).

При прекращении приема гидроочищенного дизельного топлива резко повышается уровень колонн К-1 (К-2). При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, диспетчеру товарного производства;

— остановить сырьевые насосы Н-1, Н-2, закрыть задвижки на приеме и выкиде Н₁, Н-2, Н-3, закрыть электрозадвижки на щит смешения;

— перевести установку на горячую циркуляцию.

После налаживания откачки гидроочищенного дизельного топлива установка выводится на режим.

При ограничении или прекращении приема сероводорода (кислого газа) с установки резко возрастает давление в К-7, С-9. При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— открыть сброс с С-9 на факел;

— по согласованию с диспетчером, в случае необходимости, приступить к остановке установки.

9.6.8 Нарушение санитарного режима, представляющие опасность для людей и окружающей среды При прекращении работы приточной вентиляции включить резервный вентилятор, принять меры к немедленному включению вентиляции. Работа без приточной вентиляции запрещается:

— при прекращении работы вытяжной вентиляции открыть двери для естественной вентиляции;

— сообщить руководству производства, принять меры к немедленному включению вентиляции;

— усилить контроль за работой оборудования, не допуская утечек нефтепродуктов.

9.6.9 Остановка циркуляционного компрессора ПК-1 (ПК-2, ПК-3)

При остановке компрессоров по блокировке останавливаются сырьевые насосы Н-1, Н-2, (Н-3). При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— потушить печь П-1 (П-2), дать пар в камеры сгорания;

— остановить насосы Н-1, Н-2, Н-3;

— закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов Н-1, Н-2;

— закрыть задвижки подачи сырья на щит смешения;

— перекрыть задвижки на перетоках из С-1 (С-2) в Т-9 (Т-13), из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13);

— перевести блок стабилизации на горячую циркуляцию;

9.6.10 Разрыв (прогар) трубы в печах П-1 (П-2), П-3 (П-4)

При разрыве, прогаре трубы в печи П-1 (П-2) необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— немедленно прекратить подачу топлива к форсункам печи;

— прекратить подачу сырья, остановить насосы Н-1 (Н-2, Н-3), закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов;

— дать пар в камеры сгорания;

— остановить циркуляционный компрессор ПК-1 (ПК-2, ПК-3);

— закрыть задвижки на линиях сырья и ВСГ на щит смешения.

— прекратить подачу свежего водородсодержащего газа (ВСГ) в систему реакторного блока, закрыть задвижку на линии свежего ВСГ на установку;

— понизить давление в системе реакторного блока сбросом ВСГ в линию топливного газа, а затем на факел;

— перекрыть перетоки: из С-1 (С-2) в Т-9 (Т-13), из С-101 (С-201) в Т-9 (Т-13), из К-3 (К-4) в Т-17;

— прекратить циркуляцию МЭА в К-3 (К-4);

— блок стабилизации перевести на циркуляцию;

— блок очистки остановить.

После ликвидации загорания продукта в камере печи систему реакторного блока продуть инертным газом по схеме:

щит смешения Т-1, Т-2, (Т-3, Т-4) П-1 (П-2) Р-1, Р-2 (Р-3, Р-4) Т-2, Т-1 (Т-4, Т-3) С-101 (С-201) ТВ-101 (ТВ-201) Х-14 (Х-15) Х-1 (Х-2) С-1 (С-2) К-3 (К-4) щит отдува на свечу Нефтепродукт из сепаратора С-1 (С-2) под давлением инертного газа дренируется по линии дренажа в Е-20.

При разрыве (прогаре) трубы печи П-3 (П-4) необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— немедленно прекратить подачу топлива к форсункам печи П-3 (П-4);

— остановить сырьевые насосы Н-1, Н-2, Н-3, закрыть задвижки на выкиде и приеме Н₁, Н-2, Н-3;

— дать пар в камеру сгорания;

— закрыть клапан поз. FV 71−1 (FV 71−2), расположенный на линии подачи теплоносителя с выкида насоса Н-4 (Н-5) в змеевик печи П-3 (П-4);

— дать пар в змеевик печи П-3 (П-4), выдавить нефтепродукт в колонну К-1 (К-2), закрыть задвижки на входе теплоносителя в К-1 (К-2);

— понизить расход топлива на печи П-1 (П-2);

— откачать нефтепродукт из К-1 (К-2) насосами Н-4, Н-6 Н-5), насосы остановить, закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов;

— реакторный блок перевести на горячую циркуляцию ВСГ.

9.6.11 Разгерметизация фланцевого соединения или трубопровода, работающего под давлением При разгерметизации фланцевого соединения или трубопровода системы реакторного блока необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— прекратить подачу сырья на щит смешения, остановить Н-1, Н-2, Н-3, закрыть задвижки на приеме и выкиде Н-1, Н-2, Н-3;

— прекратить подачу топлива к печам П-1 (П-2), дать пар в камеры сгорания печей;

— прекратить подачу «свежего» ВСГ на установку;

— понизить давление в системе путем отвода газа в линию топливного газа, затем на факел, остаточное давление сбросить «на свечу». Остановить циркуляционные компрессоры ПК-1 (ПК-2, ПК-3);

— нефтепродукт выдавить из системы РБ в систему стабилизации;

— блок стабилизации и очистки перевести на циркуляцию.

При прорыве фланцевого соединения или разрыве трубопровода на блоке стабилизации необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— отключить аварийный участок запорной арматурой;

— аварийный участок оградить предупредительными знаками;

— при необходимости остановить блок стабилизации с освобождением отдельных аппаратов или трубопроводов от нефтепродуктов;

— остановить сырьевые насосы Н-1, Н-2, Н-3, перекрыть задвижки на приеме и выкиде Н₁, Н-2, Н-3;

— понизить расход топлива на печи П-1, П-2;

— реакторный блок и блок очистки перевести на циркуляцию ВСГ.

При прорыве фланцевого соединения или разрыве трубопровода на блоке очистки необходимо:

— сообщть диспетчеру производства, администрации производства;

— отключить аварийный участок запорной арматуры;

— аварийный участок оградить предупредительными знаками;

— при необходимости остановить блок очистки с освобождением отдельных аппаратов или трубопроводов от продукта.

— в зависимости от опасности прорыва, на реакторном блоке понизить загрузку до 50 м3/ч или снять сырье, блоки РБ и стабилизации перевести на горячую циркуляцию.

9.6.12 Остановка сырьевого насоса Н-1, Н-2, Н-3

При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— снизить подачу топлива в П-1, П-2;

— закрыть задвижки на приеме и выкиде насосов Н-1 (Н-2, Н-3);

— закрыть электрозадвижки на щит смешения;

— закрыть задвижки на линиях перетока из С-1 (С-2) в Т-9 (Т₁₃), из С-101 (С₂₀₁) в Т-9 (Т-13);

— блок стабилизаци перевести на горячую циркуляцию;

— после пуска насоса постепенно поднять производительность до необходимых пределов.

9.6.13 Остановка горячего насоса Н-4, Н-5, Н-6

При этом необходимо:

— сообщить диспетчеру производства, администрации производства;

— остановить сырьевые насосы Н-1, Н-2, Н-3, закрыть задвижки на приеме и выкиде Н-1, Н-2, Н-3;

— закрыть электрозадвижки на щит смешения;

— снизить подачу топлива в П-1, П-2;

— реакторный блок перевести на горячую циркуляцию ВСГ;

— потушить печи П-3, П-4;

— закрыть задвижки по горячей струе в Т-12 (Т-16);

— закрыть задвижки на приеме и выкиде Н-4, Н-5, Н-6;

— закрыть задвижки на клапанной сборке поз. FRCSA 71 (теплоносителя в П-3, П₄);

— закрыть задвижки на выходе с установки гидроочищенного дизельного топлива

9.6.14 Отказ КИП и А, при котором необходима аварийная остановка При отказе в работе КИП и, А необходимо немедленно ликвидировать неисправность.

Запрещается ведение технологического процесса и работа оборудования с неисправными или отключенными системами контроля, управления, ПАЗ.

Допускается в исключительных случаях по письменному разрешению руководителя кратковременное отключение защиты по отдельному параметру только в дневную смену на время расчетной продолжительности. При этом разрабатываются организационно-технические мероприятия, проект организации работ, обеспечивающие безопасность технологического процесса и производства работ. Расчетное время отключения не более 3 часов.

Отключение предаварийной сигнализации в этом случае не допускается.

9.7 Анализ травматизма и профзаболеваемости

Анализ причин несчастных случаев на производстве проводят с целью выработки мероприятий по их устранению и предупреждению. Для этого используются монографический, топографический и статистический методы. Монографический метод предусматривает многосторонний анализ причин травматизма непосредственно на рабочих местах. При этом изучают организацию и условия труда, состояние оборудования, инвентаря, инструментов. Этот метод эффективен при статистическом анализе состояния охраны труда. Топографический метод анализа позволяет установить место наиболее частых случаев травматизма. Для этого на плане-схеме предприятия, где обозначены рабочие места и оборудование, отмечают количество несчастных случаев за анализируемый период. Это позволяет уделить больше внимания улучшению условий труда на рабочих местах, где наиболее часто происходят несчастные случаи. Статистический метод анализа основан на изучении количественных показателей данных отчетов о несчастных случаях на предприятиях и в организациях. При этом используются в основном коэффициенты частоты и тяжести травматизма.

На установке Л-24/7 за время ее работы не было ни одной аварии, что говорит о качественной и своевременной работе отдела по организации безопасного труда на предприятии. Но хочется привести две таблицы, которые свидетельствуют о травмах легкой тяжести за последние 4 года.

Таблица 9.4.

Динамика производственного травматизма за 2010—2013 г. г

Таблица 9.5.

Расходы на охрану труда за 2010;2013 г.

Анализируя две таблицы можно сделать вывод, что чем больше денег, а следовательно времени и внимания выделяется на охрану труда, тем меньше несчастных случаев мы наблюдаем.

Главным профзаболеванием является нарушение слуха, в связи с повышенным уровнем шумов на объекте. Побочным может быть заболевание дыхательных путей из-за постоянного вовлечения в процесс дыхания паров нефтепродуктов.

10. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Промышленные отходы

Промышленные отходы — твёрдые, жидкие и газообразные отходы производства, полученные в результате химических, термических, механических и других преобразований материалов природного и антропогенного происхождения.

Отходы определённой продукции — неупотребимые остатки сырья и возникающие в ходе технологических процессов вещества и энергия, не подвергающиеся утилизации. Часть отходов, которая может быть использована в том же производстве, называется возвратными отходами. Сюда входят остатки сырья и других видов материальных ресурсов, образовавшиеся в процессе производства товаров (выполнения работ, оказания услуг). Из-за частичной утраты некоторых потребительских свойств возвратные отходы могут использоваться в условиях со сниженными требованиями к продукту, или с повышенным расходом, иногда они не используются по прямому назначению, а лишь в подсобном производстве (например, автомобильные отработанные масла — для смазки неответственных узлов техники). При этом остатки сырья и других материальных ценностей, которые передаются в другие подразделения в качестве полноценного сырья, в соответствии с технологическим процессом, а также попутная продукция, получаемая в результате осуществления технологического процесса, к возвратным отходам не относятся. Отходы, которые в рамках данного производства не могут быть использованы, но могут применяться в других производствах, именуются вторичным сырьём. Отходы, которые на данном этапе экономического развития перерабатывать нецелесообразно. Они образуют безвозвратные потери, их предварительно обезвреживают в случае опасности и захоранивают на спецполигонах.

10.2 Твердые и жидкие отходы Таблица 10.1.

Твердые и жидкие отходы

10.3 Сточные воды

Сточные воды — любые воды и атмосферные осадки, отводимые в водоемы с территорий промышленных предприятий и населенных мест через систему канализации или самотеком, свойства которых были ухудшены в результате деятельности человека. Сточная промышленная вода — вода, которая была загрязнена в результате использования на предприятии.

Таблица 10.3.

Сточные воды

Для снижения сбросов нефтепродуктов со сточными водами на очистные сооружения предприятия выполняются следующие мероприятия:

— освобождение оборудования, трубопроводов при подготовке к ремонту, пропарке и в аварийных ситуациях производится в закрытую дренажную емкость Е-20;

— промывные воды от смыва полов насосных, компрессорной, ливневые стоки с территории установки сбрасываются в промливневую канализацию, оборудованную гидрозатворами, далее на очистные сооружения предприятия.

Контроль над содержанием нефтепродуктов в сточных водах осуществляется сангигиенической лабораторией и технологическим персоналом установки. Содержание нефтепродуктов в сточных водах установки не должна превышать 500 мг/литр.

10.4 Выбросы в атмосферу

Установка гидроочистки дизельных топлив имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу:

— организованные

— неорганизованные К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы печей и выбросы вытяжной системы вентиляции.

К неорганизованным выбросам относятся выбросы через воздушники аппаратов, продувочные свечи, неплотности технологического оборудования.

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу из источников, являются углеводороды, окислы азота, кислый газ (сероводород), окись углерода, сернистый газ.

Согласно ГН 2.2.5.1313−03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны» установлены следующие величины ПДК в воздухе рабочей зоны:

— сернистого газа SO2 — 10 мг/м3;

— окиси углерода СО — 20 мг/м3

— сероводорода Н2S — 10 мг/м3

— углеводородов — 900/300 мг/м3

— окислов азота — 5 мг/м3

На установке предусмотрены следующие проектные решения, обеспечивающие надежность и безопасность ведения технологического процесса, защиту персонала и окружающей среды:

— конструкция уплотнений, материалы прокладок фланцевых соединений аппаратов, трубопроводов обеспечивают необходимую степень герметичности разъемных соединений;

— материал, используемого оборудования, выбран с учетом коррозионных свойств сред, статических и температурных нагрузок;

— большая часть технологического оборудования размещена на открытой площадке, чем обеспечивается более безопасные условия его работы и обслуживания;

— освобождение оборудования и трубопроводов от газообразных продуктов осуществляется в закрытую факельную систему;

— освобождение оборудования и технологических трубопроводов от жидких нефтепродуктов производится в закрытую дренажную емкость.

Для контроля за процессом горения и полноты сжигания топлива в печах П₁, П-2, П-3, П-4, установлены тягомеры для измерения разряжения в камерах радиации и конвекции печей.

Высота дымовых труб Н-60 м обеспечивает рассеивание вредных веществ.

10.5 Расчет предусмотренных выплат за выбросы с предприятия

Расчет выплат за выбросы производственного объекта проведем на основании данных технологического регламента установки Л-24−7, откуда берется информация о виде выбросов, их составе и количестве. Также воспользуемся нормативным документом — Приложением № 1 к Постановлению Правительства РФ от 12.06.2003 N 344 (ред. от 26.12.2013) «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, в том числе через централизованные системы водоотведения, размещение отходов производства и потребления», где содержатся данные о нормативах платы за каждый вид выбросов.

Таблица 10.5

Расчет платы за промышленные выбросы

Рассчитаем общее количество воды, отправляемое на очистные сооружения за период работы установки, который равен 8000 часов. Общее количество воды будет равно 44 698 м3. Т.к. вода не сбрасывается, а отправляется на очистные сооружения, то непосредственного загрязнения не происходит, однако, мы учтем максимальное содержание нефтепродукта в воде и посчитаем плату за это. В одном литре у нас содержится 500 мг нефтепродукта, т. е. в 44 698 м3. мы получаем 223 тонны нефтепродукта.

Плата за промышленные выбросы на установке л-24/7 составляет 1 234 325 рублей в год. Плата за катализаторы не взимается, т.к. они подвергаются регенерации и направляются на дальнейшее использование.

Вывод: при модернизации узла теплообмена мы будем выбрасывать в атмосферу меньше вредных веществ, т.к. новое оборудование позволяет более эффективно нагревать газосырьевую смесь, что сократит сжигание мазута, который является сырьем для печи. Также модернизация поможет немного уменьшить количество производимого шлама.

Библиографический список

1. Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов.Л.:Химия, 1987, 576 с.

2. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию. // Под ред. Ю. И. Дытнерского. М.:Химия, 1983. 272 с.

3. Разработка конструкции химического аппарата и его графической модели. Методические указания. — Иваново, 2004.

4. Лащинский А. А., Толчинский А. Р. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры — Л. «Машиностроение», 1975.

5. Басов К. А. «CATIA V5. Геометрическое моделирование. Учебное пособие» // М.: ДМК Пресс, 2008 — 272 с

6. Будник В. А. Методическое пособие по программе подготовки студентов технологических дисциплин. Работа в среде «HYSYS» //Салават, 2010.

7. Тимонин А. С. Основы конструирования и расчета химико-технологического и природоохранного оборудования: 1 и 2 том. Справочник. — Калуга, 2002.

8. Технологический регламент установки гидроочистки дизельных топлив на ОАО Газпромнефть Омский НПЗ.

9. Выбор и расчет теплообменников. Учебное пособие. Сост. С. Н. Виноградов, К. В. Таранцев. Пенза 2001.

10. Определение теплофизических свойств газов, жидкостей и водных растворов веществе. Методические указания. Сост. Е. М. Щадрина, Г. В. Волкова. Иваново 2009.

11. Технико-экономические расчёты в обосновании принимаемых решений в дипломном проекте: Метод. указания / сост.: Н. В. Смирнова; СПб, 2011.

12. РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ. СОСУДЫ И АППАРАТЫ. НОРМЫ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ. РД 26−15−88.

13. ГОСТ 24 755–89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий.

14. ГОСТ 14 249–89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

15. Основы КОМПАС-3D. Учебное пособие. Сост. Г. М. Горшков, Д. А. Коршунов, В. В. Богданов. Ульяновск 2008.

16. ГОСТ Р 52 857.7−2007 Сосуды и аппараты. НОРМЫ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ.

Приложения

Рис. 1 Начальная схема теплообмена на установке гидроочистки ДТ Рис. 2 Расчет первоначального теплообменного аппарата Рис. 3 Расчет параметров температурного режима исходной схемы теплообмена Рис. 4 Схема предложенной модернизации узла теплообмена (замена на два меньших теплообменника) Рис. 5 Параметры теплообменников меньших по размеру Рис. 6 Расчет параметров температурного режима с новыми теплообменниками Рис. 7 Модернизация заменой всех теплообменников на один с большой поверхностью теплообмена Рис. 8 Задание параметров большого теплообменного аппарата Рис. 9 Расчет параметров температурного режима процесса с большим теплообменником Рис. 10 Моделирование оптимальной схемы теплообмена в ПО HYSYS

Рис. 11 Теплообменник использованный в оптимальной схеме теплообмена Рис. 12 Расчет оптимальной схемы теплообмена