Расчет и подбор технологического оборудования и их элементов

Дополнительным питанием колонны являются жидкие углеводороды, отводимые по мере накопления из приемного  сепаратора Е-1.

Газ из сепаратора С-1 (насыщенный пар) направляется на адиабатическое расширение в турбодетандер ТДА-1. Давление газа, направляемого в детандер, составляет 4,4…4,5 МПа. Для защиты турбодетандера от попадания в проточную часть капельной жидкости предусмотрена сигнализация и блокировка по уровню жидкости в сепараторе С-1. При достижении максимального уровня (1300 мм) производится дренирование жидкости из сепаратора через шаровой кран с пневмоприводом в дренажную емкость Е-8. При снижении уровня до минимального (250 мм) кран закрывается.

Выходящий из турбодетандера ТДА-1 парожидкостной поток подается в верхнюю сепарационную часть  колонны К-1 под давлением 1,2…1,3 МПа  при температуре минус 101… минус 108°С. Жидкость, поступившая с потоком, является флегмой колонны К-1.

При пуске установки и  временной остановке турбодетандерного агрегата подача питания в колонну производится по байпасу помимо детандера через запорно-регулирующий клапан, на котором дросселируется до давления 1,2…1,3 МПа. В этом случае холод вырабатывается не адиабатическим расширением газа в детандере с отдачей внешней работы, а дроссель-эффектом при прохождении газа через клапан. Этот процесс значительно менее эффективный, что приводит к изменению температурного режима установки и снижению выхода ШФЛУ. 

Сухой отбензиненный газ отводится с верхней части колонны К-1 при температуре минус 92…минус 96°С под давлением 1,1…1,2 МПа (контролируется приборами, размещенными в верхней части колонны) и направляется на рекуперацию холода в теплообменник Т-1.

В колонне К-1 предусмотрены  контроль давления и температуры  на различных тарелках, в кубе и  верхней сепарационной зоне, а  также контроль уровня в кармане  и кубе колонны.

Давление в колонне  контролируется над тарелкой основного питания, над верхней тарелкой и в верхней части колонны у шлемовой трубы. Допустимый перепад давления в каждой части колонны – до 0,03 МПа. При перепаде 0,04 МПа срабатывает сигнализация. Рост перепада давления свыше допустимого предела свидетельствует о режиме работы колонны, близком к захлебыванию, и требует принятия мер по стабилизации режима.

Режим работы колонны контролируется по показаниям датчиков температур, установленных на верхней тарелке, на тарелке основного и дополнительного питания, в кармане отбора на печь жидкости с нижней тарелки.

Отпарка легких углеводородов из жидкости, стекающей в куб колонны К-1, производится в печи огневого подогрева П-1. Поддержание температуры кубового продукта колонны 49…52°С производится изменением расхода топливного газа, подаваемого к основным горелкам печи П-1.

Циркуляция жидкости через  печь П-1 обеспечивается насосом Н-2/1(2). Расход кубовой жидкости (39…56т/ч), подаваемой на отпарку в печь П-1, поддерживается посредством клапана, который корректируется в соответствии с уровнем жидкости в колонне К-1 в кармане отбора на печь. Этот уровень поддерживается в диапазоне 1500…2500мм. Предусмотрена сигнализация при минимальном (1000мм) и максимальном (4000мм) значении уровня жидкости. Для защиты насоса Н-2/1(2) предусмотрена блокировка при снижении уровня до 200мм.

Режим работы колонны К-1 корректируется также по автоматическому  анализу качества отбензиненного газа, отводимого с верха колонны – по содержанию в нем пропана и качества ШФЛУ – по содержанию метана и этана.

Кубовый продукт колонны  К-1 – ШФЛУ насосом Н-3/1(2) подается для охлаждения до температуры 35…40ºС в аппарат воздушного охлаждения АВО-3 и затем поступает на смешение с ШФЛУ из НТК-1. Производительность насоса Н-3/1(2) регулируется установленным  на линии нагнетания клапаном, поддерживающим уровень жидкости в кубе колонны  1500…2500мм. Предусмотрена сигнализация при минимальном (1000мм) и максимальном (4000мм). Для защиты насоса Н-3/1(2) предусмотрена блокировка при снижении уровня до 200мм.

Отвод ШФЛУ из установки  производится под давлением 5,3…5,5 МПа. Температура ШФЛУ регулируется изменением числа оборотов вентилятора АВО-3. Сигнал на частотный регулятор подается от датчика температуры на потоке ШФЛУ на выходе из АВО-3. Здесь же происходит измерение и регистрация расхода ШФЛУ, отводимого из установки (12…20т/ч).

Поток сухого отбензиненного газа после рекуперации холода в теплообменнике Т-1(температура на выходе из теплообменника от минус 7°С зимой до 23°С летом) направляется в компрессор турбодетандерного агрегата ТДА-1, являющийся тормозом детандера. Здесь вырабатываемая в детандере энергия используется для сжатия отводимого из установки СОГ. В компрессоре турбодетандерного агрегата давление СОГ повышается от 0,9…1,0 МПа до 1,3…1,4 МПа. Затем отводимый из установки сухой отбензиненный газ поступает на дожимные компрессора УКГ-2 на компримирование для дальнейшей транспортировки по магистральному газопроводу. В летний период производится охлаждение СОГ в АВО-2/1…3 от температуры 54°С до 35°С. Зимой температура газа на выходе из компрессора ТДА не превышает 21°С и поток направляется по байпасной линии помимо АВО-2/1…3.

При работе установки без  детандера СОГ направляется в  трубопровод выхода из установки  по байпасной линии помимо компрессора ТДА-1.

Таким образом, на выходе из установки СОГ имеет температуру 21…35°С, давление  не менее 1,3 МПа и его расход составляет 113…186 т/ч.

Качество получаемых продуктов (ШФЛУ и отбензиненного газа) проверяется поточными газоанализаторами и периодическим отбором проб и их контролем на соответствие требованиям нормативных документов на эти продукты.

Для контроля СОГ на соответствие требованиям ОСТ 51-40.93 и специальных  требований (содержание С_3+В около 2 г/м³) производится периодический отбор проб СОГ на выходе из установки.

Также обязательно производится отбор проб для аналитического контроля получаемой ШФЛУ.

В качестве топливного газа для горелок печи П-1 используется топливный газ для печей из сетей предприятия. Номинальный  расход топливного газа 298нм³/ч летом и 379нм³/ч зимой. Подача к основным горелкам печи производится через дроссельный клапан, степень открытия которого корректируется по температуре возвращаемого в колонну К-1 продукта. Датчик температуры установлен в кубе колонны в районе штуцера ввода парожидкостной смеси из печи П-1. Давление перед основными горелками составляет 0,055…0,065 МПа, перед дежурными – 0,03...0,045 МПа. Предусмотрена сигнализация  по давлению газа перед основными и дежурными горелками и блокировка (закрытие кранов перед горелками) при снижении давления до 0,02 МПа.

Для предотвращения гидратообразования на установке предусмотрен, при необходимости, впрыск метанола в прямой поток газа перед теплообменниками Т-1 и Т-2 и перед сепаратором С-1. Метанол поступает от сетей действующего предприятия.

Сбросы от предохранительных  клапанов сколлектированы и направляются от теплых клапанов – непосредственно в факельную систему, от холодных клапанов – предварительно в обогреваемую дренажную емкость Ε-8. Также ведется контроль температуры в емкости Е-8 и отходящих газов.  Предусмотрена блокировка по температуре отходящих газов – переключение выхода продувочных газов с факела на свечу в случае, если поток не нагреется до температуры выше минус 30°С.

Система продувки

Для нужд продувки оборудования и коммуникаций используется газообразный сухой технологический азот (с  содержанием кислорода не более 0,5%об и точкой росы по влаге не выше минус 60°С), подаваемый на установку под давлением до 0,6 МПа. На входе в установку контролируется температура, давление, расход и качество поступающего азота. К оборудованию азот подается по соответствующим коммуникациям со съемными участками трубопроводов. Вывод отработанного продувочного азота - через специальный коллектор на свечу Св-1.

В свече поддерживается постоянное избыточное давление до 0,02 МПа с  сигнализацией при падении давления ниже 0,005 МПа. Для поддержания избыточного  давления в свечу производится поддув азота.

Дренажная система

Дренирование жидкости и  сброс давления из оборудования осуществляется по трубопроводам теплых сбросов  и холодных сбросов в дренажную  емкость Ε-8 с последующим выводом  в факельную систему. Нагрев и  испарение сбросов производится теплоносителем (дизельное топливо), подаваемым из сетей завода и циркулирующим  по внутреннему и наружному теплообменным  устройствам емкости. Циркуляция теплоносителя  производится постоянно для предотвращения попадания в факельную систему  холодных сбросов в случае срабатывания предохранительных клапанов, установленных  на низкотемпературном оборудовании. Контроль циркуляции теплоносителя  ведется по показаниям расходомера (расход 5…6 м³/ч). Подача теплоносителя осуществляется из общезаводской системы. Также ведется измерение  температуры и давления теплоносителя на выходе из обогревающих устройств емкости.

Неиспарившиеся остатки  жидких углеводородов из емкости  Ε-8 могут откачиваться в специальные  транспортные емкости. Контроль уровня жидкости в емкости производится уровнемером с сигнализацией  при повышении уровня до 1500мм.

Факельные сбросы направляются в факельную систему завода.

 

3 Проектировочный расчет  теплообменного аппарата

 

3.1 Обоснование и выбор  исходных данных для расчета  теплообменного аппарата

Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета т/а

Трубное пространство				Межтрубное пространство
tвх1, °С	tвых1, °С	G1, кг/с	Среда, фазовое состояние	tвх2, °С	tвых2, °С	G2, кг/с	Среда, фазовое состояние
100	180	5	Вакуумный дистиллят	100	100	-	Водяной пар

Исходными данными для  расчета теплообменного аппарата являются температуры теплоносителей и их расходы, причем достаточно знать расход только одного теплоносителя, а второй определится на основании уравнения  теплового баланса (3.1):

 

 (3.1)

 

где Q₁ – количество тепла, переданное горячим теплоносителем, Дж,

Q₂ – количество тепла, полученное холодным теплоносителем, Дж;

η – коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Физико-химические характеристики для метана (т.к. он является основным компонентом и составляет более 90%об. теплоносителей) при средних температурах, которые определяются следующим образом:

 

 (3.2)

 

где   Δt_б и Δt_м - соответственно большая и меньшая разность температур между горячим и холодным теплоносителями в процессе теплообмена, а если отношение £ 2, то с достаточной для практики точностью, Δt_ср можно определить как среднеарифметическую величину, т.е. принять

 

 (3.3)

 

Получаем следующие значения:

- для трубного пространства

 

<2,

 

• для межтрубного пространства

 

<2,

.

 

По средним температурам определяем физико-химические свойства метана, с учетом расчетного давления, и сводим в таблицу 3.2.

Распишем уравнение (3.1):

 

 (3.4)

 

Подставляем исходные данные и определяем неизвестное значение расхода:

 

;

кг/с.

 

Вносим полученное значение в таблицу 3.1.

Таблица 3.2 – Физико-химические характеристики сред

Параметр	Метан (Трубное пространство)	Метан (Межтрубное пространство)
Плотность, ρ кг/м3.	ρ1=43,53	ρ2=17,58
Вязкость динамическая, μ  Па·с.	μ1=11,19·10-6	μ2=9,58·10-6
Вязкость кинематическая, ν м2/с.	ν1=0,257·10-6	ν2=0,545·10-6
Удельная теплоемкость, Ср Дж/(кг·К).	Ср1=2652	Ср2=2230,5
Коэффициент теплопроводности, λ Вт/(м·К).	λ1=0,034	λ2=0,027

 

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