Проект установки осушки сырого газа в условиях газоперерабатывающего предприятия

0

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Проект установки осушки сырого газа в условиях

газоперерабатывающего предприятия

Пояснительная записка

Аннотация

Цель работы – проектирование установки осушки сырого газа методом абсорбции в колонне Т-1 раствором триэтиленгликоля высокой концентрации. За счет внедрения данного проекта достигается требуемая точка росы по влаге, что очень важно при транспортировании газа по трубопроводам, и исключает возможность загидрачивания трубопроводов.

В проекте выполнен поверочный технологический расчёт абсорбционной колонны, выявляющий материальный и тепловой баланс аппарата.

На основании механического расчёта можно сделать следующие выводы: материалы для изготовления аппаратов и их толщина удовлетворяют требованиям прочности и устойчивости.

Проект позволяет получить значительную дополнительную прибыль при относительно небольших затратах на инвестицию проекта.

Пояснительная записка содержит 172 страницы, в том числе 22 рисунка, 21 таблицу, 19 источников. Графическая часть выполнена на 11 листах формата А1.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………………….6

Технологическая часть………………………………………………………….8

1.1 Литературный обзор………………………………………………………….8

1.2. Характеристика сырья и готовой продукции…………………………….37

1.3. Описание технологической схемы процесса осушки газа……………….39

1.4 Технологический расчет колонны Т-1………………………………….....44

Механическая часть…………………………………………………….……...65

2.1. Механический расчет абсорбционной колонны Т-1…..…………………65

2.2. Механический расчет рибойлера Н-10…………………………………....94

2.3. Механический расчет теплообменника Е-21…………………….……...111

Безопасность труда…………………………………………………… ….128

3.1. Санитарно-гигиеническая характеристика условий труда обслуживающего персонала……………………………………………..128

3.2. Расчет интегральной оценки тяжести труда обслуживающего

персонала установки осушки газа……………………….………………136

3.3. Расчет предохранительного клапана для защиты химического оборудования……………………………………………………………...139

3.4. Противопожарные мероприятия…………………………………………144

Расчет экономической эффективности установки осушки газа за счет введения нового оборудования на предприятии. …………………………150

4.1. Теоретические и методические основы оценки эффективности инвестиционных проектов………………………………..………………...150

4.2. Расчет доходов……………………………………………………………156

4.3. Расчет затрат……………………………………………………………...156

4.4. Расчет эксплуатационных затрат………………………………………..160

4.5. Расчет показателей эффективности инвестиционных вложений……..164

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….170

Список использованных источников………………………………………….171

Введение

Развитие энергетического, промышленного и экономического потенциала России зависит от увеличения добычи и переработки газа, нефти и газового конденсата.

Удельный вес газа в структуре производства первичных энергоносителей в России достиг 50%, кроме того российский газ поставляется в 25 стран Европы, что дает России 1/6 часть всех валютных поступлений.

Основная продукция промысловых и заводских установок по переработке газа - товарный газ, используемый в качестве бытового и промышленного топлива. Как правило, потребители товарного газа находятся на большом расстоянии от районов расположения газоперерабатывающих заводов. Поэтому обеспечение бесперебойной подачи газа к потребителям является определяющим при разработке документов, регламентирующих его качественные показатели.

Наряду с этим от показателей качества газа в значительной степени зависят также капиталовложения на установки промысловой и заводской обработки газа и эксплуатационные расходы на них.

Отечественный и зарубежный опыт разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что они являются не только источниками газового топлива, но и высоко эффективным минеральным сырьем на основе которого могут быть созданы крупнотоннажные и высокорентабельные производства пропана, бутанов, серы, низкомолекулярных олефинов, ароматических углеводородов, различных видов моторных топлив и других продуктов.

Надежность эксплуатации газотранспортных систем, выдвигает определенные требования к процессам подготовки газов к транспорту. Основное из них - установление точек росы газа по воде и углеводородам, обеспечивающих бесперебойную работу газотранспортных систем с высокими технико-

экономическими показателями.

Вопросы, связанные с определением точек росы газа, обеспечивающих надежность работы магистральных газопроводов, были предметом исследований многих ученых, что позволило сформулировать ряд общих требований к технологии обработки газа. Эти требования учитывают режим эксплуатации магистральных газопроводов, эффективность работы технологических установок и их оборудования.

Качественные показатели газов, подаваемых в магистральный газопровод, определяются в соответствии с ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 и техническими условиями, разработанными на их основе. Наиболее широкое применение нашли методы абсорбционной осушки газа, более 70% добываемого в РФ газа к транспорту подготавливается с применением этого процесса. Этот процесс основан на различии давлений насыщенных паров влаги в сырьевом газе и над раствором абсорбента, контактирующим с газом. При контактировании газа с осушителями абсорбция влаги протекает до тех пор, пока парциальное давление влаги в газе не достигнет величины ее же парциального давления над раствором осушителя.

Существенное влияние на процесс осушки газа при абсорбционном способе оказывает глубина регенерации раствора поглотителя, насыщенного водой. Чем меньше воды содержится в абсорбенте, тем ниже точка росы осушаемого газа. От значения этого показателя непосредственно зависят количество циркулирующего в системе раствора и расход энергии на работу насосов, охлаждение и нагрев раствора, циркулирующего в системе. Этот показатель влияет также на размеры оборудования и, следовательно, на их металлоемкость. Эта проблема не перестает быть актуальной, но она не является новой, идет поиск новых универсальных путей понижения точки росы газа с минимальными затратами и как следствие предполагаются новые технологии в сфере регенерации абсорбентов.

1 Технологическая часть

Литературный обзор

1.1.1 Виды осушки газа

Осушка природных и попутных газов осуществляется абсорбцией или адсорбцией.

Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твёрдыми сорбентами заключаются в следующем:

-низкие перепады давления в системе;

-возможность осушки газов, содержащих вещества отравляющие твердые сорбенты;

-меньшие капитальные и эксплуатационные расходы,

-Однако степень осушки при применении жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов.

На практике в схемах установок абсорбционной осушки газа в качестве осушителей в основном применяются гликоли – этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и пропиленгликоль (ПГ).

Наряду с абсорбционной осушкой широкое распространение находит адсорбционная осушка газа. Установки адсорбционной осушки используются на промыслах для осушки газов, поступающих с отдельных скважин, на головных сооружениях магистральных газопроводов, расположенных в северных районах, в процессе сжижения природного газа на газобензиновых и нефтехимических заводах.

Установки с адсорбционным процессом обладают рядом преимуществ:

- достигается низкая точка росы (-40⁰С и ниже);

- повышение давления и температуры мало влияет на процесс, (осушке можно подвергнуть газ, имеющий отрицательную температуру);

- простое аппаратурное оформление.

Для осушки газов адсорбционным методом в промышленных условиях применяют силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорит), молекулярные сита, а также природные цеолиты (шабазит, морденит и др.), глины, бокситы, опоки. В промышленных условиях они не всегда применимы, так как содержат различные примеси, уменьшающие эффективность процесса. Отечественная промышленность для осушки газов выпускает силикагель, окись алюминия активную и молекулярные сита.

1.1.2 Режимы работы установок осушки газа

Эксплуатационные показатели установок абсорбционной осушки газа зависят от первичных и вторичных факторов.

Первичные факторы - давление, температура, состав сырьевого газа на входе и концентрация осушителя в регенерированном растворе.

Вторичные факторы установок осушки газа - степень насыщения абсорбента, эффективность работы оборудования, наличие в газе загрязняющих примесей (пыли, механических примесей, минеральных солей и т.д.).

Давление процесса является основным фактором, определяющим металлоемкость абсорбера, удельный расход осушителя, подаваемого в абсорбер, расход энергии на работу циркуляционного насоса и т.д.

Как правило, установки абсорбционной осушки газа проектируются на рабочее давление 7,4 МПа. Со временем из-за снижения давления газа возникает необходимость увеличения давления дожимных компрессоров с тем, чтобы обеспечить нормальный гидравлический режим в аппаратах и магистральном газопроводе.

В этих условиях вопрос о влиянии давления на процесс осушки газа превращается в вопрос о взаимоувязке показателей работы дожимных компрессоров и установки осушки.

Влияние давления учитывается при проектировании газоперерабатывающих заводов, наряду с обеспечением пропускной способности учитываются также влияние давления на точку росы газа по воде, показатели блока регенерации, а также экологические показатели установки.

В общем виде влияние давления на показатели установки абсорбционной осушки газа может характеризоваться данными табл. 1.1

Показатели получены при следующих исходных данных:

- расход газа 417 тыс. м³/ч (10 млн. м³/сут);

- массовая концентрация ДЭГа в регенерированном и насыщенном растворах 99 и 96,3 % соответственно;

- температура контакта 26 °С;

- точка росы осушенного газа -20 °С.

Таблица 1.1 - Влияние давления на показатели установки осушки газа

Показатели	Давление, кгс/см²
Показатели	75	65	55	45	35
G₁	6991	7740	8760	10233	12547
G₂	7215	7984	9031	10545	12923
D_p	0,68	0,74	0,85	1,04	1,31
V_p	36,32	35,30	32,40	31,02	28,26
Q	379	419	474	554	679
Q_x	169	187	211	246	302
Q_р_._т_.	590	654	740	864	1060
V_c	3,22	3,60	4,11	4,83	5,96
N	17,2	16,5	15,8	15,3	15,5

G₁- количество раствора ДЭГа, подаваемого в абсорбер, кг/ч; G₂-количество насыщенного раствора ДЭГа, кг/ч; D_p -равновесные потери гликоля в блоке осушки газа, кг/ч; V_p - количество газа дегазации, м³/ч; Q - тепловая нагрузка блока регенерации, тыс. ккал/ч; Q_x - тепловая нагрузка холодильника, тыс. ккал/ч; Q_р.т.- тепловая нагрузка рекуперативного теплообменника, тыс. ккал/ч; V_c -количество газа, отводимого из рефлексной емкости, м³/ч; N - мощность насоса для перекачки регенерированного раствора ДЭГа, кВт.

Со снижением давления увеличивается равновесная влагоемкость газа. Ввиду этого возрастает и количество влаги, извлеченной из газа в абсорбере. Согласно приведенным данным проведение осушки при высоких давлениях обеспечивает при прочих равных условиях снижение затрат на обработку газа, так как уменьшаются затраты энергии на регенерацию насыщенного раствора и подачу раствора гликоля в абсорбер. Расчеты показали, что при изменении давления процесса от 65 до 131 кгс/см² понижение скорости абсорбции на 33,4% компенсируется уменьшением влагосодержания осушаемого газа на 32,8%.

При одинаковых значениях концентрации гликоля в регенерированном и насыщенном растворах удельный расход гликоля находится практически в линейной зависимости от количества влаги, извлеченной из газа. Одновременно с ростом удельного расхода гликоля увеличиваются также тепловые нагрузки испарителя и воздушного холодильника, расчетная (потребная) мощность насоса для перекачки регенерированного раствора гликоля.

Со снижением давления процесса требуется более глубокая осушка газа с тем, чтобы фактическая точка росы газа соответствовала точке росы газа при заданном давлении (давлении газа на входе в магистральный газопровод). Зависимость между требуемой глубиной осушки газа и давлением процесса приведена на рис. 1.1 (крайние точки кривых соответствуют показателям ОСТ 51.40-93). Из рисунка следует, что чем ниже давление, тем больше его влияние на разность точек росы газа.

При сохранении объема добычи газа со снижением давления процесса повышается линейная скорость газа в аппаратах, что оказывает отрицательное влияние. В частности, увеличивается капельный унос жидкости из входных сепараторов. Как правило, капельная жидкость содержит минеральные соли и механические примеси. Эти вещества поглощаются раствором гликоля и, накапливаясь в нем, снижают надежность эксплуатации установок.

Точка росы, ⁰С
	Давление, МПа

Рисунок 1.1 - Влияние давления на требуемую глубину осушки газа:1,2 – точки отсчета для режима р=5,5 МПа; 3,4 – тоже для р=7,5 МПа.

Следует отметить, что размещение ступеней сжатия газа до и после установок осушки при сохранении проектных значений добычи газа или ее незначительном сокращении потребует реконструкции абсорберов (или ввода новых технологических ниток) с тем, чтобы обеспечить их нормальный гидравлический режим.

В целом проектирование ГПЗ должно быть осуществлено с учетом всех перечисленных факторов.

Это уменьшает энергетические расходы в блоке регенерации абсорбента. При этом несколько снижается металлоемкость блока регенерации в результате уменьшения расхода регенерируемого абсорбента.

Поскольку величина уноса поглотителей влаги с обработанным газом обратно пропорциональна давлению, с повышением давления уменьшаются равновесные потери гликолей с обработанным газом. Одновременно снижаются также их потери в капельном виде.Температура процесса осушки газа - один из основных факторов, определяющих технико-экономические показатели процесса абсорбционной осушки газа. Чем ниже температура газа при прочих равных условиях, тем меньше его равновесная влагоемкость. Следовательно, для извлечения влаги из газа потребуется меньший удельный расход циркулирующего абсорбента. Это в свою очередь оказывает существенное влияние на металло- и энергоемкость блока регенерации установок осушки газа. Однако допустимая температура контакта ограничивается вязкостью раствора.

Массовая концентрарация гликоля, %

Температура контакта,⁰С

Рисунок 1.2 - Влияние температуры на требуемую концентрацию раствора гликоля при осушке газа до точки росы -20⁰С.

Наибольшая депрессия по точке росы получается при осушке газа раствором вязкостью не более 80-90 сП. При увеличении вязкости раствора выше этих значений снижается интенсивность процесса массообмена между газом и осушителем, затрудняется достижение между ними равновесия. С учетом этого положения получена графическая зависимость между температурой контакта и оптимальной концентрацией раствора ДЭГа и ТЭГа (рисунке. 1.3).

При выборе температуры контакта и концентрации раствора необходимо учитывать, что за счет поглощения воды и метанола из газовой фазы происходит снижение вязкости раствора. Верхнее значение температуры контакта практически не ограничивается. Однако необходимо иметь в виду, что чем выше температура газа, тем больше расход осушителя. При этом из-за большого количества влаги, извлеченной из газа в абсорбере, резко увеличивается расход энергии в блоке регенерации. Поэтому при повышении температуры газа на входе в абсорбер выше 40 ⁰С рекомендуется газ охлаждать. Это особенно важно, когда осушку газа ведут при низких давлениях.

Температура контакта, ⁰С

Содержание гликоля в растворе, %

Рисунок 1.3 - Зависимость оптимальной температуры контакта от концентрации раствора ДЭГа и ТЭГа.

При выборе температуры контакта и концентрации раствора необходимо учитывать, что за счет поглощения воды и метанола из газовой фазы происходит снижение вязкости раствора. Верхнее значение температуры контакта практически не ограничивается. Однако необходимо иметь в виду, что чем выше температура газа, тем больше расход осушителя. При этом из-за большого количества влаги, извлеченной из газа в абсорбере, резко увеличивается расход энергии в блоке регенерации. Поэтому при повышении температуры газа на входе в абсорбер выше 40 ⁰С рекомендуется газ охлаждать. Это особенно важно, когда осушку газа ведут при низких давлениях.

Температура абсорбента на входе в колонну не должна превышать температуру газа больше чем на 6-8 ⁰С, так как это приводит к увеличению его потерь. Если температура гликоля ниже температуры газа, то происходит охлаждение газа и конденсация части тяжелых углеводородов.

Данные, характеризующие влияние температуры на точку росы газа, приведены в табл. 1.2. Эти показатели получены при давлении 7,5 МПа. Согласно этим данным, чем ниже температура процесса, тем меньше расчетная концентрация гликоля, используемого для получения заданной точки росы газа. От значения температуры зависят также равновесные потери гликолей с осушенным газом. Влияние температуры на показатели установки осушки газа приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Влияние температуры на показатели установки осушки газа

Показатели	Температура,⁰С
Показатели	30	26	22	18	14
G₁	8753	6991	6678	4408	3486
G₂	9032	7215	5758	4552	3600
D_p	0,95	0,67	0,39	0,23	0,18
V_p	43,7	36,3	30,1	25,1	21,1
Q	474	379	303	240	190
Q_x	211	169	135	107	85
Q_р_._т_.	739	590	471	372	294
V_c	3,89	3,22	2,67	2,12	1,64

N	21,6	17,2	13,8	10,9	8,6
G_с	249	200	160	128	102

G,- количество рефлюксной жидкости, кг/ч. V_c -условная производительность установки, остальные обозначения см. табл. 1.1

Со снижением температуры уменьшается количество влаги, извлекаемой из газа при его осушке. Соответственно снижается и удельный расход раствора осушителя, подаваемого в абсорбер. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению общего объема растворенного в растворе гликоля газа. Благодаря этому улучшается экологическая характеристика объекта, так как уменьшаются объемы газов, отводимых из выветривателя.

Со снижением температуры уменьшаются и потери гликоля с осушенным газом. Следует отметить, что потери гликоля снижаются также за счет капельного уноса. Предпосылкой этого служит возможность более высокой степени коагуляции мелкодисперсных капель гликоля со снижением температуры в системе и облегчения условия их отделения от газа.

Снижение температуры контакта приводит также к сокращению затрат тепла на работу блока регенерации, так как уменьшается количество воды, извлекаемой из газа. В целом влияние снижения температуры контакта аналогично влиянию повышения давления на показатели установки осушки газа и объем циркулирующего в системе осушителя.

1.1.3 Жидкие осушители и их свойства

Основными требованиями к осушителям являются высокая поглотительная способность в широком интервале концентраций, давления и температур, низкое давление насыщенных паров, высокая селективность в отношении компонентов газа, т.е. низкая взаиморастворимость с ними, нейтральность в отношении компонентов газов и ингибиторов, применяемых в процессе добычи газа, и низкая коррозионная активность. Кроме того, осушители должны иметь низкую вспениваемость в условиях контакта с газовой смесью и незначительную вязкость в условиях эксплуатации, обеспечивающую хороший контакт с газом в абсорбере, теплообменниках и другом массообменном оборудовании.

На установках комплексной подготовки газа некоторая часть осушителя

попадает в водоемы и на почву, поэтому он должен быть неядовитым и способным к полному биологическому разрушению. Кроме того, осушители должны быть дешевыми и нетоксичными.

Этим требованиям в той или иной степени отвечают гликоли - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и пропиленгликоль (ПГ).

Некоторые производные ди- и триэтиленгликоля и побочные вещества, получаемые при их производстве (этилкарбитоль, тетраэтиленгликоль), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, практически не применяются для осушки природного газа, что объясняется трудностями, связанными с регенерацией их насыщенных растворов и низкой избирательностью в

отношении компонентов природного газа.

Первым реагентом, примененным для жидкостной осушки природных газов, был раствор хлористого кальция, замененный затем менее коррозионными гликолями.

На практике в схемах установок абсорбционной осушки газа в качестве

осушителей применяются только высококонцентрированные растворы ДЭГа и ТЭГа. Водные растворы других гликолей, в частности этиленгликоля и пропиленгликоля, нашли применение в качестве ингибитора гидратообразования.

Гликоли – это бесцветные (химически чистые) или слабо окрашенные в желтый цвет жидкости, являются двухатомными спиртами жирного ряда и с водой смешиваются во всех соотношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования. Благодаря этому оборудование установок осушки газа изготавливается из дешевых марок стали.

Важное свойство гликолей - способность понижать температуру

замерзания водных растворов, что дает возможность использовать водные растворы гликолей как антигидратный ингибитор при минусовых температурах контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем выше его способность к ассоциации, понижению температуры замерзания раствора.

Растворы этиленгликоля имеют более низкую температуру замерзания, большую степень предотвращения гидратообразования при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочих температурах осушки и более низкую растворимость в углеводородном конденсате по сравнения с диэтиленгликолем и триэтиленгликолем. Однако моноэтиленгликоль имеет существенный недостаток - высокую упругость паров. Например, при температуре 20 °С упругость паров 99%-ного раствора этиленгликоля в 2,5 и 7 раз выше, чем упругость паров диэтиленгликоля и триэтиленгликоля. Поэтому при осушке происходят большие потери моноэтиленгликоля. Вследствие этого этиленгликоль не получил широкого распространения.

При смешивании гликолей с водой, аминами и другими соединениями образуются межмолекулярные водородные связи. Смешение этиленгликоля с водой сопровождается выделением теплоты и сжатием полученной смеси, причем максимальное выделение теплоты наблюдается в растворе, отвечающем составу С₂Н₄(ОН)*Н₂0. Образование этого гидрата подтверждается изменением диэлектрической проницаемости и вязкости водногликолевых растворов.

Растворимость природного газа в триэтиленгликоле на 25-30% выше, чем в диэтиленгликоле. С этой точки зрения при высоких давлениях абсорбции применение диэтиленгликоля предпочтительнее, так как он обеспечивает более высокий коэффициент избирательности в системе вода - углеводороды. Диэтиленгликоль проявляет меньшую склонность к пенообразованию, чем триэтиленгликоль.

В свою очередь триэтиленгликоль имеет ряд преимуществ над диэтиленгликолем. Триэтиленгликоль дает более значительное понижение температуры точки росы, чем диэтиленгликоль. Кроме того, триэтиленгликоль имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем диэтиленгликоль (164 °С), поэтому при десорбции триэтиленгликоль можно нагревать до большей температуры, чем диэтиленгликоль, и достичь более

высокой концентрации регенерированного раствора, без применения вакуума.

В последнее время для осушки газа применяют также пропиленгликоль.

Он известен в виде двух изомеров 1,2-пропиленгликоль и 1,3-пропиленгликоль. Для осушки газа наибольший интерес представляет 1.2-пропиленгликоль. По сравнению с моно-, ди- и триэтиленгликолями он в несколько раз дешевле и имеет очень низкую температуру замерзания (-60 ⁰С), что позволяет применять его в климатических условиях с низкими температурами как в чистом виде, так и в смеси с другими гликолями.

Упругость паров пропиленгликоля при обычных температурах выше, чем у этиленгликоля, диэтиленгликоля и триэтиленгликоля. Следовательно потери пропиленгликоля с обрабатываемым газом при одинаковых условиях будут больше, чем остальных гликолей. Подача в абсорбер переохлажденного раствора пропиленгликоля позволила бы избежать его потери с осушенным газом.

Вязкость водных растворов гликолей возрастает с увеличением их концентраций и уменьшается с повышением температуры. Растворимость ароматических углеводородов в гликолях увеличивается по мере возрастания молекулярной массы гликоля. Например, растворимость бензола в этиленгликоле и диэтиленгликоле составляет соответственно 5,7 и 31,3%, а три- и тетраэтиленгликоль полностью смешиваются с бензолом.

Теплота испарения воды в этиленгликоле, диэтиленгликоле и триэтиленгликоле при 30 °С соответственно равна 26,7; 32,2; и 50,2 ккал/кг. Теплоты испарения пропиленгликоля и диэтиленгликоля достаточно близки.

При осушке газа, температура которого около О °С, нельзя в качестве абсорбента применять диэтиленгликоль и триэтиленгликоль, так как при низких температурах эти осушители становятся вязкими, вследствие чего ухудшается массообмен между гликолями и влагой газа. А при температурах от -6 °С до -7 °С диэтиленгликоль и триэтиленгликоль становятся твердыми. Для снижения вязкости водных растворов гликолей к ним можно добавлять органические растворители.

Эти растворители одновременно должны, быть осушителями и не должны способствовать образованию пены.

В качестве разбавителя можно применять бензиловый, фе-нилэтиловые, ароматические и алициклические и гетероциклические одноатомные спирты; водорастворимые моноэфиры одноатомных спиртов, карбитолы, водорастворимые сложные эфиры полигидроспиртов, например диметокситетрагликоль. Самые эффективные для гликолей разбавители - это бутиловый карбинол, фениловый целозоль и бензиловый спирт.

Основные свойства гликолей приведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3 - Основные физико-химические свойства чистых ДЭГа и ТЭГа

Показатели	ДЭГ	ТЭГ
1	2	3
Химическая формула	С₄Н₈(ОН)₂	С₆Н₁₂(ОН)₂
Относительная молекулярная масса	106,12	150,17
Плотность при 20 "С, г/см³	1,1184	1,1254
Вязкость при 20 "С, сП	35,7	47,8
Теплоемкость при 20 "С, кДж/(кг-Ю	2,09	2,2
Теплота парообразования (при давлении 0,1 МПа), кДж/кг	629	416
Температура, 'С:
начала разложения	164,4	206,7
воспламенения на воздухе	150,5	173,9
вспышки (в открытом тигле)	143,3	165,5
Замерзания	-9,0	-7,6
Поверхностное натяжение, 10~ н/м	48,5	45,2
Коэффициент рефракции (преломления) при 20 'С	1,4472	1,4559
Температура кипения, "С:
при 1,0 МПа	244,8	278,3
при 0,6МПа	164	198
при 0,1 МПа	128	162
Скрытая теплота парообразования при 1,1 МПа, кДж/кг	628,1	367,0
Теплота растворения воды в гликолях при 90 'С, кДж/кг	134,9	210,0
Коэффициент объемного расширения в интервале 0...50 ⁰С	0,00064	0,00069
Критическая температура, ⁰С	410	440
Критическое давление, МПа	5,1	3,72

Показатели процесса осушки газа в значительной степени зависят также от качественных показателей (содержания в абсорбенте основного вещества, вязкости раствора, гигроскопичности и т.д.) и удельного расхода осушителя. Качественные показатели - основные факторы, определяющие точку росы газа на выходе из абсорбера.

При осушке газов до точки росы -25 °С в большинстве случаев применяют абсорбционные процессы с использованием водных растворов гликолей с массовым содержанием в нем осушителя 99-99,5 %. Количество раствора, подаваемого в абсорбер, определяют исходя из термодинамических параметров процесса (давление, температура). При этом концентрацию исходного (регенерированного) раствора гликоля выбирают из условия равновесия между упругостью паров воды над раствором гликоля и упругостью паров воды в природном газе при заданной температуре контакта.

При выборе концентрации отработанного раствора осушителя необходимо, чтобы на входе газа в абсорбер давление паров воды над раствором, выводимым из аппарата, было не ниже, чем давление паров воды в газе, поступающем на осушку. Если руководствоваться этим положением, то на выходе из колонны содержание воды в насыщенном растворе можно было бы поддерживать более 10 %. Однако на практике разбавление раствора гликоля допускается всего лишь на несколько процентов.

Степень насыщения осушителя - один из основных показателей установок осушки газа. От значения этого показателя непосредственно зависят количество циркулирующего в системе раствора и расход энергии на работу насосов, охлаждение и нагрев раствора, циркулирующего в системе. Этот показатель влияет также на размеры оборудования и, следовательно, на их металлоемкость.

Результаты расчетов показывают, что чем меньше степень насыщения раствора, тем больше доля в общем расходе тепла на регенерацию насыщенного абсорбента. Причем чем меньше количество выделяемой из насыщенного абсорбента воды, тем большей экономии тепла в блоке

регенерации гликоля можно достичь. От значения удельного расхода абсорбента в прямой зависимости находится расход энергии на работу насоса, предназначенного для подачи раствора гликоля из блока регенерации гликоля в абсорбер.

Следует отметить, что установление в абсорбере большого числа контактных устройств несколько повышает металлоемкость установки. В связи с увеличением высоты слоя перекачки абсорбента возрастает также расход энергии на работу насосов. Однако в расчетной мощности насоса доля энергии на поднятие жидкости составляет всего 2-3 %, что практически не отражается на энергетических затратах. Что касается увеличения металлоемкости абсорбера, то в стоимостном выражении оно на порядок ниже эксплуатационных затрат, достигаемых в блоке регенерации.

1.1.4 Основные способы осушки газа абсорбцией

Осушка газа обычно производится в барботажных аппаратах, которые оборудованы колпачковыми тарелками. Влажный газ нижней скрубберной секции происходит отделение капельной влаги. Навстречу потоку газа в абсорбер подается раствор гликоля, вводимый на верхнюю тарелку. Стекая по тарелкам вниз, раствор увлекает влагу из газа и, насыщаясь, отводится с низа колонны на регенерацию. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, в которой отделяются капли унесенного раствора, и поступает в

газопровод. Насыщенный влагой раствор гликоля выходит из абсорбера, проходит первый теплообменник, где подогревается за счет тепла горячего поглотителя, выходящего с низа десорбера, и поступает в выветриватель, в

котором из него выделяются газы, поглощенные в абсорбере. Затем раствор подается во второй теплообменник и далее в десорбер для регенерации. Низ десорбера соединен с рибойлером, где раствор нагревается за счет тепла водяного пара или циркулирующего теплоносителя.

Отпарка влаги осуществляется под вакуумом или при атмосферном давлении. При работе под вакуумом (250—300 мм рт. ст.) водяные пары и

растворенный в гликоле газ поступают в конденсатор-холодильник. Водяной пар конденсируется, а образовавшаяся вода собирается в емкость, откуда частично подается на верх десорбера как орошение, и частично отводится в канализацию. Несконденсировавшиеся газы откачиваются вакуум-насосом в атмосферу. При работе под атмосферным давлением происходит обычная десорбция.

Для обеспечения стока регенерированного раствора из десорбера и отпаренной воды в канализацию, создания подпора на насос орошения десорбер поднимается на 12—13 м над нулевой отметкой. В последние годы вместо парового нагрева регенерированного раствора применяется огневой подогрев.

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема установки осушки:

1 - абсорбер; 2 - секции теплообменников; 3 - выветриватель; 4 - десорбер; 5 - испаритель; 6 - конденсатор; 7 - емкость для конденсата; 8 - вакуум-насос; 9-насос для орошения выпарной колонны; 10 - насос; 11 - холодильник; 12 – промежуточная емкость ДЭГ; I - вход газа; II – выход газа;

III - неконденсирующиеся газы на собственные нужды; IV - пары; V - охлаждающая вода; VI - орошение; VII - пары ДЭГ; VIII - конденсат; IX – сброс конденсата; Х — пары в атмосферу; XI — ДЭГ.

При добыче газа из газоконденсатных месторождений извлечение конденсата и осушка совмещаются t в одном процессе – НТС (низкотемпературная сепарация). При охлаждении газа за счет дросселирования или применения искусственного холода происходит одновременное выделение углеводородов и влаги. Для борьбы с образующимися гидратами в теплообменники впрыскивают метанол или гликоли.

Рисунок 1.5 - Технологическая схема установки НТС:

1 - сепаратор; 2 - теплообменник; 3 - низкотемпературный сепаратор;

4 – разделитель гликоля и конденсата; 5 – установка регенерации гликоля;

6 - фильтр; I - сырой газ; II – сухой газ; III - конденсат; IV - регенерированный гликоль; V - газ на собственные нужды; VI - отработанный гликоль.

Точка росы газа по влаге определяется температурой и концентрацией гликоля на выходе из теплообменника. Схема промысловой установки НТС приведена на рисунке. 1.5.

Газ, выходя из скважин под высоким давлением, по промысловым трубопроводам и шлейфам поступает на сборный пункт, где находятся установки низкотемпературной сепарации. Обычно каждая скважина имеет индивидуальную установку, однако общий коллектор позволяет перераспределять газ между установками. В первом сепараторе, работающем под давлением 100 - 150 кгс/см², происходит отделение конденсата и влаги, выделившихся из газа на пути от пласта до сепаратора

Далее газ проходит через теплообменник, где охлаждается обратным потоком газа, выходящим из сепаратора второй ступени, дросселируется в эжекторе или дроссельном устройстве до давления 55—75 кгс/см², при этом газ охлаждается и поступает в сепаратор второй ступени.

Для предупреждения выделения гидратов перед теплообменником в газ подается гликоль. Конденсат с низа первого и второго сепараторов собирается в емкость выветривания, где поддерживается давление. Газ выветривания эжектируется основным потоком газа высокого давления и возвращается в сепаратор второй ступени или используется на собственные нужды. Конденсат и раствор гликоля отводятся раздельно. Гликоль поступает на установку регенерации, а конденсат подвергается ступенчатому разгазированию или подается на установку стабилизации.

1.1.5 Регенерация насыщенного раствора гликоля

В процессе контактирования гликолей с сырьевым газом в абсорбере гликоли насыщаются водой. Кроме того, при циркуляции в системе в гликолях накапливаются различные примеси.

Процесс добычи газа сопровождается выносом капельной жидкости (пластовой воды), частиц керна, остатков бурового раствора и т.д. из пласта.

Капельная жидкость - пластовая вода; как правило, она содержит в том или ином количестве растворенные соли, в составе которых преобладает хлористый натрий. Наряду с этим в состав солей входят хлористый кальций, карбонаты кальция и натрия, хлористый магний и т.д.

Во входных сепараторах не достигается полное отделение капельной жидкости от газа: часть жидкости поступает в абсорбер, где поглощается раствором гликоля, используемым в качестве абсорбента для извлечения паров воды из газа. Одновременно в гликоле накапливаются тяжелые углеводороды, продукты коррозии оборудования установок осушки и осмоления самих гликолей и т.д.

Происходит также накопление компрессорного масла в гликоле. На практике в процессе циркуляции в системе в гликоль попадает до 0,45 мг/м³ компрессорного масла. Следует отметить, что это всего лишь столько же, сколько и составляют равновесные потери ТЭГа с осушенным газом. Поэтому унос масла с обработанным газом и влиянию этого фактора на показатели работы установки сопоставимы с равновесными потерями гликоля с газом.

Наличие примесей в циркулирующем ДЭГе оказывает отрицательное влияние на работу установок осушки газа. Так, в процессе нагрева и регенерации на теплопередающих поверхностях оборудования отлагаются твердые асфальтоподобные конгломераты, состоящие из кристаллических солей, механических примесей, частиц глины, песка и окалины, смолистых продуктов. Образование таких отложений на поверхностях нагрева затрудняет теплообмен, приводит к увеличению энергозатрат и способствует преждевременному выходу из строя аппаратов из-за прогара теплопередающих поверхностей

Накопление минеральных солей в растворе увеличивает коррозионную активность гликоля, что существенно усиливает коррозию конструкционных материалов и оборудования газопромысловых объектов.

Наличие солей в растворе повышает его вязкость. Одно из отрицательных последствий этого - ухудшение массообменного процесса (при прочих равных условиях).

При значительном накоплении тяжелых углеводородов в гликоле возможно образование двухфазной системы в виде эмульсии с последующим осаждением части углеводородов на поверхности жаровых труб и образованием пленки. Этот процесс вызывает закоксовывание стенок, в результате чего их поверхность становится неровной, а в низких местах могут скапливаться гликоль и углеводороды, которые под действием высоких температур разлагаются. Образующиеся кислоты, усиливая коррозию, способствуют разрушению материала оборудования. Продукты коррозии, накапливаясь в гликолях, усугубляют описанные выше проблемы.

Особенно серьезные осложнения вызывает углерод, образующийся при разложении тяжелых углеводородов: он быстро накапливается в жаровых трубах и создает на их поверхности пленки. С увеличением толщины пленки температура стенок повышается, что нередко вызывает образование трещин.

Шлам, образующийся из продуктов разложения гликоля и тяжелых углеводородов, может забивать тарелки и теплообменники. Кроме того, наличие шлама в растворе приводит к эрозии деталей насоса, арматуры и регуляторов, а также требует частых замен фильтрующих элементов. Рекомендовано выводить гликоль из системы при содержании в нем углеводородов более 0,5 % (масс.) и подвергнуть очистке.

Механические примеси, попадая в абсорберы, забивают его контактные элементы. В результате этого происходит ухудшение массообмена между фазами, снижается эффективность процессов. Одновременно увеличивается также перепад давления на установке.

Процессы забивания механическими примесями сечения контактных устройств приводят к увеличению скорости газа, что, в свою очередь, способствует пенообразованию и уносу гликоля в виде капель. Такие же последствия имеет загрязнение сепарационных элементов, при загрязнении

фильтров эти потери со временем могут составить до 100 г/1000 м³.

В связи с этим важное значение приобретают вопросы регенерации растворов от влаги и их очистки от различных примесей.

Для возможности непрерывного использования растворов гликолей в системе установок осушки газа и очистки их от различных примесей таких как минеральные соли, механические примеси, продукты коррозии и т.д. применяют различные схемы регенерации. При этом количество выделенных веществ должно быть равно количеству поглощенных компонентов. В противном случае происходит накопление примесей в растворе и снижение его поглотительной способности.

К основным схемам регенерации относятся процессы ректификации при атмосферном давлении и под вакуумом, с использованием азеотропного агента и отпарного газа.

Ректификационные процессы регенерации наиболее эффективно протекают в том случае, когда температура низа колонн соответствует температуре кипения ректификата - кубового продукта. Так как ДЭГ и ТЭГ нельзя нагревать выше 164 и 206 ⁰С ввиду их термической неустойчивости и при такой температуре низа десорбера и давлении верха колонны максимальная концентрация ДЭГа и ТЭГа в регенерированных растворах составит 96,7 и 98,1 % соответственно. Но растворы такой концентрации в условиях производства не обеспечивают достаточно глубокую осушку газа. В связи с этим для повышения глубины регенерации гликолей применяется вакуумный способ. Температура кипения гликолей в зависимости от вакуума в системе приведена в табл.1.4.

Таблица 1.4 - Зависимость температуры кипения гликолей от давления.

Р, мм рт. ст.	Гликоль
Р, мм рт. ст.	ДЭГ	ТЭГ
1	2	3
1	91,8	114,0
5	120,0	144,0
10	133,8	158,1
20	148,0	174,0
1	2	3
40	164,3	191,3
60	174,0	201,5
100	187,5	214,6
200	207,0	235
400	226,5	256,6
760	244,8	287,3

Вакуум в системе создается с помощью специальных насосов. Вакуумные насосы подключаются в газовой фазе, отводимой из рефлюксной емкости (см. рис. 1.6) и, подсасывая остаточный газ, создают разрежение в системе.

Рисунок 1.6 - Принципиальная технологическая схема УКПГ Западно-Таркосалинского газового месторождения:

А-1 - абсорбер; БР-1 - блок регенерации гликоля; С-1 - сепаратор; Д-1, Р-1 - дегазаторы; Е-1 - буферная емкость; Р-2 - рефлюксная емкость; Т-1 -рекуперативный теплообменник; ВХ-1 - воздушный холодильник; Т-1 - магнитный фильтр; Ф-1 и Ф-2 - фильтры; Н-1, Н-2, Н-3 – насосы.

В качестве гидрозатворной жидкости в вакуум-насосах установок регенерации гликоля применяется оборотная вода. Также для этой цели может использоваться раствор гликоля, что позволит создать в системе более глубокий вакуум.

В США широко эксплуатируются установки, на которых производится регенерация раствора под вакуумом. Если температура газа изменяется по

сезонам, установка проектируется с комбинированным десорбером, состоящим из двух самостоятельно работающих секций, расположенных одна над другой и соединенных между собой обечайкой. Нижняя секция - обычный тарельчатый десорбер, работающий при атмосферном давлении. Верхняя секция работает под вакуумом. При температуре влажного газа ниже 38⁰С раствор регенерируется только в нижней секции. При повышении температуры газа на входе в установку необходимо более глубокое удаление воды из гликоля, что достигается добавочной регенерацией его в верхней секции.

Практический интерес представляют схемы, в которых вместо вакуума используется отпарка газом. Этот способ применяют для регенерации как гликолей, так и других трудноразделяемых растворов. Вакуумнасос в таких схемах заменяется циркуляционным компрессором, что уменьшает капитальные затраты и облегчает эксплуатацию, так как выпускать в атмосферу отпарной газ нерационально. Такие схемы выгодно применять при осушке сероводородсодержащего газа, так как при этом сокращается объем аппаратуры, поражаемой коррозией. Схема регенерации гликоля с подачей отпарного газа может использовать систему с огневого подогрева и отпарку влаги сухим газом. Насыщенный влагой гликоль проходит через змеевик дефлегматора, размещенного вверху отпарной колонны.

Конденсирующийся водяной пар обеспечивает необходимое орошение верха колонны. Колонна заполнена насадкой из колец Рашига или седел Берля. Далее влажный гликоль проходит через теплообменник и поступает в десорбер, где из него частично отгоняется вода. В испарителе гликоль нагревается за счет сжигания топливного газа в топке. Из испарителя гликоль перетекает в испарительную колонну, в низ которой подается нагретый отпарной газ. Здесь в колонне концентрация гликоля доводится до 99,9 % (масс.) и выше. Температура верха регулируется подачей части холодного гликоля через змеевик на верху колонны.

К недостаткам схемы следует отнести отвод отпарного газа и паров воды в атмосферу, что приводит к потерям газа и загрязнению атмосферы. Для

ликвидации потерь газа устанавливают циркуляционные газодувки и колонны осушки циркулирующего газа.

При необходимости получения триэтиленгликоля с концентрацией до 99,9 % (масс.) возможна подача на установку неосушенного газа, подогретого до 140…160 °С. При использовании осушенного газа удается получить гликоль концентрацией 99,97 % (масс.). Отпарной газ можно вводить частично в испаритель через перфорированную трубу, расположенную под топкой, что позволяет интенсифицировать теплообмен и уменьшить вероятность перегрева гликоля. Опыт показал, что наиболее эффективным является ввод газа в отпарную колонну.

В некоторых схемах в качестве отпарного газа предполагается использовать отходящие газы, отбираемые из дымовой трубы огневого подогревателя. Газы охлаждаются, отделяются от влаги, подогреваются в теплообменнике и подаются в отпарную камеру. Однако наличие кислорода в продуктах сгорания газа может вызвать окисление гликоля, поэтому использовать отходящие газы не представляет особого интереса, хотя обеспечивает экономию электроэнергии для привода вакуум-насоса.

1.1.6 Азеотропная регенерация гликолей

Глубокая регенерация гликолей осуществляется в процессе азеотропной ректификации. При этом способе для увеличения относительной летучести воды в систему добавляют специальные реагенты - азеотропобразующие вещества. Разделяющие агенты, используемые в процессах азеотропной ректификации, должны:

- изменять относительную летучесть компонентов заданной смеси в желательном направлении;

- легко регенерироваться из смесей с компонентами системы, подвергаемой разделению;

- быть безопасными в обращении, доступными и по возможности дешевыми;

- должны вступать в химическую реакцию с компонентами заданной системы;

- иметь относительно низкое давление насыщенных паров;

- практически не растворятся в гликолях;

- иметь высокую активность при извлечении воды;

- иметь низкую теплоту парообразования.

Азеотропная ректификация растворов гликолей, насыщенных влагой, проводится путем добавки в испаритель толуола, бензола или ксилола, образующих положительные азеотропные смеси с влагой, присутствующей в гликоле.

Таблица 1.5 - Основные свойства азеотропообразующих веществ.

Наименование

Формула

М

r,

кг/л

V

Е,

мл/100 л

Бензол Толуол Ксилол

С₆Н₆

С₆Н₅СН₃ С₆Н₄(СН₃)₁₂

78,12

92,14

106,17

0,8790

0,8716

0,8802

80,1

110,6

114,4

0,082 (22⁰С) 0,057 (16⁰С) 0,030 (15⁰С)

Е - растворимость в воде при давлении 0,1 МПа.

Процесс позволяет довести концентрацию гликоля до 99.99 % (масс.) и выше, а содержание влаги в осушенном газе - до 1…5 мг/л .

Процесс азеотропной регенерации гликолей протекает по следующей схеме (рис. 1.7). Насыщенный раствор осушителя, выводимый из абсорбера в рекуперативный теплообменник Т-1, подается на регенерацию в колонну К-1.

Рисунок 1.7 - Принципиальная технологическая схема блока регенерации по азеотропному способу:

К-1 - десорбер; И-1 - испаритель; Е-1 – рефлюксная емкость; Е-2 -буферная емкость; Н-1, Н-2, Н-3 - насосы; I-насыщенный раствор гликоля; II - регенерированный раствор гликоля; III - вода; IV - азеотропобразующий компонент.

В эту же колонну ниже ввода насыщенного абсорбента подается азеотропный агент. Образовавшаяся смесь паров поглощенного компонента - воды и азеотропного агента охлаждается в холодильнике Х-1, конденсируется и поступает для разделения в сепаратор Е-1. Объем сепаратора должен обеспечивать хорошее разделение смеси. Содержание азеотропного агента в дренируемой воде не должно превышать 100 мг/л. Процесс "Дризо" имеет замкнутый цикл по углеводородам. Однако в десорбированной воде содержатся следы гликоля и углеводородов, следовательно она нуждается в дополнительной очистке.

Азеотропный агент направляется в буферную емкость Е-2, оттуда насосом Н-3 подается в десорбер. Регенерированный раствор гликоля отводится с низа десорбера.

Результаты применения процесса по схеме Дризо приведены в табл.1.6.

Таблица 1.6 - Показатели процесса Дризо

Номер опыта	Соотношение расходов	Температура в испарителе, ⁰С	Массовая концентрация гликоля в растворе, %
Номер опыта	Соотношение расходов	Температура в испарителе, ⁰С	насыщенного	регенерированного
1	0	178,3	92,9	97,3
2	0,2	178.3	93,5	98,8
3	0,2	193,3	89,2	98,7
4	0,3	193,3	93,5	98,7
5	0	196,2	94,2	98,4
6	0,8	193,3	95,1	99,2
7	1,6	193,3	95,3	99,5
8	1,1	196,2	95,3	99,7
9	2,6	194,4	95,3	99,8
10	1,8	210,6	95,3	99,9

Увеличение количества толуола приводит к повышению концентрации регенерированного гликоля Но при этом одновременно возрастает расход энергии на процесс. Теоретический расход толуола в 4 раза больше количества извлекаемой из насыщенного раствора ТЭГа воды Из приведенных данных видно, что добавки 1,8 объема толуола от теоретически необходимого количества для азеотропной ректификации позволяет при температуре в низе десорбера 210 ⁰С получить ТЭГ 99,9 %-ной концентрации.

Процесс азеотропной регенерации эффективен для концентрирования растворов гликолей, содержащих от 2 до 6 % воды. При содержании воды в больших количествах процесс становится невыгодным из-за значительной энергоемкости.

Потери толуола на установке невелики, что объясняется его низкой растворимостью в воде. Процесс «Дризо» требует добавочного оборудования: емкостей, насосов и т д. Кроме того, применение азеотропного агента создает повышенную токсичность выбросов, так как он растворяется в отводимой воде, а также создает определенные трудности, связанные с его транспортированием и хранением.

Для обеспечения надежной эксплуатации установки необходимо тщательно удалять из раствора непредельные углеводороды, что достигается применением трехфазных сепараторов и фильтрованием всего циркулирующего раствора через активированный уголь. Следует отметить, что наличие газоконденсата, выделенного из газа при абсорбции, в десорбированной воде вызовет разбавление азеотропного компонента тяжелыми фракциями. Поэтому обеспечение постоянного фракционного состава азеотропного компонента требует специальной проработки.

1.1.7 Новые направления в регенерации гликолей

При освоении месторождений Крайнего Севера и морских шельфов большое значение имеет компактность технологических установок, так как это основной способ снижения капиталовложений.

Переход от паровых к огневым блокам регенерации котлового типа стал важным этапом в повышении компактности. Однако огневые подогреватели подобного типа имеют ряд существенных недостатков, из которых можно указать относительно низкий КПД, неравномерность теплонапряжения поверхности нагрева (максимальное теплонапряжение в 3-4 раза превосходит его среднее значение), большую длительность времени пребывания гликоля в подогревателе и т.д.

Особенно опасными участками являются горизонтальные поверхности (верх и низ жаровой трубы), где температура поверхности стен может достигать 300-400 ⁰С. Это приводит к разложению гликоля на коррозионно-активные кислоты и усилению коррозии в системе.

Анализ технико-экономических показателей различных блоков регенерации гликоля, проведенный совместно со специалистами ЦКБН, Юж-НИИгипрогаза и ВНИПИгаздобычи, показал экономическую целесообразность использования вертикальных цилиндрических трубчатых печей типа ЦС.

Принципиальная технологическая схема подключения печи в блок регенерации гликоля приведена на рис.1.8.

Рисунок 1.8 - Принципиальная технологическая схема подключения печи в схему БРГ:

К-1 - десорбер, ВХ-2 - воздушный холодильник, Т- 1 - рекуперативный теплообменник; П-1 - печь, Н-2, Н-4, Н-8 - насосы, I - насыщенный раствор гликоля, II - дистиллят, III - пары к вакуум-насосу, IV - регенерированный раствор гликоля.

Вертикальная цилиндрическая печь ЦС состоит из двух камер: радиационной и конвективной. Радиационная камера, представляет собой полый футерованный изнутри цилиндр диаметром 2800 мм, установленный вертикально на стойках. Внутри цилиндра по периферии размещен вертикальный продуктовый змеевик, подвешенный на специальных кронштейнах. Непосредственно под радиационной камерой установлена коробчатая конвективная камера, внутри которой на решетках подвешен горизонтальный продуктовый змеевик. Нагрев системы осуществляется горелкой ГИК-2, расположенной в поду печи. В верхней части установлена дымовая труба.

Сопоставление показателей печи ЦС и огневых подогревателей котлового типа показало преимущество первых. Например, при одинаковых габаритах производительность печи в несколько раз больше, чем у подогревателей. Подогреватель имеет низкий КПД, равный 0,5 (у трубчатой печи 0,7-0,8). Время пребывания гликоля в подогревателе котлового типа достигает несколько часов, что в десятки раз больше, чем в печи.

При включении печей в схемы регенерации не требуется строительство котлов для производства водяного пара, используемого в качестве теплоносителя как в блоке регенерации, так и для обогрева помещений. Благодаря этому резко сокращается количество воды на нужды объектов.

Известно, что установки регенерации гликолей являются одними из источников промышленных отходов на УКПГ. Возникает необходимость повышения экологических характеристик данных установок.

При регенерации гликоля происходит выброс газов из выветривателя и рефлюксной емкости (через сепаратор вакуум-насоса) и сброс десорбированной воды. Концентрация гликоля в рефлюксной жидкости достигает 3 %. Это, с одной стороны, приводит к большим безвозвратным потерям гликоля, а с другой - создает дополнительные проблемы по защите окружающей среды. В то же время исследованиями установлено, что в ряде случаев на секции десорберов между тарелкой питания и полуглухой тарелкой не происходит

существенного повышения концентрации гликоля в растворе, особенно в БРГ, где насыщенный раствор содержит 40-60 % гликоля. Таким образом, часть тарелок десорбера работает с низкой эффективностью.

Рисунок 1.9 - Принципиальная технологическая схема блока регенерации гликоля:

К-1 - десорбер; И-1 - испаритель; Х-1 - холодильник; Е-1 - рефлюксная емкость; Н-1, Н-2 - насосы.

В способе, проиллюстрированном на рис. 1.9, насыщенный раствор после рекуперативного теплообменника делится на два потока. Меньший по количеству (5-10 %) подается на полуглухую тарелку десорбера К-1. Это способствует нормальному гидравлическому режиму в системе десорбер - испаритель. Кроме того, этим потоком частично извлекаются пары гликоля, поднимающегося через полуглухую тарелку. Другой поток гликоля подается в трубопровод, соединяющий полуглухую тарелку с отпарной секцией испарителя И-1, или прямо в испаритель.При работе по такой схеме практически все тарелки десорбера работают в режиме улавливания гликоля из паровой фазы. Благодаря этому достигается снижение концентрации гликоля в дистилляте колонны и уменьшаются потери реагента. Недостатком данного метода является получение гликоля низкой концентрации.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и

готовой продукции

1.2.1 Характеристика сырья

Сырьем установки осушки газа является нефтяной природный газ с параметрами:

- давление 5,7 МПа;

- температура 46 ⁰С;

- расход 1,1 млрд.нм³/год;

Таблица 1.7 - Состав газового сырья.

№ п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	Количество
1.	Компонентный состав:
	Азот	% мол.	1,52
	Метан	% мол.	75,89
	Диоксид углерода	% мол.	1,16
	Этан	% мол.	14,51
	Пропан	% мол.	4,99
	Изобутан	% мол.	0,41
	Н-бутан	% мол.	0,96
	Изопентан	% мол.	0,19
	Н-пентан	% мол.	0,22
	Н-гексан	% мол.	0,12
	Н-гептан	% мол.	0,025
	Октан + высшие	% мол.	0,005
2.	Молекулярная масса		20,9
3.	Плотность, кг/м³ при 0 ⁰С, 760 мм рт.ст.	кг/нм³	0,933
4.	Содержание капельной жидкости	г/нм³	до 10
5.	Содержание мех. примесей с размером частиц от 20 до 100 мкм	мг/м³	3
6.	Относительная влажность газа	%	до 100

Таблица 1.8 - Содержание сероорганических соединений в сырьевом газе Зайкинского ГПП

Наименование	Ед. изм.	Количество
Сероокись углерода	% мол.	отс.
Сероводород	% мол.	0,000008
Метилмеркаптан	% мол.	0,000017
Этилмеркаптан	% мол.	0,000027
И-пропилмеркаптан	% мол.	0,000038
Н-пропилмеркаптан	% мол.	следы
Бутилмеркаптан	% мол.	следы
Меркаптановая сера	% мол.	следы

1.2.2 Характеристика используемого ТЭГ

Для осушки газа используется триэтиленгликоль, который имеет

следующие характеристики:

Молекулярный вес...........................................…….. ……….150,17

Нормальная точка замерзания, ⁰С........................…….…...... – 4,3

Нормальная точка кипения при 760 мм рт. столба, ⁰С...........288,0

Изменение в точке кипения относительно изменения в давлении,

⁰С/мм рт. столба при 750…770 мм рт.столба........………..…0,055

Давление пара при 20 ⁰С, мм рт. столба.....…….....…............ <0,01

Кажущийся удельный вес, 20/20⁰С.......................……….......1,1255

Изменение в удельном весе относительно изменения в температуре

при 10…40 ⁰С, на ⁰С……........................................................ 0,00078

Вязкость при 20 ⁰С, сп.………………..................................... 49,0

Показатель преломления n₀ , 20 ⁰С…..............................…1,4559

Растворимость в воде при 20 ⁰С, % по весу...................... 100,0

Растворимость воды в ТЭГ при 20 ⁰С, % по весу................. 100,0

Температура самовоспламенения, ⁰С……….......................... 371

Начало распада, ⁰С………………….......................................... 206

Критическая температура, ⁰С……………................................. 440

Критическое давление, мм. рт. столба……......................... 24,852

1.2.3 Технические требования к товарному осушенному газу

Точка росы воды при 5,7 МПа - не ниже минус 5 ⁰С.

Точка росы углеводородов - не выше 0 ⁰С.

Давление - 5,3 - 5,9 МПа.

Температура - 40 ⁰С.

Механические примеси - 0,1 г/ 100 м³.

Содержание сероводорода - не выше 0,007 г/м³.

Объем воздушных включений - не выше 0,016 г/ м³.

Описание технологической схемы процесса осушки газа ТЭГ (DRIZO ).

На установке осушки газа триэтиленгликолем (ТЭГ) по методу Дризо применяется процесс абсорбционной осушки газа высоконцентрированным раствором ТЭГ с содержанием воды не более 0,1 % при давлении 57,75 кгс/см² и температуре 46 ⁰С. При этом начальное содержание паров воды в исходном газе должно составлять не более 0,14 % об. Расчетная точка росы осушенного газа на выходе из абсорбера составляет минус 61 ⁰С.

Контакт газа с ТЭГ происходит на высокоэффективной неупорядоченной насадке. Степень насыщения ТЭГ водой составляет 2,8-3,0 %.

ТЭГ имеет температуру кипения при давлении 1,01 МПа 278,3 ⁰С, при давлении 0,66 кПа 198 ⁰С. Температура начала разложения ТЭГ составляет 206 ⁰С. Регенерация насыщенного раствора ТЭГ по методу Дризо производится при давлении 1,37 кгс/см² и температуре в кубе колонны регенерации 204 ⁰С. Снижение температуры кипения ТЭГ достигается за счет подачи перегретых до 220 ⁰С паров углеводородного растворителя – бутан-гексановой фракции в количестве 29,3-32 % от количества насыщенного раствора ТЭГ, поступающего на регенерацию.

Расчетное содержание воды в отрегенерированном растворе ТЭГ составляет 0,04 %.

Движущей силой процесса является разница парциальных давлений (упругости пара) воды над поверхностью регенерированного ТЭГа и в природном газе. При контакте "газ-ТЭГ" происходит переход воды из газовой фазы в жидкую снизу вверх по колонне, вплоть до выравнивания парциального давления воды в газе до парциального давления воды над поверхностью регенерированного ТЭГа. Поэтому от качества регенерации ТЭГа будет зависеть точка росы осушенного природного газа.

Природный газ через клапан в количестве 110000 нм³/ч подается в колонну Т-300А. Параметры газа: давление 5,7 МПа (57кгс/см²), температура 46 ⁰С. В колонне Т-1 осуществляется осушка газа высококонцентрированным триэтиленгликолем (ТЭГ) 99,96 % мол.

Принцип осушки основан на способности ТЭГа поглощать влагу из природного газа.

Природный газ снизу вверх проходит структурную насадку, на которой происходит контакт с ТЭГом. Распределитель газа в нижней части абсорбера Т-1 отклоняют вниз поток газа. Газ из структурной насадки сверху поступает в высокоэффективное сепарирующее устройство в верхней части абсорбера, где до минимума снижается унос ТЭГа.

Осушенный газ из абсорбера Т-1 по проекту поступает через кран с ручным приводом в трубное пространство теплообменника Е-22 установки НТК. Осушенный от тяжелых углеводородов обратный поток газа из межтрубного пространства теплообменника Е-22 поступает через кран с ручным приводом в газопровод товарного газа через клапан отсекатель.

ТЭГ подают сверху в количестве 3457 кг/ч насосом Р-13/Р-14, предварительно охлаждая поток в аппарате воздушного охлаждения Е-15 от 104 до 47 ⁰С.

Во избежании попадания газа на насос Р13/Р-14 при его остановке на линии подачи регенерированного ТЭГа предусмотрен обратный клапан. Насыщенный ТЭГ из абсорбера Т-1 поступает сначала на фильтрацию в один из работающих фильтров .

Предусмотрено два фильтра F-2 и F-3, один рабочий и один в резерве. Фильтр предназначен для фильтрации насыщенного ТЭГ от мех. примесей размером частиц более 3-х микрон. Фильтр оборудован 4-мя сменными фильтрующими элементами.

Работа фильтра оценивается по перепаду давления на фильтре. Перепад давления контролируется приборами в фильтрах F-2 и F-3. При достижении перепада давления на фильтре 1,1 кгс/см² включается в работу резервный фильтр, работающий отключается и готовится к смене фильтрующих элементов. После замены элементов фильтр ставится в резерв.

После фильтрации насыщенный ТЭГ подается в конденсатор обратного потока Е-4, в котором нагревается от 47 до 66 ⁰С парами флегмы из V-9, а затем - в пластинчатый рекуперативный теплообменник Е-5 и, нагретый до 162 ⁰С, поступает в емкость мгновенного испарения несконденсированных примесей V-6. Температура в емкости V-6 составляет 162 ⁰С, давление 0,488 МПа (4,88 кгс/см²).

Емкость мгновенного испарения ТЭГ представляет собой вертикальный сосуд диаметром 914 мм и высотой 3046 мм, представляет собой двухфазный сепаратор конструкции Дризо. Емкость работает при температуре 162 ⁰С и давлении 4,88 кгс/см², что обеспечивает полное отделение от гликоля СО₂ и поглощенных легких углеводородов, за счет низкой вязкости ТЭГ при высокой температуре.

Пары с верха V-6 при температуре 162 ⁰С, давлении 0,45 МПа (4,5 кгс/см²) конденсируются и охлаждаются в конденсаторе Е-7 до 46 ⁰С при давлении 3,8 кгс/см² и парожидкостная смесь поступает в емкость V-8, в которой отделяется жидкость. Аппарат V-8 – барабан восстановления растворителя, представляет собой вертикальный двухфазный сепаратор с сепарирующим устройством в верхней части конструкции Дризо. Предназначен для сбора сконденсировавшихся жидких углеводородов и гликоля. Размер аппарата: диаметр – 219 мм, высота – 1524 мм. Пары из V-8 через клапан после снижения давления до 0,11 МПа (1,1 кгс/см²) направляются в факельную линию.Пары из емкости V-8 в количестве 22 кг/час и состоящие из азота, СО₂, метана, углеводородов С₂¸С₅ и воды сбрасываются в факельный коллектор.

Насыщенный ТЭГ из емкости мгновенного испарения V-6 вместе с жидкостью из емкости V-8 объединенным потоком направляют в отпарную колонну V-9. Расход потока согласно проекта составляет 3557 кг/ч, температура 162 ⁰С, давление 0,13 МПа (1,3 кгс/см²). Отпарная колонна V-9 содержит высокоэффективную неупорядоченную насадку. Основная часть воды отпаривается в рибойлере Н-10. Нагревание обедненного ТЭГа осуществляется за счет теплоты конденсации водяного пара подаваемого в трубный пучок рибойлера Н-10..Из рибойлера Н-10 обедненный гликоль с концентрацией ТЭГа 98,6-99,1 % масс. переливается в отпарную колонну V-11, в которой снизу вверх подают пары растворителя. По конструкции отпарная колонна обедненного гликоля V-11 является выносной насадочной колонной. Сверху поступает самотеком по переливному устройству из рибойлера Н-10 обедненный гликоль, снизу под слой насадки поступают пары растворителя из подогревателя Н-10 с температурой 220 ⁰С. Сверху колонны V-11 отводятся пары растворителя и воды в паровое пространство рибойлера Н-10. Размеры колонны: диаметр – 457 мм, высота – 4953 мм. Остаточная влага отпаривается горячими сухими парами растворителя и получается высококонцентрированный ТЭГ.

Рабочие параметры отпарной колонны:

- давление 1,4 кгс/см²;

- температура паров растворителя на входе 220 ⁰С.

Расход растворителя составляет 1056 кг/ч, расход регенерированного ТЭГа - 3457 кг/ч.

Горячий регенерированный ТЭГ снизу V-11 с температурой 204⁰С поступает в накопительную емкость V-12. Затем горячий ТЭГ поступает в рекуперативный теплообменник Е-5, в котором охлаждается с 204 до 104.

После теплообменника Е-5 регенерированный ТЭГ поступает на всас насоса Р-13/Р-14 и далее этим насосом подается в воздушный холодильник Е-15 для охлаждения от 104 до 47 ⁰С, после чего подается в качестве абсорбента в колонну Т-1. Это завершает цикл циркуляции ТЭГа.

Пары углеводородов и воды, выходящие из конденсатора флегмы Е-4 охлаждаются в воздушном холодильнике Е-16 с 93 до 46 ⁰С и парожидкостная смесь поступает в трехфазный сепаратор V-17, в котором происходит разделение воды, растворителя и несконденсированных газов. Давление в сепараторе 0,125 МПа (изб)(1,25 кгс/см² изб), температура 46 ⁰С.

Сверху сепаратора V-17 выходит газ (N₂ + CО₂) в количестве 1 кг/ч, снизу - вода в количестве 107 кг/ч и растворитель в количестве 1056 кг/ч.

Растворитель из емкости V-17 поступает на всас насоса Р-18/Р-19 и далее на фильтрацию в F-20.

Фильтр F-20 предназначен для тонкой фильтрации углеводородного растворителя от мех.примесей. Фильтр представляет собой вертикальный сосуд диаметром 610 мм и высотой 1727 мм. Фильтр оборудован одним сменным фильтрующим элементом . Производительность фильтра 2,67 м³/час.

Расход подачи отфильтрованного растворителя в отпарную колонну V-11 регулируется клапаном.После фильтрации растворитель поступает в подогреватель Е-21, в котором за счет теплоты конденсации водяного пара нагревается до 220 ⁰С. Давление выходящих из Е-21 паров растворителя составляет 0,24 МПа (2,4 кгс/см²).

Состав растворителя определяется фирмой поставщиком оборудования установки осушки газа триэтиленгликолем (Дризо) перед проведением пуско-наладочных работ. Пары растворителя поступают в отпарную колонну V-11. Это завершает цикл циркуляции растворителя.

1	2	3
начала разложения	164,4	206,7
воспламенения на воздухе	150,5	173,9
вспышки (в открытом тигле)	143,3	165,5
Замерзания	-9,0	-7,6
Поверхностное натяжение, 10~ н/м	48,5	45,2
Коэффициент рефракции (преломления) при 20 'С	1,4472	1,4559
Температура кипения, "С:
при 1,0 МПа	244,8	278,3
при 0,6МПа	164	198
при 0,1 МПа	128	162
Скрытая теплота парообразования при 1,1 МПа, кДж/кг	628,1	367,0
Теплота растворения воды в гликолях при 90 'С, кДж/кг	134,9	210,0
Коэффициент объемного расширения в интервале 0...50 ⁰С	0,00064	0,00069
Критическая температура, ⁰С	410	440
Критическое давление, МПа	5,1	3,72

Показатели процесса осушки газа в значительной степени зависят также от качественных показателей (содержания в абсорбенте основного вещества, вязкости раствора, гигроскопичности и т.д.) и удельного расхода осушителя. Качественные показатели - основные факторы, определяющие точку росы газа на выходе из абсорбера.

При осушке газов до точки росы -25 °С в большинстве случаев применяют абсорбционные процессы с использованием водных растворов гликолей с массовым содержанием в нем осушителя 99-99,5 %. Количество раствора, подаваемого в абсорбер, определяют исходя из термодинамических параметров процесса (давление, температура). При этом концентрацию исходного (регенерированного) раствора гликоля выбирают из условия равновесия между упругостью паров воды над раствором гликоля и пругостью паров воды в природном газе при заданной температуре контакта.

1.4 Технологический расчет колонны Т-1

Уравнение материального баланса

Уравнение материального баланса абсорбера имеет вид:

G_y + G_гл = G_o + G_н, (1.1)

где G_y — с увлажненным газовым сырьем;

G_гл — с раствором гликоля;

G_o — с осушенным газовым сырьем;

G_н— с насыщенным раствором гликоля.

Левая часть уравнения соответствует приходу подводимых в аппарат материальных потоков (в кг/ч), а правая часть уравнения соответствует расходу отводимых из аппарата материальных потоков (в кг/ч).

Определяем влагосодержание углеводородного газа.

Начальное влагосодержание углеводородного газа при температуре tс = = 46 °С и давлении P = 5,8 МПа равно С_н= 0,002 кг/м³, конечное – при давлении Р = 5,8Мпа и температуре точки росы t_р = -40 °С равно Ск = 6 х 10⁶ кг/м³ /16/.

Температура триэтиленгликоля при вводе в аппарат принимается равной t = 46 ⁰С.

Определяем количество раствора триэтиленгликоля.

Количество свежего раствора (кг/ч), подаваемого в колонну, рассчитывается по формуле :

, (1.2)

где G_пв— количество поглощаемой влаги, кг/ч;

Х₁= 0,99993 — концентрация ТЭГ в свежем отрегенерированном растворе, массовые доли;

Х₂= 0,97 — концентрация ТЭГ в насыщенном растворе, масс. доли; правильность принятого числового значения подтверждается дальнейшим расчетом /6/.

Количество поглощаемой влаги рассчитывается по формуле:

G_пв = (С_н – С_к) +V (1.3)

где V — объемное количество углеводородного сырья, м³/ч. Объемное количество углеводородного сырья находим по формуле:

, (1.4)

где G = 150000 кг/ч — количество сырого газа;

М_г= 20,72 — мольная масса газа;

z — коэффициент сжимаемости газовой смеси. /6, с.59/.

Для смеси газов коэффициент сжимаемости определяется в зависимости от приведенных температуры и давления:

, (1.5)

.

, (1.6)

.

где — Т_пскр(К) и Р_пскр, (МПа) — псевдокритические параметры компонентов, рассчитанные в таблице 1.9.

Коэффициент сжимаемости при Т_пр= 1,4 и Р_пр = 1,2 равен z=0,95 /17/.

Подставляя численные значения в выражение,получаем:

.

Количество свежего раствора равно:

(1.7)

Подставляя численные значения в выражение ,получим:

Объемное количество свежего раствора равно:

(1.8)

где =1109 кг/ м³ — плотность раствора гликоля при температуре t_c = 46 °С.

Таблица 1.9 - Расчет псевдокритических параметров газового сырья колонны

Компо-нент	Содержа-ние y_i, мольн. Доли	Критические параметры		Псевдокритические параметры
Компо-нент	Содержа-ние y_i, мольн. Доли	температу-ра,Ткр._i, К	давление, Ркр._i, МПа	Темп - ра Тпскр=y_iTкр К	Давление Рпскр=y_iРкрМПа
С₁	0,7576	190,55	4,604	144,4	3,49
С₂	0,1459	305,43	4,880	44,3	0,71
С₃	0,0498	369,82	4,249	18,4	0,212
С₄	0.0159	425,16	3,796	6,2	0,055
СO₂	0,0146	373,60	9,007	5,5	0,13
N₂	0,0162	304,20	7,382	4,9	0,12
å	1	-	-	224	4,7

Определяем количество осушенного газа

Количество осушенного газового сырья составит:

, (1.9)

где G_p_у — количество углеводородных компонентов, растворенных в триэтиленгликоле, кг/ч.

Количество углеводородных компонентов, поглощаемых триэтиленгликолем в результате растворения, равно:

, (1.10)

где V_p_у— растворимость углеводородных газов в ТЭГ, м³/м³;

_py — плотность растворяемой газовой смеси, кг/м³.

Растворимость углеводородных газов в триэтиленгликоле при

давлении Р = 5,8МПа и принятой средней температуре в аппарате

t_c = 46 °С определяем по графику, /2,с.88/ ; откуда V_py = 0,15 м³/м³.

Плотность растворяемой газовой смеси, или плотность сырья равна:

(1.11)

Подставляя численные значения ,получим:

.

Тогда ,

Количество теряемого триэтиленгликоля равно:

(1.12)

Подставляя численные значения,получаем:

Количество осушенного газа равно:

, (1.13)

.

Определяем количество насыщенного раствора гликоля

Количество насыщенного раствора гликоля равно:

(1 .14)

Подставляя численные значения, получаем:

Материальный баланс процесса осушки представим в таблице 1.10:

Таблица 1.10 Материальный баланс контактора Т-1

Входящий

поток

Количество,

кг/ч

Выходящий

поток

Количество,

кг/ч

Увлажненная парогазовая смесь Gу

Свежий раствор гликоля Gгл

150000

184

Осушенный газ Gо

Насыщенный раствор гликоля Gн

149956

228

å

150184

å

150183,8

Число теоретических тарелок

При проектировании промышленных процессов осушки принято графическое определение числа теоретических тарелок.

Строим рабочую (оперативную) линию, которая показывает равенство

количества воды , выделенной из газа , количеству воды , поглощенной ра-

створом осушителя.

Координаты крайних точек рассчитываются следующим образом :

На входе раствора и выходе осушенного газа

(1.15)

Подставляя численные значения ,получаем:

кмоль воды на кмоль ТЭГ при его вводе в аппарат.

где М_гл – мольная масса ТЭГ; М_в- мольная масса воды .

кмоль воды на кмоль газа на его выводе из аппарата .

На выходе раствора и входе газа:

(1.16)

где М_гл.н.=134,9 – мольная масса насыщенного раствора триэтиленгликоля , рассчитанная в таблице 1.11.

кмоль воды на кмольТЭГ при его выводе из аппарата.

Таблица 1.11 - Состав насыщенного раствора ТЭГ

Компонент.	Мольная масса Мi	Количество		Содержание
		g_i
		кг/ч	кмоль/ч	масс. доли	мольн. доли
ТЭГ	150,17	3453,91	23	0,9831	0,8833	132,638
Н₂О	18	52,74	2,93	0,0150	0,1125	2,0253
N₂	14	0,14	0,01	0,0000	0,0004	0,0054
CO₂	44	0,88	0,02	0,0003	0,0008	0,0338
iC₄	58	0,58	0,01	0,0002	0,0004	0,0223
nC₄	58	0,58	0,01	0,0002	0,0004	0,0223
iC₅	72	1,44	0,02	0,0004	0,0008	0,0553
nC₅	72	1,44	0,02	0,0004	0,0008	0,0553
nC₆	86	1,72	0,02	0,0005	0,0008	0,0661
		3513,43	26,04	1,0000	1,0000	134,924

(1.17)

кмоль воды на кмоль газа при его вводе в аппарат.

Оперативная линия АВ , построенная по координатам А и В ,

показана на рисунке 1.10.

Расчет координат линии равновесия дан в таблице 1.14, при этом задан ряд числовых значений концентрации воды в растворе Хi (масс. доли) и из диаграммы,/2/ определены числовые значения парциальных давлений воды в растворе ТЭГ .

Мольные концентрации воды в растворе расчитываются по формуле:

, (1.18)

где Мсрi – средняя мольная масса раствора ТЭГ.

Числовые значения средней мольной массы раствора ТЭГ рассчитаны по формуле :

, (1.19)

и представлены в таблице 1.12:

Таблица 1.12 - Расчет координат линии равновесия

Концентрация

воды в растворе

Хi ,масс. доли

Мольная масса раствора,

Мср.i

Давление водяных

паров в растворе,

Рi , Па

Мольная концен-

трация воды в р-ре

Х i’ =Мср.iХi /Мв ,

кмоль/кмоль

Равновесная моль-

ная конц- ия водяных паров в газе

Yi’=Pi / Pатм.,

кмоль/кмоль

0.01

0.02

0.03

0.04

139.9

130.9

123

116

293

1064

1357

1995

0.077

0.145

0.205

0.257

0.00005

0.00018

0.00023

0.00034

Рисунок 1.10.- График для определения числа теоретических тарелок в абсорбере .

Построением ступенчатой линии от точки входа газа в аппарат и выхода раствора из аппарата (т. В) до точки выхода газа и выхода раствора

(т. А) определяется число теоретических тарелок Nт =2.

Скорость газа и диаметр абсорбера .

Предельную скорость газа , выше которой наступает захлебывание

насадочных абсорберов , можно рассчитать по уравнению

, (1.20)

где - предельная фиктивная скорость газа ,м/с ;

- вязкость соответственно поглотителя и воды

в абсорбере , Па с ;

А и В – коэффициенты , зависящие от типа насадки ;

L и G – расходы фаз , кг/ч;

- свободный объем насадки , ;

- удельная поверхность насадки , .

В абсорбере Т-1 используется регулярная блочная насадка '' Меллапак 350Y“ фирмы “ Sulzer “ , представляющая собой пакет гофрированных листов . Гофрирование листов выполнено под фиксированным в вертикальной оси углом , а на смежных листах направлено в противоположную сторону ( число характеризует величину удельной поверхности насадки ,а Y-указывает на то что гофрирование листов выполнено под углом 45 град.).

(1.21)

Рабочую скорость принимают равной 0,3 - 0,5 от предельной , принимаем м/с .

Диаметр абсорбера находим из уравнения расхода :

(1.22)

Подставляя численные значения в формулу,получаем

.

Принимаем диаметр обечайки абсорбера 1,372 м .

Определение высоты абсорбера

Рабочая высота аппарата равна:

, (1.23)

где h1 – высота нижней камеры аппарата ;

h2 –высота части аппарата , занятой насадкой ;

h3 – высота верхнейкамеры аппарата .

Высота h1-нижней камеры колонны принимается равной 2,5 м.

Высота h2- равна :

, (1.24)

где - высота эквивалентная одной теоретической тарелке ;

Nр- число рабочих тарелок в колонне .

(1.25)

.

где - К.П.Д. насадки .

Высота установленной в абсорбере насадки имеет 35% запас и составляет 8,8 м . Тогда .

Высота верхней части h3 принимается равной 2,5 м. Тогда рабочая высота аппарата равна:

.

Гидравлическое сопротивление обуславливает энергетические

затраты на транспортировку газового потока через абсорбер .

Величину расчитывают по формуле :

, (1.26)

где - гидравлическое сопротивление сухой ( не орошаемой жидкостью) насадки , Па ;

b =100 –коэффициент для пакетной насадки ;

U- плотность орошения ,.

Плотность орошения (скорость жидкости ) опредаляем по формуле :

, (1.27)

где S- площадь поперечного сечения колонны ,

.

Гидравлическое сопротивление сухой насадки определяют по уравнению :

, (1.28)

где -скорость газа в свободном сечении насадки:

- коэффициент сопротивления равный :

, (1.29)

где Re- число Рейнольдса , равное :

(1.30)

1.4.6 Уравнение теплового баланса

В рассчитываемом контакторе осушка газа должна протекать при изотермических условиях, что практически не значительно влияет на

температуру триэтиленгликоля.

Уравнение теплового баланса контактора имеет вид:

Q_с+ Q_гл + Q_к + Q_р = Q_о + Q_н, (1.31)

Приходу тепла в аппарат соответствует левая часть уравнения,(кВт):

Qс — с газовым сырьем;

Qгл — со свежим раствором ТЭГ;

Qк—от выделения тепла при конденсации водяного пара и растворения конденсата в гликоле;

Qр — от частичного растворения углеводородов в гликоле;

Расходу тепла отведенному из аппарата соответствует правая часть уравнения, (кВт):

Qо — с осушенным газом;

Qн — с насыщенным раствором гликоля.

Определяем количество тепла, вносимое в аппарат влажным газовым сырьем

Количество тепла, вносимое в аппарат влажным газовым сырьем,

Равно:

, (1.32)

где Сp — теплоемкость газового сырья, кДж/(кг×°С).

Теплоемкость Сp вычисляется по формуле:

(1.33)

где Yi — содержание i - гo компонента в смеси, масс. доли;

Сpi — теплоемкость i - го компонента в расчете на идеальный газ,

КДж / (кг × °С).

Теплоемкость компонентов газового сырья как идеальных газов рас-

считывается по формуле :

(1.34)

где Ei, Fi, Gi, Hi, Ni, кДж / (кг × °С) — коэффициенты, значения

которых для ряда часто встречающихся в расчетах веществ приведены в таблице 1.13:

Таблица 1.13 - Коэффициенты для вычисления изобарной теплоемкости некоторых веществ в состоянии идеального газа

	Коэффициенты в кДж/(кг×°С)
	Е	F×10^-2	-G×10^-3	H×10^-5 A'.IHO	N×10^-1
1	2	3	4	5	6
H₂	0	329,83	294,05	940,12	200,39
О₂	0	21,62	16,46	45,44		12,05
N₂	0	21,74	16,13	45,18	15,43
СО	0	22,07	16,19	44,59	15,20
СО₂	0	25,75	19,43	53,59	6,92
Cl₂	0,55	0,23	0,42	1,99	2,22
S0₂	0	19,10	15,48	43,24	5,11
NH₃	0	53,77	30,80	77,65	21,20
H₂O	0	40,1-5	27,80	79,22	26,41
H₂S	0	24,41	16,68	45,82	11,68

Продолжение таблицы 1.13

1	2	3	4	5	6
СН₄	0	58,43	15,19	—2,94	18,55
C₂H₆	0	62,46	25,62	35,94	3,34
C₂H₄	0	58,31	31,71	68,49	2,36
С₃H₈	0	66,22	32,71	62,19	—0,78
С₃H₆	0	57,38	28,87	56,17	1,54
С₄H₁₀	0	65,71	33,13	64,1	0
С₄H₈	0	61,06	33,12	70,58	—0,50
C₅H₁₂	0	65,66	33,76	66.84	—6,11
C₅H₁₀	0	61,65	33,33	70,27	0,10
С₆H₁₄	—1,21	66,06	34,77	70,91	—0,46
С₆H₁₂	0	62,39	34,00	72,18	—0,10

Расчет изобарной теплоемкости сырья как идеального газа дан в

таблице 1.14:

Таблица 1.14 - Расчет изобарной теплоемкости газового сырья

Компо- нент	Количество g _i, кг/ч	Содержание Yi, масс. доли	Теплоемкость Срi, КДж/(кг × ⁰С)	Yi , Cpi,КДж/ (кг×⁰С)
1	2	3	4	5
С₁	69992,3	0,758	2,611	1,98
С₂	31470,9	0,1449	1,857	0,27
С₃	20819,7	0,0498	1,523	0,08
С₄	5921	0,0139	1,789	0,02
С₅	3457,4	0,0041	1,69	0,00
С₆	522	0,0012	1,62	0,00
С₇	88	0,00018	1,54	0,00
СО₂	3505	0,0116	0,87	0,01
Н₂О	106,7	0,0012	1,84	0,00

Продолжение таблицы 1.14

1	2	3	4	5
N₂	3099	0,0152	1,03	0,02
å	150195	1,0000	-	2,38

Тогда

Q_с = G_у× с_р × t_с (1.35)

Q_с = 150000 × 2,38 × 48 = 17136000 КДж/ч = 4760 КВт.

Определяем количество тепла, вносимое в аппарат с раствором триэтиленгликоля.

Количество тепла, которое вносится в аппарат с раствором триэтиленгликоля, составляет:

(1.36)

где с_гл- средняя массовая теплоемкость триэтиленгликоля при температуре t_гл =37 °С, КДж / (кг × °С).

Величину теплоемкости ТЭГ находят из /7.

c_гл = 2,2 КДж / (кг ⁰С).

Подставляя численные значения, получаем:

1.4.8 Определяем количество тепла выделяемое при конденсации водяного пара и растворении конденсата и триэтиленгликоля

Количество тепла, которое выделяется при конденсации водяного па-

ра и растворении конденсата и триэтиленгликоля, равно:

Q_к = Q_п + Q_гк , (1.37)

где Q_п — количество тепла, выделяемое при конденсации

водяного пара, КВт;

Q_гк—количество тепла, выделяемое при растворении конденсата, КВт.

Количество тепла, выделяемое при конденсации водяного пара, равно:

Q_п = G_пв × R_H₂_O (1.38)

Q_п = 5,5 × 2424 = 13332КДж/кг = 3,7КВт.

где R_H₂_O = 2424 КДж / кг — теплота конденсации водяного пара при

температуре t_c = 46⁰С.

Количество тепла, выделяемого при растворении воды в триэтиленгликоле, равно:

Q_гк = G_пв × r_p (1.39)

Q_гк = 5,5 × 210,8 = 1159,4 КДж / ч = 0,32КВт,

где r_p = 210,8 КДж / кг — теплота растворения воды в триэтиленгликоле, /7/.

Подставляя численные значения,получаем:

Qгк = 3,7+0,32=4,02КВт,

Количество тепла, которое выделяется при частичном растворении углеводородов в триэтиленгликоле, рассчитывается по формуле:

, (1.40)

где g_i – количество i-го углеводорода, растворившегося в ТЭГ, кг/ч;

r_i — теплота растворения i-гo углеводорода в триэтиленгликоле, КДж/кг.

Расчет количества тепла, которое выделяется при частичном растворении углеводородов в гликоле, представлен в таблице 1.15.

При этом теплота растворения r_i углеводородов принята равной теплоте их парообразования, /3/.

Таблица 1.15 - Расчет количества тепла, выделяемого при растворении углеводородов в ТЭГ.

Компонент	Хi, масс. доля	g_i = Gру × Хi кг/ч	r_i, КДж/кг	g_i× r_i/ 3600, КВт
С₁	0,4976	12,5	419	1,5
С₂	0,0490	1,2	364	0,1
С₃	0,0240	0,6	289	0,0
С₄	0,1459	3,7	239	0,2
С₅	0,2352	5,9	199	0,3
С₆	0,0479	1,2	173	0,1
С₇	0,0004	0,0	178	0,0
å	1,0000	25,1	-	2,2

Определяем количество тепла выводимое из аппарата осушенным газом

, (1.41)

Подставляя численные значения ,получаем:

при этом с_р= 2,08 КДж / (кг × °С) — теплоемкость осушенного газа при температуре t_c = 46 °C, принятая равной теплоемкости газового сырья.

Тепловой баланс аппарата представлен в таблице 1.16:

Таблица 1.16 - Тепловой баланс абсорбера Т – 1

Наименование теплового потока

Температура,

⁰С

Количество тепла,

КВт

Приход

Газовое сырье Qс

Свежий ТЭГ Qгл

Тепло конденсации пара и

растворения воды Qк

Тепло растворения

углеводородов Qp

å

46

-

4760

4,16

4,02

2,2

4770,4

Расход

Осушенный газ Qо

Насыщенный ТЭГ Qн

å

46

-

4158,5

611,6

4770

2 Механическая часть

2.1 Механический расчёт абсорбционной колонны Т-1

Колонна Т-1 предназначена для абсорбционной осушки газа высоко концентрированным раствором ТЭГа с содержанием воды не более 0,1% при давлении 57 кгс/см² и температуре 46 ⁰С

Расчёт заключается в определении толщины стенки обечайки и днища из условия прочности, определении необходимости и укреплении отверстия под штуцера, определении размеров фланцевого соединения, определении ветровых нагрузок и моментов, действующих на аппарат.

2.1.1 Определение толщины стенки обечайки и днищ

Прочностной расчёт ведём по ГОСТ 14249-89 /13/.

Исходные данные:

Материал корпуса и днищ ………………………………………………..16ГС

Тип корпуса ………………………………………………….цилиндрический

Тип днищ ………………………………………………………эллиптическое

Расчётное давление в корпусе (Р_к) …………………………………6,6 МПа

Расчётная температура (Т_к) …………………………………………….46 ^оС

Допускаемое напряжение материала при Т_к ……………………...120 МПа

Диаметр корпуса (D)в ……………………………………………….1372 мм.

Толщина стенки обечайки, нагруженной внутренним избыточным давлением, мм:

S≥S_p+C, (2.1)

где S_p- расчётная толщина обечайки, мм;

С- сумма прибавок к расчётной толщине, мм;

S_p=, (2.2)

где Р_к – расчётное давление, МПа;

D – внутренний диаметр обечайки, м;

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной

температуре (Т_к=46 ^оС), МПа;

φ_р – коэффициент прочности сварного шва. φ_р=1,0, /1,таблица 20/;

С=С₁+С₂+С₃, (2.3)

где С₁ – прибавка на коррозию или другой вид химического воздействия

рабочей среды на материал, мм. С₁=2,0 мм;

С₂ – прибавка для компенсации минусового допуска на толщину листового проката, из которого изготовлен корпус, мм.С₂=0,8 мм;

С₃ – прибавка на обработку технологическая), мм. С₃=0,0.

С=2,0+0,8+0,0=2,8 мм.

Толщина стенки цилиндрической обечайки по формулам :

S_p==0,0406 м =40,6 мм.

S≥40,6+2,8=43,4 мм.

Принимаем толщину стенки обечайки S=44 мм.

Допускаемое избыточное внутреннее давление определим по формуле:

[Р]=, (2.4)

Подставляя численные значения в выражение, получаем :

[P]= =6,8 МПа.

Толщина стенки днища, нагруженного внутренним избыточным давлением, мм:

S₁≥S₁_p+C, (2.5)

где S₁_p – расчётная толщина днища, мм;

С - сумма прибавок к расчётной толщине, мм;

S₁_p=, (2.6)

где R – радиус кривизны в вершине днища, мм. Для эллиптических днищ с Н=0,25D, R= D=1372 мм.

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной

температуре (Т_к=46 ^оС), МПа;

Подставляя численные значения в выражение, получаем :

S_1p==0,03501 м =35,01 мм.

S₁≥S_1p+C, (2.7)

S₁≥35,01+3,6=38,6 мм.

Принимаем толщину стенки днищ S₁=44 мм.

Допускаемое внутреннее избыточное давление определим по формуле:

[Р]=, (2.8)

Подставляя численные значения в выражение, получаем:

[P]==7,703 МПа.

Произведём проверку на возможность проведения гидроиспытания колонны. Гидравлическому испытанию подлежат аппараты после их изготовления или ремонта. Гидравлическое испытание аппаратов на заводе-изготовителе проводят на пробное давление :

Р_пр=1,25×Р_к×, (2.9)

но не менее (Р_к+0,3) МПа,

где [σ]₂₀=135 – допускаемое напряжение при нормальной температуре (20^оС);

[σ]_t=120 – допускаемое напряжение при рабочей температуре (93,3^оС).

Подставляя эти значения в формулу , получим:

Р_пр=1,25×6,6×=9,42 МПа.

При гидравлическом испытании в нижней части аппарата возникает давление, превышающее пробное на величину давления столба воды:

Р_г=Р_пр+Н×10^-2, (2.10)

где Р_г и Р_пр – гидравлическое и пробное давления, МПа;

Н – высота столба воды, м.

В данном случае Н=15,8 м, т.е. высота колонны.

Таким образом:

Р_г=9,42+15,8×10^-2=9,578 МПа.

При расчёте аппаратов следует проверять, чтобы напряжение в стенке при гидроиспытании от суммарного давления Р_г удовлетворяло условию:

σ = ≤0,9σ_т, (2.11)

где σ_т= 186,1 МПа – предел текучести материала,/13/.

Подставим численные значения:

σ = ≤0,9×186,1

140,12≤167,49 т.е. условие прочности выполнено.

При толщине стенки до 50 мм сосуд выдерживают под давлением гидроиспытания не менее 10 мин.

Расчёт укрепления отверстия

Выполним расчёт укрепления отверстия под штуцер люка-лаза на основании ГОСТ 24755-89/4/.

Исходные данные:

Материал штуцера ……... ……………………………………………….10Г2

Материал корпуса ..………………………………………………………16ГС

Наружный диаметр штуцера (d)...…………………………………….660 мм.

Допускаемое напряжение материала штуцера при Т_к …………….103 МПа.

Расчётное давление в корпусе (Р_к) …………………………………6,6 МПа.

Расчётная температура (Т_к) ………………………………………………46^оС.

Допускаемое напряжение материала при Т_к ………………………120 МПа.

Диаметр корпуса (D) ……………………………………………….1372 мм.

Рисунок 2.1 - Схема к расчёту укрепления отверстия

Расчётную толщину стенки штуцера (S₁_p), нагруженного внутренним давлением, определим по формуле:

S₁_p=, (2.12)

Подставляя численные значения в выражение , получаем:

S1p==0,0202 м = 20,2мм

Толщина стенки (S₁) с учётом прибавки на коррозию:

S₁> S₁_p+С (2.13)

S₁> 20,2+2,8=23 мм.

Принимаем S₁=24 мм.

Определим расчётный диаметр (d₀) одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления, при наличии избыточной толщины стенки сосуда:

d₀=2×, (2.14)

где S-принятая толщина стенки корпуса; S=44 мм;

S_p-расчётная толщина стенки корпуса; S_p=36 мм;

D-диаметр корпуса аппарата; D=1372 мм;

С-прибавка к расчётной толщине; С=2,8 мм.

Таким образом:

d₀=2×=0,0897 м=89,7 мм.

Сравнивая значения d и d₀, приходим к выводу:

660>81,5 мм, т.е. необходимо дополнительное укрепление отверстия.

Определим площадь выреза (А₀), подлежащую компенсации:

А₀=S₁×(d-d₀), (2.15)

Подставляя численные значения в выражение , получаем:

А0=0,024×(0,660-0,0897)=0,0137 м².

Далее проверим, является ли достаточным укрепление отверстия самим штуцером, т.е. сопоставим площадь выреза А₀ с площадью укрепления утолщением стенки штуцера А_ш:

А_ш=2×(L₁+S₁-S_1p-C)(S-S_p-C), (2.16)

где L₁ – расчётная длина штуцера, мм;

L₁=1,25× ,

L₁=1,25×=144,9мм.

Подставляя численные значения в выражение , получаем:

А_ш=2×(0,1449+0,023-0,0202-0,0028)(0,044-0,035-0,0028)=0,000898 м²

Т.к. А_ш<А₀, то необходимо применение укрепляющего кольца.

Площадь укрепления накладным кольцом равна:

А_н=2(L₂+S₁-S₁_p-C)S₂, (2.17)

где L₂ – ширина накладного кольца, м;

L₂=,

где S₂ – толщина накладного кольца, м; принимаем S₂=0,036м.

L₂==0,257 м.

А_н=2×(0,257+0,023-0,0202-0,0028)×0,036=0,0277м²

Т.к. площадь укрепления накладным кольцом А_н оказалась больше площади выреза А₀, подлежащей компенсации, то укрепление отверстия под штуцер обеспечено.

Диаметр накладного кольца определяется:

D_н=d+2×L₂, (2.18)

Dн= 660+2×257=1174 мм.

Материал укрепляющего кольца принимаем 16ГС , т.е. аналогичный материалу аппарата.

2.1.3 Расчёт фланцевого соединения люка-лаза

Фланец изготовлен из стали 10Г2.Тип фланцевого соединения – плоский приварной встык. В зависимости от среды, давления и температуры выбираем конструкцию и материал прокладки: плоская паронитовая, ширина прокладки b_п=17 мм, /4/.

Определяем меньшую толщину конической втулки фланца:

S₀=1,35×S, (2.19)

Подставляя численные значения в выражение , получаем:

S0=1,35×0,044=0,0484 м,

где S – принятая толщина стенки аппарата, мм.

При этом должно выполняться условие: S₀-S≤0,005 м, т.е. 0,0484-0,044≤0,005.

Определим большую толщину втулки:

S₁=S₀×β,

где β– коэффициент отношения большей толщины втулки к меньшей; β=1,5.

S₁=0,0484×1,5=0,0726 м.

Определим длину втулки приварного встык фланца:

l≥3×(S₁-S₀) (2.20)

l≥3×(0,0726-0,0484)=0,0726 м.

В зависимости от Р_у и Д_у рекомендуются болты М32×3,5, /4/.

Далее определим диаметр окружности, по которой располагаются болты:

D_б≥D+2×(S₁+d_б+0,006), (2.21)

где d_б – диаметр болта, м.

Подставляя численные значения, получаем :

D_б≥0,5+2×(0,036+0,032+0,006)=0,646 м.

Определим наружный диаметр фланца:

D_ф≥D_б+a (2.22)

D_ф ≥0,646+0,04=0,686 м.

где а – расстояние от окружности болтов до края фланца, м; а=0,04 м,/4/.

Определим наружный диаметр прокладки:

D_пр=D_б-e, (2.23)

где е- расстояние от окружности болтов до внешнего края прокладки, м; е=0,055 м,/4/.

Подставляя численные значения, получаем :

Dпр=0,646-0,055=0,591 м,

Определим средний диаметр прокладки по формуле:

D_с.п.=D_пр-b_п, (2.24)

Dc.п=0,591-0,017=0,574 м.

Определяем эффективную ширину прокладки:

b_e=0,125b_п, (2.25)

be=0,125×0,017=0,0022 м.

Нагрузку на болты от внутреннего давления рассчитываем по формуле:

Q_Б=P_к+ mP_кπD_с.п.2b_п , (2.26)

где m – коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий, во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, чтобы условие герметичности было выполнено; m=2,75 (в зависимости от конструкции и материала прокладки,/4/.

Q_Б=2,41=1,06 МПа.

Определим ориентировочное число болтов (Z):

Z=, (2.27)

где q_б – допускаемая нагрузка на один болт

q_б= (2.28)

где d₀-внутренний диаметр резьбы шпильки, м; d₀=0,032-2×3,5=0,025 м.

[σ]-допускаемое напряжение материала шпильки при расчётной температуре, МПа;

В Ст5сп - [σ]=124 МПа,/13/.

q_б==0,06 МПа.

Z== 17,7 шт.

Число шпилек, найденное расчётом, округляем в большую сторону, учитывая, что число болтов должно быть кратно четырём: принимаем Z=24 шт.

Расчёт плоской крышки люка-лаза

Толщину плоских круглых крышек аппаратов с дополнительным краевым моментом, работающих под внутренним избыточным давлением, рассчитывают на основании ГОСТ 14249-89/13/.

Толщина плоской круглой крышки определяется по формулам:

S₁≥S_1p+C, (2.29)

S_1p=K_oK₆D_p_,(2.30)

где К₀=1 – коэффициент ослабления для крышек без отверстий;

φ=1 – коэффициент прочности сварных швов;

[σ]=103 МПа – допускаемое напряжение материала крышки при расчётной температуре (сталь 10Г2),/13/.

D_p=D_c_п=0,584 м – cредний диаметр прокладки;

С=0,0028 м – прибавка на коррозию;

К₆=0,41×, (2.31)

где D_б – диаметр болтовой окружности, м;

Значение ψ определяют по формуле:

ψ =, (2.32)

где F_q – равнодействующая внутреннего давления, Н;

F_б – нагрузка на болты крепления крышки, Н;

F_q =0,785×P×D²_cп.,(2.33)

Fq=,785×2,41×0,584²=0,645 Н.

F_б= F_q+F_пр, (2.34)

где F_пр – реакция прокладки, Н;

F_пр=2×π×D_сп×b_е×m×P (2.35)

Подставляя численные значения, получаем :

F_пр=2×3,14×0,584×0,0022×2,5×2,41=0,049 Н.

F_б= 0,645+0,049=0,694 Н.

Значение ψ определяют по формуле:

ψ =, (2.36)

Подставляя численные значения, получаем :

ψ ==1,08.

К₆=0,41×=0,49

S₁_p=0,49×0,584×=0,041 м =41 мм.

S₁≥0,041+0,0028=0,044 м.

Принимаем толщину крышки S₁=0,05 м.

Допускаемое давление для плоского днища или крышки с дополнительным краевым моментом определим по формуле:

[P]=, (2.37)

Подставляя численные значения, получаем :

[P]= =2,8 МПа.

2.1.5 Определение ветровых нагрузок и моментов, действующих на аппарат

Высокие вертикальные аппараты нефтегазоперерабатывающих заводов обычно устанавливают на открытом воздухе, и они подвержены действию ветра. Ветровые силы действуют на аппарат в горизонтальной плоскости, создавая изгибающий и опрокидывающий ветровой момент.

При расчёте на ветровые нагрузки аппарат рассматривают в трёх состояниях: при рабочих условиях, когда аппарат имеет вес Q_р, при гидроиспытании, когда аппарат заполнен водой и имеет максимальный вес Q_max, после монтажа, когда аппарат имеет минимальный вес Q_min.

Расчёту на ветровую нагрузку подлежат аппараты колонного типа, высотой более 10м при Н≥1,5D (где D-наружный диаметр колонны). В нашем случае Н=15,8 м, D=1,372 м., т.е. 15,8>1,5×1,372=2,056 м.

Расчёт произведём по ГОСТ Р 51273-99/5/.

Аппарат по высоте разбивается на Z участков, где h_z≤10 м – высота Z-го участка. Рассматриваемую колонну Т-300А разбиваем на 3 участка, где h_z=5 м.

Вес участка аппарата принимается сосредоточенным в середине участка. Ветровая нагрузка, распределённая непрерывно по высоте аппарата, заменяется сосредоточенными горизонтальными силами, приложенными в серединах Z участков:

Рисунок 2.2.- Расчетная схема аппарата.

Расчёт колонного аппарата на действие ветровой нагрузки включает:

определение ветрового момента и выбор размеров площади опорной поверхности фундаментного кольца;
определение толщины фундаментного кольца и других элементов опоры;
расчёт аппарата на устойчивость против опрокидывания (выбор числа и размеров фундаментных болтов).

Период основного тона собственных колебаний аппарата постоянного сечения с приблизительно равномерно распределённой по высоте аппарата массой следует определять по формуле:

Т=Т₀, (2.38)

Т₀=1,8Н, (2.39)

где Н=15,8 м. – высота колонны;

Q – вес колонны, Н;

Е – модуль продольной упругости материала корпуса колонны; для стали 16ГС, Е=29×10⁶ МПа;

I – момент инерции площади поперечного сечения стенки корпуса аппарата, м⁴;

С_F – коэффициент упругого неравномерного сжатия грунта,/5/, С_F=6×10⁷ Н/м³;

I_F – момент инерции площади подошвы фундамента, м⁴.

При неизвестных размерах фундамента

I_F=0,065D₂⁴, (2.40)

где D₂ – наружный диаметр фундаментного кольца колонны; D₂=1,776 м.

I_F=0,065×1,776⁴=0,65 м⁴.

Момент инерции площади поперечного сечения стенки корпуса аппарата определяется:

I=, (2.41)

где D_H и D_B – соответственно наружный и внутренний диаметры корпуса колонны;

D_B=1,372 м,

D_H=1,372+2×0,044=1,46 м.

I==0,049 м⁴.

Вес участков колонны в рабочем состоянии, при гидроиспытании и при монтаже представлены в таблице 2.1:

Таблица 2.1- Вес участков колонны в килограммах

№ участка	Q_P, H	Q_ГИ, Н	Q_М, Н
1	6271	19424	5942
2	8634	19618	5769
3	8945	18737	5837
Весь аппарат.	36000	57606	28540

Период основного тона собственных колебаний аппарата:

для монтажа –

Т_{0 М}=1,8×15,8=5,1 с.

Т_М=5,1=5,12 с.

для рабочих условий :

Т_{0 Р}=1,8×15,8=5,74 с.

Т_Р=5,74=5,77 с.

для гидроиспытания :

Т_{0 ГИ}=1,8×15,8=7,27 с.

Т_ГИ=7,27=7,3 с.

Изгибающий момент в расчётном сечении на высоте x₀ определяется:

М_В=, (2.42)

где Р_i – ветровая нагрузка на i-м участке, определяемая как сумма статической и динамической составляющих, Н;

Р_i=Р_ст_i+P_дин_i, (2.43)

гдеР_ст_i=q_ст_i D_i H_i ,

D_i=1,46 м – наружный диаметр i-го участка;

H_i=5 м – высота i-го участка;

q_ст_I=q₀θ_ik – нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки;

q₀ – скоростной напор ветра, в зависимости от района установки колонны;

q₀=450 Н/м² для III района России /5/;

θ_i=- коэффициент, учитывающий возрастание скоростного напора с увеличением высоты x_i над поверхностью земли;

x_i – высота середины i-го участка;

к=0,7 – аэродинамический коэффициент для цилиндрического корпуса.

q_{ст 1}=450=272,04 Н/м²

q_{ст 2}=450=324,3 Н/м²

q_{ст 3}=450=352 Н/м²

Р_{ст 1}= 272,04×1,46×5=1985,9 Н

Р_{ст 2}= 324,3×1,46×8=2367,4 Н

Р_{ст 3}= 352×1,46×8=2569,6 Н

P_дин_I=vQ_iξη_i , (2.44)

где v - коэффициент, устанавливающий корреляцию пульсации скорости ветра;

v=0,968-0,025 (2.45)

v=0,968-0,025=0,867

ξ- коэффициент динамичности, определяемый в зависимости от параметра έ;

ξ=1,1+ (2.46)

έ=Т (2.47)

έ_м =5,12=0,137

έ_р =5,77=0,155

έ_ги =7,3=0,196

ξ_м =1,1+=2,56

ξ_р =1,1+=2,65

ξ_ги =1,1+=2,84

η_i- приведённое относительное ускорение центра тяжести i-го участка;

η_i=ά_к (2.48)

здесь m_k – коэффициент пульсации давления ветра для середины участка на высоте x, определяемый по,/ 5/;

m₁=0,6; m₂=0,58; m₃=0,575;

ά_к- относительное перемещение участка;

ά_к=γ (2.49)

γ – коэффициент, зависящий от соотношения моментов инерции отдельных участков корпуса; для корпуса с постоянным моментом инерции по высоте γ=0,67;

β_i– коэффициент, зависящий от относительных координат центров тяжести участков;

β_i=1,5а_i²-0,5a_i³ (2.50)

a_i= (2.51)

а₁==0,158

а₂==0,41

а₃==0,79

β₁=1,5×0,158²-0,5×0,15,8³=0,0355

β₂=1,5×0,41²-0,5×0,41³=0,218

β₃=1,5×0,79²-0,5×0,79³=0,69

ά₁=0,67=1,36×10^-7

ά₂=0,67=0,822×10^-6

ά₃=0,67=5,14×10^-6

Теперь определим приведённое относительное ускорение центра тяжести каждого участка для 3-х рассматриваемых состояний:

η_{м 1}=4×10^-7=0,343

η_{м 2}=3,2×10^-6=0,407

η_{м 3}=7,6×10^-6=0,433

η_{р 1}=4×10^-7=0,325

η_{р 2}=3,2×10^-6=0,272

η_{р 3}=7,6×10^-6=0,283

η_{ги 1}=4×10^-7=0,105

η_{ги 2}=3,2×10^-6=0,12

η_{ги 3}=7,6×10^-6=0,135

Теперь определим динамическую составляющую ветровой нагрузки Р_дин для каждого участка 3-х рассматриваемых состояний:

Р_{дин м}¹=0,845×5942×3,14×0,343=5407,71 Н

Р_{дин м}²=0,845×5769×3,14×0,407=6230 Н

Р_{дин м}³=0,845×5837×3,14×0,433=6706 Н

Р_{дин р}¹=0,845×6271×3,31×0,325=5700,4 Н

Р_{дин р}²=0,845×8634×3,31×0,272=6568,5 Н

Р_{дин р}³=0,845×8945×3,31×0,283=7080,3 Н

Р_{дин ги}¹=0,845×19424×3,85×0,105=6635,1 Н

Р_{дин ги}²=0,845×19618×3,85×0,12=7658,7 Н

Р_{дин ги}³=0,845×18737×3,85×0,135=8229,1 Н

Далее определим ветровую нагрузку на каждом участке для 3-х рассматриваемых состояний:

Р_м¹=3399,4+5407,7=8807,1 Н

Р_м²=4052,5+6230=10282,5 Н

Р_м³=4398,6+6706=11104,6 Н

Р_р¹=3399,4+5700,4=9099,8 Н

Р_р²=4052,5+6568,5=10621 Н

Р_р³=4398,6+7080,3=11478,9 Н

Р_ги¹= 3399,4+6635,1=10034,5 Н

Р_ги²=4052,5+7658,7=11711,2 Н

Р_ги³=4398,6+8229,1=12627,7 Н

Определим момент от ветровых нагрузок для 3-х рассматриваемых состояний:

М_{в М}=8807,1+10282,5(8+)+11104,6(16+)=380710,4 Н×м

М_{в Р}=9099,8+10621(8+)+11478,9(16+)=393429,2 Н×м

М_{в ГИ}=10034,5+11711,2(8+)+12627,7(16+)=433226,4 Н×м

Кроме момента ветровых сил на аппарат может действовать момент от эксцентрично приложенных нагрузок, таких как площадки обслуживания, который определяется:

М_vj=1,4q₀θ_j(x_j-x₀)(1+0,75εχ_jm_j)A_j, (2.52) где θ_j - коэффициент, учитывающий возрастание скоростного напора с

увеличением высоты x_i над поверхностью земли; θ_j=1,27,/5/;

χ_j – коэффициент, зависящий от отношения ;

x_i=22,12 м – высота установки площадки обслуживания; Н=24б016 м.; χ_j=1,32;

A_j=1,2×1,53=1,84 м²– площадь контура площадки при диаметре аппарата 1,562 м.

m_j – коэффициент пульсации скоростного напора для середины

j-ой площадки на высоте x_j; m_j=0,54, /5/.

Подставляя численные значения ,получаем:

М_{v м}=1,4×450×1,27×22,12×(1+0,75×3,14×1,32×0,54)1,84=86542,4 Н×м

М_{v р}=1,4×450×1,27×22,12×(1+0,75×3,31×1,32×0,54)1,84=89478,7 Н×м

М_{v ги}=1,4×450×1,27×22,12×(1+0,75×3,85×1,32×0,54)1,84=98805,6 Н×м

Таким образом общий изгибающий момент от ветровой нагрузки и нагрузки от обслуживающей площадки для 3-х рассматриваемых состояний определяется:

М_м=380710,4+86542,4=453132,3 Н×м

М_р=393429,2+89478,7=473215,4 Н×м

М_ги=433226,4+98805,6=521751 Н×м

Максимальное напряжение на опорной поверхности фундаментного кольца при максимальном весе Q_max и при рабочем весе Q_р аппарата и соответствующих изгибающих моментах М от действия ветровых и весовых сил определяется:

σ_max=, (2.52)

где F – опорная площадь фундаментного кольца;

W – момент сопротивления изгибу опорной площади фундаментного кольца;

F=, (2.53)

где D₂ и D₁ – соответственно наружный и внутренний диаметры опорного фундаментного кольца;

D₁= D_н(1-0,65К₀);

D₂= D_н(1+1,35К₀);

здесь D_н – наружный диаметр колонны, м; D_н=1,46 м;

К₀ – коэффициент, зависящий от отношения ширины опорного кольца к D_н; К₀=0,085,/5/.

Подставляя численные значения , получаем:

D₁=1,46(1-0,65×0,085)=1,379 м.

D₂=1,46(1+1,35×0,085)=1,628 м.

F==0,588 м²

W===0,205 м³.

Подставляя численные значения , получаем:

σ_{max р}==2369592,3 Па=2,37 МПа.

σ_{max ги}==2643096,2Па=2,64 МПа.

Толщину фундаментного кольца δ_к рассчитывают из условия изгиба выступающей части кольца длиной b под действием напряжения σ_max:

δ_к=φ×b×, (2.54)

где b – ширина выступающей части фундаментного кольца наружу от опорной обечайки, м; b=0,14 м;

φ – коэффициент, учитывающий увеличение жёсткости конструкции при наличии рёбер; при =1…4 φ=0,5…1.

Здесь L – расстояние между рёбрами, м; L=0,4 м.

=2,86, φ=0,72;

σ – напряжение в кольце, равное допускаемому напряжению материала кольца при 20^оС; [σ]₂₀=147 МПа, сталь-20,/13/.

Определим толщину фундаментного кольца для рабочих условий и условий гидроиспытания:

δ_к^р =0,72×0,14×=0,022 м.

δ_к^ги =0,72×0,14×=0,023 м.

Рассчитанная толщина фундаментного кольца должна быть не менее:

δ_к≥s+6 мм, здесь s=13 мм – толщина стенки опорной обечайки.

δ_к≥13+6=19 мм.

Принимаем δ_к=25 мм.

Толщину верхнего кольца принимаем δ_в= δ_к=25 мм.

Высоту опорных лап h выбирают в пределах:

0,015Н≥ h≥0,01Н+50 мм.

0,015×24016≥ h≥0,01×24016+50

360,2≥ h≥290,2

Принимаем h=305 мм.

Минимальное напряжение на опорной поверхности фундаментного кольца при минимальном весе аппарата и соответствующем опрокидывающем моменте определяется:

σ_min=, (2.55)

Подставляя численные значения , получаем:

σ_min== -2161864,1 Па= -2,16 МПа

Отрицательное значение σ_min свидетельствует об отрыве фундаментного кольца от фундамента и фундаментные болты работают на растяжение. Нагрузку на наиболее нагруженный болт Р_б можно определить:

Р_б=σ_min, (2.56)

где n – число фундаментных болтов, принимаем n=12.

Р_б=2,16×= 0,106 Н.

Определим внутренний диаметр резьбы фундаментного болта из условия прочности на растяжение:

d₀=+С, (2.57)

где [σ] – допускаемое напряжение материала болта на растяжение при 20⁰С;

[σ]₂₀ =180 МПа – материал болтов 10Г2, /13/

С – прибавка на атмосферную коррозию; С=3 мм.

d₀=+0,003=0,03 м =30 мм.

Принимаем анкерные болты М36×3,5.

Механический расчёт рибойлера Н-10

Рибойлер предназначен для отпаривания основной части воды. Нагревание ТЭГа осуществляется за счет теплоты конденсации водяного пара подаваемого в трубный пучек ребойлера Н-10.

2.2.1 Определение толщины стенки обечайки и днищ

Исходные данные:

Материал корпуса и днищ 16ГС

Материал распределительной камеры 10Г2

Тип корпуса цилиндрический

Тип днищ эллиптическое

Расчётное давление в корпусе (Р_к) 1,45 МПа

Расчётное давление в трубках (Р_т) 3,7 МПа

Расчётная температура корпуса (Т_к) 274^оС

Расчётная температура распред. камеры (Т_р) 274^оС

Расчётная температура трубок (Т_т) 274^оС

Допускаемое напряжение материала корпуса и днищ при σ_к 130 МПа

Допускаемое напряжение материала распред. камеры при σ_р .103МПа

Диаметр корпуса внутренний (D_вн)……………………………....762 мм.

Диаметр трубок наружный (d_т)……………………………………19 мм

Диаметр распред камеры (D_р) …………………………………….324 мм

Толщину стенки цилиндрической обечайки определим по формулам :

S≥S_p+C, (2.58)

где S_p- расчётная толщина обечайки, мм;

С- сумма прибавок к расчётной толщине, мм;

S_p=, (2.59)

где Р_к – расчётное давление, МПа;

D – внутренний диаметр обечайки, м;

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной температуре (Т_к= 274 ^оС), МПа;

φ_р – коэффициент прочности сварного шва. φ_р=1,0,/13/;

С=С₁+С₂+С₃, (2.60)

где С₁ – прибавка на коррозию или другой вид химического воздействия рабочей среды на материал, мм. С₁=2,0 мм;

С₂ – прибавка для компенсации минусового допуска на толщину листового проката, из которого изготовлен корпус, мм. С₂=0,8мм;

С₃ – прибавка на обработку технологическая), мм. С₃=0,0.

С=2,0+0,8+0,0=2,8 мм.

S_p==0,0043 м = 4,3мм,

где Р_к – расчётное давление, МПа;

D – внутренний диаметр обечайки, м;

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной температуре (Т_к), МПа;

S>4,3+2,8=7,1 мм,

Принимаем толщину стенки обечайки S=10 мм.

Допускаемое избыточное внутреннее давление определим по формуле

[Р]= (2.61)

[Р] ==2,2 МПа

Произведём расчёт распределительной камеры.

Толщину стенки распределительной камеры определяем по формуле:

S>S_p+C, (2.62)

где S_p= (2.63)

S_p==0,007 м.=7 мм.

S≥7+2,8=9,8 мм

Принимаем толщину стенки распределительной камеры S=10 мм.

Толщина стенки днища, нагруженного внутренним избыточным давлением, определяется по формуле :

S₁≥S₁_p+C, (2.64)

где S₁_p – расчётная толщина днища, мм;

С - сумма прибавок к расчётной толщине, мм ;

S₁_p=, (2.65)

где R – радиус кривизны в вершине днища, мм. Для эллиптических днищ с Н=0,25D, R= D=762 мм.

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной температуре (Т_к), МПа;

S₁_p==0,0045 м = 4,5 мм.

S₁≥4,5+2,8=7,3мм.

Принимаем толщину стенки днища обечайки S₁= 10 мм.

Допускаемое внутреннее избыточное давление определим по формуле

[Р]= (2.66)

[Р]==2,0 МПа

Теперь произведём расчёт днища распределительной камеры по той же методике:

S₁≥S₁_p+C, (2.67)

где S₁_p – расчётная толщина днища, мм;

С - сумма прибавок к расчётной толщине, мм ;

S₁_p=, (2.68)

где R – радиус кривизны в вершине днища, мм.

Для эллиптических днищ с Н=0,25D, R= D=324 мм.

[σ] – допускаемое напряжение для материала распред. камеры при расчётной температуре (Т_р), МПа;

S₁_p==0,0036 м = 3,6 мм.

S₁≥3,6+2,8=6,4 мм.

Принимаем толщину стенки днища распред. камеры S₁= 10 мм.

Допускаемое внутреннее избыточное давление определим по формуле

[Р]= (2.69)

[Р]==3,73 МПа.

Произведём проверку на возможность проведения гидроиспытания сосуда. Гидравлическому испытанию подлежат аппараты после их изготовления или ремонта. Гидравлическое испытание аппаратов на заводе-изготовителе проводят на пробное давление по формуле :

Р_пр=1,25×Р_к×, (2.70)

но не менее (Р_к+0,3) МПа,

где [σ]₂₀=135 – допускаемое напряжение при нормальной температуре (20^оС);

[σ]_t=130 – допускаемое напряжение при рабочей температуре (93^оС).

Р_пр=1,25×1,45×=2 МПа.

При гидравлическом испытании в нижней части аппарата возникает давление, превышающее пробное на величину давления столба воды, которое определяется по формуле :

Р_г=Р_пр+Н×10^-2, (2.71)

где Р_г и Р_пр – гидравлическое и пробное давления, МПа;

Н – высота столба воды, м. В данном случае Н=D=0,762 м.

Таким образом:

Р_г=2+0,762×10^-2=2,08 МПа.

При расчёте аппаратов следует проверять, чтобы напряжение в стенке при гидроиспытании от суммарного давления Р_г удовлетворяло условию :

σ = ≤0,9σ_т, (2.72)

где σ_т= 186,1 МПа – предел текучести материала,/13/

Подставим значения:

σ = ≤0,9×186,1

85≤167,49 т.е. условие прочности выполнено.

При толщине стенки до 50 мм сосуд выдерживают под давлением гидроиспытания не менее 10 мин.

2.2.2 Расчёт толщины трубной решётки

Для теплообменных аппаратов с неподвижной трубной решёткой минимальная толщина которой при развальцовке труб обусловлена допустимой минимальной площадью сечения простенка между отверстиями для труб.

Для обеспечения надёжной развальцовки труб, сохранения формы отверстий необходима достаточная площадь сечения простенка решётки между соседними трубами :

F_m=(t-d’)S’, (2.73)

где t – шаг труб, мм; t=1,2d_н+2мм. Здесь d_н=19 мм. – наружный диаметр труб.

t=1,2×19+2=24,1 мм

d’- диаметр отверстия в трубной решётке, мм; в нашем случае d’=мм.

S’- толщина трубной решётки без прибавки на коррозию, мм.

По практическим данным при развальцовке труб наименьшее значение F_m определяют в зависимости от d_н по формуле:

F_m=4,35× d_н+15 (2.74)

F_m=4,35×19+15=97,65 мм²

Таким образом, из условия надёжной развальцовки труб толщина решётки определится:

S≥+2С (2.75)

S≥+2×3,6=28,6 мм.

Практически принимаем толщину трубной решётки S=44 мм.

Расчёт развальцовочного соединения

При расчёте развальцовочного соединения проводят проверку труб на вырывание. Развальцовочное соединение должно обеспечивать необходимые прочность и плотность. Прочность соединения оценивают усилием вырывания трубы из гнезда, плотность – давлением среды, до которого сохраняется герметичность.

При развальцовке конец трубы обычно выступает на 2…5 мм из гнезда (в нашем случае на 2 мм). Это повышает прочность и плотность соединения.

При развальцовке трубок в отверстиях с канавками значительно возрастают сопротивление трубок вырыванию и герметичность соединения. В нашем случае, когда требуется повышенная герметичность, трубы развальцованы и обварены.

Размер канавки выбирают в зависимости от толщины стенки трубы: обычно глубина канавки , ширина S+1 мм., где S – толщина стенки трубы.

В нашем случае S=2 мм, глубина канавки ==0,4 мм, ширина канавки

S+1=2+1=3 мм

Для обеспечения качественной развальцовки и возможности смены труб при ремонте решётки изготовляют из материала большей твёрдости, чем трубы.

При проверке прочности развальцовочного соединения по условию вырывания труб нагрузку на трубу рассчитывают по формулам:

q₁=P_т (2.76)

q₂=P_к, (2.77)

здесь q₁и q₂ – усилия на трубы от давления в трубах и корпусе аппарата соответственно, МПа×м².

q₁=1,52×=269*10^-6 МПа×м²

q₂=2,41×=683*10^-6 МПа×м²

Т.к. q₂≥q₁, то на него и ведём расчёт.

Удельная нагрузка на развальцовку от давления на единицу длины окружности развальцовки составит:

σ₀= (2.78)

σ₀==0,0114 МПа×м.

Для обеспечения прочности развальцовки удельная нагрузка не должна превышать [σ₀]=0,07 МПа×м при развальцовке с канавками. У нас это условие соблюдено.

Расчёт укрепления отверстия

Выполним расчёт укрепления отверстия под штуцер для выхода паров из рибойлера на основании ГОСТ 24755-89/4/.

Исходные данные:

Материал штуцера ………...……………………………………….10Г2

Материал корпуса …………………………………………………16ГС

Наружный диаметр штуцера d)...………………………………..222 мм

Допускаемое напряжение материала штуцера при σ_к…………103МПа

Расчётное давление в корпусе (Р_к)…………………………….1,45 МПа

Расчётная температура (Т_к) ……………………………………… 274^оС

Допускаемое напряжение материала при σ_к ………………..….120МПа

Диаметр корпуса (D) ………………………………………………762мм.

Рисунок 2.3. Схема к расчёту укрепления отверстия.

Расчётную толщину стенки штуцера (S₁_p), нагруженного внутренним давлением, определим по формуле :

S₁_p= (2.79)

S₁_p= =0,016 м = 1,6 мм.

Толщина стенки (S₁) с учётом прибавки на коррозию определяется по формуле :

S₁>S₁_p+С=1,6+2,8=4,4 мм.

Принимаем S₁= 8 мм.

Определим расчётный диаметр (d₀) одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления, при наличии избыточной толщины стенки сосуда по формуле :

d₀=2×, (2.80)

где S-принятая толщина стенки корпуса; S=10 мм;

S_p-расчётная толщина стенки корпуса; S_p=10 мм;

D-диаметр корпуса аппарата; D=762 мм;

С-прибавка к расчётной толщине; С=2,8 мм.

Таким образом:

d₀=2×=0,047 м=47 мм.

Сравнивая значения d и d₀, приходим к выводу:

222>47 мм, т.е. необходимо дополнительное укрепление отверстия.

Определим площадь выреза (А₀), подлежащую компенсации, по формуле :

А₀=S₁×(d-d₀) (2.81)

А₀=0,008×(0,222-0,047)=0,0011 м².

Далее проверим, является ли достаточным укрепление отверстия самим штуцером, т.е. сопоставим площадь выреза А₀ с площадью укрепления утолщением стенки штуцера А_ш, по формуле :

А_ш=2×(L₁+S-S_p-C)(S₁-S_1p-C), (2.82)

где L₁ – расчётная длина штуцера , мм;

L₁=1,25× , (2.83)

L₁=1,25×=36,3мм

А_ш=2×(0,0363+0,0127-0,009-0,0028)(0,008-0,00268-0,0028)=0,000076 м²

Т.к. А_ш<А₀, то необходимо применение укрепляющего кольца.

Площадь укрепления накладным кольцом определится по формуле :

А_н=2(L₂+S₁-S₁_p-C)S₂, (2.84)

где L₂ – ширина накладного кольца, м ;

L₂=, (2.85)

где S₂ – толщина накладного кольца, м; принимаем S₂=0,01м.

L₂==0,08 м

А_н=2×(0,08+0,008-0,00268-0,0028)×0,01=0,00162м²

Т.к. площадь укрепления накладным кольцом А_н оказалась больше площади выреза А₀, подлежащей компенсации, то укрепление отверстия под штуцер обеспечено.

Диаметр накладного кольца определяется :

D_н=d+2×L₂(2.86)

D_н =222+2×80=382 мм.

Материал укрепляющего кольца принимаем 10ГС, т.е. аналогичный материалу аппарата.

Расчёт фланцевого соединения люка-лаза

Выполним расчёт фланцевого соединения штуцера для ввода жидкости в рибойлер . Фланец изготовлен из стали 10Г2. Тип фланцевого соединения – плоский приварной встык. В зависимости от среды, давления и температуры выбираем конструкцию и материал прокладки: плоская паронитовая, ширина прокладки b_п=15 мм,/4/.

Определяем меньшую толщину конической втулки фланца по формуле :

S₀=1,35×S (2.87)

S₀=1,35×0,0127=0,0171 м,

где S – принятая толщина стенки аппарата, мм.

При этом должно выполняться условие: S₀-S≤0,005 м, т.е.

0,0171-0,0127≤0,005.

Определим большую толщину втулки по формуле:

S₁=S₀×β, (2.88)

где β– коэффициент отношения большей толщины втулки к меньшей; β=1,5.

S₁=0,0171×1,5=0,0257 м.

Определим длину втулки приварного встык фланца по формуле:

l≥3×(S₁-S₀) (2.89)

l≥3×(0,0257-0,0171)=0,0257 м.

В зависимости от Р_у и Д_у рекомендуются болты М24×3, /4/.

Далее определим диаметр окружности, по которой располагаются болты, по формуле :

D_б≥D+2×(S₁+d_б+0,006), (2.90)

где d_б – диаметр болта, м.

D_б≥0,15+2×(0,0257+0,024+0,006)=0,261 м.

Определим наружный диаметр фланца по формуле :

D_ф≥D_б+a (2.91)

D_ф≥0,261+0,04=0,301 м,

где а – расстояние от окружности болтов до края фланца, м;

а=0,04 м,/4/.

Определим наружный диаметр прокладки по формуле :

D_пр=D_б-e (2.92)

D_пр =0,261-0,035=0,226 м,

где е- расстояние от окружности болтов до внешнего края прокладки, ; е=0,035 м,/4,таблица 3,30/.

Определим средний диаметр прокладки по формуле :

D_с.п.=D_пр-b_п(2.93)

D_с.п =0,226-0,015=0,211 м.

Нагрузку на болты от внутреннего давления рассчитываем по формуле :

Q_Б=P_к+ mP_кπD_с.п.2b_п , (2.94)

где m – коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий, во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, чтобы условие герметичности было выполнено; m=2,75 (в зависимости от конструкции и материала прокладки /4/.

Q_Б=1,45=0,28 МПа

Определим ориентировочное число болтов Z по формуле :

Z=, (2.95)

где q_б – допускаемая нагрузка на один болт.

q_б= (2.96)

где d₀-внутренний диаметр резьбы шпильки, м;

d₀=0,024-2×0,003=0,018 м.

[σ]-допускаемое напряжение материала шпильки при расчётной температуре, МПа;

В Ст5сп2 - [σ]=124 МПа.

q_б==0,032 МПа

Z== 8,8 шт.

Число шпилек, найденное расчётом, округляем в большую сторону, учитывая, что число болтов должно быть кратно четырём: принимаем Z=12 шт.

Механический расчёт теплообменника Е-21

Рекуперативный теплообменник Е-21 (одноходовой) предназначен для нагрева растворителя до 220 ⁰С за счет теплоты конденсации водяного пара. Данный способ теплообмена представляет одно из решений энерготехнологического комбинирования.

Исходные данные:

Материал корпуса ……….. ……………………………………… 16 ГС

Материал распределительной камеры.……………… …………….16ГС

Материал днищ ……………………………………………………...10Г2

Тип корпуса ……………………………………………цилиндрический

Тип днищ ………………………………………………………...плоское

Расчётное давление в корпусе (Р_к) ………………………… … 0,24МПа

Расчётное давление в трубках (Р_т) ………………………….… 3,7 МПа

Расчётная температура корпуса (Т_к)………………………………260^оС

Расчётная температура распред. камеры (Т_р)……………………260^о С

Расчётная температура трубок (Т_т)……………………….…….260^о С

Допускаемое напряжение материала корпуса при σ_к ……….162 МПа

Допускаемое напряжение материала днищ при σ_к …………..145 МПа

Диаметр корпуса внутренний (D_вн)……………………………....273 мм.

Диаметр трубок наружный (d_т)……………………………………19 мм

Диаметр распред камеры (D_р) ……………………………………273 мм

Толщину стенки цилиндрической обечайки определим по формулам :

S> S_p+С, (2.97)

где Sр –расчётная толщина обечайки, мм:

С- сумма прибавок к расчётной толщине, мм:

S_p=, (2.98)

где Рк -расчётное давление, МПа,

D-внутренний диаметр обечайки,м:

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной температуре ,МПа:

φ_р – коэффициент прочности сварного шва. φ_р=1,0,/13/;

S_p==0,044 м = 4.4 мм,

где Р_к – расчётное давление, МПа;

D – внутренний диаметр обечайки, м;

[σ] – допускаемое напряжение для материала обечайки при расчётной температуре (Т_к), МПа.

S≥4,4+2,8=7,2 мм,

где С=2,0+0,8+0,0=2,8 мм.

С₁ – прибавка на коррозию или другой вид химического воздействия рабочей среды на материал, мм. С₁=2,0 мм;

С₂ – прибавка для компенсации минусового допуска на толщину листового проката, из которого изготовлен корпус, мм. С₂=0,8 мм;

С₃ – прибавка на обработку (технологическая), мм. С₃=0,0.

Принимаем толщину стенки обечайки S=12 мм.

Допускаемое избыточное внутреннее давление определим по формуле :

[Р] = (2.99)

[Р] ==5,61 МПа.

Произведём расчёт распределительных камер.

Толщину стенки распределительной камеры определяем по формуле:

S≥S_p+C, (2.100)

S_p= (2.101)

S_p ==0,0044 м.=4,4 мм.

S≥4,4+2,8=7,2 мм.

Принимаем толщину стенки распределительных камер S=12 мм.

Произведём проверку на возможность проведения гидроиспытания сосуда. Гидравлическому испытанию подлежат аппараты после их изготовления или ремонта. Гидравлическое испытание аппаратов на заводе-изготовителе проводят на пробное давление по формуле :

Р_пр=1,25×Р_к×, (2.102)

но не менее (Р_к+0,3) МПа,

где [σ]₂₀=135 – допускаемое напряжение при нормальной температуре (20^оС);

[σ]_t=128 – допускаемое напряжение при рабочей температуре (260^оС).

Р_пр=1,25×0,24×=0,37 МПа.

При гидравлическом испытании в нижней части аппарата возникает давление, превышающее пробное на величину давления столба воды, которое определяется по формуле :

Р_г=Р_пр+Н×10^-2, (2.103)

где Р_г и Р_пр – гидравлическое и пробное давления, МПа;

Н – высота столба воды, м. В данном случае Н=D=0,273 м.

Таким образом:

Р_г=0,37+0,273×10^-2=0,3727 МПа.

При расчёте аппаратов следует проверять, чтобы напряжение в стенке при гидроиспытании от суммарного давления Р_г удовлетворяло условию :

σ = ≤0,9σ_т, (2.104)

где σ_т= 186 МПа – предел текучести материала,/13/.

Подставим значения:

σ = ≤0,9×186МПа.

96,3≤167,49 т.е. условие прочности выполнено.

При толщине стенки до 50 мм сосуд выдерживают под давлением гидроиспытания не менее 10 мин.

2.3.1 Расчёт укрепления отверстия

Выполним расчёт укрепления отверстия под штуцер для входа газа с установки осушки газа на основании ГОСТ 24755-89,/4/.

Исходные данные:

Материал штуцера ……...…………………………………………10Г2

Материал корпуса ..……………………………………… …….. 16 ГС

Наружный диаметр штуцера (d)...………………………………276 мм

Допускаемое напряжение материала штуцера при σ_к ….……112 МПа

Расчётное давление в корпусе (Р_к) ……………………………..0,24МПа

Расчётная температура (Т_к) ……………………………………….260^оС

Допускаемое напряжение материала при σ_к …………………..162 МПа

Диаметр корпуса (D) ……………………………………………...273 мм.

Рисунок 2.4. Схема к расчёту укрепления отверстия.

Расчётную толщину стенки штуцера (S₁_p), нагруженного внутренним давлением, определим по формуле :

S₁_p= (2.105)

S₁_p = =0,00595 м = 5,95мм.

Толщина стенки (S₁) с учётом прибавки на коррозию определяется по формуле :

S₁> S₁_p+С (2.106)

S₁> 5,95+2,8=10,31 мм.

Принимаем S₁=12 мм.

Определим расчётный диаметр (d₀) одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления, при наличии избыточной толщины стенки сосуда по формуле :

d₀=2×, (2.107)

где S-принятая толщина стенки корпуса; S=12 мм;

S_p-расчётная толщина стенки корпуса; S_p=10 мм;

D-диаметр корпуса аппарата; D=667 мм;

С- прибавка к расчётной толщине; С=2,8 мм.

Таким образом:

d₀=2×=0,05 м=50 мм.

Сравнивая значения d и d₀, приходим к выводу:

276>50 мм, т.е. необходимо дополнительное укрепление отверстия.

Определим площадь выреза (А₀), подлежащую компенсации, по формуле :

А₀=S₁×(d-d₀) (2.108)

А₀=0,012×(0,276-0,05)=0,0027 м².

Далее проверим, является ли достаточным укрепление отверстия самим штуцером, т.е. сопоставим площадь выреза А₀ с площадью укрепления утолщением стенки штуцера А_ш, по формуле :

А_ш=2×(L₁+S-S_p-C)(S₁-S_1p-C), (2.109)

где L₁ – расчётная длина штуцера по формуле , мм;

L₁=1,25× , (2.110)

L₁=1,25×=62,6мм.

А_ш=2×(0,0626+0,0222-0,019-0,0028)(0,012-0,0086-0,0028)=0,000076 м.²

Т.к. А_ш<А₀, то необходимо применение укрепляющего кольца.

Площадь укрепления накладным кольцом определится по формуле :

А_н=2(L₂+S₁-S₁_p-C)S₂, (2.111)

где L₂ – ширина накладного кольца, м ;

L₂=, (2.112)

где S₂ – толщина накладного кольца, м; принимаем S₂=0,022м.

L₂==0,1 м.

А_н=2×(0,1+0,012-0,0086-0,0028)×0,022=0,00487м.²

Т.к. площадь укрепления накладным кольцом А_н оказалась больше площади выреза А₀, подлежащей компенсации, то укрепление отверстия под штуцер обеспечено.

Диаметр накладного кольца определяется:

D_н=d+2×L₂(2.113)

D_н =276+2×100=476 мм.

Материал укрепляющего кольца принимаем (10ГС), т.е. аналогичный материалу аппарата. В укрепляющем кольце просверлить сигнальное отверстие Ø10, которое во время эксплуатации позволяет обнаружить нарушение герметичности основного сварного шва, прикрепляющего патрубок к корпусу аппарата.

2.3.2 Расчёт фланцевого соединения

Произведём расчёт фланцевого соединения плоских днищ-крышек с распределительными камерами.

Фланец изготовлен из стали (10Г2). Тип фланцевого соединения – плоский приварной встык. В зависимости от среды, давления и температуры выбираем конструкцию и материал прокладки: плоская паронитовая, ширина прокладки b_п=20 мм,/4/.

Определяем меньшую толщину конической втулки фланца по формуле :

S₀=1,35×S (2.114)

S₀=1,35×0,0222=0,026 м.

где S – принятая толщина стенки распред. камеры , мм.

При этом должно выполняться условие: S₀-S≤0,005 м,

т.е. 0,026-0,0222≤0,005.

Определим большую толщину втулки по формуле :

S₁=S₀×β, (2.115)

где β– коэффициент отношения большей толщины втулки к меньшей; β=1,4.

S₁=0,026×1,4=0,036 м.

Определим длину втулки приварного встык фланца по формуле :

l≥3×(S₁-S₀) (2.116)

l≥3×(0,036-0,026)=0,03 м.

В зависимости от Р_у и Д_у рекомендуются болты М32×3,5,/4/.

Далее определим диаметр окружности, по которой располагаются болты формуле:

D_б≥D+2×(S₁+d_б+0,006), (2.117)

где d_б – диаметр болта, м.

D_б≥0,667+2×(0,036+0,032+0,006)=0,78 м.

Определим наружный диаметр фланца по формуле :

D_ф≥D_б+a (2.118)

D_ф≥0,78+0,04=0,82 м,

где а – расстояние от окружности болтов до края фланца, м; а=0,04м, /4/.

Принимаем D_ф=830 мм.

Определим наружный диаметр прокладки по формуле :

D_пр=D_б-e (2.119)

D_пр =0,78-0,065=0,715 м,

где е - расстояние от окружности болтов до внешнего края прокладки, е=0,065 м,/4/.

Определим средний диаметр прокладки по формуле :

D_с.п.=D_пр-b_п(2.120)

D_с.п =0,715-0,02=0,695 м.

Определим эффективную ширину прокладки по формуле :

b_e=0,125×b_п(2.121)

b_e =0,125×0,02=0,0025 м.

Нагрузку на болты от внутреннего давления рассчитываем по формуле :

Q_Б=P_к+ mP_кπD_с.п.2b_п , (2.122)

где m – коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий, во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, чтобы условие герметичности было выполнено; m=2,75 (в зависимости от конструкции и материала прокладки,/4/.

Q_Б=6,6=3,01 МПа.

Определим ориентировочное число болтов Z по формуле :

Z=, (2.123)

где q_б – допускаемая нагрузка на один болт по формуле:

q_б=, (2.124)

где d₀-внутренний диаметр резьбы шпильки, м;

d₀=0,032-2×0,0035=0,026 м.

[σ]-допускаемое напряжение материала шпильки при расчётной температуре, МПа;

В Ст5сп2 - [σ]=151 МПа,/13/.

q_б==0,089 МПа,

Z== 31,7 шт.

Число шпилек, найденное расчётом, округляем в большую сторону, учитывая, что число болтов должно быть кратно четырём: принимаем Z=32 шт.

Для создания расчётного удельного контактного давления на уплотнительных поверхностях прокладки необходимо, чтобы шаг между шпильками равнялся:

t_б=(2,7…3,5)×d_б, (2.125)

t_б=2,7×0,032=0,086 м.

Толщину плоских круглых крышек и днищ аппаратов с дополнительным краевым моментом, работающих под внутренним избыточным давлением, рассчитывают на основании ГОСТ 14249-89,/13/.

Толщина плоской круглой крышки определяется по формулам :

S₁≥S_1p+C, (2.126)

S_1p=K_oK₆D_p_,(2.127)

где К₀=1 – коэффициент ослабления для крышек без отверстий;

φ=1 – коэффициент прочности сварных швов;

[σ]=110 МПа – допускаемое напряжение материала крышки при расчётной температуре сталь 10Г2,/13/.

D_p=D_c_п=0,695 м – cредний диаметр прокладки;

С=0,0028 м – прибавка на коррозию;

К₆=0,41×, (2.128)

где D_б – диаметр болтовой окружности, м;

ψ =, (2.129)

где F_q – равнодействующая внутреннего давления, Н;

F_q =0,785×P×D²_cп(2.130)

F_q =0,785×6,69×0,695²=2,54 Н;

F_б – нагрузка на болты крепления крышки, Н;

F_б= F_q+F_пр, (2.131)

где F_пр – реакция прокладки, Н;

F_пр=2×π×D_сп×b_е×m×P (2.132)

F_пр=2×3,14×0,695×0,0025×2,5×6,69=0,183 Н.

F_б= 2,54+0,183=2,72 Н.

ψ ==1,07.

К₆=0,41×=0,46

S₁_p=0,46×0,695×=0,079 м =79 мм.

S₁≥0,079+0,0028=0,082 м. Принимаем толщину крышки S₁=0,085 м.

Допускаемое давление для плоского днища или крышки с дополнительным краевым моментом определим по формуле :

[P]= (2.133)

[P]= =7,28 МПа.

Расчёт толщины трубной решётки

Для теплообменных аппаратов с неподвижной трубной решёткой её минимальная толщина при развальцовке труб обусловлена допустимой минимальной площадью сечения простенка между отверстиями для труб.

Для обеспечения надёжной развальцовки труб, сохранения формы отверстий необходима достаточная площадь сечения простенка решётки между соседними трубами. :

F_m=(t-d’)S’, (2.134)

где t – шаг труб, мм; t=1,2d_н+2мм.

Здесь d_н=19 мм. – наружный диаметр труб, t=1,2×19+2=24,1 мм

d’- диаметр отверстия в трубной решётке, мм; в нашем случае d’=мм.

S’- толщина трубной решётки без прибавки на коррозию, мм.

По практическим данным при развальцовке труб наименьшее значение F_m определяют в зависимости от d_н по формуле:

F_m=4,35× d_н+15 (2.135)

F_m =4,35×19+15=102,65 мм.²

Таким образом, из условия надёжной развальцовки труб толщина решётки определится:

S≥+2С (2.136)

S≥+2×3,6=28,6 мм.

Практически принимаем толщину трубной решётки S=89 мм.

Расчёт развальцовочного соединения

При расчёте развальцовочного соединения проводят проверку труб на вырывание. Развальцовочное соединение должно обеспечивать необходимые прочность и плотность. Прочность соединения оценивают усилием вырывания трубы из гнезда, плотность – давлением среды, до которого сохраняется герметичность.

При развальцовке конец трубы обычно выступает на 2…5 мм из гнезда (в нашем случае на 2 мм). Это повышает прочность и плотность соединения.

При развальцовке трубок в отверстиях с канавками значительно возрастают сопротивление трубок вырыванию и герметичность соединения. В нашем случае, когда требуется повышенная герметичность, трубы развальцованы и обварены.

Размер канавки выбирают в зависимости от толщины стенки трубы: обычно глубина канавки , ширина S+1 мм., где S – толщина стенки трубы .

В нашем случае S=2 мм, глубина канавки ==0,4 мм, ширина канавки

S+1=2+1=3 мм.

Для обеспечения качественной развальцовки и возможности смены труб при ремонте решётки изготовляют из материала большей твёрдости, чем трубы.

При проверке прочности развальцовочного соединения по условию вырывания труб нагрузку на трубу рассчитывают по формулам:

q₁=P_т(2.137)

q₂=P_к, (2.138)

здесь q₁и q₂ – усилия на трубы от давления в трубах и корпусе аппарата соответственно, МПа×м².

q₁=6,69×=182*10^-6 МПа×м².

q₂=6,69×=897*10^-6 МПа×м.²

Т.к. q₂≥q₁, то на него и ведём расчёт.

Удельная нагрузка на развальцовку от давления на единицу длины окружности развальцовки составит:

σ₀= (2.139)

σ₀==0,0318 МПа×м.

Для обеспечения прочности развальцовки удельная нагрузка не должна превышать [σ₀]=0,07 МПа×м при развальцовке с канавками. У нас это условие соблюдено.

3 Безопасность труда

3.1 Санитарно-гигиеническая характеристика условий труда обслуживающего персонала

Характеристика опасности производства

Зайкинское ГПП размещено в северной части Первомайского района Оренбургской области. Высота над уровнем моря – 168 м.

Площадка строительства находится в климатическом подрайоне П-ка.

Скоростной напор ветра по П-му району - 0,38 КПа.

В процессе труда обслуживающий персонал весь ресурс своего рабочего времени проводит в операторной и на промплощадке пожаро взрывоопасного объекта среди оборудования - сосудов под давлением до 57атм. и производственной средой из токсичных горючих газов. (категория 1В). Производственные процессы, в которых принимает непосредственное участие обслуживающий персонал, характеризуются неизбежным выделением в рабочую зону вредных веществ, имеющихся на производстве (таб.3.1), а производственное оборудование чрезмерным шумом. Основные функциональные обязанности состоят в обеспечении стабильных режимов работы множества взаимосвязанных установок, сбой в работе каждой из которых неизбежно приводит к дезорганизации всей технологической цепочки: осушка – низко-температурная конденсация – деэтанизация газа. Всего под ежечасным контролем обслуживающего персонала находится 12-14 важных объектов наблюдения, причем постоянно обрабатывается информация о технологических параметрах (давление, расход, температура, объемность, влажность или уровень заполнения емкостей), получаемых от датчиков на каждом объекте.

При работе на технологическом оборудовании обслуживающий персонал может подвергаться воздействию следующих опасных и вредных производственных факторов:

- шум оборудования и шум при стравливании газа перед ремонтными работами, уровень которого достигает 100 и более Дб;

- вибрация от технологического оборудования, уровень которого достигает 40 мкм и более;

- пониженная (-30 ⁰С) и повышенная (+60 ⁰С и выше на нагретых частях оборудования) температура на рабочем месте.

Психо-физиологические факторы:

- непрерывность технологического процесса;

-эмоциональное и интеллектуальное напряжение, связанное с необходимостью решения задач в условиях дефицита времени и информации с повышенной ответственностью.

Опасные факторы по взрывопожароопасности возможны только при проведении ремонтных работ и неисправностях, связанных с утечкой природного газа.

По совокупности воздействия на организм человека веществ, входящих в состав газа, проходящего через установку осушки, газ приравнивается к 4-ому классу опасности.

При возникновении неисправностей или аварий на установке осушки возможно проявление следующих вредных и опасных факторов:

- разрушение трубопроводов или оборудования, сопровождающееся разлетом осколков металла;

- огонь и термическое воздействие пожара;

- высокая температура процесса до 210°С;

- взрыв газовоздушной смеси;

- обрушение и повреждение зданий, сооружений;

- понижение концентрации кислорода;

- задымленность;

- неблагоприятные метеоусловия на площадке установки

(низкие и высокие температуры, ветер, пыль).

- поражение электрическим током при нарушении требований “Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей”;

- электростатическое электричество, возможное в двухфазном потоке газа (капли жидкости, механические примеси);

- производственные травмы по следующим причинам: дорожно-транспортные происшествия, использование работающих не по специальности, нарушение персоналом норм и требований техники безопасности.

Меры по предотвращению возникновения опасных и вредных производственных факторов предусматриваются планами проведения ремонтных работ, планом ликвидации аварий (ПЛА), производственными инструкциями, требованиями промсанитарии.

Динамическая физическая нагрузка у обслуживающего персонала характеризуется перенапряженностью и варьирует в зависимости от вида работ: операторной 1-б, во время обхода датчиков и оборудования - за смену набирается не менее 7500 шагов, из них 30 % приходятся на подъемы на эстакады, переходы, лестницы - категория тяжести физических нагрузок 11а(ГОСТ 12.1.005-88). Значительные физические усилия с энерготратами до 250 ккал/час (категория тяжести 11-б) обслуживающий персонал затрачивает при выполнении переключении, закрытия - открытия задвижек, при ликвидации утечек или при планово-предупредительном ремонте. Например, усилие двумя руками при сдвиге задвижки достигает 480 кг.с. Количество задвижек, которые во время подготовки к газоопасным или огневым работам ему ежедневно приходится крутить, количественно достигает до сотни единиц в продолжении нескольких часов.

Загрязнение вдыхаемого воздуха у обслуживающего персонала носит эпизодический характер, разнообразное как по компонентному составу химических загрязнений, так и по времени воздействия. Наиболее характерными загрязнителями вдыхаемого воздуха является сырой газ, конденсат газа, пары метанола и ингибиторов коррозии. в основном при следующих видах работ:

а) поиск и ликвидация утечек запорной арматуры; проведение подготовительных работ к газоопасным и огневым работам: по замене дефектных кранов, по замене регулирующих и предохранительных клапанов, включал демонтаж и монтаж;

б) установка и снятие заглушек на трубопроводах и аппаратах;стравливание газа и жидкости на ФВД, опрессовка неочищенным газом под рабочее давление после каждого планово-предупредительного ремонта.

При этом ряд работ производится внепланово в т.ч. в ночное время в ходе ликвидации непредвиденных ситуаций, требующих немедленного устранения:

а) демонтаж, чистка от солеотложении, грязи и посторонних предметов элементов запорной арматуры и регулирующих клапанов на установках низкотемпературной сепарации и установках регенерации метанола с последующим монтажом и апробацией;

б) внеплановая набивка сальниковых уплотнений в регулирующих клапанах и в насосно-компрессорном оборудовании.

в)ликвидация сбоев в работе технологического оборудования, требующие аварийной остановки технологических линий с последующим пуском их.

Виды работ, при которых метанол неизбежно оказывается в зоне дыхания, связаны с ремонтом установки подачи метанола, факельных линий, газопроводов; работа в насосной метанола (не менее 0,5 получаса в день), прием-отгрузка метанола, контрольные обходы склада метанола; продувка метанольных линий, с прокачкой трубопроводов, с заменой, чисткой шайб и устранением утечек сальников насосов. Из других химических загрязнений воздуха заслуживает внимание его загрязнение газовым конденсатом. Контакт с конденсатом неизбежен при замене уровнемерных стекол, вскрытии и чистке счетчиков, устранении разливов и замазучивания территории.

Более опасно воздействие паров метанола: в ходе работ по разгидрачиванию, ремонтных работах в насосной метанола обслуживающий персонал аэрогенно поглощает до 4000 мг в год метанола.

Сочетанное действие углеводородов, паров метанола и шума приводят к заметным морфологическим изменениям в центральной нервной системе, выражающихся в нарушении микроциркуляции, сосудистой проницаемости, структуре нейронов и реактивном изменении нейроглии и мезенхимальных элементов мозга. Доказано, что шумовой стресс изменяет метаболизм токсических веществ в организме и изменяет чувствительность организма к их вредному воздействию. В частности под действием шума изменяется активность оксидаз, нарушается липидный и энергетический обмен в печени. Серьезно влияет уровень шумового воздействия и на состояние симпатико-адреналовой и эндокринной систем.

Для защиты от вредных и опасных производственных факторов должны применяться:

- специальные средства защиты органов дыхания при работе с

химреагентами, применяемыми при эксплуатации установки осушки газа;

- средства защиты от поражения электрическим током;

- средства защиты от шума.

Спецодежда и спецобувь выдаются согласно "Нормам бесплатной выдачи спецодежды", служат для защиты кожных покровов от термического воздействия, механических повреждений и атмосферных воздействий.

При работе с химреагентами для защиты органов дыхания применяются противогазы. Противогазы служат для защиты легких человека от воздействия газов и вредных паров. В зависимости от содержания кислорода в воздухе применяются следующие типы противогазов:

а) фильтрующие - применяются при содержании кислорода в воздухе свыше 19 %.

б) шланговые противогазы - применяются при содержании кислорода в воздухе менее 19 % и при наличии в воздухе больших концентраций вредных газов или паров (свыше 0,5 % об.) . Применение шланговых противогазов обязательно при производстве работ внутри аппаратов, резервуаров, колодцев.

в) кислородные и воздушные изолирующие противогазы используются в аварийных случаях. Пользоваться ими должны работники, прошедшие специальное обучение (члены ДГСД) и имеющие медицинское заключение о возможности данного работника работать в кислородно- или воздушно-изолирующих приборах.

Защита кожных покровов осуществляется при помощи специальных костюмов. Их применяют в тех случаях, когда на незащищенную кожу могут попасть сильнодействующие вещества (масло, керосин, бензин, гликоль, конденсат).спецодежда и спецобувь.

Чтобы устранить загазованность и довести содержание водорода и вредных газов в воздухе до предельно-допустимой концентрации, применяют естественную и искусственную вентиляцию.

Вентиляция является важнейшим средством обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий в производственных помещениях.

В помещениях компрессорной предусматривается общеобменная приточно – вытяжная система вентиляции, а также естественная вентиляция через оконные проемы. Операторные и компрессорные должны быть оборудованы общеобменной приточной и вытяжной вентиляцией с кратностью обмена не менее 8, насосные – не менее 15.

Производственное помещение в дневное время освещается естественным боковым освещением через оконные проемы. В качестве нормируемой величины для естественного освещения принята относительная величина - коэффициент естественной освещенности (КЕО). Достаточность естественного освещения в помещениях регламентируется нормами СНиП 23 – 5 – 95. При средней точности зрительной работы КЕО принимается равным 1,5%.

В нормах искусственного освещения в производственных помещениях (СНиП 23 – 5 – 95) задаются как количественные, так и качественные характеристики, которые являются обязательными при создании нормальных условий труда. На установке осушки газа применяется общее, местное и комбинированное искусственное освещение. Освещенность в операторной при искусственном освещении 300 лк.

В помещении операторной применяется люминесцентное освещение. В помещениях насосной и компрессорной – лампы накаливания во взрывозащищенном исполнении.

При движении веществ с низкой электрической проводимостью возникают опасные потенциалы статического электричества, которые могут привести к взрыву или пожару на взрыво- и пожароопасных производствах.

Кожухи трубопроводов и аппаратов заземлены через каждые 40-50 метров. На трубопроводах защита выполняется в виде металлических перемычек через 20-30 метров. Для защиты от заноса высоких потенциалов в здании броня кабелей и металлических трубопроводов заземлены:

- на вводе в защищаемое здание присоединены к заземлителю с импульсным заземлителем не более 100 Ом.

- на ближайшей к сооружению опоре присоединены к заземлителю с импульсным соединением не более 10 ОМ.

- вдоль трассы эстакады через каждые 250-300 метров присоединены к заземлителю сопротивлением не более 50 Ом.

Заземлено на установке все технологическое оборудование, приборы КИПиА, трубопроводы, насосы, приточная и вытяжная вентиляция, факела, здания и сооружения, цеховые и межцеховые эстакады. Вся электропроводка, заземления во взрывоопасных установках должны подвергаться наружному осмотру лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия или назначенными им лицами, с

занесением результатов осмотра в оперативный журнал. Внешний осмотр заземляющих устройств производится механиком установки 1 раз в месяц. Осмотр и текущий ремонт защитных устройств производится одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического оборудования. Ответственность за исправное состояние устройств защиты несет начальник установки. Проведение электроизмерений на связь заземленных элементов с контурами заземлений производится после каждого ремонта оборудования, но не реже двух раз в год.

Для предупреждения накопления зарядов статического электричества на оборудовании, предусмотрены следующие меры защиты:

- заземление металлических частей аппаратов, установок, оборудования, емкостей, коммуникаций;

- применяются материалы, увеличивающие электропроводность;

- общее местное увлажнение воздуха до 70 % относительной влажности и выше;

- устройство полов с повышенной электропроводностью и электропроводящих заземленных зон.

На установке осушки газа транспортируются следующие продукты: природный газ, водяной пар, углеводородный конденсат, жидкий пропан, которые обладают низкой электропроводностью, являются диэлектриками.

5.2 Расчет интегральной оценки тяжести труда обслуживающего

персонала установки осушки газа

При оценке тяжести труда учитываются санитарно-гигиенические и психофизиологические элементы условий труда.

К санитарно-гигиеническим условиям труда относятся - температура, влажность, скорость движения ветра на рабочем месте, наличие токсичных веществ, пыли, шума, вибрации, биологические факторы и т.д.

К психофизиологическим относятся - рабочая поза и перемещение в пространстве, физическая и динамическая нагрузка, точность зрительных работ и темп и мощность работы, режим труда и отдыха т.д.

При оценке тяжести труда учитываются реально воздействующие элементы условий труда на работника на конкретном рабочем месте. Каждый элемент критериев получает количественную оценку в баллах от 1 до 6.

Результаты оценки приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2 - Оценка условий труда

Факторы	Оценка факторов в баллах
Санитарно-гигиенические:
Шум, уровень звука, дБА	2
Температура воздуха на рабочем месте, С	1
Токсичные вещества (кратность превышения ПДК)	4
Относительная влажность воздуха, %	2
Скорость движения воздуха, м/с	2
Промышленная пыль (кратность превышения ПДК)	1
Психологический:
Рабочая поза,рабочее место	3
Общая выполняемая мышцами корпуса и ног за смену, кгс-м	1
Региональная, выполняемая мышцами плечевого пояса за смену, кгс-м	1
Количество сигналов в час	4
Число важных объектов наблюдения	2
Напряжение зрения	2

Интегральная оценка тяжести труда в баллах определяется по выражению:

(3.1)

где - интегральный показатель категории тяжести в баллах

- злемент условий труда на рабочем месте, имеющий наибольший балл определяется по справочным таблицам.

- количество элементов условий труда

- число, введенное для удобства расчетов

В соответствии с величиной интегрального показателя условиям труда (работе) присваивается категория тяжести.

что соответствует третьей категории тяжести труда.

По вычисленному показателю тяжести труда определяем влияние условий труда на работоспособность человека. Для этого вычисляем степень утомления в условных единицах по уравнению:

(3.2)

где - интегральный показатель категории тяжести труда в баллах

и - коэффициенты регрессии

Зная степень утомления, определяем уровень работоспособности:

(3.3)

При проектировании производственного процесса и оборудования предусматривается создание оптимальной производственной среды и достижение условий труда, соответствующих первой категории тяжести труда. При величине производственного травматизма равным единице, интегральный показатель тяжести труда равен 16,2. В нашем случае происходит снижение роста травматизма на предприятии относительно проектной травмоопасности проекта.

Так как ЗГПП проектировщики разместили вдали от населенных пунктов с прекрасными условиями для продувания сезонными ветрами, а основные технологические выбросы отвели с учетом розы ветров, то фона загазованности или мифической газовой шапки, как доказано, не существует.

Первичное сырье однотипно, а отраслевые требования к контролю за чистотой воздуха рабочей зоны - совершенно одинаковые, как и контролирующая аппаратура или системы автоматизированного контроля. Виды производимых работ "по ремонту и обслуживанию" технологического оборудования также принципиально не отличаются. Поддержание на высоком уровне каждым работником "культуры производства" на предприятиях по переработке сырья также мотивируется по высшим критериям: сохранение собственной жизни.

3.3 Расчёт предохранительного клапана для защиты химического оборудования

Предохранительный клапан представляет собой устройство автоматического действия, предназначенное для выпуска из ёмкостей излишнего количества газа, пара или жидкости при превышении давления сверх установленных пределов и, следовательно, предотвращения возможности аварии.

К работе предохранительных клапанов предъявляются следующие основ ные требования:

безотказное открытие клапана при заданном давлении;
безотказное закрытие клапана;
сохранение полной герметичности клапана в закрытом состоянии;

- в открытом состоянии клапан должен иметь такую пропускную способность, чтобы после его срабатывания давление в защищаемой ёмкости не могло больше повышаться.

Пропускная способность определяется высотой подъёма золотника, являющейся одной из основных характеристик предохранительных клапанов.

Наиболее важным и наименее надёжным узлом в предохранительном клапане является его запорный орган, т.е. узел «сопло-золотник». Герметичность запорного органа клапанов особенно важна в условиях химической и смежных отраслей промышленности, так как утечки газов приводят к значительным потерям ценных продуктов и загрязнению атмосферы вредными веществами.

Предохранительные клапаны обычно классифицируют по способу создания нагрузки на золотник:

- по высоте подъемника золотника;

- по способу открытия клапана;

- по способу выпуска из него среды.

Различают неполноподъемные и полноподъемные предохранительные клапаны. В химической промышленности широкое применение находят полноподъемные клапаны.

Исходные данные:

Предохранительный клапан устанавливаем наверху аппарата

1 Рабочее давление ;

2Температура среды перед клапаном ;

3 Рабочее избыточное давление ;

4 Максимальное избыточное давление за предохранительным клапаном

;

5 Максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном (давление избыточное полного открытия) ;

6 Фазовое состояние – газообразное;

7 Направление сброса – нафакел высокого давления;

8 Состав среды сбрасывания на факел – углеводороды от до

Расчет:

Требуемая пропускная способность клапана определяется по формуле:

(3.4)

Из формулы 5.1 находим площадь проходного сечения сопла клапана:

(3.5)

где - пропускная способность предохранительного клапана

(3.6)

где -производительность абсорбера в часовую (берем из технологического расчета)

- среднее содержание мольной массы в долях (берем из технологического расчета )

- коэффициент расхода среды через клапан (определяется проектной организацией заводом-изготовителем экспкриментального для каждой конструкции клапана). В среднем для современных конструкций полноподъемных клапанов

- коэффициент, учитывающий расширение газа при истечении (определяем по таблице)

Отношение абсолютных давлений до и после клапана определяем по формуле:

(3.7)

Показатель адиабаты определяем по таблице:

(3.8)

По таблице выбираем значение

- максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном (давление избыточное полного открытия)

- максимальное избыточное давление за предохранительным клапаном

Плотность среды при давлении и температуре в защищаемом аппарате

(3.9)

Из формулы 3.9 находим - диаметр проходного сечения сопла клапана:

(3.10)

Принимаем клапан СППК 4-50-160 с

Рабочее давление настройки пружины клапана:

(3.11)

3.4 Чрезвычайные ситуации

Чрезвычайные ситуации возникают при стихийных явлениях (землетрясениях, наводнениях, оползнях, и т.п.) и при техногенных авариях.

В наибольшей степени аварииность свойственная угольной, горнорудной, химической, нефтегазовой и металлургической отраслям промышленности, геологоразведке, объектам котлонадзора, газового и подъемно-транспортного хозяйства, а также транспорту.

Возникновение чрезвычайных ситуаций в промышленных условиях и в быту часто связано с разгерметизацией систем повышенного давления. Причинами разрушения или разгерметизации систем повышенного давления могут быть: внешние механические воздействия; старение систем; нарушение технологического режима; ошибки обслуживающего персонала; конструкторские ошибки; изменение состояния герметизируемой среды; неисправности в контрольно-измерительных , регулирующих и предохранительных устройствах и т.п.

Разрушение или разгерметизации систем повышенного давления может привести к появлению одного или комплекса поражающих факторов:

- ударная волна;

- возгорание зданий,материалов и т.п.;

- химическое загрязнение окружающей среды;

- загрязнение окружающей среды радиоактивными веществами.

Чрезвычайные ситуации возникают также в результате нерегламентированного хранения и транспортирования взрывчатых веществ, легковоспломеняющихся жидкостей, химических и радиоактивных веществ, переохлажденных и нагретых жидкостей и т.п. Следствием нарушения регламента операций являются взрывы, пожары, проливы химически активных жидкостей, выбросы газовых смесей.

При взрывах поражающий эффект возникает в результате воздействия элементов (осколков) разрушенной конструкции, повышения давления в замкнутых объектах, направленного действия газовой или жидкостной струи, действия ударной волны, а при взрывах большой мощности (например, ядерный взрыв) вследствие светового излучения и электромагнитного импульса.

Наибольшую опасность представляют аварии на объектах ядерной энергетики и химического производства.

Одной из распространенных причин пожаров и взрывов на объектах нефтегазового и химического производства являются разряды статического электричества. Статическое электричество - совокупность явлений, связанных с образованием и сохранением свободного электрического заряда на поверхности и объеме диэлектрических и полупроводниковых веществ. Причиной возникновения статического электричества являются процессы электролизации.

Большую опасность разряды статического электричества создают в условиях повышенного содержания горючих газов.

В чрезвычайных ситуациях проявление первичных негативных факторов (землетрясение, взрыв, обрушение конструкций, столкновение транспортных средств и т.п.) может вызвать цепь вотричных негативных воздействий – пожар, загазованность или затопление, разрушение систем повышенного давления, химическое, радиоактивное и бактериальное воздействие и т.п. Последствия (число травм и жертв, материальный ущерб) от действия вторичных факторов часто превышают потери от первичного воздействия.

Имеются два основных пути минимизации как вероятности возникновения, так и последствий ЧС на любом объекте и территории.

Первое направление состоит в разработке и последующем осуществлении организационных и технических мероприятий, которые уменьшают вероятность проявления опасного поражающего потенциала современных технических систем. Последние должны быть оснащены защитными устройствами - средствами взрыво и пожарозащиты оборудования и техники, электро и молниезащиты, локализации и тушения пожаров и т.д.

Подготовка объекта, обслуживающего персонала, мирного населения к действиям непосредственно в условиях ЧС - суть второго направления. В его основе лежит формирование планов действий в ЧС, однако для их создания нужны детальные разработки сценариев возможных аварий и катастроф на конкретных объектах. Для этого необходимо располагать статистическими и экспертными данными о физических и химических явлениях, лежащих в основе возможной аврии, прогнозировать размеры возможных потерь. Необходимо постоянно оценивать обстановку до возникновения ЧС, при непосредственной ее угрозе и при возникновении ЧС. Без всего этого невозможна эффективная защита от отрицательных воздействий ЧС, а также организация ликвидации их последствий.

Решение проблемы защиты населения и окружающей природной среды от чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера, уменьшение их социально-экономических и экологических последствий есть важнейшая задача современности, без которой невозможно устойчивое развитие страны.

Расчет молниезащиты

Для проектирования систем молниезащиты необходимо знать габариты защищаемого здания или сооружения (длину, ширину, высоту).Выбираем тип молниеотвода – одиночный стержневой отдельно стоящий, одиночный стержневой, установленный на защищаемом объекте, двойной стержневой, тросовый и т.д. Выбор типа молниеотвода зависит от конфигурации объекта и требуемой формы зоны защиты. Как правило, выбирают одиночный стержневой для защиты колонн, труб, башен и других высоких, отдельно стоящих сооружений, двойной или многократный стержневой молниеотводы для защиты зданий насосных, компрессорных, имеющих прямоугольную или более сложную форму.

В соответствии с назначением зданий и сооружений определяется категория молниезащиты и тип зоны защиты в зависимости от среднегодовой продолжительности гроз, а также от ожидаемого количества поражений здания или сооружения молнией в год.

Для проектирования молниезащиты колонны-абсорбера выбираем тип молниеотвода – одиночный стержневой, установленный на защищаемом объекте. Среднегодовая продолжительность гроз в нашем районе равно 3

(n =3). Согласно РД 34.21.122-87 для колонны требуется II категория молниезащиты , зона защиты тип Б, класс опасности В- I Г.

Ожидаемое количество поражений молнией в год для сосредоточенных зданий и сооружений (башен, колонн, дымовых труб)

N = 9×π× h_х²×n×10^-6,(3.12)

где h_х– высота колонны,

n – среднегодовое число ударов молнии в 1 км²земной поверхности в месте расположения колонны.

N = 9×3,14× 13,8²×3×10^-6= 0,016

Согласно РД 34.21.122-87 для колонны требуется II категория молниезащиты , зона защиты тип Б, класс опасности В- I Г.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (рисунок 1) представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h_0.

У таких молниеотводов высотой h ≤150 м зона защиты имеет следующие габариты:

h₀= 0,92× h (3.13)

r₀ = 1,5× h (3.14)

r_х= 1,5× (h- h_х/0,92) (3.15)

При известных h_х и r_хвысота h для зоны Б определяется по формуле:

h =( r_х+ 1,63h_х)/1,5 (3.16)

h = (0,7+1,63×13,8)/1,5 = 15,5 м.

h₀= 0,92× 15,5 = 14,3 м

r₀ = 1,5× 15,5 = 23,3 м.

По полученным параметрам строим зону защиты молниеотвода установленного на колонне.

Рисунок 1 – Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Таблица 3.1 Свойства веществ, имеющихся на производстве.

Наименование вещества	Формула	Температура, ⁰С			Пределы взрывоопасных коцентраций, % об		Предельно-допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны мг/м³ (для углеводородов в пересчете на ⁰С) по ГОСТ 21.1.005-76	Характер токсического действия на организм человека	Краткая характеристика веществ с точки зрения техники безопасности
		вспышки	Воспламенения	самовоспламенения	Пределы взрывоопасных коцентраций, % об
		вспышки	Воспламенения	самовоспламенения	нижний	верхний
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Метан	СН₄	-	640	537	5	15	300	При обычных условиях у/в газы физиологически безвредны при не очень высоких концентрациях. Механизм действия на организм человека, как “индеферентный наркотик”	Метан, этан, пропан, бутаны. являются довольно сильными наркотиками, однако сила их действия ослабляет реакцию.
Этан	С₂Н₆	-	510	472	3,0	12,5	300
Пропан	С₃Н₈	-	446	466	2,1	9,5	300
Н-бутан	С₄Н₁₀	-	430	405	1,5	8,5	300
И-бутан	С₄Н₁₀	-	543	462	1,8	8,4	300
Пентан	С₅Н₁₂	-44	309	287	1,4	7,8	300
Гексан	С₆Н₁₂	-2	247	234	1,2	7,4	300
Оксид углерода	СО	-	-	610	12,5	75	20	Концентрация 0,5 % об. в воздухе смертельна.	Является общеядовитым веществом, поражает систему крови.
Метанол	СН₃ОН	6	13	440	6	34,7	300	Сильный, преимущественно нервный яд с резко выраженным кумулятивным	Пары метанола обладают запахом винного спирта. Смертельная доза при приеме во внутрь для человека составляет 30 мл

Масло смазочное - масляный туман

-

184

-

400

-

300

Попадание горячего масла на человека может вызвать ожоги.

Триэтилен-гликоль

М.вес.

150,18

154

170

371

0,94

9,2

Высокие концентрации вызывают изменения в почках. При попадании в организм вызывает острое отравление, действует

Пары ТЭГа обладают слабонаркотическими своствами.

Конденсат газовый

-

415

0,76

12

300

При высоких концентрациях оказывает наркотическое воздействие.

Действует удушающе. Вызывает заболевания кожи, появление трещин, дерматитов, экзем.

Продолжение таблицы 5.1

Метил

диэтаноламин

(НОС₂С₄)₂

-СН₃N

136

265

Не образует

5

Попадание в глаза ведет к развитию воспаления и ожога роговицы

Умеренно опасное вещество III класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76

Оксиды азота

NО_х

-

Не образует

5

При концентрации 50 мг/м³ и более наблюдаются тя-

Желые отравления

Вплоть до смер-

тельных. Ведет к отеку легких и бронхопневмонии.

Вредное вещество остронаправленного действия.

Класс опасности III по ГОСТ

12.1.005-76

4 Расчет экономической эффективности установки осушки газа за счет введения нового оборудования на предприятии

4.1 Теоретические и методические основы оценки эффективности инвестиционных проектов

Инвестиции – это долгосрочные вложения капитала в различные сферы экономики с целью вложения и увеличения.

Инвестиционный проект – это планируемый и осуществляемый комплекс мероприятий по повышению качества продукции.

Цикл развития инвестиционного проекта включает 3 фазы (рис. 4.1):

- разработка проекта, – Т_о;

- собственно инвестирование (вложение средств в здания, сооружения и оборудование в соответствии с проектом), - Т₁;

- эксплуатационная (когда проект реализуется практически), - Т_2.

Рисунок 4.1 – Цикл развития инвестиционного процесса

Источниками финансирования инвестиционной деятельности могут быть:

- собственные и финансовые ресурсы (прибыль, амортизационные начисления, денежные накопления);

- заемные и финансовые средства (банковские и бюджетные кредиты, облигационные заемы);

- привлеченные финансовые средства инвестора (от продажи акций, паевые взносы);

- инвестиционные ассигнования из государственных и местных бюджетов и внебюджетных фондов.

В современных условиях социально-экономической нестабильности и высокого уровня инфляции необходима определенная корректировка стандартизированных подходов и критериев оценки инвестиций на основе годовых приведенных затрат.

Исходным пунктом для такой корректировки является, во-первых, идея о том, что финансовые ресурсы, материальную основу которых составляют деньги, имеют временную ценность: инфляция порождает понятия «дорогих» и «дешевых» денег. Так, при уровне инфляции в 30 % сегодняшние 10 млн. р. через год будут иметь покупательную способность 7 млн. р.

Во-вторых, деньги как можно быстрее должны делать новые деньги, т.е. в рыночных условиях обостряется проблема оборачиваемости денежных средств как капитала.

Отсюда, согласно новой методике экономической оценки инвестиционных проектов в основу корректировки финансовых средств на «фактор времени» должен быть положен дисконтирующий множитель, который определяется при приведении более поздних инвестиций к более ранним (приведение «дешевых» денег к «дорогим») по формуле 4.1:

, (4.1)

А при приведении более ранних инвестиций к моменту пуска в эксплуатацию объекта, т.е. к более позднему моменту времени (приведение «дорогих» денег к «дешевым») инвестиции необходимо умножать на коэффициент рассчитываемый по формуле:

, (4.2)

где Е_Н – норма дисконтирования, принимаемая с учетом реального банковского процента рефинансирования и уровня инфляции;

t – шаг (порядковый год) расчетного периода Т, называемого

горизонтом расчета (t = 1, 2, 3…Т).

Дисконтирование – приведение разновременных вложений капитала к реальной его стоимости на какой-либо момент времени; процесс обратный инфляции (деинфляция).

В настоящее время значение Е_Н составляет: - (20 – 22) % - при выдаче кредита; - (12 – 14) % - на вклады капитала.

Для экономической оценки инвестиционных проектов в переходный период к рыночной экономике используются следующие 4 показателя:

- чистый дисконтированный доход, Д;

- внутренняя норма доходности капитала, Е_ВН;

- срок окупаемости инвестиций, Т_{Ф.О К.};

- индекс доходности (рентабельности) капитала, И.

Чистый дисконтированный доход, приведенный к начальному моменту вложения инвестиций (выраженный в «дорогих» деньгах) определяется по формуле:

, (4.3)

где – результаты (доходы) и затраты от инвестиционной и эксплуатационной деятельности предприятия.

Полученный результат, если он будет положительным, будет свидетельствовать об эффективности проекта, если отрицательным, то проект не эффективен.

Однако, чистый дисконтированный доход, если даже он положительный, не дает ответа на вопрос «Большой это или малый доход?». Вполне может оказаться, что если бы стартовый капитал был вложен не в данный бизнес, а в другую сферу экономики (банковский рост, ценные бумаги, землю), то дал бы больший доход, чем получен нами. С этой целью для достоверности экономических расчетов и оправданности бизнеса определяется второй показатель – внутренняя норма доходности из уравнения:

, (4.4)

где - первоначальный стартовый капитал, вложенный на проектной и инвестиционной фазах.

Срок окупаемости – это время окупаемости от начала реализации инвестиционного проекта до момента, когда первоначальные вложения и текущие эксплуатационные затраты покрываются суммарными результатами от его осуществления.

Таким образом, срок окупаемости равен целому числу лет от момента завершения инвестиций до последнего года, где чистый дисконтированный доход отрицательный плюс часть года, определяемая по формуле:

, (4.5)

где - абсолютная величина последнего отрицательного значения чистого дисконтированного дохода;

- величина последующего после него положительного значения чистого дисконтированного дохода.

Индекс доходности (рентабельность) определяется отношением приведенных доходов на момент осуществления инвестиций к приведенным расходам:

, (4.6)

Полученные значения индекса доходности следует интерпретировать так:

- если И = 1, то следовательно, инвестиции обеспечивают доходность равную Е_Н;

- если И 1, то рентабельность нужно корректировать пропорционально его значению.

В общем виде потоки реальных денежных средств от инвестиционной и эксплуатационной деятельности мероприятия могут быть представлены в следующем виде (таблица 4.1).

4.1.1 Сущность проблемы

Под введением нового оборудования на нашем предприятии будет пониматься применение установки осушки газа методом абсорбции в колонне Т-1 раствором триэтиленгликоля высокой концентрации, который позволяет оценить высоко-технологичность и эффективность установки осушки газа. Осушение газа необходимо для предотвращения замораживания гидратов в установках НТК и деэтанизации.

Наиболее простая технология осушки газа методом впрыска гликоля не может быть применена на данном предприятии в связи с необходимостью достижения низкой конечной температуры охлаждения газа на выходе с установки до точки росы по влаге минус 60 °С, так как в технологической схеме низкотемпературной конденсации (НТК) при дросселировании жидких углеводородов достигается именно такая температура.

Для надежного обеспечения точки росы по влаге минус 60 °С возможно применение следующих методов осушки:

- триэтиленгликолем высокой концентрации в абсорбционной колонне;

- использование твердых осушителей (молекулярных сит).

Осушка газа твердым поглотителем имеет высокие капитальные и эксплуатационные затраты и сложна в управлении в связи с переключением осушителей на циклы осушки, регенерации и охлаждения.

Поэтому на Зайкинском ГПП применена осушка газа по технологии "DRIZO" методом абсорбции в колонне Т-1 раствором триэтиленгликоля высокой концентрации.

Стоимость покупки и строительно-монтажных работ установки осушки газа 97553,2 тыс. рублей.

4.1.2 Исходные данные для расчета

1) Инвестиционный цикл составляет 4 года (T = 4), в том числе проектная фаза длится 0,5 года (T₀ = 0,5), инвестиционная фаза – 0,5 года (T₁= 0,5), эксплуатационная фаза – 3 года (T₂ = 3).

2) Годовой объем производства установки – 1,1 млрд.н.м3/год.

3) Цена реализации товарной продукции – 175,23 млрд.руб/год.

4) Норма дисконтирования по годам использования установки осушки газа принимается равной:

- Е_Н1= 0,15

- Е_Н2= 0,14

- Е_Н3= 0,13

- Е_Н4= 0,12

- Е_Н5= 0,11

Остальные исходные данные будут привлечены по ходу расчета.

Расчет доходов

Доход от реализации дополнительной продукции определяется по формуле:

Р_t = V×C = 1,1×159,3 = 175,23 млрд.руб. (4.7)

где С – цена товарной продукции, руб.

V – годовой объем производства, млрд.н.м3

4.3 Расчет затрат

4.3.1 Расчет единовременных затрат на разработку проекта:

З = З_min × К₁ × К₂× К₃× К₄(4.8)

где З_min - минимальные затраты на разработку проекта;

К₁- коэффициент новизны;

К₂- коэффициент информационной емкости;

К₃- коэффициент сложности согласования документации;

К₄- коэффициент конструкторской сложности продукции.

В таблице приведен перечень сотрудников, участвующих в разработке документации с указанием продолжительности работы в н.-ч. и стоимости одного нормо-часа.

Таблица 4.1 – Трудоемкость разработки документации

Сотрудники	Трудоемкость работ, н-ч	Стоимость нормо-часа, руб.	Итого
инженер 1 кат.	40	150	6000
лаборант	60	120	7200

Отсюда по формуле затраты на разработку документации минимальной сложности составляют:

З_min ₌Σ С_i ×T_min ×(1+ Н_p /100) (4.9)

где С_i – среднемесячная заработная плата сотрудникам, привлеченным в процесс разработки;

T_min –трудоемкость разработки;

Н_p– накладные расходы.

З_min = 13200× (1+150/100) = 33 000 руб.

Таким образом затраты на разработку:

З = 33000×1,0×1,18×1,0×0,9 = 35046 руб.

4.3.2 Затраты на экспертизу

В экспертизе участвует начальник ОТК, который готовит необходимые документы для предъявления на экспертизу, и сторонняя организация, которая готовит экспертизу.

Таблица 4.2 – Исходные данные для расчета затрат на экспертизу документации

Сотрудники	Трудоемкость	Стоимость одного нормо-часа	Итого
Начальник ОТК	30	300	9000
Инженер ОТК	40	200	8000
Специалист сторонней организации	20	400	8000

З_min = 25000×(1+150/100) = 62 500 руб.

Таким образом затраты на экспертизу:

З = 62500×1,0×1,18×1,0×0,9 = 66375 руб.

Затраты на обучение персонала

На обучение направляется 1 человек из лаборатории. Оплата труда специалистам, обучающим сотрудника, составляет 10000 руб.

4.3.4 Затраты на оборудование

Таблица 4.3 – Затраты на оборудование

№ п/п	Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Общая стоимость, тыс.руб.
1	Теплообменная аппаратура	шт.	6	23600,65
2	Аппарат воздушного охлаждения	шт.	1	1929,77
3	Насосы	шт.	7	2108,8
4	Компрессоры	шт.	2	32150,6
5	Колонный аппарат	шт.	1	8219,2
6	Трубопроводы	тонн	102	1516,1
7	Металлоконструкции	тонн	24	518,4
8	Операторная	шт.	1	603,75
9	Комплектующие автоматизированной системы управления технологическим процессом	комплект	1	92,34
ИТОГО:				70739,61

Затраты на МБП

Таблица 4.4 – Затраты на МБП

№ п/п	Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Общая стоимость, тыс.руб.
1	Запорно-регулирующая арматура	шт.	29	143,8
2	Фитинги	шт.	685	204,29
3	Кабель электрический	метр	6210	718
4	Электрооборудование	шт.	11500	1586,5
Итого:				2652,59

4.4 Расчет эксплуатационных затрат

4.4.1 Затраты на оплату труда

Таблица 4.5 – Расчет затрат на оплату труда

№ п/п	Должность	Кол-во. чел	Месячный оклад, руб тар. ставка	Доплаты, руб		Район,коэфиц руб	Всего за год, руб
№ п/п	Должность	Кол-во. чел	Месячный оклад, руб тар. ставка	За вредность	Пре- мия	Район,коэфиц руб	Всего за год, руб
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Начальник установки	1	6250	720	3120	938	132336

Продолжение таблицы 4.5

1	2	3	4	5	6	7	8
2	Механик установки	1	5820	635	2910	873	122856
3	Ст. оператор 6 разряда.	4	21264	2484	10632	3188	450816
4	Ст. машинист 6 разряда.	3	16260	1863	8130	2439	344304
5	Оператор 5 разряда.	4	18720	2160	9360	2820	396720
6	Машинист 5 разряда.	3	14154	1620	7080	2136	299880
Итого: 16						1год	1746912
						2год	1921603,2
						3год	2113763,52

Таким образом фонд заработной платы равен:

ФЗП=1746912+1921603,2+2113763,52 = 5782278,72руб.

Расчет отчислений на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев на производстве

Отчисления на социальные нужды определяются социальным налогом, который в соответствии с законодательством РФ составляет 27,2% от основного фонда заработной платы, отчисления на страхование от несчастных случаев на производстве составляют 2% от основного фонда оплаты труда. Расчет отчислений приведен в таблице 4.6.

Таблица 4.6 – Расчет отчислений от фонда оплаты труда

Год	Фонд заработной платы	Отчисления
Год	Фонд заработной платы	На социальные нужды	На страхование от несчастных случаев
1 год	1746912	475160,06	34938,24
2год	1921603,2	522676,07	38432,06
3год	2113763,52	574943,67	42275,27

Расчет затрат на сырье

Расчет затрат на сырье составит :

З_с= V×C_с = 1,1×100,7 = 110,77 млрд.руб. (4.10)

где С_с – цена сырья, руб.

V – годовой объем производства, млрд.н.м3

Расчет затрат на создание оборотного капитала

Дополнительные затраты на создание оборотного капитала принимаются в размере 15% от годовой потребности в сырье.

З_об= 0,15×110,77 = 16,62 млрд.руб.

Расчет затрат на аммортизацию основных производственных фондов.

По мере эксплуатации основные фонды изнашиваются. В процессе износа происходит непрерывное накопление средств для возмещения износа. Эти средства, называемые амортизационными, создаются путем ежемесячных отчислений по установленным нормам. Амортизационные отчисления определяются в процентах от полной среднегодовой первоначальной (восстановительной) стоимости основных фондов. Принимаем годовую норму амортизации в размере 12 %. Отсюда, годовые амортизационные отчисления составят:

З_а.1 = (70739,61×12) /100 = 8488,75 тыс. р.

На основе произведенных расчетов доходов и затрат составляем сводную таблицу потоков денежных средств.

Таблица 4.7 - Потоки денежных средств на разработку проекта (млн.руб)

Статьи доходов и затрат	Обозначения	Горизонт расчета Т, его фазы и годы
		Т₀	Т₁	Т₂
		0,5	0,5,	2	3	4
1	2	3	4	5	6	7
1. Доходы	Рt	-	-	175230млн.	175230млн.	175230 млн.
2. Затраты всего, в том числе	Зt	10,558	0,083	8,488	8,488	8,488
2.1 Единовременные затраты, всего в том числе	Зt_е	10,558	0,01	-	-	-
2.1.1 Затраты на разработку проекта	Зt_разр	2,593	-	-	-	-
2.1.2 Затраты на экспертизу	Зt_эксп	7,965	-	-	-	-
2.1.3 Затраты на обучение персонала	Зt_об	-	0,01	-	-	-
2.1.4 Затраты на оборудование	Зt_обор	-	0,070	-	-	-
2.1.5 Затраты на МБП	Зt_мбп	-	0,002	-	-	-
2.2Эксплуатационные затраты, всего в том числе	Зt_э	-	-	8,488	8,488	8,488

Продолжение таблицы 4.7

2.2.1 Затраты на оплату труда	Зt_зп	-	-	1,746	1,921	2,113
2.2.3 Отчисления на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев на производстве	Зt_соц	-	-	0,510	0,561	0,617
2.2.6 Затраты на аммортизацию	З_а.	-	-	0,008	0,008	0,008
Итого поток текущих денежных средств (текущая прибыль)	Рt -Зt	- 10,558	-0,083	175221,511	175221,511	175221,511

4.5 Расчет показателей эффективности инвестиционных вложений

4.5.1 Расчет дисконтированных затрат по годам

млн. р.,

4.5.2 Расчет дисконтированных кумулятивных затрат

млн. р.,

млн.р.,

млн. р.,

млн. р.

4.5.3 Текущая выгода (прибыль) по годам

D_t_0,5= 0 – 10,558 = -10,558 млн. р.,

D_t_0,5= 0– 0,083 = -0,083 млн. р.,

D_t₂ = 175,230 – 8,488=166,741 млн. р.,

D_t₃ = 175,230 – 8,488=166,741 млн. р.,

D_t₄ = 175,230 – 8,488=166,741 млн. р.

4.5.4 Текущая дисконтированная прибыль по годам

млн. р.,

млн.р.,

млн. р.,

4.5.5 Расчет чистого дисконтированного дохода

млн. р.,

млн.р.,

Вывод: так как чистый дисконтированный доход получился положительным, то при выполнении всех указанных условий можно сказать, что внедрение новой техники экономически эффективно. Кроме того можно сказать, что срок окупаемости наступает на четвертом году от момента завершения инвестиций до последнего года, когда чистый дисконтированный доход отрицательный.

4.5.6 Расчет внутренней нормы доходности

,

При Е_вн=170 получается равенство:

.

4.5.7 Расчет срока окупаемости инвестиций

Из таблицы 4.8 видно, что момент окупаемости наступает на 4-ый год, следовательно срок окупаемости будет равен 3 года, а оставшаяся часть определяется по формуле :

Т_фок= 0,5+0,5= 1,06 года.

Срок окупаемости равен 01,06 года.

4.5.8 Расчет индекса доходности

Индекс доходности:

В таблице 4.8 сведены окончательные результаты расчетов.

Таблица 4.8 – Экономическая эффективность от внедрения проекта

Показатель	Обозна-чения	Горизонт расчета Т, его фазы и годы
		Т₀	Т₁		Т₂
		0,5	0,5		2	3	4
Доходы	Р_t	-		-	175,230	175,230	175,230
Затраты	З_t	10,558		0,083	8,488	8,488	8,488
Дисконтированные затраты по годам	З_td	9,181		0,008	6,531	5,883	5,394
Дисконтированные кумулятивные затраты	З_t_к	9,181		9,189	15,721	21,604	26,999
Текущая прибыль по годам	Д	-10,558		-0,083	166,741	166,741	166,741
Дисконтированная прибыль по годам	З_д	- 9,181		- 0,008	134827,263	121437,296	111356,463
Чистый дисконтированный доход	D	- 9,181		- 9,189	134818,073	256255,370	367611,833
Внутренняя норма доходности	Е_вн	170%
Фактический срок окупаемости	Т_фок	1,06
Индекс доходности и рентабельности инвестиций	И	400

В таблице 4.9 сведены окончательные результаты расчетов.

Таблица 4.9 - Сравнительные данные вложения денежных средств в проект с нормативными данными

Критерии	Значения критериев		Вывод об эффективности
Критерии	По проекту	По нормативу	Вывод об эффективности
1.Чистый дисконтированный доход	367611,833	> 0	Эффективен
2.Внутренняя норма доходности	170 %	9-15 %	Эффективен
3.Срок окупаемости инвестиций	0,5	3-8	Эффективен
4.Рентабельность инвестиций	400	9-15	Эффективен

Вывод: Проект обладает высоким уровнем доходности, сравнимым с вложением денег на банковские депозиты, так как чистый дисконтированный доход получился положительным,то при выполнении всех указанных условий можно сказать,что внедрение проекта экономически эффективно. Кроме того можно сказать, что срок окупаемости наступает на втором году от момента начала инвестиций до последнего года, когда чистый дисконтированный доход отрицательный.

Расчеты показали, что чистый дисконтированный доход положительный и при этом внутренняя норма доходности больше нормы дисконта (0,17 > 0,11 ~ 0,15), что говорит о более выгодном вложении капитала в производство, чем вложение его в банк.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассмотрены процесс и оборудование установки осушки газа высококонцентрированным раствором ТЭГа.

В проекте выполнен поверочный технологический расчёт абсорбционной колонны, выявляющий материальный и тепловой баланс аппарата.

На основании механического расчёта можно сделать следующие выводы: материалы для изготовления аппаратов и их толщина удовлетворяют требованиям прочности и устойчивости, результаты расчётов по отечественным нормам практически совпадают с результатами тех же расчётов по северо-американским стандартам (приведены в паспортах на оборудование).

При экономическом расчёте были получены величины затрат и прибыли по переработке газа, на основании которых получен малый срок окупаемости инвестиционных вложений, равный 1,06 года, который позволяет оценить высоко-технологичность и эффективность установки осушки газа.

В разделе «Безопасность труда» рассмотрены мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации установки, санитарные и противопожарные мероприятия, выполнен расчет предохранительного устройства и расчет молниеотвода.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов.- М. : Химия,1981.-472 с.
Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных и попутных газов. М. : Недра, 1975.-158 с.
Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промысле. М. : Недра, 1971.-255 с.
ГОСТ 24755-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность укрепления отверстий, Издательство стандартов,1989.-36с.
ГОСТ Р51273-99 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность, определение расчётных усилий для аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмических воздействий.: Издательство стандартов,1999.-24с.
Кузнецов А. А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов. М. : Химия, 1983.-224 с.
Бекиров Т. М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов . М.: Недра, 1980.-283 с.
Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин нефтеперерабатывающих заводов. М. : Машиностроение. 1978.-238 с.
Кузнецов А.А. Кагерманов С.М. Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов в нефтехимической промышленности. М. : Химия. 1974.-189с.
Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Т.1.М. Недра,1977.-270с.
ОСТ 26291-94 Сосуды и аппараты стальные сварные. Технические требования, Издательство стандартов, 1994.-36с.
Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.И. Примеры и задачи по курсу процессы и аппараты химической технологии. Издание 8-е, перераб. и доп. М.: Химия, 1976.-559с
ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность. -М.:Издательство стандартов,1989.-80с.
Технологический регламент на эксплуатацию блока входного сепаратора, блока компримирования, установки осушки газа триэтиленгликолем (Дризо) Зайкинского ГПП. Оренбург, 2000.- 98с.
Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. - М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 1999.- 596с.
Гриценко А.И. Физические методы переработки и использование газа .М.: Недра, 1981.-223с.
СНиП 2.04.03-85. Канализация. Наружные сети и сооружения,1985.-56с.
Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. М.: Химия,1971.-280с.
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96). М.: ПИО ОБТ, 1996.-76с.

Доклад.

Уважаемые Председатель, члены Государственной Аттестационной Комиссии!

Вашему вниманию представлен дипломный проект на тему: ’’Проект установки осушки сырого газа в условиях газоперерабатывающего предприятия’’.

Самыми распространенными способами осушки газа на газоперерабатывающих предприятиях являются:

- впрыск гликоля в поток газа перед охлаждением;

- осушка гликолем в абсорбционной колонне;

- осушка на твердом адсорбенте.

На проектируемой установке применена осушка газа методом абсорбции в колонне Т-1 раствором триэтиленгликоля высокой концентрации.

Сырьём установки является- попутный нефтяной газ, производительность установки-1,1млрд.н.м3/год.

Процесс основан на различии давлений насыщенных паров влаги в сыром газе и над раствором абсорбента, контактирующим с газом. При контакте газа с осушителями абсорбция газа протекает до тех пор, пока парциальное давление влаги в газе не достигнет величины ее же парциального давления над раствором осушителя.

Абсорбер Т-1 является основным элементом в технологической схеме установки осушки газа, остальное оборудование предназначено для регенерации насыщенного ТЭГа. Аппарат работает следующим образом: сырой газ с расходом 110000-125000 нм³/ч заходит в колонну при t =46⁰ C и Р =5,8 МПа, при помощи газораспределительного устройства равномерным потоком направляется в массообменную секцию из 8,8 м структурной насадки Sulzer , где в пленочном режиме происходит массообмен между ТЭГом, подаваемым сверху на насадку из распределителя жидкости, состоящего из форсунки каскадной ударно-струйного типа, и восходящим потоком газа. После массообменной секции насыщенный влагой ТЭГ собирается в кубовой части колонны и выводится из аппарата на регенерацию, а осушенный газ поступает на газораспределительную секцию, предназначенную для выравнивания скоростей и частичной сепарации потока осушенного газа, а также создания благоприятных условий поступления газа на тарелку с фильтро- коалесцирующими элементами, которая полностью исключает унос ТЭГа, возвращая его в систему циркуляции.

Осушенный газ из абсорбера Т-1 по проекту поступает в трубное пространство теплообменника Е-22 установки НТК.

Характеристика аппаратов.

Колонна абсорбер Т-1 представляет собой вертикальный сосуд со структурной насадкой , высотой 8.8м, которая обеспечивает контакт газ-жидкость, аппарат изготовлен из листовой стали 16ГС,толщиной 44 мм, высота колонны 15м, внутр. диаметр 1,372м,внутренний объем аппарата-21м³.

Расчетное давление корпуса 6,6 МПа, среда в аппарате- ТЭГ, углеводородный конденсат, газ.

Рибойлер Н-10 предназначен для отпаривания основной части воды. Нагревание ТЭГа осуществляется за счет теплоты конденсации водяного пара подаваемого в трубный пучок рибойлера.

Рибойлер ,аппарат с полуконическим днищем, корпус аппарата изготовлен из стали 16ГС,толщиной 10мм,внутренним диаметром 0,762м,внутренний объем 2,6м³.

Расчетное давление корпуса 1,45 МПа, среда в корпусе- углеводороды, ТЭГ.

Трубный пучок U-образной формы, материальное исполнение трубок сталь-15Х5М,диаметром-19мм,102шт.Поверхность теплообмена-40м,расчетное давление в трубках-3,7 МПа, среда в трубках- насыщенный водяной пар.

Рекуперативный теплообменник Е-21 предназначен для нагрева растворителя до 220 ⁰С за счет теплоты конденсации водяного пара. Данный способ теплообмена представляет одно из решений энерготехнологического комбинирования.

Нагреватель Е-21,корпус аппарата изготовлен из стали 10Г2,толщиной 12мм,внутренним диаметром 0,273м,внутренний объем аппарата-0,248м³.

Расчетное давление корпуса 0,24 МПа, поверхность теплообмена-90м, среда в корпусе- растворитель.

Трубный пучок U-образной формы, материальное исполнение трубок

сталь-15Х5М,диаметром 19мм,64штуки.Расчетное давление в трубках-3,7МПа,среда в трубках- насыщенный водяной пар.

Существенное влияние на процесс осушки оказывает глубина регенерации раствора поглотителя.

Движущей силой процесса является разница парциальных давлений воды над поверхностью регенерированного ТЭГа и в природном газе. При контакте "газ-ТЭГ" происходит переход воды из газовой фазы в жидкую снизу вверх по колонне, вплоть до выравнивания парциального давления воды в газе до парциального давления воды над поверхностью регенерированного ТЭГа.

ТЭГ подают сверху в колонну Т-1 насосом Р-13,Р-14, предварительно охлаждая поток в аппарате воздушного охлаждения Е-15 от 104 до 47 ⁰С.

Насыщенный ТЭГ из абсорбера Т-1 поступает сначала на фильтрацию в один из работающих фильтров .

Предусмотрено два фильтра F-2 и F-3.

После фильтрации насыщенный ТЭГ подается в конденсатор обратного потока Е-4, в котором нагревается от 47 до 66 ⁰С парами флегмы из V-9, а затем - в пластинчатый рекуперативный теплообменник Е-5 и, нагретый до 162 ⁰С, поступает в емкость мгновенного испарения несконденсированных примесей V-6.

Емкость мгновенного испарения ТЭГ представляет собой двухфазный сепаратор, он обеспечивает полное отделение от гликоля СО₂ и поглощенных легких углеводородов, за счет низкой вязкости ТЭГ при высокой температуре.

Пары с верха V-6 при температуре 162 ⁰С, конденсируются и охлаждаются в конденсаторе Е-7 до 46 ⁰С и парожидкостная смесь поступает в емкость V-8, в которой отделяется жидкость. Пары из V-8 через клапан направляются в факельную линию. Пары из емкости V-8 состоящие из азота, СО₂, метана, углеводородов С₂¸С₅ и воды сбрасываются в факельный коллектор.

Насыщенный ТЭГ из емкости мгновенного испарения V-6 вместе с жидкостью из емкости V-8 объединенным потоком направляют в отпарную колонну V-9.Абсорбер обогащенного гликоля представляет собой колонну с набивкой из колец Nutter для обеспечения соответствующего контакта между паром и жидкостью.

Отпарная колонна V-9 содержит высокоэффективную неупорядоченную насадку. Основная часть воды отпаривается в рибойлере Н-10. Нагревание обедненного ТЭГа осуществляется за счет теплоты конденсации водяного пара подаваемого в трубный пучок рибойлера Н-10..Из рибойлера Н-10 обедненный гликоль переливается в отпарную колонну V-11, в которой снизу вверх подают пары растворителя. По конструкции отпарная колонна обедненного гликоля V-11 является выносной насадочной колонной. Сверху поступает самотеком по переливному устройству из рибойлера Н-10 обедненный гликоль, снизу под слой насадки поступают пары растворителя из подогревателя Н-10 с температурой 220 ⁰С. Сверху колонны V-11 отводятся пары растворителя и воды в паровое пространство рибойлера Н-10. Остаточная влага отпаривается горячими сухими парами растворителя и получается высококонцентрированный ТЭГ.

Горячий регенерированный ТЭГ снизу V-11 поступает в накопительную емкость V-12.Затем горячий ТЭГ поступает в рекуперативный теплообменник Е-5, в котором охлаждается с 204 до 104 ⁰С.

После теплообменника Е-5 регенерированный ТЭГ поступает на всас насоса Р-13/Р-14 и далее этим насосом подается в воздушный холодильник Е-15 для охлаждения от 104 до 47 ⁰С, после чего подается в качестве абсорбента в колонну Т-1. Это завершает цикл циркуляции ТЭГа.

Пары углеводородов и воды, выходящие из конденсатора флегмы Е-4 охлаждаются в воздушном холодильнике Е-16 с 93 до 46 ⁰С и парожидкостная смесь поступает в трехфазный сепаратор V-17, в котором происходит разделение воды, растворителя и несконденсированных газов.

Сверху сепаратора V-17 выходит газ (N₂ + CО₂) , снизу - вода и растворитель.

Растворитель из емкости V-17 поступает на всас насоса Р-18/Р-19 и далее на фильтрацию в F-20.

После фильтрации растворитель поступает в подогреватель Е-21, в котором за счет теплоты конденсации водяного пара нагревается до 220 ⁰С.

Пары растворителя поступают в отпарную колонну V-11. Это завершает цикл циркуляции растворителя.

В экономической части проекта рассчитываются прибыль от переработки газа, статьи затрат и срок окупаемости инвестиционных вложений,также рассмотрены вопросы состояния техники безопасности.

На чертежах представлены : общий вид, сечения, разрезы, детали конструктивные элементов аппаратов.

Благодарю за внимание.

ЧЕРТЕЖИ

Скачать: dp.rar

Категория: Дипломные работы

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент

Наверх