ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ (РАБОТА)

 

на тему: Модернизация абсорбера очистки газа на установке стабилизации углеводородного конденсата

 

ЗАДАНИЕ

НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

 

1. Содержание задания по профилирующему разделу проекта

1. Введение.
2. Литературный обзор.                                                                                                       
3. Описание принципиальной технологической схемы установки.                              
4. Технологический расчет.                                                                                     
5. Механический расчет.                                                                                                     
6. Технические требования на изготовление и монтаж аппарата.                                  
7. Охрана труда                                                                                                                     
8. Охрана окружающей среды.                                                                                           
9. Экономическая часть.                                                                                                      
10. Заключение.                                                                                                          

                                                                                                                                                        

                                                                                                                                                        

 

 

2. Исходные данные к проекту
3. Технологическая документация и технологический регламент У-32 ГПЗ
4. Литературные данные.

                                                                                                         

                                                                                                                                                        

 

 

3. Перечень графического материала

1.Технологическая схема                                                                   2 листа

2.Общий вид абсорбера                                                                     1 лист

3.Чертеж расположения штуцеров (вид сверху)                           1 лист

4.Чертежи узлов и деталей абсорбера                                            4 листа

5.Схема строповки и подъема аппарата                                         1 лист

6.Плакат по охране труда                                                                 1 лист

7.Плакат по технико-экономическим показателям                         1 лист

 

4. Задание и сходные данные по разделу «Охрана окружающей среды»

1.Мероприятия по защите окружающей среды от загрязнения в период монтажных                    

и ремонтных работ.                                                                                                                                        2.Надежность аппарата – способ защиты окружающей среды от загрязнения(расчет надежности по заданию в основной части проекта).                                                                     

3.Меры контроля по герметизации и надежности аппарата, проектируемого объекта.     

4.Качестенная и количественная оценка отходов и место их размещения.             

5.Предложение по вторичному использованию отходов                                                                                                                                                                                                 

                                                           Подпись консультанта                                          

 

 

5. Задание и исходные данные по разделу «Охрана труда»
6. На основе анализа опасных и вредных производственных факторов на проекти -       руемом объекте , предусмотреть в составе дипломного проекта , решения обеспечения исключения или снижения этих факторов до установленных нормативов.                                    2. Выполнить 3 расчета и 1 лист формата А1 по расчету.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     

                                                           Подпись консультанта                                          

 

                                              

 

 

 

6. Задание и исходные данные по разделу «Экономика»
7. Экономический расчет при установке абсорбера, имеющего более эффективные контактные устройства, по сравнению с базовым                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

                                                           Подпись консультанта                                          

 

 

7. Рекомендуемая исходная литература
8. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А.

     Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. М., Недра, 2000г.                                                    2. Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин                    нефтеперебатывающих заводов. М., Машиностроение, 1978г.                                                                                  3. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник.                                              Под редакцией Судакова Е.Н., Химия , 1979г.                                                                                    

4. Технология переработки сероводородсодержащего природного газа и конденсата. Учебное пособие. Под редакцией Вакулина В.И.. Оренбург 1990г.
5. Молоканов Ю.К., Харас З.Б. Монтаж аппаратов и оборудования для нефтеной и газовой промышленности. М., Недра , 1982г.
6. Технология переработки природного газа игазового конденсата Бусыгина Н.В.Бусыгин И.Г., Оренбург 2002г.
7. ГОСТ 14249-89 , ГОСТ 24755-81 , ГОСТ Р 51273-99 , ГОСТ Р 51274 ,ГОСТ 5520-79 . ОСТ 26373-78                                               

ВВЕДЕНИЕ

 

Вторая половина ХХ столетия характеризовалась непрерывным ростом добычи, переработки и потребления природного газа, углеводородного конденсата и нефти.

Высокая оценка как открытых, так и не открытых газовых ресурсов при соответствующем их освоении позволит к середине ХХI столетия довести долю газа в энергетическом балансе стран мира до 35 ¸ 50 %, а в России - до 75 ¸ 80 %.

Современный этап развития газовой промышленности характеризуется комплексным подходом к использованию добываемого углеводородного сырья.

Пластовая продукция газоконденсатных месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С₅₊), которые принято называть газовым конденсатом.

 

Газовый конденсат наряду с углеводородами С₅₊ содержит также пропан, бутан и другие соединения. По ряду показателей он превосходит нефтяное сырье, так как содержит практически только светлые нефтяные фракции, в нем меньше минеральных солей, воды и тяжелых фракций.

 

Анализ состава конденсатов месторождений показывает, что они представляют собой практически безотходное сырье для производства высококачественных моторных топлив. Выделяемая из конденсата фракция легких углеводородов (ШФЛУ) является также ценным сырьем для нефтехимии. Кроме того, высокое содержание в газовом конденсате этана позволяет организовать на его основе мало энергоемкое крупнотоннажное производство этилена. Эти ценные свойства углеводородного конденсата определяют повышенные требования к качеству его подготовки и переработки.

 

Технико-экономические показатели промысловой и заводской обработки газа и газового конденсата можно улучшить при внедрении:

• новых эффективных схем подготовки газа к транспортированию на месторождениях с использованием высокопроизводительного оборудования в блочно-комплектном исполнении;
• новых технологических схем, обеспечивающих высокую степень извлечения этана, пропана, бутанов и конденсатов из газа;
• схем по переработке газового конденсата, позволяющих извлекать из него сернистые соединения, ароматические углеводороды и получать топлива разных марок;
• схем, обеспечивающих уменьшение содержания сернистых соединений в очищенном газе до 5.7 мг/м³ и увеличение количества получаемой элементарной серы до 99.9 %.
• В связи с возрастающим потреблением газового конденсата в народном хозяйстве задача более полного извлечения из нестабильного конденсата ценных компонентов и, как следствие, совершенствование технологии его стабилизации становится особенно актуальной.

 

Продукция крупных газоконденсатных месторождений в Прикаспийской впадине и Западном Казахстане (, Карачаганакского, Астраханского, Тенгизского и др.) отличается высоким содержанием сероводорода, углекислоты, меркаптанов, газового конденсата и нефти, в связи с чем большое значение приобретает вопрос сбора, стабилизации и очистки сероводородосодержащих конденсатов.

 

ский газоперерабатывающий завод построен для переработки высокосернистого газа и конденсата газоконденсатного месторождения. Проектная мощность по перерабатываемому газу 45 млрд.м³ в год, по нестабильному конденсату с нефтью 6.26 млн. тонн в год.

В состав ГПЗ входят следующие установки по переработке нестабильного конденсата с нефтью:

• У-30 - проектной производительностью 1.2 млн. тонн в год

(вместе с внутренними конденсатами - 1.6 млн. тонн в год)

• У-32 - проектной производительностью 1.3 млн. тонн в год
• У-730 - проектной производительностью 1.36 млн. тонн в год
• У-09 - производительностью 0.8 млн. тонн в год
• У-330 - производительностью 1.2 млн. тонн в год

               Суммарная мощность по переработке нестабильных конденсатов совместно с нефтью - 5.79 млн. тонн в год.В связи с многолетней эксплуатацией базового газоконденсатного месторождения (ОГКМ) ресурсы углеводородного сырья, и особенно газового конденсата, заметно снизились. И в основном, обеспечение установок стабилизации трех очередей завода сырьем осуществляется за счет сырья Карачаганакского газового месторождения (КГКМ), расположенного в Уральской области Казахстана. В настоящее время объем сырья установок стабилизации конденсатов пополняется также за счет увеличения объема подачи углеводородного сырья из нефтяных оторочек ОГКМ (Восточной, Ассельской, Артинской, Среднекаменноугольной) и близлежащих нефтяных месторождений ской области (Копанского, Донецко-сыртовского, Дачно-репинского).Действующие на ском ГПЗ установки стабилизации (за исключением У-30 первой очереди строительства), спроектированны и поставленны инофирмами. Они выполнены таким образом, что газы стабилизации с высоким содержанием сероводорода (до 20%об), выделенные на этих установках, компремируются на установке 330 в поток сырьевого газа высокого давления для последующей сероочистки. Так как производительность компрессоров исчерпана, было решено осуществить сероочистку газов стабилизации на У-32 абсорбционным методом по аналогии с действующей установкой 30 .

 

1. Литературный обзор

 

 

 

1.1. Характеристика кислых компонентов природных газов.

 

Природные и нефтяные газы, содержащие диоксид углерода СО₂ и сероводород НS₂ называют сырыми газами. Эти газы содержат также другие сернистые соединения: серооксид углерода СОS, меркаптаны RSН, сульфиды RSR и дисульфиды RS₂R углерода, сероуглерод СS₂ и другие сернистые соединения.

Из кислых компонентов газа на его показатели заметное влияние оказывают Н₂S и СО₂, так как концентрация остальных компонентов незначительна.

С увеличением концентрации сероводорода Н₂S и диоксида углерода СО₂ повышается температура гидратообразования газа и понижается его коэффициента сжимаемости.

Присутствие сероводорода и диоксида углерода увеличивает растворимость природных газов в сероводороде Н₂S и реагентах, это связано с тем, что в этих реагентах в содержание сероводорода Н₂S   выше по сравнению с растворимостью в углеводородах.

Другие сернистые соединения, не оказывают заметного влияния на температуру, гидратообразование, влагоемкость, но существенно влияют на качество ингибиторов гидратообразования абсорбентов и на процесс их регенерации.

Углекислый газ и сернистые соединения вызывают коррозию труб и оборудования поэтому перед подачей в магистральный газопровод газы подвергаются очистке от сернистых соединений.

Содержание сероводорода Н₂S и тиоловой серы S по нормам не должно превышать 20 и 30 мг/м³ соответственно. Предел допустимого содержания сероводорода Н₂S в воздухе производственных помещений 0,01г/м³. При переработки газов надо иметь ввиду, что диоксид углерода СО₂ является балластом, снижает теплотворную способность газа и эффективность работы газотранспортных систем. В настоящее время в связи с изменением технологической схемы переработки очищенного газа введены нормы на содержание СО₂ в газе (не более 0,02 % об.).

 

1.2. Классификация процессов очистки газов.

 

Для очистки газов от кислых компонентов применяют жидкостные процессы и процессы адсорбционной очистки.

1. Хемосорбционные процессы – процессы, основанные на химическом взаимодействии сероводорода H₂S и диоксида углерода CO₂ с активной частью абсорбента. Наиболее распространенными реагентами этих процессов являются амины и щелочи.
2. Абсорбционные процессы – процессы, в которых извлечение кислых компонентов из газа происходит только благодаря их растворимости в абсорбенте. В качестве абсорбента применяются гликоли, метанол и др. абсорбенты, преимущества этих процессов выявляется при обработке газов, содержащих большое количество кислых компонентов, т.к. поглотительная способность абсорбента прямо пропорциональна парциальному давлению кислых компонентов в обрабатываемом газе.
3. Комбинированные процессы – процессы, использующие современные химические и физические поглотители. Из этих процессов наибольшее распространение получил процесс «Сульфинол», где в качестве поглотителя используется сульфолан, в сочетании с какими-либо химическими поглотителями. В качестве химического поглотителя используются амины например ДИПА.
4. Окислительный процесс – процесс основан на необратимом превращении поглощенного сероводорода H₂S в элементарную серу S. Пример процесс Стретфорд, используют водный раствор натриевых солей 2-х форм антракинондисульфокислот.
5. Адсорбционный процесс – процесс применяется в тех случаях, когда требуется достичь более низких концентраций сернистых соединений в природном и нефтяном газах. В качестве абсорбента используется активированные угли, молекулярные сита, природные цеолиты и др.

Для очистки газов от кислых компонентов применяют жидкостные процессы и процессы адсорбционной очистки.

Способ очистки газа выбирают с учетом таких факторов, как состав сырьевого газа, область применения товарного газа, наличие определенной марки поглотителя. При этом основной фактор концентрация сероводорода H₂S и диоксида углерода CO₂ и сераорганических соединений.

При выборе способа очистки необходимо иметь ввиду, что наряду с сероводородом H₂S регламентируется также концентрация углеводородов в газе, подаваемом на установку Клауса. Содержание углеводородов в газе регенерации более 2-4% приводит к снижению активности катализатора установок Клауса и ухудшению качества серы S₂.

 

1.3. Обоснование выбора аминовой очистки газа.

 

Основной процесс, используемый для очистки природного газа, остается аминовый процесс. Широкое применение аминового абсорбента обусловлено их практическим преимуществом по сравнению с другими процессами (физическими и физико-химическими) простота технологической схемы, высокая и надежная степень очистки газа, низкая взаиморастворяемость с углеводородов., высокое качество серы S, полученной при утилизации кислых компонентов.

Абсорбция – процесс поглощения газов жидкими поглотителями. Поглощенный газ называется абсорбатом, жидкостный поглотитель абсорбентом. Схематический процесс абсорбции газа можно записать в виде:

                  

где А – поглощаемый газ;

В – абсорберы;

М – продукты физического и химического взаимодействия;

q –тепловой эффект, стадия (1) соответствует абсорбции, (2) десорбции. Поглощение сероводорода H₂S этанол-амином – пример обратимой абсорбции.

Процесс абсорбции всегда сопровождается уменьшением объема системы газ-жидкость за счет растворения газа и выделения тепла абсорбции. Поэтому повышение давления абсорбции и понижение температуры благоприятствует протеканию абсорбции. Можно считать, что в настоящее время ДЭА процесс является универсальным для очистки газа от сероводорода и диоксида углерода. Широкое использование ДЭА процесса объясняется его преимуществом перед другими способами: ДЭА реагирует с сероокисью углерода и сероводорода с образованием легко регенерируемых соединений.

Температура абсорбции: чем ниже температура ,тем выше поглотительная способность абсорбента, ниже скорость его циркуляции меньше расход энергии на перекачку и регенерацию раствора. Для хемосорбентов она обычно находится в пределах 30-60ºC, то есть может быть обеспечена с помощью обычной воды для охлаждения регенерированного раствора.

Температуру регенерированного абсорбента подаваемого на верх абсорбера принимают на 2-3 ºC выше температуры уходящего газа, чтобы избежать конденсации тяжелых углеводородов, содержащихся в газе.

Давление абсорбции: определяет физическую растворимость газов в абсорбенте, степень очистки газа, размеры абсорбера. Существенное влияние оказывает давление на конечное содержание извлекаемых компонентов в газе.

Потери абсорбента : включают потери физические, химические и механические. Физические потери - происходят за счет испарения части абсорбента в абсорбере. Химические потери - происходят при образовании нерегенерируемых продуктов реакции абсорбента и газа, а также при термическом разложении.

Механические потери – унос абсорбента с газами из-за несовершенства конструкции оборудования, вспенивание абсорбента и т.д.

Технологическая схема установки сероочистки и осушки газа включает в себя 2 нитки очистки по 2 абсорбера и 2 десорбера. Это обуславливается требованием бесперебойной подачи газа в случае выхода из строя оборудования на одной нитке или остановке на ремонт.

 

1.4. Очистка газа абсорбентом МДЭА/ДЭА

 

В 1987 г. МДЭА был успешно применен для очистки газа Карачаганакского месторождения на ском ГПЗ.

Следующий этап исследований по повышению эффективности процессов сероочистки – попытка расширить область применения МДЭА, распространив его и на неселективную технологию очистки. Лабораторные и пилотные испытания показали, что регулировать селективность МДЭА возможно добавкой к нему ДЭА. Предполагалось, что такой комплексный адсорбент, где МДЭА является основным компонентом, сохранит преимушества МДЭА и обеспечит необходимую степень очитки газа от сероводорода и углекислого газа.

В 1992 г. на ском ГПЗ были впервые проведены опытно-промышленные испытания комплексного абсорбента МДЭА-ДЭА, которые подтвердили правильность такого подхода. В настоящее время все три очереди ГПЗ переведены на комплексный абсорбент и проводятся исследования по оптимизации его состава.

В настоящее время доказано, что абсорбент МДЭА в смеси с ДЭА теряет свою селективность, а ввиду его дороговизны по отношению к ДЭА становится не рентабельным.

 

1.5. Очистка газа растворами ДЭА.

 

Основным процессом очистки природного газа от сероводорода и углекислого газа на газоперерабатывающих комплексах является абсорбционный с диэтаноламином (ДЭА) в качестве поглотителя. Процесс характеризуется высокой надежностью, гибкостью, легкостью автоматизации, но требует сравнительно высоких энергозатрат на регенерацию абсорбента, особенно при очистке малосернистых газов с соотношением Н₂S : CO₂ <1.

Диэтаноламин нашел широкое применение как хемосорбент при очистке газов, особенно природного газа. Одной из причин широкого распространения ДЭА является возможность очистки газов, содержащих сероорганические соединения. Кроме того, температура кипения ДЭА высокая, что позволяет вести абсорбцию при более высокой температуре. Такая необходимость возникает при наличии в природном газе тяжелых углеводородов. Повышение температуры абсорбции позволяет избежать конденсации углеводородов и вспенивания.

Большое значение для процесса очистки газа от кислых компонентов имеет выбор поглотителя. Во всех способах поглотители кислых компонентов должны обладать селективностью, химической и физической стабильностью. Низкой упругостью, высокой поглотительной способностью. Способностью и химической инертностью к углеводородам. Кроме того, они должны быть доступны по цене и по мере возможности слаботоксичны.

Наиболее отвечает этим требованиям следующие поглотители: МЭА, ДЭА, ДИПА, ТЭА, МДЭА.

В последнее время в качестве хемосорбента все чаще используется ДЭА в водном растворе при концентрации 25-30%. ДЭА химически стабилен в условиях аминовой очистки газа, сравнительно легко регенерируется и имеет низкое давление насыщенных паров. Раствор ДЭА вспенивается в меньшей степени, чем МДЭА, так как и абсорбция и десорбция проводятся при относительно( на 10-20⁰С) высокой температуре, чем при работе с раствором МДЭА.

Важным преимуществом ДЭА - способа, по сравнению МДЭА- способом, является его применяемость для очистки газов ,содержащих диоксид углерода и тяжелые углеводороды (например, газовый конденсат) так как продукты реакции ДЭА с диоксидом углерода и сероуглеродом практически полностью гидролизуются до диоксида углерода и сероводорода. МДЭА образует с серооксидом и диоксидом нерегенерируемые соединения.

Недостатками МДЭА- способа являются: относительно низкая поглотительная     способность раствора, относительно высокие потери из- за образования негедрируемых соединений, а также сильная коррозия оборудования.

 

1.6. Основные осложнения в работе установок очистки газов.

 

Обеспечение надежности работы установок очистки газа от кислых компонентов является основным вопросом при их эксплуатации. Нарушение режима установок может привести к немедленному ухудшению качества товарного газа и даже аварийной остановке установки. Поскольку в газовой промышленности практически отсутствует возможность резервирования сырья в случаем выхода из строя технологических установок, при остановке сернистые газы сжигаются на факеле. Это приводит к потере ценного сырья и отравляет окружающую среду. Поэтому обеспечение надежности работ установок по переработке кислых газов придается первостепенное значение.

         Надежность работы установок снижается при следующих условиях деструкция аминов из-за побочных реакций и термического разложения; осмоление; коррозия оборудования и трубопроводов; вспенивание в системах очистки газа; осаждение твердых примесей на поверхности труб и оборудования.

Для уменьшения потерь абсорбентов рекомендуется:

• поддерживать температуру регенерации насыщенного абсорбента не выше 130ºС;
• применять эффективные системы очистки раствора от механических примесей, являющаяся их катализатором разложения аминов;
• не допускать вспенивания раствора амина.

 

Потери абсорбентов – важный показатель работы установок очистки газа, поскольку стоимость абсорбентов высока и затраты на абсорбент составляют существенную часть эксплуатационных затрат. Потери зависят от конструкции оборудования, состава газа, применяемого амина. Для различных установок 150-200 гр. на 1000 м³ газа. Унос зависит от упругости паров амина при температуре абсорбции и от эффективности сепарационного оборудования (механический унос в виде капель).

 

Коррозия оборудования зависит от многих факторов:

 

• концентрации кислых газов и их соотношения;
• степени насыщения амина;
• концентрации аминов;
• температуры;
• нагрева поглотительного раствора .

 

Сами алканоламины не вызывают коррозии углеродистых сталей. Основная причина     коррозии – кислые газы. Сероводород H₂S действует на сталь как кислота, с образованием сульфида металла. Это соединение создает на поверхности металла непрочно удерживаемую пленку, которая несколько замедляет дальнейшую коррозию. Диоксид углерода CO₂ в присутствии воды действует как угольная кислота, образуя бикарбонаты и карбонаты. Скорость коррозии увеличивается с повышения температуры, концентрация кислых компонентов и количества воды в системе, а так же при наличии продуктов реакций окисления и разложения аминов, минеральных солей и т.д.

Скорость коррозии зависит так же от материала оборудования и качества его изготовления. Легированные стали менее подвержены коррозии, наиболее уязвимые места установок должны быть изготовлены из легированной стали, (скорость коррозии возрастет с повышением температуры и диоксида углерода CO₂ в растворе поэтому при повышении их содержания в растворе необходимо увеличить количество раствора, подаваемого на фильтрацию).

На скорость коррозии оказывает влияние также, соотношение CO₂ : H₂S в очищенном и десорбированном газах. Наибольшее насыщение раствора допускается при очистке газов с меньшим содержанием диоксида углерода CO₂ и большом содержании сероводорода H₂S. В обратном случае степень насыщения раствора должна быть как можно меньше.

Выбор концентрации выбираемого раствора также осуществляется с учетом соотношения H₂ S : CO₂. Чем выше его значение, тем больше концентрацию раствора можно применять. Рекомендованная масса концентрации алканоамина и степень насыщения, при которых коррозия не превышает допустимых величин приведенных ниже:

 

Рекомендуемые концентрации аминов.

 

Алканоамины	МЭА	ДГА	ДИПА	МДЭА	ДЭА
Концентрация амина %	10-20	50-60	35-40	25-50	20-30
Насыщение амина моль/моль	0,25-0,45	0,25-0,45	0,5-0,85	0,4-0,7	0,5-0,85

 

Применение ингибиторов коррозии позволяет поднять концентрацию и степень насыщения амина, уменьшить коррозию. На ском ГПЗ для этой цели в разное время применялись ингибиторы «Серво», «Виско», Л-1-А, хромат калия, сода, сульфат натрия,.

 

1.7. Борьба с пенообразованием.

 

Вспенивание растворов амина – одна из важных проблем эксплуатационных установок газа. Вспенивание происходит чаще всего в абсорберах и проявляется в резком увеличении перепада давления в аппаратах, появления уровня жидкости в сепараторе очищенного или кислого газов. В результате вспенивания технико-экономические показатели установок ухудшаются. Прежде всего, происходит большая потеря аминов, снижается производительность установки по газу, ухудшается качество кислого газа.

Амины в чистом виде не образуют пену. Основная причина вспенивания – это примеси, попадающие в абсорбер: углеводородный конденсат, пластовая вода, песок, сульфиды металлов, большое количество ингибиторов коррозии, различные ПАВ.

С целью выявления причины пенообразования в процессе очистки природного газа от кислых компонентов на ОГПЗ была изучена смесь, состоящая из 25%-го водного раствора ДЭА+МДЭА, ингибитора коррозии, некоторого количества сульфидов.

Эксперименты показали, что основной причиной пенообразования является остаток ингибитора коррозии и частично сульфидные соединения. Ингибиторы вызывают пенообразование раствора ДЭА+МДЭА при их концентрации в пене 0,01 %(масс). Высота слоя пены увеличивается с повышением концентрации ингибитора в растворе. Установлено, что стабильная концентрация при температуре 150ºC и концентрации 0,1-5% (масс.) не вызывают вспенивания. Низкомолекулярные алифатические спирты являются источником пенообразования (метанол).

В условиях ОГПЗ, с большой единичной мощностью установок последствия вспенивания абсорбента особенно ощутимо и приводят к тому, что производительность установок снижается на 40% и выше.

 

Существует несколько методов уменьшения пенообразования:

 

• уменьшение ПАВ с сырым газом или раствором ДЭА+МДЭА и удаление их;
• использование пеногасителей;
• периодическая промывка и очистка аппарата от шлака;
• подача регенерированного амина на 2-5ºC выше температуры уходящего из абсорбера газа для предупреждения конденсации углеводородов.

 

             В качестве пеногасителей наибольшее распространение получили полисилоксаны. Очень важное их свойство – способность не только предупреждать пенообразование но и разрушать образованную пену.

Полисиноксаны (Re₂SiO)_n – представляют собой бесцветные маслянистого свойства жидкости с различной молекулярной ,молярной массой, вязкостью.

Пеногасители используются в виде растворов в амине или других растворителях и подают в систему либо, постоянно небольшими порциями, либо осуществляют кратковременную подачу их в момент вспенивания раствора. Второй путь является более предпочтительным, т.к. чрезмерное количество антивспенивателя может привести к обратному явлению – к стабилизации пены.

 

 

1.8. Применение перекрестно-точной регулярной насадки.

 

В настоящем дипломе рассмотрены особенности работы и конструкции нового типа контактных массообменных устройств - регулярной перекрестно-точной насадки, позволяющей достигнуть низкое гидравлическое сопротивление, широкий диапазон устойчивой работы и высокую эффективность массобмена, а также высокую эффективность при абсорбционной очистке газа от сероводорода и диоксида углерода при увеличении доли переработки газа КГКМ на ГПЗ.

Приведены примеры промышленного использования перекрестно-точной регулярной насадки при поташной очистки синтез газа от СО₂, абсорбционной аминовой очистки природного газа от кислых компонентов и некоторых других абсорбционных и ректификационных процессов.

 

 

Действующие абсорбционные установки не всегда удовлетворяют все возрастающим потребностям практики по степени очистки синтез газа и технико-экономическим показателям.

 

Совершенствование процессов абсорбции СО₂ возможно как на пути поиска и создания новых эффективных абсорбентов и их композиций, оптимизации технологических схем, а также модернизации контактных устройств массообменных аппаратов.

Первоначально для абсорбции СО₂ использовались различные конструкции тарелок и насыпных насадок. В последние годы наблюдается повышенный интерес к применению регулярных насадок . Известно, что при абсорбции СО₂ массоперенос лимитируется сопротивлением в жидкой фазе, что предопределяет особенности выбора контактных устройств. Применение тарелок обеспечивает достаточно высокую эффективность массопереноса за счет повышенной задержки жидкости на полотне и высоких скоростей газа, позволяющих иметь при барботаже развитую межфазную поверхность контакта. Однако абсорберы с тарелками имеют повышенное гидравлическое сопротивление.

В насадочных абсорберах максимальная эффективность процесса достигается в режиме подвисания жидкости потоком газа. В отличие от тарелок гидравлическое сопротивление насадок значительно ниже. В колоннах большого диаметра с насадками практически всегда возникает эффект «пристеночного» течения жидкости и неравномерного распределения потоков по сечению аппарата, что приводит к каналообразованию и резко снижает эффективность работы абсорбера. В последние годы в процессе абсорбции СО₂ стали использоваться более совершенные регулярные насадки. Развитая геометрическая поверхность насадок и совершенные конструкции распределителей жидкости позволили увеличить пропускную способность и значительно снизить размеры аппаратов, но исключить при этом пристеночный эффект не удается.

Фирмой ПЕТОН была проведена оценка истечения жидкости на выходе из секций регулярной насадки в аппарате диаметром 3200 мм и высотами секций 4м, 5м и 6 м. Орошение насадки на каждой обеспечивалось высокоэффективным низконапорным распределителем жидкости. В условиях отсутствия подачи газового потока наблюдалось, что после 4-х метровых секций доля жидкости стекающей по стенке аппарата близка к 10 % от объема подаваемой жидкости. После 5-ти метровых секций на уровне 20 %, а 6-ти метровых секций - до 30 %. При подаче газа объем стекающей жидкости по стенкам увеличился. Также недостатком регулярных насадок является сложность и трудоемкость их демонтажа с целью обеспечения планового осмотра корпуса аппарата работающего под высоким давлением.

Фирмой ПЕТОН предлагается новый тип контактных устройств – перекрестн-оточная регулярная насадка, сокращенно PETON, позволяющая сочетать преимущества тарелок и насадок и в существенной мере исключить их недостатки.

Использование насадки PETON позволяет при проектировании колонны независимо регулировать сечение для прохода газа в насадке от сечения для прохода жидкости.

Особенность перекрестного тока в насадке позволяет обеспечить эффективный массобмен при различных соотношениях потоков газа и жидкости в колонне за счет возможности трехмерного изменения габаритов объема насадки (рис.1).

 

 

 

Рис..1. Варианты трехмерного изменения габаритов пакета насадки ПЕТОН.

 

Разработано несколько конструкций насадки ПЕТОН и распределителей жидкости.

В основе конструкций насадки используются объемные элементы с проникающей способностью по газовой и жидкостной фазам в поперечном направлениях. К таким элементам относятся гофрированный просечно-вытяжной лист, плетенная или вязаная сетка и другие.

 

 

 

 

Рис.2. Пакеты насадки ПЕТОН-12 с угловым гофрированием просечно-вытяжного листа.

 

      В основе конструкций распределителей жидкости ПЕТОН заложен принцип образования развитого капельно-пленочного или струйного низконапорного истечения жидкости непосредственно на входе в насадку.

Разработана серия конструкций аппаратов с различным расположением объема насадки ( Рис.3)

Рис. 3. Варианты расположения насадки ПЕТОН по сечению аппарата:

А – однопоточное расположение насадки, В – кольцевое, С- со спиральным движением газа.

 

Колонна с насадкой ПЕТОН представляет собой аппарат, в котором установлены пакеты перекрестноточной насадки, разделенная на секции чередующимися перегородками для изменения направления движения газа. Перегородки выполнены совместно с низконапорными распределителями жидкости, ограниченными сливными планками. С распределителей поток жидкости самотеком поступает непосредственно на поверхность насадки. Газ проходит насадку в поперечном направлении движению жидкости.

 

Выбор расположения насадки в секции колонны определяется исходя из жидкостных и газовых нагрузок с учетом гидродинамических и массообменных характеристик насадки. Изменением сечения насадки, через которую проходит газ в секции, обеспечивается выбор оптимальной скорости газа, при которой достигается максимально интенсивная турбулизация жидкости в объеме насадки и требуемое гидравлическое сопротивление секции. Скорость газа в насадке может быть в несколько раз большей, чем на полное сечение колонны. Аналогичным образом регулируется сечение для прохода жидкости в насадке, в результате чего достигается оптимальная плотность орошения.

Это позволяет расширить диапазон устойчивой работы колонны, снизить гидравлическое сопротивление аппарата и повысить эффективность массобмена.

 

Сочетание перекрестноточной организации движения потоков, конструктивные особенности насадки ПЕТОН и распределителей жидкости и различные варианты расположения насадки в секциях колонны позволяют иметь доступ к осмотру корпуса колонны и проводить монтаж контактных устройств ПЕТОН при реконструкции без соприкосновения с корпусом колонны, что имеет особое значение при абсорбции в высоко коррозионных средах.

1.9. Результаты промышленного применения насадки ПЕТОН

 

 

В 1999 году фирмой ПЕТОН на установке сероочистки мощностью 5 млрд.нм3/ч компании « ГАЗПРОМ» проведена замена полипропиленовой насадки Палля-50 на насадку «ПЕТОН» в одном из двух параллельно работающих абсорберах (D=3600мм) очистки природного газа от СО₂ и Н2S. Также в нижней части десорбера установлено пять секций насадки «ПЕТОН» вместо 5-ти клапанных тарелок.

До реконструкции, согласно проекта TECHNIR, процесс абсорбционной очистки от СО₂ и Н2S был расcчитан на переработку природного газа с содержанием СО₂ до 0.9% об. и H₂S до 1.64% об. с использованием абсорбции кислых газов раствором этаноламинов (10% ДЭА и 15% МДЭА) при давлении 55 атм. В связи с повышением требований к очищенному газу (СО₂ < 250 мг/м3, H₂S < 6 мг/м3) и вовлечением в переработку на данной установке природного газа Карачаганакского месторождения, более насыщенного кислыми компонентами, абсорберы с насадкой Палля не позволяли получать очищенный природный газ требуемого качества. Содержание СО₂ составляло более 1000 мг/м3 и H2S 90 мг/м3.

В результате реконструкции обеспечена переработка смеси природных газов и Карачаганакского газоконденсатных месторождений (СО₂ - 2.1% об., H₂S - 2.4% об.) с использованием ранее применяемого состава абсорбента. Достигнута очистка природного газа по СО₂ менее 50 мг./м3 и H₂S до 6 мг/ м3.

         Заметным образом улучшилась и работа десорбера, в котором остаточное содержание H₂S в регенерированном растворе удалось понизить с 0.8 до 0.42 г/л, при одновременном сокращении удельного расхода водяного пара на 10%.

         До реконструкции абсорбцию аммиака из ретурного газа осуществляли в двух последовательно работающих абсорберах снабженных керамическими кольцами Рашига. Орошение осуществлялось оборотной водой с большим количеством примесей. Содержание аммиака в очищенном газе превышало норму в 3-15 раз. Насадка постоянно забивалась отложениями, что приводило к частым остановкам аппарата.

 

         После установки насадки «ПЕТОН», требуемую степень очистки удалось получить при работе только одного абсорбера. При этом одновременно снизилось потребление оборотной воды в 2.5 раза. Исключилось забивание насадки отложениями.

Большое значение в реализации процесса абсорбции имеют оборудование, позволяющее эффективно обеспечивать сепарацию газовой и жидкой фаз.

         Унос абсорбентов с газовой фазой не только влечет за собой потерю дорогостоящих растворителей, но и негативно сказывается на последующей переработке очищенного газа. Следует отметить, что эффективность сепарации даже на уровне 98-99% не всегда удовлетворяет потребителя. Во многих случаях ее необходимо повысить до 99.95-99.99% . Такие возможности имеются при использовании отбойников ПЕТОН.

Фирмой ПЕТОН разработана серия отбойников с использованием перекрестноточной организации и обеспечением отвода сепарированной жидкости непосредственно из объема насадки.

         Эти устройства успешно используются в абсорберах этаноламинной очистки природного газа и абсорбционной гликолевой осушки пирогаза.

         В 2000 году была осуществлена замена стандартного сетчатого отбойника на отбойник «ПЕТОН» в колонне гликолевой ( DEG) пирогаза установки ЭП-350.

До реконструкции унос ДЭГ достигал при производительности по пирогазу 104 т/ч – 12.1 кг/ч, а при расходе пирогаза 115 т /ч – 72.5 кг/ ч. Таким образом, эффективность сепарации соответственно составляла 98.84% и 93.7%.

Монтаж отбойника специальной конструкции, изготовленного фирмой «ПЕТОН», позволил снизить унос ДЭГ в 12.2 раза (5.9 кг/ч), при производительности по пирогазу 115 т/ч, что соответствует эффективности работы отбойника - 99.994%.

Эти аппараты успешно работают длительное время в ряде крупнотоннажных процессах абсорбции, десорбции и стабилизации нефтяных дистиллятов. Таким образом, опыт промышленного использования перекрестноточной регулярной насадки «ПЕТОН» в различных абсорбционных процессах подтверждает ее эффективность и может быть рекомендован при реконструкции действующих, и при проектировании новых производств в состав которых входят абсорбционные аппараты по очистке газа от СО₂.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ У - 32

 

 

 

Установка предназначена для стабилизации выветренного обессоленного и обезвоженного нестабильного углеводородного конденсата, поступающего с 731отделения.

Технологической схемой предусмотрена возможность приема на переработку углеводородов после отстоя некондиции с установки У-100, а также условно стабильного конденсата с гелиевого завода.

Принимаемый на установку конденсат после подогрева в рекуперативном теплообменнике 32Е01 обратным потоком стабильного конденсата с температурой 134^оС направляется в колонну стабилизации 32С01 (горячее питание). Схемой предусмотрена возможность подачи нестабильного конденсата в качестве холодного питания в верхнюю часть колонны стабилизации.

Оптимальный режим питания колонны с заданными параметрами (давление не более 1,3 МПа, температура верха колонны не более 80^оС, низа колонны не более 224^оС) поддерживается автоматически с использованием средств КИПиА.

Подвод тепла, необходимого для создания условий стабилизации, осуществляется за счет нагрева циркулирующего с помощью насоса 32Р02 через четырех поточную печь 32П01 кубового продукта колонны стабилизации и подачи его на нижнюю тарелку колонны. Температура нагрева продукта в печи регулируется с коррекцией расхода топливного газа на горелки печи. Для улучшения работы тарелок колоны на утяжелённом сырье предусмотрена возможность подачи в циркулирующий кубовый продукт на входе в печь пропан-бутановой фракции.

Стабилизированный конденсат из колонны 32С01 выводится через рекуперативный теплообменник 32Е01, в котором, отдавая тепло нестабильному конденсату, частично охлаждается, а затем, доохлаждаясь в аэрохолодильнике 32А02 до температуры не выше 45^оС, направляется в резервуарный парк установки У-110.

         Водометанольная смесь выводится с 19 тарелки колонны 32С01 в сборник 32В03, а далее в емкость рекуперации 90В04.

         Газовая смесь верха 32С01 с температурой не более 80^оС по шлемовой трубе направляется в воздушный конденсатор - холодильник 32А01, откуда газожидкостная смесь с температурой не более 50^оС поступает в рефлюксную емкость 32В01 (трехфазный сепаратор).

         В рефлюксной емкости 32В01 не сконденсировавшиеся углеводороды отделяются от жидкой фазы и под общим названием – газы стабилизации направляются на очистку от сероводорода и диоксида углерода водным раствором диэтаноламина.

         Из жидкой фазы, накапливающейся в 32В01, в свою очередь, путем отстоя выделяются жидкие углеводороды (рефлюкс, флегма) и кислая метанольная вода. Последняя, накапливаясь в отстойнике 32В01, выводится по разделу фаз, либо в емкость рекуперации 90В04, либо минуя ее в буллты некондиции установки У-100.

         Жидкие углеводороды из емкости 32В01 подаются насосом 32Р01 на орошении колонны стабилизации 32С01 на верхнюю тарелку.

         Поступающий на очистку газ стабилизации направляется в сепаратор 32В02, где улавливаются унесенные в каплях углеводороды. Накапливающиеся в кубе 32В02 углеводороды выводятся в систему рекуперации углеводородных продувок 90В05, а газы стабилизации направляются в абсорбер 32С02. Газ стабилизации, проходя через абсорбер снизу вверх, контактирует с 25% водным раствором ДЭА, подаваемым в верхнюю часть абсорбера, очищается от сероводорода и диоксида углерода и направляется на установку У-90 для получения широкой фракции легких углеводородов.

         Насыщенный амин из куба абсорбера выводится на регенерацию на установки 02, 03.

         Технологической схемой предусмотрена возможность сброса при необходимости очищенного газа стабилизации на факел прибором ручного действия со щита операторной.

         Для защиты от превышения давления аппараты установки снабжены предохранительными клапанами.

         Для контроля за работой и настройкой уровнемеров аппараты снабжены стеклами визуального наблюдения за уровнем.

         Для подготовки к ремонтным работам предусмотрена подача пара низкого давления в аппараты, а также подача азота через шланги с целью подготовки установки к пуску и освобождению ее от кислорода.

         Сбор углеводородных дренажей и аминовых водометанольных сбросов осуществляется в емкости рекуперации установки У-90 (соответственно 90В05 и 90В04). Освобождение этих емкостей производится выдавливание хвостовыми газами установки У-90, товарным газом или азотом с утилизацией продуктов на У-100 .                                                  

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

РАСЧЁТ АБСОРБЕРА 32С02 ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА СТАБИЛИЗАЦИИ ОТ H₂S И CO₂

 

 

 

3.1. Исходные данные.

 

В качестве поглотителя используется 25% водный раствор (2,42 моль/дм³) диэтаноламина (ДЭА)                                                                  

Расход перерабатываемого газа                           1600 м³/ч.

Рабочее давление в аппарате                               1,24 МПа.

Расчётная температура                                           42,82^оС

Состав исходного газа, % мольные

         СН₄                                                                          13,50

         С₂Н₈                                                                           18,023

         С₃Н₁₀                                                                        21,392

         _iС₄                                                                                                                    5,671

_nC₄                                                                                                              13,891

         åС₅                                                                           4,081

         åС₆ +                                                                         0,045

NO₂                                                                           0,007

        CO₂                                                                                                                       5.48 (макс.6.1)

         Н₂S                                                                           7,91 (макс.19,5)  

         Молекулярная масса                                               1,21 кг/кмоль  

         Плотность                                                                 1,78 кг/м³

                Заданное расчётное содержание кислых компонентов в очищенном газе:

         Н₂S                                                                      20 мг/м³ (0,00132мольн.)

         CO₂                                                                                                                                             0,03% мольн.  

 

 

 

3.2. Выбор параметров процесса.

 

Как известно, повышение давления или уменьшение температуры в процессе абсорбции благоприятно сказываются на извлечение компонентов, увеличив давление, можно сократить расход абсорбента или уменьшить число тарелок. В большинстве случаев абсорбцию углеводородных газов со средним или большим содержанием извлекаемых компонентов проводят при абсолютном давлении не выше 1,6 МПа. Некоторые авторы приводят более низкие цифры (0,5-0,6 МПа). Если на переработку поступает газ с другим давлением, оно и принимается для процесса абсорбции.

Абсорбция сопровождается выделением тепла, вследствие чего температура процесса повышается. Выбор температуры процесса в оптимальных параметрах – задача довольно сложная, т.к. содержит много факторов. Температура процесса зависит от состава и температуры исходного сырья, расхода, концентрации и температуры абсорбента, степени извлечения тех или иных компонентов, потребности в дополнительных энергозатратах на охлаждение «тощего» абсорбента и подогрев насыщенного и т.д.

В любом случае целесообразно составление материального и теплового баланса процесса.

 

3.3. Методы расчёта.

 

До настоящего времени при расчёте процессов абсорбции и десорбции углеводородных газов использовались различные приближенные методы термодинамического расчёта, основанных на понятии о теоретической тарелке. Под теоретической тарелкой понимается такая ступень контакта, на которой осуществляется изменения концентрации фаз от рабочего до равновесного состояния.

Термодинамический расчёт позволяет определить максимальную разделяющую способность колонны, поскольку теоретическая тарелка характеризует предельное состояние массообмена при контакте фаз.

Истинное распределение концентраций и потоков по высоте аппарата, количество реальных тарелок того или иного типа, оптимальное место ввода питания и другие показатели, характеризующие работу аппарата, могут быть найдены только с помощью кинетического расчёта, т.е. с учётом реально протекающего процесса массопередачи между газом и жидкостью.

Точный расчёт разделения многокомпонентных смесей – задача чрезвычайно трудная.

Сравнение различных приближённых методов показало, что с достаточной для практики точностью даёт результаты наиболее близких к реальным расчёт по методу Крамера.

jа,i=;              

где:

jа,i – степень извлечения;

Ai – фактор абсорбции i-того компонента;

N – число теоретических тарелок;

Lo – расход «тощего» абсорбента;

Ki – константа равновесия i-того компонента при средней эффективной температуре абсорбции;

Vi – расход сухого газа;

По данной математической модели в ведущих научно-исследовательских организациях нефте- и газопереработки разработаны программы расчёта процесса абсорбции на ЭВМ.

 

 

 
 

4. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

 

 

 

4.1. Выбор материалов и типа электродов

 

Параметры абсорбера 32 С02

Колонна работает при следующих технических параметрах :

Рабочее давление – 1,3 мПа

Расчетное давление – 1,6 мПа

Рабочая температура : t min = - 40 °C

t max = 50С

С учётом рабочей среды и режимов эксплуатации для изготовления абсорбера выбираем сталь повышенной прочности (низколегированную) 09Г2С - 12 ГОСТ 5520 - 79 ( П -2 , стр. 122, ОСТ 26 291-94) из-за высокого содержания H2S в среде аппарат обязательно после изготовления подвергнуть термообработке (нормализация 920°С). Рабочая температура стали от -40 до +475 ⁰С давление не ограничено.

Химический состав стали: C £ 0.12 % ; Si = 0,5-0,8 % ; Mn = 1,3-1,7 % ; S £ 0,04 % ; P £ 0,04 % ; Ni = 0,3 % ; Cn = 0,15-0,35 % ; Tc = 0,01-0,03 % .

Рабочая среда : H2S – 0,003 % ; RSH – 0,02 % ; O2 – 0,3 % ; газ – С1-С5 . Среда взрывоопасная, токсичная, коррозионная.

Сварка корпуса под слоем флюса: проволока ГА-2246-70

Варка штуцеров ручная электро-дуговая сварка: электроды типа Э50А- ГОСТ 9467-79.

Контроль сварных соединений:

Корпуса – 100% рентгенография

Варка штуцеров – 100% УЗК

(² Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ² приложение таблица 6) ОСТ – 291 – 94.

 

4.2. Определение толщины стенки обечайки

 

Гладкие цилиндрические обечайки, нагруженные избыточным внутренним давлением

где : Sр – расчётная толщина обечайки, м;

   с – поправка толщины обечайки, м

   с − 0,003 м

где : [] - допускаемое напряжение стали 09Г2С

по ГОСТ 14249 - 89 (при Т = 100°С).

[] = 177 МПа (П - 1 , таб. 5 стр.55)

φр − коэффициент прочности продольного сварного шва при автоматической сварки и 100% контроля по ГОСТ 14249-89.

φр = 1 (П - 4, таб. 20, стр.71)

D - внутренний диаметр аппарата

D = 2,2 м

Р - рабочее давление

Р = 1,6 МПа

Примем S = 18 мм

С = С₁ + С₂ + С₃,

Где С₁ – прибавка для компенсации коррозии и эрозии, 0,0003 м;

С₂ - прибавка для компенсации минусового допуска 0,0008 м;

С₃ – прибавка технологическая м.

С = 0,003 + 0,0008 = 0,0038 м

Принимаем ближайшую, большую стандартную толщину листа 0,018 м.

Проверяем по условию применения расчетных формул, для обечаек и труб при D≥ 0,2 м

 

          

 

0,006 ≤ 0,1

Условие выполняется.

 

Допускаемое внутреннее избыточное давление из условия прочности.

 

 

4.3. Расчёт днища по ГОСТ 14249-89.

 

Материал днища - сталь 09Г2С – 12 ГОСТ 5520 – 79.

Толщина стенки S₁, м:

S₁≥S_1p + C,

Где S_1p – расчетная толщина стенки днища (крышки)

 

С = 0,003 + 0,008 + 0,0002 = 0,004

 

где R – радиус кривизны вершины днища, м

 

Н - высота днища, 0,55 м

Для эллиптических днищ с Н = 0,25*D, R=D

H= 0.25*2.2 = 0.55м

R=D=2.2 м

 

S_1p ≥ 0.011 + 0.004 = 0.015 м

По ГОСТ 6533-78 выбираем днище эллиптическое, отбортованное, стальное, с толщиной стенки S₁ = 0.018 м, длина цилиндрической части отбортовки днища h₁ = 0.06 м, масса 815,4 кг, V =1615,5.

Допускаем избыточное внутреннее давление [р], мПа

 

 

 

 

Проверяем по условию применения расчетных формул для эллиптических днищ по условию:

 

 

0,002 ≤ 0,006 ≤ 0,1

Условие выполняется.

 

4.4.Проверка корпуса аппарата на давление гидравлического испытания

 

Р_Г = Р_ПР + Н₁*10^-2

Где: Р_Г – давление гидравлического испытания сосуда, мПа;

 

Р_ПР – пробное давление в сосуде, мПа;

Н₁ – высота столба воды, 21,5 м.

 

 

Где: - допускаемое напряжение стали 09Г2С при температуре 20⁰С, 196 мПа (П – 1, таб.5, стр.55 ГОСТ 14249-89);

 

- допускаемое напряжение стали 09Г2С при температуре 100⁰С, 177 мПа (П – 1, таб.5, стр.55 ГОСТ 14249-89);

 

 

 

 

 

Р_Г = 2,214 + 21,5 * 10^-2 = 2,429 мПа

 

 

Условие прочности выполняется

 

 

4.5.Определение минимального и максимального веса аппарата

 

G₁ – вес аппарата (включая вес обслуживающих площадок, внутренних устройств, рабочей среды ) в рабочих условиях, Н;

G₂ – вес аппарата в условиях испытания, Н;

G₃ – максимальный вес аппарата в условиях монтажа, Н;

G₄ – минимальный вес аппарата в условиях монтажа после установки его в вертикальное положение, Н

 

Вес цилиндрической обечайки G_об, Н:

 

 

где: R_об.н – наружный радиус аппарата 1,118 м;

R_об.вн – внутренний радиус аппарата 1,1 м;

Н_об – высота обечайки 20,1 м;

γ – удельный вес материала 78500 Н/м³.

S – исполнительная толщина обечайки 0,018 м

 

G_об = 3,14*(1,118²*1,1²)*20,1*78500 = 198177,96 Н

 

Вес эллиптического днища G_дн, Н

G_дн = 8154 Н

Вес сетчатой тарелки G_тр , Н

 

где: S_T – толщина тарелки, 0,003 м

 

G_тр = 3,14*1,1²*0,003*78500 = 894,7587 Н

Принимаем вес одной тарелки вместе с креплением 2000Н

 

Вес опорной обечайки G_оп, Н

G_оп = π*(R²_оп.н-R²_оп.вн)*Н_оп*γ

Где: R_оп.вн – внутренний радиус опорной обечайки, 1,1 м;

R_оп.н – наружный радиус опорной обечайки, 1,11 м

Н_оп – высота аппаратной обечайки аппарата обечайки, 1,7 м

S_оп – исполнительная толщина опорной обечайки аппарата 0,01м

 

G_оп = 3,14*(1,11²-1,1²)*1,7*78500 =9261 Н

 

G₄ = G_об+2*G_дн+G_оп

G₄ = 198177,96+2*815,4+9261 = 20906,9 Н

Принимаем G₄ 209070 Н

 

G₁ = G₄+5*G_пл+20*G_тр+G_ср+G_куб

Где: G_пл – вес одной обслуживающей площадки 15000 Н

G_ср – вес рабочей среды, Н

 

G_ср = 3,14*1,1²*0,1*20*1000 = 75988 Н

 

 

G_куб = 78000Н

 

G₁ = 209070+5*15000+20*2000+75988 = 400058 Н

 

G₂ = G₄+5*G_пл+G_жил+20*G_тр

Где: G_жил – вес жидкости заполняющей аппарат при гидроиспытании, Н;

G_жил = π*R²_об.вн* Н_об*γ_жид+2*V* γ_жид

_где: γ_жид – удельный вес жидкости 10000 Н

V – объем эллиптического днища 1615,5 м³

 

G_жид = 3.14*1.1²*20.1*1000+2*1.6155*1000 = 795989,4 Н

 

G₂ = 209070+5*15000+795989.4+20*2000 = 1120059,4 Н

 

G₃ = G₄+G_пл+20*G_тр

 

G₃ = 209070+5*15000+20*2000 = 324070 Н

 

4.6. Определение размеров и толщины стенки нижнего люка-лаза

 

Для обслуживания колонны необходимо обеспечить возможность доступа человека во внутрь и извлечение внутренних устройств. Для этого в колонне предусмотрены 5 люк – лазов Д₁ – Д₅ с внутренним диаметром d = 0,45 м..

Конструкция состоит из штуцера, фланца и крышки фланца. Штуцер люка-лаза изготовлен из стали 09Г2С.

Расчетный диаметр отверстия в стенке обечайки при наличии штуцера с круглым поперечным сечением, ось которого совпадает с нормалью к поверхности в центре отверстия d_р, м

d_p = d+c_s

где: c_s – сумма прибавок к расчетной толщине стенки штуцера, 0,003м

d- внутренний диаметр штуцера, мм

d_p= 0,45+2*0,003 = 0,456 м

Расчетная толщина стенки штуцера нагруженного внутренним давлением s_1p , м;

где: d - - допускаемое напряжение стали 09Г2С при расчетной температуре 100⁰С, 177 мПа (П – 1 таб.5, стр.55 ГОСТ 14249-89)

 

- коэффициент прочности продольного сварного соединения штуцера.

 

Толщина стенки штуцера с учетом прибавки на коррозию:

s₁ = 0.002+0.003 = 0.005 м

Принимаем s₁ = 0,007м

Расчет длины штуцера:

 

 

Принимаем l = 0.15 м

Ширина зоны укрепления в обечайках, L₀, мм

где: d_ш- внутренний диаметр штуцера, 0,45 м

s – исполнительная толщина стенки обечайки 0,018 м

Расчет ширины укрепляющего кольца:

S₂ = 0.018 (исполнительная толщина укрепляющего кольца)

S = 0,018 (исполнительная толщина стенки обечайки)

 

Принимаем L_к = 0,15 м

Отношение допустимых напряжений для штуцера

 

 

= 1

 

 

 

= 1, так как материал обечайки и штуцера один и тот же.

Расчетный диаметр не требующего дополнительного укрепленияd_0p, м:

 

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего дополнительного укрепления, при наличии избыточной толщины стенки сосуда d₀, м

 

 

 

Если расчетный диаметр одиночного отверстия удовлетворяет условию

d_p<d₀

 

0,456<0,2749

Условие не выполняется. Укрепление отверстия сделаем, увеличив толщину стенки штуцера.

Условие укрепления одиночного отверстия без накладного листа.

Расчет укрепления отверстия d_ор

 

 

 

 

0,003>0,00191

Минимальные размеры сечения сварных швов, соединяющих приварные штуцера и укрепляющие кольца с корпусом колоны:

 

и  (минимальные размеры сварных швов)

 

 

 

 

 

0,0349 > 0.01222

Условие выполняется

 

4.7.Расчет фланца нижнего люка-лаза

 

Расчет фланцевого соединения проводим по ОСТ 26-373-78, для приварных фланцев.

Материал фланца:

Нормализованная упаковка Гр IV КП245 ГОСТ 8479-70 сталь 09Г2С ГОСТ 5520-79

Расчетное давление р = 1,6мПа;

Внутренний диаметр фланца D_вн = 0,45 м;

Материал шпилек и гаек 30ХМА;

Допускаемое напряжение шпилек [σ_Б] = 230 мПа, таб. 3,25;

Допускаемое напряжение в месте соединения втулки с плоскостью фланца [σ_ф1] = σ_т.ф

 

Где: σ_т.ф – предел текучести материала фланца 265,5 мПа, (таб.9 стр61, ГОСТ 14249-89)

Допускаемое напряжение в месте соединения втулки с обечайкой, при

р ≤ 4 мПа:

[σ] _ф0 = 0,003*Е

где: Е – модуль продольной упругости 1,91*10⁵ мПа, (таб.19 стр. 70, ГОСТ 14249-89)

 

[σ] _ф0 =0.003*1.91*10⁵ = 573 мПа

 

Принимаем фланец цельного типа под паронитовую прокладку .

Меньшая толщина конической втулки фланца S₀≤1,35*S, но S₀-S≤0,005 м

S₀ ≤ 1,35*0,007

 

S₀ ≤ 0,0243

Принимаем S₀=0,007 м

0,007-0,01 ≤ 0,005

Условию удовлетворяет.

Отношение большей толщины втулки фланца к меньшей (для приварных встык фланцев):

 

, ( рис. 3,34 ОСТ 26-373-78)

большая толщина втулки фланца s, м:

s₁ = β*s₀

 

s₁ = 1,9*0,007 = 0,0133

Принимаем толщину втулки = 0,018 м

Длина втулки приварного встык фланца l, м

l ≥ 3*(s₁-s₀)

l ≥ 3*(0,018-0,007)

l ≥ 0,033 м

Принимаем l = 0,045 м

Выбираем диаметр шпилек d_Б по таб. 3,29 ОСТ 26-373-78, d_Б = М20

Диаметр окружности, по которой располагаются шпильки, для приварных встык фланцев D_Б, м:

D_Б ≥ D+2* ( s₁+d_Б+0,006)

 

D_Б ≥ 0,45+2*(0,034+0,02+0,006)

D_Б ≥ 0,57 м

Наружный диаметр фланца D_ф, м:

 

D_ф ≥ D_Б + а,

Где: а – размер, определяемый по таб. 3,30, ОСТ 26-373-78, а = 0,040м

 

D_ф ≥ 0,57 + 0,040

D_ф ≥ 0,61 м

Наружный диаметр прокладки D_п, м:

 

D_п = D_Б – е,

Где: е – размер определяемый по таб. 3,30, ОСТ 26-373-78.

Для плоской паронитовой прокладки е = 0,03 м.

D_п = 0,57- 0,03 = 0,54 м

 

Средний диаметр прокладки D_п.с, м:

 

 

D_п.с = D_п – b_п,

Где: b_п – ширина уплотнительной прокладки в зависимости от конструкции , материала и диаметра аппарата, м

b_п = 0,015 м, таб.3,28, ОСТ 26-373-78

 

D_п.с =0,54-0,015 = 0,525 м

Эффективна ширина плоской прокладки b_е , м:

По таблице 3.31 ОСТ 26-373-78 выбираем расчетные параметры прокладки

m = 2,5 q = 20

Ориентировочное число шпилек z_Б , шт.

 

z_Б = π*D/t_Б

где: t_Б – шаг шпилек.

По таблице 3,32, ОСТ 26-373-78 принимаем шаг t_Б = (3÷3,8)*d_Б

t_Б = (3÷3,8)*0,02 = 0,06÷0,076 м

 

Окончательно принимаем z_Б =28 шт.

Принимаем фланец цельного типа под плоскую паронитовую прокладку.

 

D = 450 мм; D_ф = D₁ = 590 мм; D_Б = D₂ = 550 мм; D_пс = D₃ = 514 мм; D₄ = 522 мм; D₅ = 513; D₆ = 464 мм; D₇ = 486 мм; а₁ = 12мм; b = 35 мм; Н = 70 мм; а = 13,5 мм; d = 23 мм;

шпильки М20; количество шпилек z_Б = 24 шт.

Определяем вспомогательные величины: по рис. 3,35 ОСТ 26-373-78 при

 

 

β = 2 определяем коэффициент χ = 1,55;

Эквивалентная толщина втулки фланца s_Е , м

s_Е = χ*s₀;

s_Е = 1,55*0,018 = 0,028 м

Ориентировочная толщина фланца h, м:

 

где: λ – коэффициент, определяемый по рис. 3.36, ОСТ 26-373-78,

 

λ = 0,5

Безразмерный параметр ω

Ω =[1+0,9*λ*(1+ψ₁*j²)]^-1

Где: ψ₁ = 1,28*lgK;

J = h/s_Е – эффективная толщина втулки;

К = D_ф/D

J = 0,056/0.028 = 2

K =0.590/0.45 = 1.3

Ψ₁ = 1.28*lg1.3 = 0,14

Ω = [1+0,9*0,5*(1+0,14*1,24²)]^-1 = 0,17

Безразмерные параметры:

Т=1,82 рис.3.38, ОСТ 26-373-78;

Ψ₂ = 8 рис. 3.39, ОСТ 26-373-78;

Ψ₃ = 1,4 рис. 3.4, ОСТ 26-373-78;

 

Угловая податливость фланца у_ф, 1/МН*м:

где: Е_ф – модуль продольной упругости, Е_ф = 1,91*10⁵ мПа, при температуре 100⁰, (таб. 19, стр.70, ГОСТ 14249-89)

 

   1/МН*м

 

4.8. Выбор материала и конструкции прокладки

 

В зависимости от расчетного давления 1,6 мПа и максимальной расчетной температуры 100⁰С, выбираем плоскую паронитовую прокладку. По таб. 3.31, ОСТ 26-373-78 выбираем расчетные параметры прокладки:

M = 2,5 - коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, что бы было выполнено условие герметичности;

Q = 20 – удельное давление, которое необходимо создать на поверхности прокладки для ее смятия, мПа.

Материал шпилек и гаек сталь 30ХМА ГОСТ 4543 – 71..

 

4.9. Расчет плоской крышки люка-лаза

 

На люки-лазы устанавливаем плоские круглые крышки с дополнительным моментом.

Толщина плоской крышки s₁ , м:

s₁ = s_1p+c

 

 

где: К₀ – коэффициент ослабления;

К₆ – безразмерный коэффициент.

К₀ = 1, так как крышки без отверстий;

= 177 мПа, ГОСТ 14249, стр.55, таб.5

 

где: D₂ – диаметр болтовой окружности, 0,55 м;

D_п.с – средний диаметр прокладки, 0,514м

 

где: R_П – сила реакции прокладки в рабочих условиях, Н;

Q_Д – нагрузка, действующая на фланцевое соединение от внутреннего избыточного давления, Н

 

 

;

 

 

   Н*м;

 

 

 

D_p = D_п.с = 0,575 м, ГОСТ 14249-89, стр.32;

s₁= 0.03+0.003 = 0.033м;

Принимаем толщину плоской крышки с дополнительным краевым моментом s₁=s_кр=0,035 м;

Толщину плоской круглой крышки с дополнительным краевым моментом в месте уплотнения принимаем s₂ = 0,03 м;

Толщину края плоской круглой крышки с дополнительным краевым моментом (фланцевая часть), принимаем s₃ =h_кр = 0,027 м;

Плоскую фланцевую крышку изготавливаем из нормализованной поковки гр.IV КП 245 ГОСТ 8479-70, сталь 09Г2С-12 ГОСТ 5520-79.

Угловая податливость плоской фланцевой крышки у_кр, 1/МН*м

 

 

где: s_кр – толщина плоской крышки, м;

h_кр – толщина фланцевой части крышки, м;

К_кр = D_ф/D_п.с;

К_кр =0,735/0,575 = 1,28

 

 

 

 

 

Линейная податливость прокладки

Е_n = 2000 (определяем по таблице 3.31 ОСТ 26-373-78)

 

4.9.1. Расчет шпильки люка-лаза и выбор материала шпильки и гайки по ГОСТу

 

Шпильки и гайки изготавливаем из стали 30ХМА.

Расчетная длина шпильки с двумя гайками 1_Б0 , мм:

1_Б = 1_Б0+0,56*d,

где: 1_Б0 – длина шпильки между опорными поверхностями гаек, мм;

d – диаметр шпильки, мм;

1_Б0 = s₂ + b +3

1_Б0 = 10+35+3 = 48 мм;

Принимаем 1_Б0 = 50 мм;

1_Б = 50+0,56*20 = 61,2 мм;

линейная податливость шпилек у_Б , м/МН:

 

где: - площадь поперечного сечения шпильки 2,35*10^-4 м² таб.3.30 ОСТ 26-373-78

= 1,91*10⁵ мПа

 

 

4.9.2. Расчет фланцевого соединения, работающего под действием внутреннего давления

 

Болтовая нагрузка в условиях монтажа до подачи внутреннего давления:

 

Р_Б1 = max {α*Q_Д+R_п; π*D_п.с*b_E*q};

 

α*Q_Д+R_п = 0,079*0,379+0,06 = 0,089 МН

 

π*D_п.с*b_E*q = 3,14*0,514*0,075*20 = 0,242 МН

 

Р_Б1 =0,242 МН;

Болтовая нагрузка в рабочих условиях Р_Б2 , МН

 

Р_Б2 = Р_Б1+(1-α)*Q_Д + Q_t

Где: Q_t – усилие возникающее от температурных расширений

При расчетной температуре 100⁰С температурное расширение очень не значительно, следовательно Q_t = 0.

 

Р_Б2 =0,591 МН;

Приведенные изгибающие моменты в диаметральном сечении фланца М₀, МН*м:

М₀₁ = 0,5* Р_Б1*( D_Б -D_п.с);

 

М₀₁ = 0,5*0,242*(0,55-0,514) = 0,004 МН*м

 

 

 

За расчетное значение М₀ принимаем большее из значений М₀₁ и М₀₂

 

М₀ = 0,035 МН*м

 

Условие прочности шпилек:

 

 

 

Крутящий момент на ключе при затяжке шпилек по рис. 3.41 ОСТ 26-373-78:

М_кр = 0,75*10³ МН*м

Максимальное напряжение в сечении s₁ фланца (в месте соединения втулки с плоскостью фланца)

 

 

где: Т – безразмерный параметр, 1,82 рис. 3.38 ОСТ 26-373-78;

s₁ – большая толщина втулки фланца 0,034 м;

D^* = D+s₀ , при D<20*s₁ и ψ₃>1

s₀ = 0.013м

ψ₃ = 1,1 рис. 3.40 ОСТ 26-373-78;

 

D^* =0,45+0,018 = 0,468 м;

 

 

Максимальное напряжение в сечении s₀ фланца (в месте соединения втулки с обечайкой):

σ₀ = ψ₃* σ₁

 

σ₀ =1,028*1,1 = 1,31 мПа

 

 

Напряжения во втулке фланца от внутреннего давления:

 

 

 

 

 

Условие прочности фланца в сечении s₁:

Допускаемое напряжение для сечения толщиной s₁ =0.034 м

 

где: - предел текучести материала фланца при нормальной температуре, для стали 09Г2С 280 мПа (таб.9, стр.90, ГОСТ 14249-89)

ή – коэффициент учитывающий свойства среды (для взрывоопасных и токсичных сред ή = 0,85÷0,90)

≤0,9*280;

≤252 мПа;

112,8≤252

Условие прочности фланца в сечении s₀:

Допускаемое напряжение для сечения s₀ определяем, учитывая возможность появления упруго пластического состояния:

 

= ε_0*Е₂₀* ή,

где: ε₀ – предельное значение относительной пластической деформации в крайнем волокне ε₀ = 0,002;

Е₂₀ – модуль упругости при нормальной температуре, 1,99*10⁵ мПа (таб. 19, стр.70, ГОСТ 14249-89)

 

= 0,002*1,99*10⁵*0,9 = 358,2 мПа

 

 

20,8 ≤ 358,2 мПа

Условие прочности фланца соблюдается.

Угол поворота фланца θ, рад

 

где: = 0,009, при D ≤ 2000 мм

 

 

0,0004 ≤ 0,009

Условие выполняется.

 

4.9.3. Определение ветровых нагрузок и моментов, действующих на аппарат

 

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

При расчете на ветровые нагрузки аппарат рассматриваем в трех состояниях: при рабочих условиях; при гидроиспытании; при монтаже.

Для расчета ветровых нагрузок и моментов аппарат делим по высоте на три одинаковых участка. Корпус колонны разбиваем на два одинаковых участка принимая массу колонны для разных условий равномерно распределенной по высоте . Третьим участком выделяем опорную обечайку. Отсчет высоты участков ведется от фундамента колонны.

Расчет аппарата производим по ГОСТ Р51273-99.

 

4.9.4. Определение периода собственных колебаний

 

При расчете периода собственных колебаний аппарата рассматриваем как упруго защемленный стержень.

Период основного тона собственных колебаний аппарата, постоянного сечения с приблизительно равномерно распределенной по высоте массой аппарата Т, с:

 

где: С₁ – коэффициент неравномерности сжатия грунта, равный 6*10⁷ Н/м³;

Е – модуль продольной упругости 1,91*10⁵ мПа (таб.19, стр.70, ГОСТ 14249-89);

Н – высота аппарата 22,6 м;

g – ускорение силы тяжести 9,81 м/с²;

G – общий вес аппарата, Н;

I - момент инерции верхнего основного металлического сечения аппарата относительно центральной оси, м⁴;

I_F – минимальный момент инерции подошвы фундамента, м⁴.

 

где: D_H – наружный диаметр аппарата 2,236 м;

D_B – внутренний диаметр аппарата 2,2

 

 

 

Период основного тона собственных колебаний аппарата при рабочих условиях, G₁₁ = 400058 Н

 

 

 

При монтаже, G₄ = 209070 Н:

 

 

 

При гидроиспытании, G₂ = 1120059 Н:

 

 

4.9.5. Определение расчетного изгибающего момента от ветровой нагрузки

 

Расчетный изгибающий момент в сечении на высоте х₀

где: Р_i – ветровая нагрузка на I – м участке;

m – число площадок над расчетным сечением;

n – число участков аппарата над расчетным сечением;

х_i – расстояние до середины I – го участка от поверхности земли, м;

х₀ – высота расчетного сечения аппарата от поверхности земли, м;

М_vj – изгибающий момент от действия ветра на обслуживающую j – ю площадку в сечении на высоте х₀, Н*м.

х₁ = 17,655 м;

х₂ = 7,205 м;

х₃ = 0,99 м;

где: - средняя составляющая ветровой нагрузки на i – м участке;

- пульсационная составляющая ветровой нагрузки на i - м участке.

 

где: - нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки на середине i – го участка аппарата, Н/м²;

D_i – наружный диаметр i – го участка аппарата, м;

H_i – высота i – го участка аппарата, м.

D₁ = D₂ = 2.2+0.018+0.018 = 2.236 м, наружный диаметр колонны;

D₃ - 2,233 м, наружный диаметр опорной обечайки;

h₁ = h₂ = 10.45

h₃=1.7 м, высота опорной обечайки;

 

где: - нормативное значение ветрового давления по таб. 1, стр.4

К – аэродинамический коэффициент по таб. 2, стр. 5

- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте аппарата, по рис.4, стр.5 , или по формуле:

q₀ = 380 Н/м²;

 

1,28

1,14

1

К = 0,7

 

380*1,28*0,7 = 340,48 Н/м²;

 

380*1,14*0,7 = 303,24 Н/м²;

 

380*1*0,7 = 2,66 Н/м²;

 

Р_1st = 340,48*2,236*10,45 = 7955,724 Н

 

Р_2st = 303,24*2,236*10,45 = 7085,566 Н

 

Р_3st = 266*2,233*1,7 = 1009,762 Н

 

 

где: - коэффициент пространственной корреляции пульсаций давления ветра, по рис.7, стр.7 , или по формуле;

G_ш – вес i – го участка аппарата, Н;

- коэффициент динамичности по рис.5, стр.6, или по формуле;

- приведенное относительное ускорение центра тяжести вес i – го участка, м/с².

 

 

 

 

 

Таблица 3-масса участка колонны.

№	Для рабочих условий, Н	Для условий испытания, Н	Для условий монтажа, Н
G1	199565.95	555399	157404,5
G2	199565.95	555399	157404,5
G3	926.1	9261	9261
∑	400058	1120059,1	324070

 

Для рабочих условий:

 

 

При монтаже:

 

 

 

При гидроиспытании:

 

 

 

где: - относительное перемещение i – го участка;

m_i-коэффициент пульсации давления ветра для середины i – го участка на высоте х_i, по рис. 6, стр. 6;

z – число участков.

 

где: - коэффициент по рис. 2, стр.34 , или по формуле:

 

 

 

 

 

 

 

 

где: λ,γ – коэффициенты по рис. 3, стр.3, или по формулам:

Н₁=Н₂= 10,45 м

Н₃= 1,7 м

 

I₁= I₂ = 0.0771 м⁴;

 

где: D_BI – внутренний диаметр опорной обечайки аппарата 2,233 м;

D_HI – наружный диаметр опорной обечайки аппарата 2,213 м;

 

 

 

 

 

 

 

Относительное перемещение центров тяжести участков:

 

 

 

 

Коэффициент пульсации давления ветра для середины i-го участка на высоте х_i , по рис.6, стр. 6:

m₁ = 0,54

m₂ = 0,55

m₃ = 0,6

 

Приведенное относительное ускорение центра тяжести i-го участка:

 

 

 

 

 

 

 

Для условий гидроиспытания:

 

 

 

 

Для условий монтажа:

 

 

 

 

Пульсационная составляющая ветровой нагрузки на i-м участке для рабочих условий:

Р_1dyn = 0,85*199565,95*1.867*0,02548 = 8069,546 Н

 

Р_2dyn = 0,85*199565,95*1.867*0,00777 = 2460,768 Н

 

Р_3dyn = 0,85*9261*1.867*0,003268 = 1034,979 Н

 

Для условия гидроиспытания:

 

Р_1dyn = 7654 Н

 

Р_2dyn = 2333,827 Н

 

Р_3dyn = 981,8283 Н

 

Для условий монтажа:

 

Р_1dyn = 9054,188 Н

 

Р_2dyn = 2760,656 Н

 

Р_3dyn = 1161,275 Н

Вторая нагрузка на i-м участке для рабочих условий:

 

Р₁ = 7955,724+8069,546 = 16025,27 Н

 

Р₂ = 7085,566+2460,768 = 9546,334 Н

 

Р₃ = 1009,762+1034,979 = 2044,741 Н

 

Для условия гидроиспытания:

 

Р₁ = 15609,81 Н

 

Р₂ = 9419,393 Н

 

Р₃ = 1991,59 Н

 

Для условий монтажа:

 

Р₁ = 17009,91 Н

 

Р₂ = 9846,222 Н

 

Р₃ = 2171,037 Н

 

Изгибающий момент в сечении на высоте х₀ от действия ветровой нагрузки на обслуживающую j-ю площадку.

Для обслуживания люков-лазов на аппарате предусмотрены три одинаковые обслуживающие площадки.

 

 

где: К – аэродинамический коэффициент по таб. 2, стр. 5

- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте аппарата, по рис.4, стр.5;

А_j – площадь, ограниченная контуром j-й площадки, м²;

m_i-коэффициент пульсации давления ветра по рис. 6, стр. 6;

- коэффициент динамичности по рис.5, стр.6;

х_i – расстояние до середины j – й площадки от поверхности земли, м;

- коэффициент по рис.8, стр.8.

 

Таблица 4 Обслуживающие площадки

Обслуживающая площадка	Суммарная площадка Аj, м2	Координаты хi, м		mi
Верхний люк-лаз	10,76	20,7	1,26	0,68	1,32
Средний люк-лаз	10,76	12,2	1,12	0,72	0,7
Нижний люк-лаз	10,76	2,7	0,74	0,88	0,12

 

 

К = 0,85;

 

- для трех условий эксплуатации берутся из предыдущих расчетов

Изгибающий момент в сечении Е-Е на высоте х₀ от действия ветровой нагрузки на обслуживающую площадку верхнего люка-лаза, для рабочих условий, при

х₀ = 0,0м

М_v1 = 205073,2 Н*м

 

М_v2 = 81003,15 Н*м

 

М_v3 = 7970,795 Н*м

 

Для условия гидроиспытания:

 

М_v1 = 219020,3 Н*м

 

М_v2 = 7970,795 Н*м

 

М_v3 = 8096,187 Н*м

 

Для условий монтажа:

 

М_v1 = 199139,6 Н*м

 

М_v2 = 79261 Н*м

 

М_v3 = 7917,448 Н*м

Изгибающий момент в сечении Г-Г при х₀ = 1,7м, для рабочих условий

М_v1 = 188272 Н*м

 

М_v2 = 69715,83 Н*м

 

М_v3 = 2932,146 Н*м

 

Для условия гидроиспытания:

 

М_v1 = 201076,4 Н*м

 

М_v2 = 73238,31 Н*м

 

М_v3 = 2998,588Н*м

 

Для условий монтажа:

 

М_v1 = 182824,5 Н*м

 

М_v2 = 7917,448 Н*м

 

М_v3 = 2392,388 Н*м

 

Расчетный изгибающий момент в сечении Е-Е при х₀ = 0,0м, для рабочих условий

 

М_v = 647778,9Н*м

 

Для условия гидроиспытания:

 

М_v = 580516,9 Н*м

 

Для условий монтажа:

 

М_v = 659719,4 Н*м

 

Расчетный изгибающий момент в сечении Г-Г при х₀ = 1,7м, для рабочих условий

 

М_v = 569155,7 Н*м

Для условия гидроиспытания:

М_v = 578221,6 Н*м

Для условий монтажа:

М_v = 602909,9 Н*м

 

 

 

 

 

 

 

Схема аппарата для расчёта на ветровую нагрузку.

 

4.9.6. Проверка корпуса аппарата на прочность и устойчивость формы

 

При расчете аппарата проверяем следующие сечения:

• Поперечное сечение опорной обечайки в месте присоединения к корпусу, сечение Г-Г;
• Поперечное сечение опорной обечайки в местах расположения отверстий, сечение Д-Д;
• Поперечное сечение опорной обечайки в месте присоединения нижнего опорного кольца, сечение Е-Е.

 

4.9.6.1. Проверка прочности корпуса аппарата

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Г-Г, для рабочих условий эксплуатации аппарата, при F = F₁ = G₁ , М = М_v = M_G1 + M_v1, р = р₁ ГОСТ Р 51274-99, таб.1, стр.4

 

Таблица 5 Осевые сжимающие усилия для расчетных сечений

Расчет. сечения	рабочие условия F, Н	условия гидроиспытания F, Н	условиz монтажа F , Н
Г-Г	399131	1119132	208143
Д-Д	399482	1119483	208494
Е-Е	400058	1120059	209070

 

Продольное напряжение на наветренной стороне:

 

где: F – осевое сжимающее усилие, МН;

р – расчетное давление, мПа;

D – внутренний диаметр аппарата, м;

М – расчетный изгибающий момент, МН*м;

S – толщина стенки, м.

 

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

 

Кольцевые напряжения σ_у для рабочих условий:

 

 

 

Эквивалентные напряжения σ_Е на наветренной стороне для рабочих условий:

 

 

Эквивалентные напряжения σ_Е на подветренной стороне для рабочих условий:

 

 

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Г-Г, для условий монтажа аппарата, при F = F₃ = G₃, М = М_v = M_G3 + M_v3, р = 0 ГОСТ Р 51274-99, таб.1, стр.4

Продольное напряжение на наветренной стороне:

 

Кольцевые напряжения σ_у для условий монтажа:

 

-10,04

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

-32,4

 

Кольцевые напряжения σ_у для условий монтажа:

0

 

Эквивалентные напряжения σ_Е1 на наветренной стороне для условий монтажа:

 

10,4

Эквивалентные напряжения σ_Е2 на подветренной стороне для условий монтажа:

32,4

Проверяем условия прочности на наветренной стороне в сечении Г-Г:

 

где: - допускаемое напряжение для материала корпуса аппарата пи расчетной температуре 100⁰С, 177 мПа, (П-1, таб. 5, стр. 55, ГОСТ 14249-89):

φ – коэффициент прочности сварного шва при автоматической сварке и 100% контроля по ГОСТ 14249-89, φ_р = 1,0 (П-4, таб. 20, стр. 71)

 

Условия выполняются

 

Проверяем условия прочности на подветренной стороне в сечении Г-Г:

Условия выполняются

 

4.9.6.2. Проверка устойчивости корпуса аппарата

 

Аппарат работает под избыточным внутренним давлением (для рабочих условий).

 

где: - допускаемое осевое сжимающее усилие, Н, ГОСТ 14249-89;

 

- допускающий изгибающий момент, Н*м.

 

где: - допускаемое осевое сжимающее усилие из условий прочности при φ = 1, Н;

- допускаемое осевое сжимающее усилие в пределах упругости из условий устойчивости, Н.

 

где: - допускаемое осевое сжимающее усилие, определяемое из условия местной устойчивости в пределах упругости, Н;

- допускаемое осевое сжимающее усилие, определяемое из условия общей устойчивости в пределах упругости, Н;

 

 

где: n_у – коэффициент запаса устойчивости для рабочих условий 2,4

 

 

где: λ – гибкость колонны

 

 

где: l ==1,7 м

l_ПР = 2*1,7 = 3,4 м

 

λ = 4,340

 

 

 

 

Допускающий изгибающий момент:

 

где: - допускающий момент из условия прочности при φ = 1, Н*м

- допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости в пределах упругости, Н*м.

9611049,07Н*м

 

 

 

 

Проверка устойчивости аппарата для рабочих условий (сечение Г-Г):

 

 

0,08≤1,0

 

Проверка устойчивости аппарата для условий гидроиспытания при b_у = 1,8 (сечение Г-Г)

 

 

 

 

F = 16604632.8 Н*м

 

 

0,12≤1,0

Условие выполняется.

5.9.7. Расчет толщины стенки опорной обечайки

 

В качестве материала для опорной обечайки принимаем листовую сталь 09Г2С с толщиной S₃ = 10 мм. Высота обечайки 1700 мм, внутренний диаметр 2,2 мм. В обечайке для возможности контроля во время ремонтов днища колонны предусмотрено отверстие, укрепленное цилиндрической обечайкой. Толщина стенки 10 мм, длина 250 мм, внутренним диаметром 450 мм.

 

4.9.7.1. Проверка прочности опорной обечайки

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Г-Г , для рабочих условий эксплуатации аппарата, при F = F₁ = G₁, M = M_v = M_G1 + M_V1, ГОСТ Р 51274-99, таб. 1, стр. 4

Продольное напряжение на наветренной стороне:

 

 

σ_х1 = 13,14 мПа

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

 

σ_х2 = -29,65 мПа

 

Кольцевые напряжения σ_у для рабочих условий:

 

σ_у = 0 мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е1 на наветренной стороне для рабочих условий:

 

 

σ_Е1 = 13,14 мПа

Эквивалентные напряжения σ_Е2 на подветренной стороне для рабочих условий:

 

 

σ_Е2 = 29,65 мПа

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Г-Г , для рабочих условий эксплуатации аппарата, при F = F₃ = G₃, M = M_v = M_G3 + M_V3, ГОСТ Р 51274-99, таб. 1, стр. 4

Продольное напряжение на наветренной стороне:

σ_х1 =-1,4       мПа

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

σ_х2 = -44,88     мПа

 

Кольцевые напряжения σ_у для рабочих условий:

 

σ_у = 0 мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е1 на наветренной стороне для рабочих условий:

σ_Е1 = 1,4               мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е2 на подветренной стороне для рабочих условий:

 

σ_Е2 = 44,88           мПа

 

Проверяем условие прочности на наветренной стороне в сечении Г-Г:

 

1,4 мПа ≤ 177 мПа

Условия выполняются.

 

Проверяем условия прочности на подветренной стороне для рабочих условий в сечении Г-Г:

 

44,8мПа              ≤ 177 мПа

 

Условия выполняются.

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Д-Д принимаем равными в сечении Е-Е, для рабочих условий эксплуатации аппарата, при F = F₁ = G₁, M = M_v = M_G1 + M_V1, ГОСТ Р 51274-99, таб. 1, стр. 4

Продольное напряжение на наветренной стороне:

σ_х1 = 16 мПа

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

σ_х2 = -32,6 мПа

 

Кольцевые напряжения σ_у для рабочих условий:

 

σ_у = 0 мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е1 на наветренной стороне для рабочих условий:

σ_Е1 = 16 мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е2 на подветренной стороне для рабочих условий:

 

σ_Е2 = 32,6 мПа

 

Продольные напряжения σ_х в сечении Е-Е , для условий гидроиспытания аппарата, при F = F₃ = G₃, M = M_v = M_G3 + M_V3, ГОСТ Р 51274-99, таб. 1, стр. 4

Продольное напряжение на наветренной стороне:

σ_х1 = -1,3       мПа

 

Продольное напряжение на подветренной стороне:

 

σ_х2 = -44,9     мПа

 

Кольцевые напряжения σ_у для рабочих условий:

 

σ_у = 0 мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е1 на наветренной стороне для рабочих условий:

σ_Е1 = 1,3               мПа

 

Эквивалентные напряжения σ_Е2 на подветренной стороне для рабочих условий:

 

σ_Е2 = 44                мПа

 

Проверяем условие прочности на наветренной стороне в сечении Е-Е:

 

1,3 мПа ≤ 177 мПа

Условия выполняются.

 

Проверяем условия прочности на подветренной стороне для рабочих условий в сечении Е-Е:

 

44,9мПа              ≤ 177 мПа

Условия выполняются.

 

 

 

 

 

4.9.8. Расчет сварного шва, соединяющего опорную обечайку с корпусом аппарата

 

Проверка прочности сварного шва в сечении Г-Г при рабочих условиях:

 

 

где: - допускаемое напряжение для материала опорной обечайки при расчетной температуре, 177 мПа (ГОСТ 14249-89, таб. 5);

D₀ – внутренний диаметр цилиндрической опорной обечайки, 3,71 м;

а – катет сварного шва в месте приварки опорной обечайки, 0,02м;

М – расчетный изгибающий момент, Н*м.

 

20,75 мПа ≤141,6 мПа

Условие прочности выполняются.

 

4.9.9 Расчет опорной обечайки в опасном сечении на прочность

 

Проверка устойчивости опорной обечайки в зоне отверстия, сечение Д-Д, расчетные нагрузки принимаются как в сечении Е-Е. Опорная обечайка нагружена осевым сжимающим усилием.

 

 

где: φ – коэффициент., определяемый по формулам.

 

 

          

где: А – площадь наиболее ослабленного поперечного сечения опорной обечайки, мм²;

W – наименьший момент сопротивления наиболее ослабленного сечения опорной обечайки, мм³;

Y_s – координата центра тяжести наиболее ослабленного сечения опорной обечайки, 750 мм

s₀ - исполнительная толщина стенки опорной обечайки, 10 мм

 

где: R_оп.вн – внутренний радиус опорной обечайки, 1,1 м

R_{оп. н} – внутренний радиус опорной обечайки, 1,11 м

 

А = 273576 мм²

 

 

где: - наружный диаметр опорной обечайки, 2220 мм

- внутренний диаметр опорной обечайки, 2200 мм

 

W = 28755335 мм³

 

φ₁ = 5,6

φ₂ = 1,08

 

φ₃ = 0,34

 

 

Проверка устойчивости опорной обечайки для рабочих условий аппарата:

 

[F]_П = 3.14*(2.2+0.01-0.003)*(0.01-0.003)*177*10⁶= 8586245 Н

 

[F]_Е1 = 7849811 Н;

 

l_пр=2*0,66=1,32 м

 

λ = 2,83*1,5/(2,2+0,01-0,003) = 1,92

 

[F]_Е2 = 1171552437 Н;

 

[F]_Е = 7849811 Н;

 

[F] = 5793544,66 Н;

 

[М]_n = 4722434.87 Н*м;

 

[М]_Е = 889863126.1 Н*м;

 

[М] = 4722434.871 Н*м;

 

 

0,19≤1,0

Условие устойчивости выполняется

 

 

 

 

 

Расчётные сечения аппарата при расчёте на прочность корпуса опорной обечайки, нижнего опорного узла.

 

 

4.9.9.2.Выбор конструкции и расчет опорного кольца

 

Расчет элементов опорного узла (рис. 13, исполнение1) проводим для рабочего условия испытания. Расчетные нагрузки принимаем для сечения Е-Е.

Для рабочих условий эксплуатации:

Ширина нижнего опорного кольца b₁ опоры аппарата, устанавливаемого на бетонном фундаменте, м:

 

 

где: - допускаемое напряжение бетона на сжатие 0,8 мПа, для бетона марки 200;

D₆ – диаметр окружности анкерных болтов 2,38 м.

 

 

Принимаем b₁ = 0,25 м;

Толщина нижнего опорного кольца s₁, м

 

 

где: - допускаемое напряжение для материала опорного узла (сталь 09Г2С) при расчетной температуре 20⁰С, 196 мПа, ГОСТ 14249-89, таб.5, стр.55.

χ₁ – коэффициент;

b₂ – выступающая ширина нижнего опорного кольца, м

Выступающая ширина нижнего опорного кольца выбирается конструктивно, но должна удовлетворять условию:

 

Принимаем b₂ =0,17 м

 

 

где: b₆ – максимальное расстояние между двумя смежными ребрами 0,7 м

 

s₁ = 0,021 м

1,5*0,01 = 0,015 м

Принимаем максимальное значение s₁ = 0,026 м

 

Толщина верхнего опорного кольца s₂, м:

 

где: А_σ – площадь поперечного сечения анкерного болта по внутреннему диаметру резьбы, м;

χ₂ – коэффициент

Анкерные болты М36 изготавливаем из стали 09Г2С. Допускаемое напряжение - для анкерных болтов при температуре 20⁰С 170 мПа, приложение Б, ГОСТ Р 51274-99, стр.11

А_σ = 7,9*10^-4 м² ОСТ 26-373-78, таб. 3.30;

 

 

где: b₄ – ширина верхнего опорного элемента 0,2 м;

b₅ – минимальное расстояние между двумя смежными ребрами 0,1 м

d – диаметр окружности, вписанной в шестигранник гайки анкерного болта 0,06, м

 

 

s₂ = 0,014 м

1,5*0,01 = 0,015

 

Принимаем максимальное значение s₂ = 0,015 м

 

Толщина ребра s₄ , м:

 

 

Для опорного узла исполнения 1 (ГОСТ Р 51274-99), χ₄ =2,0

 

 

0,4*0,026 = 0,01 м;

Принимаем максимальное стандартное значение s₄ = 0,01 м;

Проверка прочности опорной обечайки в зоне верхнего опорного кольца:

где: - допускаемое напряжение для материала опорной обечайки при расчетной температуре 177 мПа, ГОСТ 14249-89, таб.5;

h – высота опорного узла 0,25 м;

е – расстояние от оси анкерного болта до опорной обечайки 0,1 м.

 

 

 

Для опорного узла исполнения 1:

 

Принимаем b₃ = 0,22 м

 

N = 157

К = 0, при N ≤ 10⁴, ГОСТ Р 51274-99;

 

 

2,9 ≤ 265,5 мПа

 

Условия прочности опорной обечайки в зоне верхнего опорного кольца выполняются.

Расчет элементов опорного узла для условия гидроиспытания:

Ширина нижнего опорного кольца b₁ опоры аппарата, устанавливаемого на бетонном фундаменте, м:

0,4*0,024=0,09

Принимаем максимальное значение s₄ = 0,01 м

Проверка прочности опорной обечайки в зоне верхнего опорного кольца:

 

Для опорного узла исполнения 1:

 

Принимаем b₃ = 0,23 м

 

N = 123

 

 

1,15 ≤ 265,5 мПа

 

Условия прочности опорной обечайки в зоне верхнего опорного кольца выполняются.

Проведя расчет элементов опорного узла для рабочего условия и условия испытания, принимаем к исполнению максимальные величины:

 

s₁ = 0.025 м; s₂ = 0.015 м; s₄ = 0,01 м; b₁ = 0.4 м; b₂ = 0.3 м; b₃ = 0.220 м; b₄ = 0.3 м

 

 

Схема аппарата при расчёте опорной обечайки нижнего опорного узла.

 

 

 

 

4.9.9.3 Расчет анкерных болтов

 

Внутренний диаметр резьбы анкерных болтов для болтов устанавливаемых на бетонных фундаментах, определяем по формуле при рабочих условиях;

х6 = 3,8 (коэффициент определяемый по рисунку №8 ГОСТ Р-51274 стр.9)

М_v = 647778.9 (берем из выше изложенной части для рабочих условий)

F= 400058 (вес колонны в рабочих условиях)

h = 16 (число анкерных болтов)

[G]_B = 140*10⁶ (допускаемое напряжение в анкерных болтах)

с =0,003 (прибавка на коррозию)

 

 

d₂ = 0.0279 м²

Принимаем болт М36 в количестве n = 16шт.

 

 

 

 

5. Технические требования на изготовление

и монтаж аппарата

 

5.1 Описание и технические требования.

1.1 Определения.

Сосуд – это изделие (устройство), имеющее внутреннюю полость, предназначенную для проведения химических, тепловых и других технологических процессов, а также для хранения и транспортирования газообразных, жидких и других веществ.

Ряд условных (номинальных) давлений в пределах 0,10-100 МПа для сосудов установлен ГОСТом 9493-80. Под условным (номинальным) давлением понимают наибольшее избыточное рабочее давление при расчетной температуре 20°С, при котором обеспечивается длительная работа сосудов и аппаратов, их сборочных единиц и деталей, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности при температуре 20°С.

Аппарат – сосуд, оборудованный внутренними устройствами, предназначенный для проведения химико-технологических процессов. Аппараты в зависимости от технологического процесса и конструкции носят различное название: колонны, камеры, автоклавы и др.

 

5.2 Технические требования.

5.2.1 требования к сосудам и аппаратам.

Технические требования на сосуды и аппараты из углеродистых, легированных и двухслойных сталей, предназначенные для работы в химической и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности, установлены ГОСТ 2430-80. Он распространяется на сосуды и аппараты, работающие при температурах не ниже -70°С без давления или под наливом, под избыточным давлением до 10 МПа и под вакуумом при остаточном давлении не ниже 665 Па.

Требования к устройству, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации сосудов, работающих под давлением свыше 0,07 МПа (без учета гидростатического давления), установлены «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденными Госгортехнадзором.

Материалы выбирают по нормативно-технической документации в зависимости от расчетного давления, температуры стенки (минимальной отрицательной и максимальной расчетной), емкости сосуда, химического состава и характеристики среды (коррозионно-активной, взрывоопасной, токсичной и т. д.). Аппараты, работающие под давлением и пожароопасных или высокотоксичных средах, а также средах, вызывающих коррозионное растрескивание или расслоение, не должны изготовляться из кипящей углеродистой стали. Все применяемые материалы, включая сварочные, должны быть, подвергнуты техническому контролю. Их соответствие стандартам и техническим условиям должно быть подтверждено сертификатами.

Сосуды и аппараты, и их элементы рассчитывают на прочность в соответствии с ГОСТ 14249-89 и другой нормативно-технической документацией.

Конструкция сосуда должна предусматривать возможность его осмотра, очистки, промывки, продувки и ремонта, а также контроля состояния сварных швов. Внутренние устройства, препятствующие проведению этих операций, должны быть разборными. Отверстия для люков, лазов и штуцеров должны быть расположены вне швов.

Сосуды и аппараты внутренним диаметром более 800 мм должны быть снабжены люками и лазами диаметром не менее 450 мм, если они установлены на открытом воздухе, и 400 мм − при установке в помещении. Размеры лазов овальной формы по осям должны быть не менее 325´400 мм. Сосуды для высокотоксичных, но не коррозионных сред могут быть без лазов, но наличие на них смотровых люков обязательно.

В зависимости от параметров эксплуатации в сосудах и аппаратах применяют следующие днища: эллиптические, полушаровые, сферические отбортованные и не отбортованные, тороидальные, конические отбортованные и не отбортованные. Каждое днище должно иметь маркировку с клеймом на наружной, выпуклой поверхности. Сварные швы днищ должны быть стыковыми с полным проваром.

Применяемые для сосудов и аппаратов крепежные детали должны быть изготовлены из марок, предусмотренных ГОСТами. Гайки и шпильки должны быть изготовлены из сталей разных марок или с разной твердостью.

Объемы, диаметры и условные давления для сосудов и аппаратов установлены стандартами. ГОСТ 13372-78 устанавливает ряд номинальных объемов корпусов цилиндрических сосудов и аппаратов, для которых проектный объем определяется технологическим расчетом. Номинальным объемом считается внутренний объем сосуда или аппарата без учета объемов штуцеров, люков, внутренних устройств, включая футеровку. Ниже приведен стандартный ряд номинальных объемов (в м³): 0,010; 0,016; 0,025; 0,04; 0,063; 0,100; 0,125; 0,160; 0,200; 0,250; 0,32; 0,40; 0,50; 0,63; 0,80; 1,00; 1,25; 1,60; 2,00; 2,50; 3,2;4,0; 5,0; 6,3; 8,0; 10,0; 12,5; 16,0; 20,0; 25,0; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250; 320; 400; 500.

ГОСТ 9617-76 устанавливает ряды внутренних диаметров (в мм) сосудов и аппаратов, изготовленных из стальных листов или поковок: 400, (450), 500, (550), 600, (650), 700, 800, 900, 1000, (1100), 1200, (1300), 1400, (1500), 1600, (1700), 1800, (1900), 2000, 2200, 2400, 2500, 2600, 2800, 3000, 3200, 3400, 3600, 3800, 4000, 4500, 5000, (5500), 5600, (6000), 6300, (6400), 7000, 7500, 8000, 8500, 9000, 9500, 10000, 11000, 12000, 14000, 16000, 18000, 20000.

Значения, указанные в скобках, применяют только для рубашек сосудов и аппаратов.

Тот же ГОСТ устанавливает ряд внутренних диаметров для сосудов и аппаратов, изготовленных из цветных металлов и сплавов, а также ряд наружных диаметров сосудов и аппаратов, изготовленных из стальных труб. ГОСТ 9493-80 устанавливает ряд условных (номинальных) давлений, применяемых в расчетах на прочность сосудов и аппаратов, кроме резервуаров и газгольдеров.

Условные давления должны быть выбраны из следующего ряда (в МПа): 0,10; 0,16; 0,25; 0,30; 0,4; 0,6; 0,8; 1,00; 1,25; 1,60; 2,00; 2,50; 3,20; 4,00; 5,00; 6,30; 8,00; 10,0; 12,5; 16,0; 20,0; 25,0; 32,0; 40,0; 50,0; 63,0; 80,0; 100.

В зависимости от назначения и эксплуатационных параметров соответствующими правилами и инструкциями устанавливаются способы контроля состояния сосудов и их элементов, способы устранения обнаруженных дефектов, нормы гидравлического испытания, необходимость в арматуре, контрольно-измерительных приборах и предохранительных устройствах, порядок технического освидетельствования, содержания и обслуживания.

К сосуду или аппарату должна быть прикреплена фирменная табличка с нанесенными на нее наименованием: предприятия-изготовителя, заводского номера, года изготовления, рабочего давления, пробного давления, допускаемой температуры стенки, объема сосуда или аппарата. Все сосуды и аппараты, кроме работающих под вакуумом или без давления, должны быть снабжены паспортом по форме, установленной по СТ СЭВ 289-76, а также инструкциями по монтажу и эксплуатации.

 

5.2.2 Колонные аппараты.

 

Колонный аппарат (ГОСТ 24305-80) − вертикально стоящий цилиндрический аппарат, предназначенный для проведения различных процессов тепло − и массообмена (ректификации, дистилляции, абсорбции, десорбции и экстракции).

Колонные аппараты изготовляют диаметром 400-4000 мм: для работы под давлением до 1,6 МПа − в царговом (на фланцах) исполнении корпуса; для работы под давлением до 4,0 МПа под атмосферным давлением или под вакуумом (с остаточным давлением не ниже 1,3 кПа) − в цельносварном исполнении корпуса.

Колонные аппараты подразделяют на тарельчатые, насадочные, пленочные в зависимости от конструкции внутреннего устройства, назначение которого – обеспечение контакта между жидкостью и паром.

К тарельчатым колоннам относятся колпачковые, ситчатые, клапанные, желобчатые с S-образными колпачками, чешуйчатые, провальные и др…

Колонные аппараты диаметром 400-4000 мм оснащаются стандартными контактными и распределительными тарелками, опорными решетками для насадочных аппаратов, опорами, люками, поворотными устройствами, днищами и фланцами.

Конструктивно тарелки отличаются большим разнообразием (ГОСТ 16332)

Колпачковая тарелка – тарелка с направляющим аппаратом для паровой фазы в виде колпачков и с переливами.

Технические требования на капсульные стальные колпачки, устанавливаемые на тарелках, предусмотрены ГОСТом 9634-81. Колпачки изготовляют из стали марок 10кп или 08кп, 12Х18Н10Т или 10Х17Н13М2Т.

Колпачки на тарелках располагают по вершинам равносторонних треугольников шагом от 1,3 до 1,9 диаметра колпачка. Их устанавливают и крепят на тарелке индивидуально или группой (гирляндой). Колпачки надевают на патрубки, которые крепятся к полотну тарелки развальцовкой или сваркой.

Направляющим аппаратом клапанной тарелки для паровой фазы служат клапаны. Клапанные тарелки изготовляют с дисковыми и прямоточными клапанами. В практике химических заводов применяют прямоточные тарелки с клапанами. ГОСТ 16452-79, устанавливающий основные параметры и размеры таких тарелок, предусматривает следующие расстояния между тарелками: 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 900 мм. Тарелки выпускают в двух исполнениях: с обычным карманом для отбора жидкости и с заглубленным карманом двух модификаций (А и Б), отличающихся сечением переливов. Обе модификации имеют три свободных сечения за счет расстояния t между рядами клапанов по ходу жидкости, равного 50, 75 и 100 мм. Тарелки изготовляют из сталей марок ВСтЗсп, ВСтЗпс, ВСтЗкп 08Х13, 12Х18Н10Т, 08Х22НАТ, 10Х17Н13М2Т, 08Х21Н6М2Т. Полотна, клапаны, сливной порог, крепежные детали и ограничители тарелок из углеродистых сталей должны быть изготовлены из стали марки 08Х13, а все прокладки − из паронита марки ПМБ или ПОН.

Широко применяют тарелки из S-образных элементов, собранных последовательно и имеющих переливы. Каждый элемент образует одновременно полость для жидкости и паров.

Ситчатыми тарелками называют такие, в которых имеются отверстия для прохода пара и переливы для жидкости. Наиболее распространены ситчатые тарелки с отбойными элементами. Тарелки изготовляют из сталей марок ВСтЗсп, ВСтпс, ВСткп, 08Х13, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 08Х22Н6Т или 0,8Х21Н6М2Т.

Применяются также ситчатые тарелки с двумя зонами контакта фаз. Они разделены перегородками на ряд самостоятельных ячеек, снабженных переливами и образующих в межтарелочном пространстве дополнительную зону контакта фаз.

Тарелка с основанием, в котором имеются щелевидные отверстия, предназначенные для прохода как легкой, так и тяжелой фракций, называется решетчатой. Такие тарелки переливов не имеют. Их изготовляют из сталей марок ВМСТЗсп, 0Х13, Х18Н10Т, 6Х17Н13М2Т.

5.2.3 Фланцы.

 

Выбор фланцев в зависимости от рабочих параметров транспортируемой среды должен производиться по ГОСТам и нормалям с учетом требований, изложенных ниже.

Материал фланцев следует принимать по нормалям и ГОСТам на фланцы, с учетом рабочих параметров среды. Для высокоагрессивных сред и сред при температурах, на которые указанные документы не распространяются, материал фланцев устанавливается по рекомендациям проектных или научно − исследовательских организаций.

 

5.2.4 Крепежные детали.

 

Выбор крепежных деталей для фланцевых соединений и материалов для них в зависимости от рабочих условий следует производить по ГОСТ 9467−75.

При изготовлении шпилек или болтов и гаек твердость шпилек или болтов должна быть выше твердости гаек не менее чем на 30 НВ (30 единиц по Бринеллю).

Болты для фланцевых соединений следует изготовлять по ГОСТ 7798-70, а гайки к ним − по ГОСТу 5915-70. Шпильки изготовляют по ГОСТ 9066-75, а также по ОСТ 26-2040-77.....26-2043-77, а гайки к ним — по ГОСТ 5915-70 и 9064-75, а также по указанным ОСТам.

Углеродистые стали для изготовления шпилек следует применять в нормализованном состоянии. Шпильки из легированных сталей должны подвергаться термообработке и после этого иметь требуемые механические свойства.

Нормы и методы расчёта на прочность цилиндрических обечаек, конических элементов, днищ и крышек сосудов и аппаратов из углеродистых и легированных сталей, применяемых в химической, нефтеперерабатывающих и смежных отраслях промышленности, работающих в условиях однократных и многократных статических нагрузок под внутренним избыточным давлением и под действием основных и поперечных усилий и изгибающих моментов установлены ГОСТом. Нормы и методы расчёта на прочность применимы при соблюдении “ Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением “ утверждённых Госгортехнадзором, и при условии, что отклонения от геометрической формы и неточности изготовления рассчитываемых элементов сосудов и аппаратов не превышают допусков, установленных нормативно-технической документацией.

 

 

 

 

6.ОХРАНА ТРУДА

 

 

6.1. Опасные и вредные производственные факторы.

на установке очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂.

 

         Опасные и вредные производственные факторы подразделяются на следующие группы

1. Физические;
2. Химические;
3. Биологические;
4. Психофизические;

На установки очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂ присутствуют все факторы.

 

6.1.1. Физические факторы.

 

Двигающиеся машины и механизмы, незащищённые подвижные элементы производственного оборудования:

• внутризаводской транспорт, грузоподъемные краны, вращающиеся части компрессорного оборудования, вентиляторов, аппаратов воздушного охлаждения.

Безопасные условия труда обеспечиваются правильной организацией работ и движения транспорта, машин, механизмов, ограждение их вращающихся частей.

         Повышенная загазованность и запылённость воздуха рабочей зоны.

       Даже при нормальной работе технологической установки в воздушной среде могут выделятся вредные вещества: при проведении газоопасных работ, из-за не плотностей во фланцевых соединениях.

В аварийных ситуациях: при взрыве трубопровода, разрушении оборудования, взрывах, пожарах – выделение вредных веществ в рабочую зону увеличивается в сотни, тысячи раз.

         Для защиты от повышенного содержания в рабочей зоне применяются средства индивидуальной и коллективной защиты

         Повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов. Для защиты персонала от пониженной или повышенной температуры применяется теплоизоляция поверхностей трубопроводов и оборудования, ограждения горячих участков.

 

6.1.2. Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны.

 

         Персонал установки подвергается влиянию пониженной температуры зимой до –40^оС и повышенной до +35^оС летом. Для защиты от пониженных температур используются системы отопления, пункты обогрева, спецодежда. Для защиты от повышенных температур используются системы приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования воздуха рабочей зоны.

 

6.1.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте.

 

         На постоянном рабочем месте и в рабочих зонах, в производственных помещениях, на территории предприятия установлены допустимый уровень шума и эквивалентный уровень звука 85дБ. В связи с применением насосно-компрессорного оборудования большой единичной мощности, эквивалентный уровень звука достигает 95-100 дБ.

         Для защиты от повышенного уровня шума применяются:

• коллективные средства защиты: противошумные кабины, отсеки, шумопоглощающие перегородки, изоляция;
• индивидуальные средства защиты: наушники ВУНИОТ, вкладыши «Беруши».

 

6.1.4. Повышенный уровень статического электричества.

 

         При движении газа и ДЭА по металлическим трубам, внутри технологического оборудования возникает статическое электричество с высоким потенциалом (10000-15000 В). Разряд статического электричества может привести к взрывам, пожарам, крупным авариям.

         Основным методом снятия статического электричества является: надежное заземление, исключение свободной струи при наливе и сливе продуктов.

 

 

 

 

6.1.5. Химические факторы.

 

• общетоксические;
• действующие через дыхательные пути и через кожный покров.

В рабочую зону установки могут выделится следующие вредные вещества:

жидкие углеводороды (С₅ и выше), метан, этан, пропан, меркаптаны, сероводород, диоксид серы и окись углерода. Их характеристики приведены ниже:

• углеводороды – вещества 4 класса опасности. Воздействуют на организм человека через дыхательные пути через кожу. ПДК углеводородов – 300 мг/м³, в смеси с сероводородом – 3 мг/м³.

Газообразные (С₁-С₃) – воздействуя через дыхательные пути, вызывают возбуждение, головную боль; при концентрациях выше 1,5% об. – смерть от удушья.

Жидкие (С₅ и выше) – вызывают покраснение, аллергическую реакцию кожи. При приёме внутрь – отравление организма.

• сероводород (H₂S) – вещество 2 класса опасности. На организм человека воздействует через дыхательные пути. Нервно-паралитический газ с запахом тухлых яиц. ПДК в рабочей зоне – 10мг/м³. Порог восприятия обонянием человека 0,0001% об. Действие зависит от концентрации в воздушной среде. При концентрации 100-300 мг/м³ – головная боль, тошнота, рвота; 500-900 мг/м³ – потеря сознания, клиническая смерть; 1000 мг/м³ и выше – мгновенная смерть от остановки дыхания.

Основное свойство H₂S – накопление в низких невентилируемых пространствах с вытеснением кислорода воздуха. Эффект отравления в таких местах сочетается с кислородным голоданием (асфикцией).

- диэтаноламин (ДЭА) – химреагент, используемый при абсорбции углеводородных газов. Класс опасности – 4. Вещество со слабовыраженными щелочными свойствами. В технологическом процессе участвует 25-30% водный раствор. При приёме внутрь – отравление, смерть.

         Для защиты от химически опасных и вредных производственных факторов применяются следующие средства защиты:

• костюм из специальной ткани с обработкой химически стойкими растворами, покрытые различными полимерными материалами, резиной;
• обувь специальная, стойкая против действия кислот, щелочей, газоконденсата;
• противогазы индивидуальные фильтрующие, противопылевые респираторы.

 

6.1.6. Первая помощь при отравлениях сероводородом и парами углеводородов.

 

         При отравлении указанными газами необходимо немедленно вызвать скорую помощь и работников газоспасательной службы, до их прибытия членам ДГСД в изолирующих противогазах быстро вывести или вынести пострадавшего из загазованной зоны, удобно уложить его, устранив помехи препятствующие дыханию (расстегнуть воротник, снять пояс и т.д.), принять меры против охлаждения тела. Пострадавшему, находящемуся в сознании, необходимо дать понюхать нашатырный спирт, напоить крепким чаем, кофе или тёплым молоком с содой, принять меры от засыпания. При прекращении дыхания необходимо делать искусственное дыхание, предварительно очистить рот от рвотных масс. При болях в глазах – поместить в тёмное помещение, делать примочки с 5% борной кислотой. Во всех случаях целесообразно давать вдыхать кислород из кислородной подушки.

 

6.1.7. Биологически опасные и вредные производственные факторы.

Биологически опасные и вредные производственные факторы имеются в системах хозфекальной канализации в виде микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности. Для защиты от биологически опасных и вредных производственных факторов применяются средства индивидуальной защиты: костюмы, рукавицы, сапоги резиновые, респираторы, противогазы. Большое значение имеет соблюдение правил личной гигиены.

 

6.1.8. Психофизические опасные и вредные производственные факторы.

 

Нервно-психические нагрузки, которые возникают при принятии ответственных решений в аварийных ситуациях, при дефиците времени, при монотонном труде, умственном перенапряжении. Учитывая эти факторы, рабочая смена на предприятии не должна превышать промежутки более 8-и часов. Рабочие одной смены, по прошествии этого промежутка, должны покинуть территорию завода в связи с повышенной загазованностью местности. Текущий график должен предусматривать не менее 4-х дней отдыха после производственного цикла для операторов установок очистки газа. Выполнение указанных мер безопасности способствует восстановлению психофизических функций человека.

        

 

6.2. Коллективные и индивидуальные средства защиты рабочих на установки очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂.

 

         На установке предусматривается обеспечение работающего персонала установки средствами индивидуальной защиты. Все средствами индивидуальной защиты разделяются на виды в зависимости от того органа, которого они предохраняют: средства защиты органов дыхания, зрения, слуха и кожного покрова.

         Защита кожного покрова персонала осуществляется при помощи спецодежды, спецобуви, защитных касок, рукавиц. Спецобувью являются кирзовые ботинки с медными гвоздями. Спецодеждой является костюм хлопчатобумажный, куртка ватная.

         Защита органов зрения осуществляется при помощи различных предохранительных очков.

         Защита органов дыхания обеспечивается применением различного рода респираторов и противогазов.

         Респираторы служат для защиты лёгких человека от воздействия взвешенной в воздухе пыли, противогазы – для защиты от газов и вредных паров.

         В зависимости от концентрации кислорода в воздухе применяют следующие противогазы:

-фильтрующие – применяются при содержании кислорода в воздухе не менее 18% объёмных и не более 0,5% объёмных вредных веществ. Обслуживающий персонал установки обеспечивается противогазами с марками коробок БКФ, возможно применение коробок марки КД, В.

-шланговые – применяются при содержании кислорода в воздухе не менее 18% объёмных и при наличии в воздухе больших концентраций вредно действующих газов (свыше 0,5% объёмных). Применение шланговых противогазов обязательно при проведении работ внутри аппаратов, резервуаров и другой аналогичной закрытой аппаратуре, в канализационных и водопроводных колодцах. При длине шланга до 10 м следует пользоваться противогазом ПШ-1, при длине шланга не более 20 м следует пользоваться противогазом с механической подкачкой воздуха ПШ-2.

         Работа в шланговом противогазе должна выполнятся применением соответствующего предохранительного пояса и спасательной верёвки.

Работающий в шланговом противогазе должен периодически через 20 мин. (в зависимости от условий работы) отдыхать на свежем воздухе в течении 15 мин.

Кислородные и воздушные изолирующие противогазы применяются в аварийных случаях.

         Персонал установки должен знать места хранения рабочих и аварийных противогазов и уметь ими пользоваться.

 

6.3. Характеристика технологического процесса с точки зрения пожароопасности и вредности производства.

 

         Процесс очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂ 25% водным раствором ДЭА происходит в герметичных аппаратах и трубопроводах. Прочность аппаратов и трубопроводов в рабочих условиях обеспечена механическими расчётами при их проектировании, а в период эксплуатации техническим освидетельствованием, включающим внутренний осмотр, гидроиспытания, методы дефектоскопии.

Выполняя рекомендации по конструкциям технологического оборудования (возможность проникновения внутрь аппарата, его осмотр, ремонт через люка сварных соединений, размещение их вне опор, применение эллиптических и сферических днищ аппаратов, ограниченное применение чугуна, фундаментные сооружения имеют достаточную устойчивость (крепление к фундаменту)). Всё это обеспечивает безопасность оборудования. Соблюдение норм технологического контроля и безопасные условия эксплуатации установки обеспечиваются системой автоматизации и контроля, которая позволяет основные технологические операции контролировать из операторной.

         С целью исключения контакта людей с высокотемпературными стенками аппаратов и трубопроводов, а также для уменьшения теплопотерь, предотвращения охлаждения оборудования в зимнее время трубопроводы и аппараты покрыты теплоизоляцией.

         Для защиты от статического электричества трубопроводы и аппараты заземляются. Заземление также снижает скорость электрохимической коррозии. Сопротивление заземления не более 4 Ом.

         Для защиты от вибрации и уменьшения шума используются прокладки из вибропоглощающих материалов, массивные фундаменты под трубопроводы, аппараты, технологические машины.

         Для технологического оборудования используются лестницы, безопасные площадки. Ширина лестницы 0,7-1,0 м. Угол наклона лестницы к горизонтали не меньше 60^о. Предусмотрены перила, высотой 1,0-1,2 м.

         Применяются защитные и предохранительные устройства для сосудов, работающих под давлением.

         Механизацию ремонтных работ обеспечивают мостовые краны, управляемые с пола, ручные кран балки. При проведении ремонтных работ используется искробезопасный инструмент.

6.4.Безопасность эксплуатации производственного оборудования на установке очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂.

 

Установка очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂ 25% водным раствором ДЭА по применяемому сырью и товарным продуктам относится к категории пожаро-взрывоопасных производств. В соответствии с нормами СНИП-М2.72. установка по пожарной опасности относится к категории А и Д, по классу взрывоопасности и пожароопасности В-1а и В-1г.

Каждый аппарат установки должен быть снабжен:

-предохранительным клапаном, срабатывающем при давлении на 15% превышающем Рраб. Равное 0,3 меньше 0,6 МПа;

• автоматическим регулятором уровня;
• площадкой, лестницами для безопасного выполнения монтажных работ на верхотуре;

-указателем уровня жидкости для ёмкостей и сосудов.

Для предохранения оборудования, наружные поверхности аппаратов имеют покрытия. Перед пуском в работу сосуды подлежат освидетельствованию в органах Госгортехнадзора. Для контроля аппарата производится опрессовка давлением в полтора раза превышающим рабочее (через 8 лет) и внутренний осмотр (через 4 года). Технические манометры на аппаратах должны быть опломбированы и иметь красную полосу, указывающую на предельно допустимое давление в аппарате.

Защита работающего персонала от шума и вибрации обеспечивается комплексом мер (балансировка ротора, амортизаторы, глушители, звукозащита). Защита работников от электротравм обеспечивается надежной электрозащитой токоведущих частей, заземлением, предохранительными устройствами.

 

6.5. Размещение, обслуживание производственного оборудования, распределение функций между человеком и оборудованием.

 

         Технологическое оборудование установки очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂ 25% водным раствором ДЭА размещается на открытой площадке с соблюдением санитарно-защитной зоны не менее 1000 м до ближайшего населенного пункта. Промышленная площадка должна быть ровной, прочной, устойчивой, не затапливаемой, с низким уровнем грунтовых вод, учитывая «розу ветров».

         Для осмотра и обслуживания оборудования монтируются в соответствии с СниП площадки обслуживания, стационарные лестницы, эстакады.

         Для работы в ночное время устанавливается наружное освещение с питанием от сети напряжением 220 В, во взрывозащищённом исполнении.

         Обслуживание установки производится оператором. Контроль за технологическими процессами проводится как от щита в операторной, так и местными приборами.

Система пожаро-взрывобезопасности на установке очистки газов стабилизации от H₂S и СО₂ 25% водным раствором ДЭА.

         Наиболее вероятные причины образования взрывоопасных концентраций паров и газов, взрывов и пожаров является:

1. Загазованность рабочих помещений и территорий установки при утечки взрывоопасных паров и газов через неплотности фланцевых соединений.
2. Нарушение технологического режима работы оборудования и мер безопасности, предусмотренных регламентом и инструкцией по эксплуатации.
3. Применение для производства ремонтных работ неисправного инструмента.
4. Неисправность технологического оборудования, средств контроля и автоматики, предохранительных клапанов, электрооборудования, а также средств защиты от статического электричества.
5. Неполное удаление воздуха из аппарата и трубопровода перед включением в работу.
6. Разрушение аппаратов и трубопроводов.

         Для тушения пожара применяются передвижные установки пожаротушения. Для охлаждения аппаратов колонного типа при пожаре предусмотрено на каждую колонну по 2 стационарных кольца орошения. Для тушения пожара на аппаратном дворе установлены 2 лафетных ствола, с местным управлением. Также, по периметру установки предусмотрены 4 пожарных гидранта, для подключения пожарных машин или пожарных рукавов (стволов), которые запитываются от пожарных трубопроводов.  

Для тушения пожара в насосной предусмотрена:

• система пожаротушения и автоматическая система пенотушения;
• три пожарных крана, для подключения пожарных рукавов;

Из числа первичных средств пожаротушения предусмотрено:

• на аппаратном дворе:

огнетушитель   ОП-10     - 8 шт.

огнетушитель   ОП-50     - 4 шт.

ящик с песком.

• в помещении насосной:  

огнетушитель   ОП-10     - 10 шт.

пожарный щит.

         Вызов пожарной части по телефонной сети из операторной. Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрена установка пожарных из вещателей в помещении насосной. Помещение насосной относится к классу помещений В-1а, а аппаратный двор к классу В-1г.

Для определения взрывоопасных концентраций газо-воздушной смеси в насосной предусмотрена установка анализаторов.

 

6.6. Обеспечение безопасности при реконструкции аппарата.

 

         Реконструкция абсорбера выполнена в соответствии с действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», а также требований по конструированию безопасных аппаратов для химических и нефтехимических производств.

         В целях обеспечения безопасности производственного оборудования были проверены и подтверждены соответствующими расчётами:

• материальное исполнение аппарата с учётом рабочих условий, коррозионного воздействия среды с учётом срока эксплуатации абсорбера до реконструкции;
• прочность корпуса аппарата, действующие напряжения от внутреннего избыточного давления;
• укрепление вновь выполняемых отверстий, необходимых для проведения технологического процесса в заданных режимах;
• условия прочности конструкции аппарата на действие ветровой нагрузки;
• условия герметичности аппарата с проверкой прочности сварных соединений, фланцевых соединений с использованием соответствующих прокладочных материалов.

Кроме того, были определены технические условия на термообработку сварных соединений переврезаемых патрубков и требования к гидравлическому испытанию аппарата, назначены условия контроля за прочностью и плотностью соединений неразрушающими методами.

     Результаты проведения гидравлического испытания оформлены актом и занесены в паспорт аппарата.

     Результаты тех. диагностики аппарата, подвергшегося реконструкции, оформляются отчётом с составлением формуляра тех. освидетельствования, которые прилагаются к паспорту аппарата.

 

 

 

6.7. Обеспечение безопасности при вводе в эксплуатацию реконструируемого аппарата.

 

Подготовка аппарата к пуску производится по распоряжению начальника цеха, а пуск в эксплуатацию осуществляется в соответствии с инструкцией по пуску установки согласно технологическому регламенту на ведение процесса.

Перед пуском аппарата необходимо проверить:

• наличие разрешения органов Госгортехнадзора РФ на ввод аппарата в эксплуатацию;
• качество болтовых и фланцевых соединений и крепление фундаментных болтов;
• внешним осмотром состояние аппарата, запорной аппаратуры, правильность и надёжность присоединения технологических трубопроводов и готовность к работе средств КИПиА;
• отсутствие временных заглушек на рабочих участках трубопроводов;
• надёжность работы регулирующей, запорной и предохранительной арматуры, связанной с аппаратом по технологической схеме.

Перед пуском аппарата в эксплуатацию необходимо произвести удаление воздуха из внутренней полости продувкой инертным газом (< 2% об. кислорода в вытесненном газе).

Повышение давления до рабочего осуществляется плавно без гидроударов.

При заполнении аппарата, подача газа и абсорбента должны производится постепенно во избежание возникновения статического электричества.

В подразделении, эксплуатирующим аппарат, должна быть составлена и утверждена главным инженером инструкция по технике безопасности при проведении пуска, эксплуатации и ремонта объекта, учитывающая конкретные условия. Инструкция доводится до сведения обслуживающего персонала.

 

6.8.Общие требования безопасности по обслуживанию аппарата и вспомогательного оборудования.

 

     Обслуживание аппарата проводится в соответствии с графиком ППР, ежегодно составляемым для всех объектов завода на основании существующих норм обслуживания и периодичности их проведения. Обслуживание может быть поручено лицам, достигшим 18-летнего возраста, прошедшим обучение, аттестацию и инструктаж по безопасному обслуживанию сосудов и аппаратов в соответствии с действующими правилами и должностными инструкциями.

Подготовку аппарата к ремонту следует проводить с соблюдением требований техники безопасности на проведение ремонтных работ.

Леса и подмостки, устраиваемые для производства ремонтных работ на высоте, должны исключать падение людей.

Аппарат, подлежащий вскрытию, для внутреннего осмотра, ремонта и очистки должен быть остановлен, освобожден от продукта, отключён и отглушен от действующих коммуникаций. В необходимых местах устанавливаются заглушки, а сам аппарат должен быть пропарен и проветрен инертным газом. Перед вскрытием следует убедиться, что давление в аппарате атмосферное, а температура снижена до Т=20 – 25 ^оС и вредная или взрыво- и пожароопасная среда отсутствует. Особое внимание следует обращать на застойные зоны «глухих» элементов контактных устройств.

Ремонтные работы должны производится ручным инструментом искробезопасного исполнения.

 

6.9. Расчёт молниезащиты здания насосной.

 

Пожары, взрывы, повреждения от разрядов молний при ее первичном или вторичном воздействии происходят либо при отсутствии молниезащиты, либо при ее неправильном исполнении.

Молниезащита – комплекс устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений от взрывов, загорания, разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Среднегодовая продолжительность гроз по ской области 40-60 часов в год.

Удельная плотность ударов молний:

n=4 (1/км² год).

Интенсивность поражений молний N<1 (РД 34).

Категория насосной по пожарной опасности А (взрывопожароопасность).

         Согласно РД 34, здание горячей насосной, по взрывоопасности,

относится к зонам класса В-1а. Следовательно, молниезащита 2-категории.

         Число возможных воздействий молний:

         N=((S+6hx)*(L+6hx))*n*10^-6

Где   hx=5.7м - высота

         S=14м - ширина

         L=36.54м - длина

         n=4

         N=((14+6*5.7)*(36.54+6*5.7))*4*10^-6=0.00659375<1

         Принимаем зону типа Б с надёжностью защиты 95%.

         Требуемая высота молниеотвода:

         h=(rx+1.63hx)/1.5

         rx=0.5+((S+1)²+(L/2)²)^0.5

                rx=0.5+((14+1)²+(36.54/2)²)^0.5=24.14 м

         h=(24.14+1.63*5.7)/1.5=15 м

         Размеры зоны защиты молниеотвода:

         ho=0.92h

ro=1.5h

hc=ho-0.14*(L-h)

hо=0.92*15=13.8 м

rо=1.5*15=22.5 м

hс=13.8-0.14*(36.54-15)=10.78 м.

 

6.9.Расчёт установки пенного пожаротушения на УОГ.

         Гидравлический расчёт установки выполняется для определения необходимого расхода пенообразователя и воды на пожаротушение, расчёт выполнен по СНиП 2.04.09.-84. Расчётный расход дренчерной секции определяется из условия работы всех пенообразователей секции.

1.Требуемый расход 6%водного раствора пенообразователя:

Qn=i*Fo

Где: Fo =98.4

         i – 0.21 интенсивность подачи огнетушащего средства;

        Qn=98,4*0,21=20,7

2.Необходимое число пеногенераторов ГПС-600:

N=Qn/Qr,

Где Qr=6 л/с – расход водного раствора пенообразователя для одного генератора пены средней кратности 100, ГПС-600 принято по ГОСТ 12962-80.

         N=20,7/6=4

         3.Фактический расход водного раствора пенообразователя:

         Qф= N*Qr.

         Qф=4*6=24 л/с.

         4.Потребление раствора на один пожар:

         Vр=Qф*t*K, л

Где   t=900 c – расчётное время тушения пожара по СНиП 2.04.09.-84.

        Vр=900*24*0,25=5400 л.

         5.Трёхкратный запас раствора пенообразователя:

         V3р=3*Vр=16200 л.

         6.Запас воды:

         Vзв=3*Vв=14580.

         Для хранения воды принят резервуар на 15000 литров, который обеспечит необходимую потребность в воде на тушении пожара в насосной.

 

6.9.1.Электрическое освещение в операторной.

 

         Для освещения операторной в тёмное время суток используются газоразрядные люминесцентные лампы, типа АД-40, со световым потоком F1=2500 лм. В светильнике 2 лампы. Его световой поток:

         F=2F1=2*2500 лм.

         Размер операторной:

- длина     А=18 м;

- ширина   В=6 м;

- высота   Н=5 м;

- площадь S=108 м²

• h1=0.2 м – расстояние от плоскости потолка до плоскости светильника;
• h2=0.8 м – расстояние до рабочей поверхности (стола).

h= H- h1-h2=5-0,2-0,8=4 м.

         Расчётные коэффициенты отражения: потолка Ра=0,5; стен Ра=0,4; рабочей поверхности Рр=0,3; минимальный коэффициент освещённости Z1=11; средний коэффициент запаса Кз=1,3.

         Норма минимальной освещённости по СНиП для освещения и работ средней точности (4разряд).

         Коэффициент использования Кн определяется по таблице в зависимости от Р и i , где i – индекс помещения:

         i=S/h*(А+В)=108/4*(18+6)=16.

В этом случае Кн=0,4.

         Необходимое количество светильников в операторной:

         N=E*Kз*S*Z/Kн*F=200*1.3*108*11/0.4*50000=16

         Принимаем количество светильников N=16. Они размещены в два ряда вдоль операторной по 8 штук в ряд.

 

6.9.2. Выбор и расчёт предохранительного клапана для абсорбера 32С02.

Расчёт давления настройки предохранительного клапана.

Расчёт давления настройки предохранительного клапана производится с учётом противодавления факельной системы:

Рн=1,1Рраб+Рф=1,1*1,24+0,1=13,74 кгс/см²=1,374 МПа.

Где,   Рраб=12,4 кгс/см² – рабочее давление в абсорбере;

         Рф=0,1 кгс/см² – противодавление факельной системы.

 

Выбор предохранительного клапана по Ду.

В колонну поступает 28480 кг/час сырья.

Из формулы пропускной способности клапана для газа:

         G= B₃*а* F

Где,   B₃ – коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газов при рабочих параметрах;

                а – коэффициент расхода, соответствующей площади Fдля газообразных соединений;

         F– площадь сечения клапана, равная наименьшей площади сечения в проточной части, мм;

Р₁ – максимальное избыточное давление перед клапаном, кгс/см²;

g₁ – плотность реального газа перед клапаном при Р₁ и Т₁ , кг/м³;

находим   F=

Для определения B₃ при параметрах Р₁=13,74 кгс/см² и t=55^оС, Р₂=0,1 кгс/см² рассчитываем К – показатель адиабаты (для состава газа):

         C₁               - 13.5%                     0.135*1.22=0.1647

                C₂               - 18.023%                 0.18*1.3=0.2342

                C₃         - 21.392%                   0.214*1.14=0.2438

         C₄+       - 23.688%                   0.2369*1.1=0.2606

         N         - 0.007%                     0.00007*1.4=0.000098

         CO₂         - 5.48%                       0.0548*1.31=0.07178

         H₂S     - 17.91%                     0.1791*1.3=0.2328

                                                               Сумма =1,2081

Принимаем К=1,21

Для соотношения <0,1 значение В₃=0,7325   при К=1,21

Определяем плотность реального газа перед клапаном, g₁:

                                   ₄

         g₁=

Где     В₄=0,99 – коэффициент сжимаемости реального газа;

         R – газовая постоянная;

         C₁               - 13.5%                     0.135*28,2=3,807

                C₂               - 18.023%                 0.18*52,6=9,48

                C₃         - 21.392%                   0.214*19,25=4,118

         C₄+       - 23.688%                   0.2369*14,6=3,458

         N         - 0.007%                    0.00007*30,25=0,0021

         CO₂         - 5.48%                       0.0548*19,25=1,055

         H₂S     - 17.91%                     0.1791*24,9=4,4595

                                                               Сумма =26,38

Принимаем R=26.38 кг*м/кг*^оК.

 

         Т₁=t₁+273=55+273=328 ^оК

 

         g==17.21 кг/м³

 

Тогда F==6100 мм²;

А диаметр в проточной части клапана d_c:

 

         d_c===88,15

Выбираем предохранительный клапан 17 НЖ 92 СГ Ду 200, Ру 16 (с d_c=142 мм), что соответствует ранее установленному клапану (до реконструкции).

По таблице номенклатуры пружин для СППК, разработанной ЦКБА подбираем пружину №305 с Дн=144 мм, d_пр=26 мм, Нсв=323 мм, t_сп=42 мм.

 

 

 

 

 

7. Охрана окружающей среды

 

 

• Мероприятия по защите окружающей среды от загрязнения в период монтажных и ремонтных работ.

 

         Для уменьшения загрязнения окружающей среды предусмотрено: контроль за чистотой воздушного и водного бассейнов вокруг завода. Он ведётся, как лабораторией окружающей среды, так и автоматическими приборами, установленными по периметру завода и в пятикилометровой зоне.

         На установке стабилизации газового конденсата следует иметь 4 пробоотборных точки для контроля воздушной среды. Один раз в сутки газоспасательной службой (ГСС) должны проверятся контрольными приборами (АМ-1) на содержание сероводорода и окисла углерода.

Методом улавливания, обезвреживания и утилизации вредных для здоровья углеводородных газов является выброс их из факела низкого и высокого давления с последующим сжиганием.

         Для предотвращения загрязнения водного бассейна предусмотрены следующие мероприятия:

-   установка подключена к очистным сооружениям;

• предусмотрены колодцы-маслоуловители;
• осуществляется подземное захоронение стоков (ПЗС) на глубину 2500 ¸ 3000 м в поглощающие горизонты водонапорной системы, подстилающей нефтегазоконденсатные залежи.

Для защиты почв от загрязнения должно быть предусмотрено:

• с территории установки перед началом строительных работ вывезен чернозем;
• после окончания строительно-монтажных работ вся территория установки заасфальтирована;
• для сбора сточных и ливневых вод предусмотрена канализация с установкой пробоотборников.

Каждая остановка и пуск оборудования, как единицы (насос, компрессор, аппарат, трубопровод), так и установки в целом приводит к выбросам вредных веществ, влияющих на экологическую обстановку на заводе. Для уменьшения этих выбросов следует повысить надёжность оборудования, для чего необходимо:

1. Расширить сеть технического диагностирования оборудования. Это позволит своевременно обнаружить неисправности оборудования и планировать их ремонт без дополнительных выбросов.
2. Производить замену устаревшего оборудования на современное, которое имеет больший межремонтный пробег, что сокращает количество остановок на ремонт.
3. Повысить качество ремонта единичного оборудования и установки в целом, что позволит сократить выбросы при опрессовке, от дополнительных остановок и пусков.

Кроме того, для сокращения выбросов целесообразно учитывать следующее:

• усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента производства;
• исключить работу оборудования на форсированном режиме работы;
• обеспечить контроль за степенью очистки газа, выбросами вредных веществ в атмосферу непосредственно на источниках и на границе санитарно-защитной зоны.

 

7.2. Надежность аппарата – способ защиты окружающей среды от загрязнения.

 

     К одному из основных способов предотвращения загрязнения окружающей среды на таких специфических производствах, какими являются химические и нефтегазоперерабатывающие предприятия, можно отнести повышение надежности оборудования в целом и его частей.

     Для проведения технологического процесса на У-32 применяются растворы амина, являющиеся агрессивными средами, вызывающие сильное коррозионное повреждение оборудования и как следствие разгерметизацию оборудования и утечку продукта, загрязняющего окружающую среду. Сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и другие коррозионно-агрессивные примеси, приводят к снижению эксплуатационной надёжности аппаратов и трубопроводов.

     Поэтому возникает необходимость:

• разработки способа защиты металла от коррозии с помощью нанесения защитного покрытия;
• расчёта толщины стенки аппарата, обеспечивающий необходимый срок службы;
• контроля сварных швов аппарата;
• установки прокладок для соответствующей среды, давления и температуры;
• правильного подбора арматуры, соответствующей перерабатываемой среде;
• оптимизации режима эксплуатации;
• проведения оперативного ремонта оборудования;
• диагностирования технического состояния оборудования;
• своевременного технического обслуживания оборудования.

     Успешное сочетание эффективного диагностирования и своевременного качественного ремонта будет служить залогом надёжной и безопасной эксплуатации оборудования на У-32.

 

7.3. Количественная и качественная оценка веществ попадающих в окружающую среду.

 

         При соблюдении норм регламента технологического процесса попадание загрязняющих веществ в окружающую среду исключено.

         Загрязнение окружающей среды происходит в период ремонтных работ один раз в год согласно графика ППР.

         Подготовка аппарата 32С02 к ремонту состоит из следующих стадий:

1. Удаление ДЭА в ёмкость хранения.
2. Удаление конденсата на склад хранения конденсата (У-110) или на переработку на другие установки.
3. Сброс газа на факел низкого давления (с 7,0 ата до 1,1 ата).
4. Выдавливание остаточного количества газа азотом на факел.
5. Пропарка аппарата.

         Таким образом, в окружающую среду попадают продукты сгорания от                      сжигания на факеле 546 нм³ газа (78*7=546 нм³ , где 78 м³ – объём аппарата;         7 ата – рабочее давление) следующего состава, приведённого в таблице № 9.1.

 

Масса сжигаемого газа:

         Мг=546*1,5485=845,481 кг.

         Масса сжигаемого сероводорода:

         Мн₂s=Мг*Хн₂s=845,481*0,245=207,14 кг.

         Масса сжигаемой двуокиси углерода:

         Мсо₂=Мг*Хсо₂=845,481*0,069=58,34 кг.

         Масса сжигаемых углеводородов:

         Мсн=Мг-Мн₂s-Мсо₂=845,481-207,14-58,34=580,0 кг.

 

         Количество вредных выбросов, выделяющихся при сжигании газа на факеле:

         Пi=Кi*Мi

         Мi – масса газа поступающего на факел, кг.

         Кi – опытный коэффициент, который равен:

         Ксо   =0,25

         Ксн   =3*10^-2

         К_NO2 =2*10^-3

         Кс     =3*10^-2

 

         Псо   =0,25*580=145 кг.

         Псн   =3*10^-2*580=17,4 кг

         П _NO2 =2*10^-3*580=11,6 кг

         Пс     =3*10^-2*580=17,4 кг

 

         Выброс сернистого ангидрида:

         П_SO2 =1,88*(н₂s)*Мг*10^-2

         (н₂s) – содержание сероводорода в сжигаемом газе, %масс.

         П _SO2 =1,88*24,5*845,481*10^-2=389,2 кг.

 

• Предложения по вторичному использованию отходов

 

После переработки смеси углеводородного конденсата   образуется газ, который можно использовать для собственных нужд производства в качестве топливного газа.

 

7.5. Меры контроля по герметизации и надежности аппаратов проектируемого объекта

 

Источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются: утечки через фланцевые соединения, сальники, торцевые уплотнения, большая часть вентиляционных выбросов, выбросы при проведении газоопасных работ, утечки через не плотности оборудования и коммуникации.

Кроме того, возможны аварийные выбросы в результате нарушения технологического режима, разрушения стенок аппаратов и трубопроводов коррозией. На установке У-32 коррозионно содержащей средой является насыщенный серосодержащими компонентами раствор амина; кислые газы, направляемые на установку Клауса, а также сырой газ, содержащий сероводород.

     Для предотвращения выбросов вредных веществ, влияющих на экологическую обстановку города а, на установке предусмотрено:

• автоматический замер давления в каждом аппарате и трубопроводе;
• строгое соблюдение параметров технологического режима;
• систематическая проверка состояния и исправности предохранительных клапанов и манометров;
• контроль за выполнением монтажных работ;
• проведение гидравлического испытания аппарата;

комплексное диагностирование технического состояния оборудования.

 

Для того, чтобы предотвратить разрушение стенок аппаратов необходимо:

 

1. Проводить контроль и периодическое освидетельствование трубопроводов с помощью ультразвуковой рентгенографии.
2. Проводить осмотр и ремонт внутренней поверхности всего колонного оборудования во время планового- предупредительных работ.
3. Замерять твердость металла трубопроводов металла трубопроводов с помощью прибора Польди.
4. Применять коррозионно-стойкие металлы для изготовления аппаратов и трубопроводов, работающих в агрессивных средах.
5. Защищать крепежные детали при помощи ингибирующей смазки.

Эти мероприятия позволяют предотвратить аварийные выбросы вредных веществ.

   Предельно допустимые выбросы на установке очистки газа.               Оценка состояния воздушного бассейна включает определение потенциальной опасности его загрязнения в зависимости от природно-климатических факторов территории, определяющих способность атмосферы рассеивать и адсорбировать загрязняющие вещества. К наиболее распространенным загрязнителям атмосферы при переработке газа, а также при его сгорании относят следующие соединения:

• сернистый ангидрид;
• сероводород;
• окислы азота;
• углеводороды;
• механические взвеси и др.

    

 

 

 

 

 

 

 

8. Экономическая часть

 

 

 

8.1. Определение экономической эффективности капиталовложений на реконструкцию абсорбера сероочистки газа стабилизации 32С02.

 

8.1.1. В задачи настоящего расчёта включается:

 

а)   определение годового экономического эффекта от внедрения прогрессивной технологии переработки газа стабилизации на установки У-32 ГПЗ с использованием высокоэффективных контактных устройств «ПЕТОН»;

б) определение срока окупаемости капиталовложений;

 

8.2. В качестве варианта для сравнения выбирается абсорбер с 20^ю однопоточными S-образными тарелками.

        

         В представленном расчёте исходим из следующих условий:

а)     в расчёте условно не учитываются изменения стоимостных показателей до, и после реконструкции;

в)     при расхождении теоретических оценок с практическими результатами приоритеты отданы в пользу эксплуатационных показателей

Экономическая эффективность представленная в проекте реконструкции проявляется в следующих формах:

повышение производительности по газу стабилизации по сравнению с базовым вариантом (до реконструкции). Очищенный газ стабилизации используется в качестве сырья для получения ПБФ и частично топливного газа на Каргалинскую ТЭЦ;

увеличение глубины извлечения сероводорода, позволяющей получить дополнительное количество товарной серы, реализуемой как сырьё для производства мин. удобрений. Этот фактор создаёт соответствующее уменьшение выбросов в атмосферу SO₂,

• снижение потерь абсорбента, связанным с нечувствительностью контактных устройств «ПЕТОН» к чрезмерному вспениванию и, следовательно, уносу ДЭА с очищенным газом;

 

 

8.3. Расчётная часть.

 

Приведённые размеры капиталовложений, К

                  К=

К₂=1086,4тыс.руб. – стоимость изготовления контактных устройств ;

К₃=265 тыс.руб. – стоимость демонтажа старых и монтажа новых контактных устройств;

К₄=19.5 тыс.руб. – пусконаладочные работы;

 

         К=1086,4+265+19,5 = 1370,9 тыс.руб.

 

Дополнительный прирост выработки пропан бутановой фракции

А_ПБФ=7640 т/год.

Прирост прибыли от реализации ПБФ:

П_ПБФ=(Ц_ПБФ – С_ПБФ)*А_ПБФ

         где Ц_ПБФ =260,05 руб/т – цена реализации ПБФ;

С_ПБФ =216,99 руб/т – расчётная себестоимость ПБФ;

П_ПБФ=(260,05-216,99)*7640=328978руб.

Дополнительный прирост газа стабилизации, реализуемого в качестве топливного газа на Каргалинскую ТЭЦ (А_Г =7000 тыс. м³/год).

         Ц_Г =603 руб/т – цена реализации газа;

         С_Г =294 руб/т – приведённая расчётная себестоимость газа

         Прирост прибыли от реализации газа стабилизации:

                   П_Г =(603-294)*7000=2163000 руб.

         Дополнительное увеличение выпуска серы, связанное с глубиной доизвлечения H₂S с использованием контактных устройств «ПЕТОН» по сравнению с S-образными тарелками.

А_С =Wн₂s*G*T_Г =0.015*16000*8000=19200002 т/год.

Wн₂s =0,015 г/м³ – дополнительное доизвлечение H₂S;

G=16000 м³/час – часовой расход газа;

Тг – годовой фонд времени работы оборудования (8000 часов).

Прирост прибыли от реализации серы:

         П_С =(Цс-Сс)* А_С = (43,3-38,1)*2=104 руб.

         Цс=43,27 руб/т.

Сс=38,1 руб/т.

Снижение потерь абсорбента (А_ДЭА)

А_ДЭА = А*Gг*К₁*К₂

где     А=136 кг/кг газа =136 т/т – фактор абсорбции;

Gг=195700 т/год – годовой выпуск газа стабилизации;

К₁=0,25 – коэффициент, учитывающий концентрацию ДЭА в водном растворе;

К₂=1,0*10^-6 – расчётный коэффициент потерь абсорбента, вызываемый вспениванием раствора (выведен из практических данных);

А_ДЭА =136*195700*0,25*1,0*10^-6=6,65 т.

         Стоимость 1 тонны ДЭА, составляет 28660 тыс.руб/т.

        Экономический эффект от снижения потерь абсорбента:

Э_ДЭА=28660*6,65=190589тыс.руб.

Годовой экономический эффект от реконструкции абсорбера:

Эр=А_ПБФ + П_Г + П_С + Э_ДЭА=328,9+2163+0,01+190,6= 2682,5 тыс.руб.

         Эффективность капиталовложений (рентабельность реконструкции):

                 Рр===195%

Срок окупаемости капиталовложений, Ок:

                   Ок=лет.

 

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 

Скачать: diplom.rar