Помощь студентам в учебе
Разработка технологии ремонта кожухотрубных теплообменников центрального пункта сбора нефти
|
Введение 8
1 Литературный обзор 9
1.1 Существующие конструкции кожухотрубных теплообменников для
нагрева нефти 9
1.1.1 Общие сведения
1.1.2 Теплообменник с неподвижными трубными решетками 9
1.1.3 Теплообменник с температурным конпенсатором на кожухе 11
1.1.4 Теплообменник с плавающей головкой 13
1.1.5 Теплообменник с трубами 16
1.2 Теплоносители для нефти 19
1.2.1 Общие сведения
1.2.3 Капельные теплоносители
1.3 Существующие технологии ремонта теплообменников 21
1.3.1 Способы ремонта теплообменников 23
1.3.2 Оборудование и приспособления, применяемые для ремонта
теплообменников 23
1.4 Заключение к обзору 29
2 Конструкторско-технологический раздел
2.1 Выбор конструкции теплообменника
2.2 Расчёт кожухотрубного теплообменника нефти 30
2.2.1 Расчет основных размеров теплообменника 31
2.2.1.1 Предварительное определение поверхности теплообмена 31
2.2.1.2 Выбор теплообменных труб 32
2.2.1.3 Определение числа ходов в теплообменнике и числа труб 32
2.2.1.4 Размещение труб в трубной решётке 32
2.2.1.5 Диаметр корпуса теплообменника 33
2.2.2 Тепловой расчёт 34
2.2.2.1 Тепловой баланс 34
2.2.2.2 Коэффициент теплоотдачи со стороны водного раствора ТЭГ....34
2.2.2.3 Коэффициент теплоотдачи со стороны нефти 35
2.2.2.4 Коэффициент теплопередачи 36
2.2.3 Расчет элементов корпуса на прочность 38
2.2.3.1 Обечайка корпуса 38
2.2.3.2 Температурные напряжения
2.2.3.3 Крышки днища корпуса 46
2.2.4.4.1 Прокладки фланцевого соединения 46
2.2.4.4.2 Геометрические характеристики фланцевого соединения ...47
2.2.4.4.3 Усилия во фланцевом соединении и проверка болтов 49
2.2.4.4.4 Определение толщины фланцев 52
2.2.4.4.5 Проверка прокладок на прочность 53
2.2.4.5 Трубная решетка патрубки 55
2.3 Разработка мероприятий по аппарата положения
2.3.1 Условия проведения окрасочных работы 56
2.3.2 Подготовка металлической поверхности перед нанесением
антикоррозионного покрытия 57
2.3.3 Подготовка лакокрасочного материала к применению 58
2.3.4 Нанесение и отверждение антикоррозионного покрытия 59
2.3.5 Устранение дефектов антикоррозионного покрытия 59
2.3.6 Выводы по разработке мероприятий по антикоррозионной защите аппарата 60
2.4 Выбор и обоснование вспомогательного оборудования 60
3 Эксплуатация ремонт
3.1 Разработка технологии ремонта теплообменника
3.1.1 Подготовка ремонту
3.1.2 Разборка аппарата
3.1.3 Диагностика и дефектовка аппарата..
3.1.4 Проведение работ 66
3.1.5 Сборка аппарата
3.1.6 Гидравлическое аппарата 68
3.1.7 Консервация аппарата
3.1.8 Правила ремонта
3.1.9 Ввод аппарата эксплуатацию 72
3.2 Разработка руководства по техническому обслуживанию и безопасной
эксплуатации аппарата 73
3.2.1 Общие требования безопасности
3.2.2 Арматура, устройства
3.2.3 Запорная арматура
3.2.4 Манометры
3.2.5 Предохранительные устройства
3.2.6 Указатели жидкости
3.2.7 Техническое аппарата 76
3.2.8 Требования по аппарата 78
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 80
Список использованных источников 82
Приложение А. Диаграмма для определения коэффициента К2 при расчёте обечаек на устойчивость 84
Приложение Б. Отчёт о патентных исследованиях 85
Приложение В. Графические материалы
1 Литературный обзор 9
1.1 Существующие конструкции кожухотрубных теплообменников для
нагрева нефти 9
1.1.1 Общие сведения
1.1.2 Теплообменник с неподвижными трубными решетками 9
1.1.3 Теплообменник с температурным конпенсатором на кожухе 11
1.1.4 Теплообменник с плавающей головкой 13
1.1.5 Теплообменник с трубами 16
1.2 Теплоносители для нефти 19
1.2.1 Общие сведения
1.2.3 Капельные теплоносители
1.3 Существующие технологии ремонта теплообменников 21
1.3.1 Способы ремонта теплообменников 23
1.3.2 Оборудование и приспособления, применяемые для ремонта
теплообменников 23
1.4 Заключение к обзору 29
2 Конструкторско-технологический раздел
2.1 Выбор конструкции теплообменника
2.2 Расчёт кожухотрубного теплообменника нефти 30
2.2.1 Расчет основных размеров теплообменника 31
2.2.1.1 Предварительное определение поверхности теплообмена 31
2.2.1.2 Выбор теплообменных труб 32
2.2.1.3 Определение числа ходов в теплообменнике и числа труб 32
2.2.1.4 Размещение труб в трубной решётке 32
2.2.1.5 Диаметр корпуса теплообменника 33
2.2.2 Тепловой расчёт 34
2.2.2.1 Тепловой баланс 34
2.2.2.2 Коэффициент теплоотдачи со стороны водного раствора ТЭГ....34
2.2.2.3 Коэффициент теплоотдачи со стороны нефти 35
2.2.2.4 Коэффициент теплопередачи 36
2.2.3 Расчет элементов корпуса на прочность 38
2.2.3.1 Обечайка корпуса 38
2.2.3.2 Температурные напряжения
2.2.3.3 Крышки днища корпуса 46
2.2.4.4.1 Прокладки фланцевого соединения 46
2.2.4.4.2 Геометрические характеристики фланцевого соединения ...47
2.2.4.4.3 Усилия во фланцевом соединении и проверка болтов 49
2.2.4.4.4 Определение толщины фланцев 52
2.2.4.4.5 Проверка прокладок на прочность 53
2.2.4.5 Трубная решетка патрубки 55
2.3 Разработка мероприятий по аппарата положения
2.3.1 Условия проведения окрасочных работы 56
2.3.2 Подготовка металлической поверхности перед нанесением
антикоррозионного покрытия 57
2.3.3 Подготовка лакокрасочного материала к применению 58
2.3.4 Нанесение и отверждение антикоррозионного покрытия 59
2.3.5 Устранение дефектов антикоррозионного покрытия 59
2.3.6 Выводы по разработке мероприятий по антикоррозионной защите аппарата 60
2.4 Выбор и обоснование вспомогательного оборудования 60
3 Эксплуатация ремонт
3.1 Разработка технологии ремонта теплообменника
3.1.1 Подготовка ремонту
3.1.2 Разборка аппарата
3.1.3 Диагностика и дефектовка аппарата..
3.1.4 Проведение работ 66
3.1.5 Сборка аппарата
3.1.6 Гидравлическое аппарата 68
3.1.7 Консервация аппарата
3.1.8 Правила ремонта
3.1.9 Ввод аппарата эксплуатацию 72
3.2 Разработка руководства по техническому обслуживанию и безопасной
эксплуатации аппарата 73
3.2.1 Общие требования безопасности
3.2.2 Арматура, устройства
3.2.3 Запорная арматура
3.2.4 Манометры
3.2.5 Предохранительные устройства
3.2.6 Указатели жидкости
3.2.7 Техническое аппарата 76
3.2.8 Требования по аппарата 78
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 80
Список использованных источников 82
Приложение А. Диаграмма для определения коэффициента К2 при расчёте обечаек на устойчивость 84
Приложение Б. Отчёт о патентных исследованиях 85
Приложение В. Графические материалы
Теплообменники получили большое распространение на все отрасли промышленности, где так, или иначе протекают тепло-масообменные процессы. Они могут протекать между парами, жидкостями и газами, как с переходом агрегатного состояние, так и без. Особое внимание теплообменной аппаратуре уделяется в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, где доля теплообменной аппаратуры среди всего оборудования - максимальная. Только в нефтеперерабатывающей промышленности доля теплообменной аппаратуры составляет порядка 50 % от всего металла предприятия. Стоит отметить, что тенденция снижения доли теплообменников отсутствует, поэтому теплообменные аппараты на сегодняшний день очень актуальны.
По своему непосредственному назначению теплообменники могут быть:
• подогревателями;
• конденсаторами;
• испарителями;
• паропреобразователями;
• и другими.
Главными проблемами, с которыми сталкиваются при работе с теплообменниками являются:
• Повышение тепло-массообменных характеристик аппарата;
• Оптимизация ремонтных мероприятий и продление срока эксплуатации аппарата.
Данная выпускная квалификационная работа направлена изучение и предоставление своего видения решение представленных проблем.
По своему непосредственному назначению теплообменники могут быть:
• подогревателями;
• конденсаторами;
• испарителями;
• паропреобразователями;
• и другими.
Главными проблемами, с которыми сталкиваются при работе с теплообменниками являются:
• Повышение тепло-массообменных характеристик аппарата;
• Оптимизация ремонтных мероприятий и продление срока эксплуатации аппарата.
Данная выпускная квалификационная работа направлена изучение и предоставление своего видения решение представленных проблем.
В ходе выполнения выпускной работы был проведен анализ типовых конструкций кожухотрубных теплообменников с последующим выбором определенной конструкции для дальнейшего проектирования. Для центрального пункта сбора нефти был спроектирован кожухотубный теплообменник типа ТУ. К спроектированному теплообменнику была разработана нормативная документация: Технология ремонта аппарата, руководство по антикоррозионной защите, а также руководство по техническому обслуживанию и безопасной эксплуатации аппарата.
Все расчеты были произведены с помощью ЭВМ и системы автоматизированного проектирования MathCAD. Также, все геометрические параметры были округлены до сотых метра в большую сторону, с целью удобства построения общего вида теплообменника в графической чаете.
Параметры спроектированного кожухотрубного теплообменника:
Назначение аппарата - подогрев товарной нефти;
Конструкционное исполнение аппарата - ТУ (горизонтальный, двухходовой по межтрубному пространству и c U-образными трубами в трубном пучке);
Трубное пространство - нефть;
Межтрубное пространство - 42% водный раствор триэтиленгликоль (ТЭГ);
Д. — 1.6 М П а - Рабочее давление в межтрубном пространстве;
Рн — 8.5 М П а - Рабочее давление в трубном пространстве;
Тт — 1 5 О о С — 42 3 К - Рабочая температура водного раствора ТЭГ;
Т н — 4 О о С — 3 38 К - Рабочая температура нефти;
6н — 2 О т / ч а с - Расход нефти;
Ц — 2 О о С — 2 93К - Начальная температура нефти;
t2— 6 О о С — 3 3 3К - Конечная температура нефти;
L— 3 м - Длина труб в трубном пучке;
d н ар — 2 5 м м - Наружный диаметр труб в трубном пучке;
5ст — 2 м м - Толщина труб в трубном пучке;
п — 9 О О ш т - Общее количество труб в трубном пучке;
t— 3 О м м - Шаг труб в трубном пучке (размещение по вершинам треугольников, с помощью развальцовки);
6ТЭ г — 1.6 9 64 - Расход водного раствора ТЭГ;
а! = 1 2 7 . 1 8 1 В т /( К-м 2) - Коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности труб;
а 2 — 1.3 1 8 -1 О 5 В т /( К - м 2) - Коэффициент теплоотдачи со стороны нефти;
кх — 1 1 8.668^^ - Коэффициент теплопередачи;
Е — 19 3.3 86 м 2 - Поверхность теплообмена;
L х — 2.9 4 м - Уточненная длина труб;
So = 8 м м - Толщина обечайки;
Н = 0.3 м - Высота эллиптического днища;
= 1 2 м м - Толщина днища;
D= 1.2 м - Внутренний диаметр обечайки;
Lр = 3.1 4 м - Длина обечайки;
dб = 4 8 м м - Диаметр болтов;
z6= 4 0 ш т - Количество болтов;
D ф н = 1.5 4 м - Наружный диаметр фланца;
Dn н = 1.3 7 м - Наружный диаметр прокладки;
b= 0.1 м - Ширина прокладки;
3 = 2 м м - Толщина прокладки;
h= 9 5 м м - Толщина фланца;
Sp= 1 0 м м - Толщина трубной решетки;
d п нефти = 6 4 м м - Диаметр патрубка под нефть;
d п тэ г = 2 0 м м - Диаметр патрубка под смесь вода-ТЭГ.
Все расчеты были произведены с помощью ЭВМ и системы автоматизированного проектирования MathCAD. Также, все геометрические параметры были округлены до сотых метра в большую сторону, с целью удобства построения общего вида теплообменника в графической чаете.
Параметры спроектированного кожухотрубного теплообменника:
Назначение аппарата - подогрев товарной нефти;
Конструкционное исполнение аппарата - ТУ (горизонтальный, двухходовой по межтрубному пространству и c U-образными трубами в трубном пучке);
Трубное пространство - нефть;
Межтрубное пространство - 42% водный раствор триэтиленгликоль (ТЭГ);
Д. — 1.6 М П а - Рабочее давление в межтрубном пространстве;
Рн — 8.5 М П а - Рабочее давление в трубном пространстве;
Тт — 1 5 О о С — 42 3 К - Рабочая температура водного раствора ТЭГ;
Т н — 4 О о С — 3 38 К - Рабочая температура нефти;
6н — 2 О т / ч а с - Расход нефти;
Ц — 2 О о С — 2 93К - Начальная температура нефти;
t2— 6 О о С — 3 3 3К - Конечная температура нефти;
L— 3 м - Длина труб в трубном пучке;
d н ар — 2 5 м м - Наружный диаметр труб в трубном пучке;
5ст — 2 м м - Толщина труб в трубном пучке;
п — 9 О О ш т - Общее количество труб в трубном пучке;
t— 3 О м м - Шаг труб в трубном пучке (размещение по вершинам треугольников, с помощью развальцовки);
6ТЭ г — 1.6 9 64 - Расход водного раствора ТЭГ;
а! = 1 2 7 . 1 8 1 В т /( К-м 2) - Коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности труб;
а 2 — 1.3 1 8 -1 О 5 В т /( К - м 2) - Коэффициент теплоотдачи со стороны нефти;
кх — 1 1 8.668^^ - Коэффициент теплопередачи;
Е — 19 3.3 86 м 2 - Поверхность теплообмена;
L х — 2.9 4 м - Уточненная длина труб;
So = 8 м м - Толщина обечайки;
Н = 0.3 м - Высота эллиптического днища;
= 1 2 м м - Толщина днища;
D= 1.2 м - Внутренний диаметр обечайки;
Lр = 3.1 4 м - Длина обечайки;
dб = 4 8 м м - Диаметр болтов;
z6= 4 0 ш т - Количество болтов;
D ф н = 1.5 4 м - Наружный диаметр фланца;
Dn н = 1.3 7 м - Наружный диаметр прокладки;
b= 0.1 м - Ширина прокладки;
3 = 2 м м - Толщина прокладки;
h= 9 5 м м - Толщина фланца;
Sp= 1 0 м м - Толщина трубной решетки;
d п нефти = 6 4 м м - Диаметр патрубка под нефть;
d п тэ г = 2 0 м м - Диаметр патрубка под смесь вода-ТЭГ.