Пожарная безопасность технологического процесса первичной переработки нефти Антипинского нефтеп (стр. 6 из 15)

, (2.11)

где

– плотность жидкости, кг/м³;

– уменьшение скорости движения при торможении струи м/с;

v – скорость распространения ударной волны м/с/

, (2.12)

где Е_ж– модуль упругости жидкости, Па ;

Е – модуль упругости материала трубопровода, Па;

d – внутренний диаметр трубопровода, м;

– толщина стенки трубы.

.

.

Приращение давления на 0,484 МПа сверх нормы может привести к повреждению трубопровода и истечению нефти.

2.4.3. Проверочный расчет на прочность кожухотрубного теплообменника при температурных напряжениях

При эксплуатации теплообменников неплотности и повреждения могут появиться в результате образования непредусмотренных расчетом температурных напряжений в материале аппарата, а также в результате изменения механических свойств металлов под воздействием температуры. При этом даже нормальные рабочие нагрузки могут привести к появлению необратимых деформаций и повреждений аппаратов. Определим температурное напряжение в корпусе и трубах кожухотрубного теплообменника с неподвижными трубными решетками. Длина труб L=3м., число труб Z=25 шт. наружный диаметр труб d_н=0,25 м., давление в трубном пространстве Р_т=0,14 МПа, в межтрубном пространстве Р_н=0,1 МПа. Корпус и трубы изготовлены из стали СТ-3. Толщина кожуха S_к=0,004 м., толщина труб S_тр=0,002 м., внутренний диаметр кожуха D_в=0,53 м., температура кожуха t_к=25^оС, t труб 95^оС.

Температурное напряжение в теплообменном аппарате определим по формуле [1]:

, (2.13)

, (2.14)

где

– максимальное напряжение в материале, Па;

F– площадь поперечного сечения, м²;

Р_t – сила возникающая между жесткосоединенными корпусом и трубами теплообменника H;

Р – сила вызываемая давлением среды в трубном и межтрубном пространстве H;

Е – модуль упругости материала.

Определим сечение труб

(2.15)

где d_H – наружный диаметр трубы, м;

d_в – внутренний диаметр трубы, м;

Z – число труб в пучке.

d_в= d_H – 2S_Т, (2.16)

где S_Т – толщина труб, м.

d_в=0,025 – 2х0,002=0,021 м

Определим сечение кожуха:

(2.17)

где Д_в– внутренний диаметр кожуха, м;

S_к – толщина кожуха, м.

.

По справочным данным определим коэффициент линейного расширения α_Т =α_к и модуль упругости стали Е_Т.

α_Т= α_к=12х10^-6к^-1 Е_Т=Е_к=2,2х10¹¹Па

Определим силу, возникающую между корпусом и трубками за счет температурных напряжений:

(2.18)

где t_к,t_Т – расчетные температуры труб и корпуса теплообменника, ^оС .

Определим силу, вызванную давлением среды в трубах и межтрубном пространстве:

(2.19)

где Р_Н,Р_Т – давление в межтрубном и трубном пространствах, Па.

Определим напряжение в корпусе:

Определим напряжение в трубах:

.

Вывод: расчет показал, что при напряжении в трубах

возникает опасность разрушения кожухотрубного теплообменника [σ]=97,6 МПа согласно СНиП II-23-81 «Стальные конструкции».

2.4.4. Проверочный расчет повышения давления в колонне, при отсутствии конденсации паров

Нарушение нормального процесса конденсации паров может привести к образованию повышенного давления в системе. Если конденсация пара уменьшиться или прекратиться совсем, а процесс парообразования будет продолжаться, то количество пара в колонне, конденсаторе и приемнике конденсаторе будет возрастать.

Оценим конечное давление в ректификационной колонне Т-101, если в течение 10 минут будет прекращена подача воды на конденсацию пара. Степень неполноты конденсации d=5%, свободный объем колонны 11,8 м³ , температура верха колонны 403К, низа колонны 487К. Давление колонны при нормальном режиме работы 0,21 МПа, производительность колонны 2,8 кг/с. Приращение давления при нарушении нормального процесса конденсации паров определим [1].

(2.20)

где

P – приращение давления в колонне, Па;

d – степень неполноты конденсации паров в % ;

σ – производительность колонны по пару, кг/с;

τ – продолжительность нарушения процесса конденсации паров, с;

Р_о– давление окружающей среды, Па;

V_св – свободный объем колонны, м³ ;

ρ_t – плотность паров жидкости при температуре и давлении в колонне, кг/м³ .

Определим плотность паров бензина при рабочих условиях верха колонны:

(2.21)

где М – молекулярная масса бензина;

Т_р– температура верха колонны, К;

Р_р – рабочее давление колонны, Па.

Конечное давление в верхней части колонны составит

Следовательно, делаем вывод, что повышение давления приведет к выходу паров бензина через открытую воздушку на емкости конденсата, а также к возможному повреждению оборудования колонны.

2.4.5. Проверочный расчет прогрева стены трубы, змеевика трубчатой печи

Прогар стенки трубы наступает в результате сильного перегрева отдельного участка теплообменной поверхности. Механическая прочность металла снижается, появляется его текучесть, необратимые деформации, утоньшение, а затем разрыв стенки и выход продукта в топочное пространство. Перегрев чаще бывает в тех местах трубы, где имеются различные отложения (кокса, солей), инородные включения являющиеся плохими проводниками тепла. Температуру стенки трубы на участках с отложениями и без отложений можно определить по уравнениям теплопередачи [1]

(2.22)

где t_ст – температура стенки трубы, ^оС ;

t_пр – температура продукта, ^оС;

t_Г – температура продуктов горения, ^оС.

(2.23)

(2.24)

где К₁– коэффициент теплопередачи на участке с отложениями, Вт/м^-2 ч^-1.град^-1;

К₂ – коэффициент теплопередачи на участке без отложений, Вт/м^-2 ч^-1.град^-1;

α₁ – коэффициент теплопередачи от топочных газов к стенке трубы, Вт/м^-2 ч^-1.град^-1;

α₂ – коэффициент теплопередачи от стенки трубы к нагреваемому продукту, Вт/м^-2 ч^-1.град^-1;

σ_ст, σ_отл – толщина стенки трубы и слоя отложений, м;

λ_ст, λ_отл – коэффициенты теплопроводности материала стенки и отложений, Вт/м^-2 ч^-1.град^-1.

Определим коэффициент теплопередачи на участке без отложений

Определим коэффициент теплопередачи на участке с отложениями: