МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводного транспорта Кафедра термодинамики и тепловых двигателей Оценка комиссии: Подписи членов комиссии: систем Рейтинг: (подпись) (фамилия, имя, отчество) (подпись) (фамилия, имя, отчество) (дата) КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине Техническая термодинамика и теплотехника на тему Тепловой расчет теплообменных аппаратов «К ЗАЩИТЕ» ВЫПОЛНИЛ: Студент группы (номер группы) ст. преподаватель Мингалеева Р.Д. (должность, ученая степень; фамилия, и.о.) (фамилия, имя, отчество) (подпись) (подпись) (дата) (дата) Москва, 2023 МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводного транспорта Кафедра термодинамики и тепловых двигателей систем ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ по дисциплине на тему Техническая термодинамика и теплотехника Тепловой расчет теплообменных аппаратов ДАНО студенту группы (фамилия, имя, отчество в дательном падеже) (номер группы) Содержание работы: I II Введение. Классификация теплообменных аппаратов. Конструктивный тепловой расчет. 1. Определение: теплофизических свойств горячего и холодного теплоносителей (cpm , , , , Pr), мощности теплообменного аппарата Q по исходным данным, средней разности температур между теплоносителями m , оптимального диапазона площадей проходных сечений (f1 , f2) и минимального индекса противоточности Pmin ТА, водяного эквивалента kF и площади поверхности F теплообмена теплообменного аппарата. 2. Предварительный выбор теплообменного аппарата по каталогу. 3. Расчет коэффициентов теплоотдачи от горячего теплоносителя к стенке 1 и от стенки к холодному теплоносителю 2 , термических сопротивлений стенки трубы и n загрязнений i 1 i . i 4. Определение коэффициента теплопередачи, водяного эквивалента и площади поверхности теплообмена ТА. 5. Выбор теплообменного аппарата по каталогу. III Проверочный тепловой расчет. 1. Определение фактической тепловой мощности выбранного теплообменного аппарата Q. 2. Расчет действительных конечные температуры теплоносителей ( t1д , t 2д ). 2 Исходные данные для выполнения работы: 1. Горячий теплоноситель – топливо Т-5 Характеристики теплоносителя: G1 = 12 кг/с; 𝑡 , = 163 𝑐 2. Холодный теплоноситель – нефть Характеристики теплоносителя: G2 =14 кг/с; 𝑡 , = 20 𝑐; 𝑡 ,, = 95 𝑐 3. Тип теплообменного аппарата (ТА): Кожухотрубный Рекомендуемая литература: 1. Калинин А. Ф. Расчет и выбор конструкции кожухотрубного теплообменного аппарата: Методические указания по курсовому проектированию. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – 82 с. 2. Трошин А. К., Купцов С. М., Калинин А. Ф. Термодинамические и теплофизические свойства рабочих тел теплоэнергетических установок. – М.: МПА-ПРЕСС, 2006. – 78 с. с илл. 3. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности / А. Ф. Калинин, С. М. Купцов, А. С. Лопатин, К. Х. Шотиди: Учебник для вузов. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – 264 с. с илл. Графическая часть: IV Графическая часть курсовой работы включает в себя схему ТА и температурную диаграмму теплоносителей. Требования к представлению результатов: Электронная версия Бумажный вариант и электронный образ документа Руководитель: - старший преподаватель (уч.степень) (должность) Задание принял к исполнению: студент 3 (подпись) (фамилия, имя, отчество) (фамилия, имя, отчество) Содержание Введение ................................................................................................................... 5 1. Использования теплообменных аппаратов в нефтегазовой отрасли ............. 7 1.1. При подготовке нефти и газа к транспорту ................................................... 7 1.2. При транспортировке нефти и газа ................................................................ 8 1.3. При переработке нефти и газа ........................................................................ 9 1.4. При получении, транспортировке, хранении и регазификации сжиженного природного газа ............................................................................... 12 2. Конструктивный тепловой расчёт кожухотрубного теплообменного аппарата .................................................................................................................. 16 2.1. Определение теплофизических свойств теплоносителей (cpm, λ, v,ρ, Pr)16 2.2. Определение средней разности температур между теплоносителями ..... 23 2.3. Определение расчетной площади поверхности теплообмена и водяного эквивалента ............................................................................................................ 23 2.4. Определение оптимального диапазона проходных сечений ..................... 24 2.5. Определение минимального индекса противоточности Pmin ..................... 25 2.6. Предварительный выбор теплообменного аппарата по каталогу ............. 25 2.7. Определение истинного индекса противоточности P ................................ 26 2.8. Расчет коэффициента теплопередачи и расчетной площади поверхности теплообмена. Окончательный выбор ТА ............................................................ 28 3. Проверочный тепловой расчет теплообменного аппарата ........................... 34 3.1. Определение фактической тепловой мощности выбранного теплообменного аппарата Q ................................................................................. 34 3.2. Расчет действительных конечных температур теплоносителей ............... 35 4. Графическая часть ............................................................................................. 36 Заключение ............................................................................................................ 38 Литература ............................................................................................................. 39 4 Введение Теплообменные аппараты - устройства, предназначенные для передачи теплоты от одного теплоносителя к другому. Теплообменные аппараты широко применяются в нефтедобывающей, газовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности: для производства теплообменного оборудования затрачивается до 30 % от общего расхода металла на все технологическое оборудование [1]. Эффективная работа теплообменного оборудования способствует экономии энергии и улучшению технико-экономических показателей процессов производства. Важными составляющими, обеспечивающими надежную работу технологических линий производственного предприятия, являются подбор и правильная эксплуатация теплообменных аппаратов. На сегодняшний день, наиболее широкое распространение получили кожухотрубные теплообменники. Кожухотрубные теплообменники относятся к поверхностным теплообменным аппаратам рекуперативного типа. Различают следующие типы кожухотрубных теплообменных аппаратов: теплообменные аппараты с неподвижными трубными решетками (жесткотрубные ТА); теплообменные аппараты с неподвижными трубными решетками и с линзовым компенсатором на кожухе; теплообменные аппараты с плавающей головкой; теплообменные аппараты с U – образными трубами. Кожухотрубные теплообменные аппараты с неподвижными трубными решетками отличаются простотой конструкции и, следовательно, меньшей стоимостью. В зависимости от числа перегородок в распределительной камере и задней крышке кожухотрубные теплообменные аппараты делятся на одноходовые, двухходовые и многоходовые в трубном пространстве. В зависимости от числа продольных перегородок, установленных в межтрубном пространстве, кожухотрубные теплообменники делятся на одно – и многоходовые в межтрубном пространстве. Теплообменники c неподвижными трубными решетками применяются, если максимальная разность температур теплоносителей не превышает 80 0С, 5 и при сравнительно небольшой длине аппарата. Эти ограничения объясняются возникающими в кожухе и в теплообменных трубах температурными напряжениями, способными нарушить герметичность конструкции аппарата. Для частичной компенсации температурных напряжений в кожухе и в теплообменных трубах используются специальные гибкие элементы (расширители, компенсаторы), установленные на кожухе аппарата. Такие теплообменники называются теплообменными аппаратами с температурным компенсатором на кожухе. В аппаратах подобного типа используют одно- и многоэлементные линзовые компенсаторы. Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с плавающей головкой (с подвижной трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом кожухотрубных теплообменников. Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса, что значительно снижает температурные напряжения как в кожухе, так и в теплообменных трубах. Кожухотрубчатые теплообменники с U-образными трубами имеют одну трубную решетку, в которую завальцованы оба конца U-образных теплообменных труб. Отсутствие других жестких связей теплообменных Uобразных труб с кожухом обеспечивает свободное удлинение труб при изменении их температуры. Кроме того, преимущество теплообменников с Uобразными трубами заключается в отсутствии разъемного соединения внутри кожуха (в отличии от ТА с плавающей головкой), что позволяет успешно применять их при повышенных давлениях теплоносителей, движущихся в трубном пространстве. Недостатком таких аппаратов является трудность чистки внутренней и наружной поверхности труб, вследствие чего они используются преимущественно для чистых продуктов. Целью курсовой работы является обоснованный расчетами выбор стандартного теплообменного аппарата, обеспечивающего при заданных массовых расходах требуемые температурные режимы теплоносителей. При выборе стандартного теплообменного аппарата необходимо провести 6 конструктивный и проверочный тепловые расчеты, а также гидравлический расчет теплообменника. Конструктивный этап теплового расчета необходим определение типа теплообменного аппарата и его конструкции. При проверочном тепловом расчете определяется мощность выбранного стандартного теплообменного аппарата Qст и действительные конечные температуры теплоносителей (t1д, t2д). В результате этого расчета выясняется возможность использования стандартного теплообменника при заданных температурных режимах теплоносителей. 1. Использования теплообменных аппаратов в нефтегазовой отрасли Теплообменные аппараты широко применяются в нефтедобывающей, газовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности. 1.1. При подготовке нефти и газа к транспорту В процессе нефтедобычи теплообменники используются в технологических процессах обессоливании и обезвоживания нефти, а также при сепарации. перечисленные процессы относят к «подготовке нефти» к транспортировке, после которой она уже уходит на завод для первичной переработки. В среднем, на одном предприятии по добыче нефти присутствует 40 теплообменников. Количество аппаратов также очень сильно зависит от свойств нефти на конкретном месторождении: в процессе подготовки нефти могут быть «пропущены» некоторые стадии или наоборот присутствовать сложный механизм подготовки, включающий в себя большое количество теплообменных аппаратов. Промысловая подготовка газа включает очистку от механических примесей, от нежелательных химических соединений, в первую очередь кислого характера, технологические и осушку. процессы Практически предполагают все вышеупомянутые широкое использование теплообменного оборудования. Так, например, в процессе абсорбционной 7 осушки в барботажных аппаратах теплообменники используются для осуществления подогрева потока отходящего с абсорбера насыщенного абсорбента потоком регенерированного абсорбента [2]. 1.2. При транспортировке нефти и газа Операции с транспортировкой сырой нефти вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что высокозастывающие нефти при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится затруднительной или даже невозможной. Для подогрева применяют различные теплообменные аппараты, а в качестве теплоносителей, как правило, используется водяной пар, горячая вода, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергия. Горячую воду применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара. Горячие газы имеют ограниченное применение, т.к. они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а также трудно организовывать их сбор; используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и трубчатых подогревателях на НПЗ. В качестве примера можно привести установку подогрева нефти (УПН), которая предназначена для подогрева нефтепродуктов в технологических нефтепроводах, благодаря подогреву снижается вязкость нефти. Нагрев нефтепродуктов осуществляется в теплообменнике, устанавливаемом в разрыве нефтепровода, с помощью теплоносителя, нагреваемого в нагревательном блоке, чаще всего для этой цели используется кожухотрубный теплообменник. Теплообменное оборудование играет важную роль в системе магистрального транспорта природного газа. Так как температура и давление неразрывно связаны друг с другом через уравнение состояния, в процессе перекачки имеют место и существенные изменения температуры газа. В связи 8 с этим, теплообменные аппараты занимают далеко не последнее место в комплексе оборудования системы магистрального транспорта природного газа. Можно выделить теплообменники, включенные в состав газоперекачивающих агрегатов, которые делятся на 2 группы. К первой относятся регенераторы, возвращающие в цикл часть теплоты выхлопных газов, а ко второй цикловые воздухоохладители, устанавливаемые между группами ступеней циклового компрессора, повышающего давление воздуха перед подачей в камеру сгорания. Оба эти вида теплообменников предназначены для увеличения КПД и полезной работы цикла. Первое уменьшает расход топлива, т. е. повышает экономичность ГТУ, а второе снижает расход рабочего тела, что уменьшает размеры проточной части турбомашин ГТУ. К теплообменникам не включенным в цикл ГТУ относятся маслоохладители, утилизационные подогреватели воды, подогреватели топливного газа [3]. 1.3. При переработке нефти и газа В России первичной переработкой нефти занимаются порядка 140 НПЗ. В отрасли первичной нефтепереработки пластинчатые теплообменные аппараты встречаются намного чаще, чем на нефтедобывающих предприятиях. Около 37,5% предприятий используют в производстве такие виды теплообменного оборудования. Соответственно, 62,5% предприятия используют в теплообменные производственном аппараты. В цикле среднем, на только одном кожухотрубные предприятии по нефтепереработке используется 400 теплообменных аппаратов. Это в 10 раз больше, чем аналогичный показатель для предприятий нефтедобычи. Количество теплообменных аппаратов зависит от количества процессов переработки нефти на предприятии. Небольшие предприятия используют от 2 до 5—8 теплообменных аппаратов. Крупные переработчики нефти используют 800—1000 аппаратов на предприятии. Спецификой данной 9 отрасли с точки зрения потребления теплообменных аппаратов является абсолютное доминирование кожухотрубных теплообменников на всех предприятиях. При первичной переработке нефти предприятия используют теплообменные аппараты в следующих процессах: висбрекинг, реформинг гидроочистка, ректификация [3]. Основную массу нефтехимических предприятий составляют небольшие компании, которые производят смолы различного вида. Крупных нефтехимических производств — от 30 до 50 компаний в стране. В нефтехимической отрасли России 68% предприятий использует пластинчатые теплообменники. Остальные компании кожухотрубные теплообменники. В — 32% среднем, используют на только нефтехимических предприятиях, использующих теплообменные аппараты, применяется 3,1% пластинчатых теплообменников от их общего числа. В целом же в данной отрасли промышленности данный показатель существенно варьирует в зависимости от каждого конкретного предприятия — от 0,3% до 15,4%. Спецификой данной отрасли с точки зрения потребления теплообменных аппаратов является абсолютное доминирование кожухотрубных теплообменников на всех предприятиях. Это связано с большим количеством нефтехимических процессов в рамках одного предприятия, что требует значительного количества теплообменных аппаратов. В среднем, на одном нефтехимическом предприятии используется 1500—1600 теплообменных аппаратов. Количество теплообменных аппаратов зависит от количества нефтехимических процессов на предприятии. Небольшие предприятия используют от 10 до 20 теплообменных аппаратов. Крупные переработчики нефти используют до 10 000 аппаратов. Самыми распространенными моделями являются прямотрубные кожухотрубные теплообменники и теплообменники типа «труба в трубе». Достаточно, хоть и в меньшей степени, распространены теплообменники У-образного типа. Менее всего на нефтехимических предприятиях распространены теплообменники с плавающей головкой [3]. В нефтехимической промышленности предприятия 10 используют теплообменные аппараты в процессах пиролиза, полимеризации, установки варки смол. Переработка природного газа осуществляется на газоперерабатывающих предприятиях (ГПЗ). В России таких предприятий около 40, в том числе те предприятия, которые перерабатывают не только природный газ, но и попутный нефтяной газ. На всех предприятиях установлены кожухотрубные теплообменники. Как и в сфере нефтепереработки, при переработке газа достаточно активно (активнее, чем в газо- и нефтедобыче) происходит процесс модернизации оборудования — замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые. Только кожухотрубные теплообменные аппараты использует 25—27% от общего количества газоперерабатывающих заводов. Соответственно, пластинчатые и кожухотрубные аппараты использует 31—33 предприятия по переработки газа. В среднем, на одном предприятии по газопереработке используется 500 теплообменных аппаратов. Это соответствует, примерно, аналогичному показателю для предприятий нефтепереработки. При этом, варьирование количества теплообменных аппаратов на предприятиях газопереработки минимально в сравнении с другими отраслями — от 300 до 650 аппаратов. Доля пластинчатых теплообменных аппаратов от общего количества теплообменников на предприятиях составляет от 2% 57 до 4% (12—25 теплообменников). На предприятиях по переработки газа используются следующие виды теплообменных кожухотрубных аппаратов: прямотрубные; «труба в трубе»; U-образные. Наиболее часто на предприятиях можно встретить U образные кожухотрубные теплообменники и теплообменники типа «труба в трубе» [3]. При переработке газа предприятия используют теплообменные аппараты в следующих процессах: низкотемпературной конденсации, адсорбции, абсорбции, низкотемпературной ректификации, низкотемпературной сепарации, кроме того, они являются важной частью общезаводского хозяйства. В качестве примера можно привести установку осушки и удаления ртути 4-30 Амурского газоперерабатывающего завода, 11 предназначенную для очистки сырьевого газа, поступающего из магистрального газопровода, от содержащихся в нем метанола, воды и ртути. На этой установке кожухотрубные теплообменники используются для осуществления теплообмена между сырьевыми и отходящими газами; прям и обратным газами регенерации [4]. 1.4. При получении, транспортировке, хранении и регазификации сжиженного природного газа Основной криогенный теплообменный аппарат является «сердцем» завода СПГ и играет ключевую роль в производстве. Именно в этом аппарате происходит основное охлаждение и сжижение газа. Многопоточные теплообменники должны обеспечивать теплообмен при противотоке нескольких потоков с минимальной разностью температур. Этому требованию удовлетворяют два типа теплообменных аппаратов: спиральновитые и паяные ребристо пластинчатые теплообменники. Спиральновитые теплообменные аппараты представляют собой пучки алюминиевых трубок, спирально намотанных на сердечник и помещенных в цилиндрический корпус. Эти аппараты обладают поверхностью теплообмена порядка 25 000-50 000 м. Спиральновитые теплообменные аппараты большой производительности поставляются на заводы СПГ преимущественно двумя компаниями АРСІ и Linde. Завод СПГ на Сахалине укомплектован спиральновитыми теплообменниками фирмы Linde. Один трубный пучок может включать несколько сотен километров трубок. В дополнение к сложной конструкции внутренней части спиральновитого теплообменника, внешняя конструкция корпуса обычно предусматривает установку технологических площадок и лестниц, изоляцию и трубопроводную обвязку. Корпуса разрабатываются с учетом ветровых, сейсмических, транспортировочных и монтажных нагрузок. Доставляют такие теплообменники на завод СПГ специальными транспортными поездами или баржами. Вертикальная установка спиральновитого теплообменника осуществляется так же, как 12 монтаж ректификационных колонн - с помощью кранов и монтажных устройств. Их габаритные размеры зависят от числа навитых труб, толщина стенок которых зависит от внутреннего давления потоков, размеров бандажей, поддерживающих трубные пучки во избежание их провисания, и ограничены по диаметру корпуса для возможности транспортировать аппарат через дорожные туннели. Диаметр спиральновитых теплообменников может составлять 3-6 м, а высота - 10-50 м. Масса теплообменника достигает 250 т [5]. Схема спиральновитого теплообменного аппарата представлена на рис. 1. Рис. 1. Схема спиральновитого теплообменного аппарата 13 Теплые потоки В, С, D — это, как правило, природный газ и два потока хладагентов высокого давления, проходящие по трубным пучкам. Холодный поток А — это поток хладагента низкого давления, направляющийся сверху вниз в межтрубном пространстве и охлаждающий потоки, поднимающиеся снизу вверх. Алюминиевые ребристо-пластинчатые теплообменники представляют собой пакеты ребристых пластин, собранных в корпусе, и отличаются высокой эффективностью. Теплообменивающиеся потоки подаются между тонкими гофрированными пластинами. Впервые появившись на Аляске в 1969 г., они стали неотъемлемой частью каскадного процесса компании Phillips. Сначала эти теплообменники устанавливались горизонтально, но затем перешли к вертикальной их установке в целях экономии площади. По размерам ребристопластинчатые теплообменники уступают спиральновитым - самый большой пластинчатый теплообменник составляет всего одну десятую часть спиральновитого теплообменника АРСІ. Поэтому они не используются в процессах с высокой производительностью. Среди производителей таких аппаратов наиболее известны Linde (Германия) и Chart (США) Теплообменники изготавливаются с применением процесса пайки под вакуумом при температуре 600 °С. Этот тип теплообменников встречается на заводах СПГ любой производительности, преимущественно - на заводах для покрытия «пикового» спроса на газ. Они очень компактны - поверхность теплообмена у этих аппаратов свыше 1000 м2/м3, но область применения их ограничена. Ребристо-пластинчатые теплообменники чувствительны к большим и резким перепадам температур, поэтому они менее теплообменниками. надежны Также, по при сравнении сравнению со спиральновитыми со спиральновитыми теплообменниками, конструкция распределительной камерные обеспечивает равномерного распределения двухфазных потоков по ходам теплообменника. Представляет большую сложность обеспечить равную длину пути по ходам теплообменника для разных частей одного потока. На крупнотоннажных 14 заводах такие теплообменники используются в циклах предварительного охлаждения. Схема ребристо-пластинчатого теплообменника представлена на рис. 2. Рис.2.2. Схема ребристо-пластинчатого теплообменного аппарата Компания Linde приводит следующие технические характеристики ребристо-пластинчатых теплообменников: максимальные габариты блочного элемента (Ш×В×Д) - 1,5×3,0×8,2 м; максимальная удельная поверхность теплообмена - 1500 м2/м3; толщина пластин - от 0,2 до 0,6 мм [5]. Транспортировка СПГ, как правило, происходит в морских танкерах. Конструкция танков исключает катастрофические последствия при повреждении и бывает следующих систем катастрофические последствия при повреждении и бывает следующих систем: норвежская система Moss Rosenberg co сферическими танками; система IHI-SPB с призматическими танками, разработанная компанией IHI на базе концепции компании Conch; 15 система ADBT компании Aker Solutions c призматическими танками. В ходе написание аналитической части работы мне не удалось найти информации о использовании теплообменного оборудования непосредственно в транспортировке СПГ. 2. Конструктивный теплообменного аппарата тепловой расчёт кожухотрубного Исходные данные приведены в табл. 1. Таблица 1. Исходные данные № Теплоноситель Массовый Температура Температура расход G, на входе в ТА на выходе из кг/с ’ ◦ t, C ТА t’’, ◦C 1 Топливо Т-5 (горячий) 12 163 - 2 Нефть (холодный) 14 20 95 2.1. Определение теплофизических свойств теплоносителей (cpm, λ, v,ρ, Pr) Определим теплофизические свойства теплоносителей. Найдем среднюю арифметическую температуру теплоносителей. (1) 𝑡ср = 𝑡ср = (20 + 95) = 57,5 °C 2 (2) 𝑡ср = Величину t1’’ найдем из уравнения теплового баланса: 𝑄 =η∙𝐺 ∙𝑐 ∙ (𝑡 − 𝑡 ) = 𝐺 ∙ 𝑐 16 ∙ (𝑡 − 𝑡 ) (3) Найдем Q2, рассчитав теплофизические параметры холодного теплоносителя по расчетным соотношениям для Харьягинского месторождения [6]: 𝜆 = 0,151 − 5,75 ∙ 10 𝜆 = 0,151 − 5,75 ∙ 10 𝑐 (4) ∙𝑡 ∙ 57,5 = 0,1179 Вт м∙К (5) = 1738 + 6,65 ∙ 𝑡 𝑐𝑝𝑚2 = 1738 + 6,65 ∙ 57,5 = 2120,38 Дж кг ∙ К (6) 𝜌 = 852 − 0,725 ∙ 𝑡 кг 𝜌 = 852 − 0,725 ∙ 57,5 = 810,31 м 𝑣 = 13,58 + 𝑣 = 13,58 + − + , 2487 92480 1,394 ∙ 10 − + 57,5 57,5 57,5 ∙ (7) ∙ 10 ∙ 10 = 3,62 ∙ 10 м с (8) 𝛽 = (7,89 − 12,6 ∙ 𝑡 + 1,303 ∙ 𝑡 ) ∙ 10 𝛽 = (7,89 − 12,6 ∙ 57,5 + 1,303 ∙ 57,5 ) ∙ 10 𝑃𝑟 = 𝑃𝑟 = 3,62 ∙ 10 = 0,359 𝐾 ∙ ∙ (9) ∙ 810,31 ∙ 2120,38 = 527 0,1179 Таблица 2. Теплофизические свойства холодного теплоносителя (нефть) t, ◦C ρ, кг/м3 cpm, кДж/(кг∙К) λ, Вт/(м∙К) v∙106, м2/с Pr 57,5 810,313 2120,38 0,1179 36,194 527 Из выражения (3): 𝑄 =𝐺 ∙𝑐 𝑄 = 14 ∙ 2120,38 ∙ (95 − 20) = 2226394 17 (10) ∙ (𝑡 − 𝑡 ) Дж с Методом итераций определим величину t’’1: 𝑡 = 100◦ 𝐶 Тогда по зависимости (2) средняя температура горячего теплоносителя составит: 𝑡ср = 163 + 100 = 131,5◦ 𝐶 2 Значение cpm1 для температуры 𝑡ср получим интерполяцией табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑐 = 2457,5 Дж кг ∙◦ С Зная теплоемкость, можно рассчитать энергетический поток, отводимый от горячего теплоносителя: 𝑄 = 12 ∙ 2457,5 ∙ (163 − 100) = 1857870 Дж с Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду, исходя из (3): η= 𝑄 2226394 = = 1,198 𝑄 1857870 Значение коэффициента не попадает в интервал [0,95;0,98], значит следует провести еще одну итерацию: 𝑡 = 90◦ 𝐶 Тогда по зависимости (2) средняя температура горячего теплоносителя составит: 18 𝑡ср = 163 + 90 = 126, 5◦ 𝐶 2 Значение cpm1 для температуры 𝑡ср получим интерполяцией табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑐 = 2432,5 Дж кг ∙◦ С Зная теплоемкость, можно рассчитать энергетический поток, отводимый от горячего теплоносителя: 𝑄 = 12 ∙ 2432,5 ∙ (163 − 90) = 2130870 Дж с Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду, исходя из (3): η= 𝑄 2226394 = = 1,044 𝑄 2130870 Значение коэффициента не попадает в интервал [0,95;0,98], значит следует провести еще одну итерацию: 𝑡 = 80◦ 𝐶 Тогда по зависимости (2) средняя температура горячего теплоносителя составит: 𝑡ср = 163 + 80 = 121,5◦ 𝐶 2 Значение cpm1 для температуры 𝑡ср получим интерполяцией табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑐 = 2407,5 19 Дж кг ∙◦ С Зная теплоемкость, можно рассчитать энергетический поток, отводимый от горячего теплоносителя: 𝑄 = 12 ∙ 2407,5 ∙ (163 − 80) = 2397870 Дж с Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду, исходя из (3): η= 𝑄 2226394 = = 0,928 𝑄 2397870 Значение коэффициента не попадает в интервал [0,95;0,98], значит следует провести еще одну итерацию: 𝑡 = 85◦ 𝐶 Тогда по зависимости (2) средняя температура горячего теплоносителя составит: 𝑡ср = 163 + 85 = 124◦ 𝐶 2 Значение cpm1 для данной температуры возьмём получим путем интерполяции табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑐 = 2420 Дж кг ∙◦ С Зная теплоемкость, можно рассчитать энергетический поток, отводимый от горячего теплоносителя: 𝑄 = 12 ∙ 2420 ∙ (163 − 85) = 2265120 20 Дж с Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду, исходя из (3): η= 𝑄 2226394 = = 0,983 𝑄 2265120 Значение коэффициента не попадает в интервал [0,95;0,98], значит следует провести еще одну итерацию: 𝑡 = 84◦ 𝐶 Тогда по зависимости (2) средняя температура горячего теплоносителя составит: 𝑡ср = 163 + 84 = 123,5◦ 𝐶 2 Значение cpm1 для данной температуры возьмём получим путем интерполяции табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑐 = 2417,5 Дж кг ∙◦ С Зная теплоемкость, можно рассчитать энергетический поток, отводимый от горячего теплоносителя: 𝑄 = 12 ∙ 2417,5 ∙ (163 − 84) = 2291790 Дж с Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду, исходя из (3): η= 𝑄 2226394 = = 0,971 𝑄 2291790 21 Значение коэффициента попадает в интервал [0,95;0,98], значит, расчет можно считать приемлемым. Определим теплофизические свойства горячего теплоносителя при его средней температуре путем интерполяции табличных значений [6, П-1.4, с.50]: кг м Дж 𝑐 = 2417,50 кг ∙◦ С Вт 𝜆 = 0,1047 м∙К 𝜌 = 770,55 𝑣 = 7,636 ∙ 10 м с 𝛽 = 9,34 ∙ 10 К 𝑃𝑟 = 13,58 Занесем характеристики горячего и холодного теплоносителя в табл.3. Таблица 3. Теплофизические свойства холодного и горячего растворителя № Теплоноситель 1 Топливо Т-5 tср, ◦C ρ, кг/м3 cpm, кДж/(кг∙К) λ, v∙106, Вт/(м∙К) м2/с Pr 123,5 770,550 2417,50 0,1047 0,763 13 57,5 2120,38 0,1179 36,194 527 (горячий) 2 Холодный (нефть) 810,313 По теплофизическим свойствам нефть направляется в межтрубное пространство, а Топливо Т-5 – в трубы, т.к. нефть обладает большей кинематической вязкостью. 22 2.2. Определение средней разности температур между теплоносителями Определим среднюю логарифмическую разность температур между теплоносителями: (11) 𝛩 = Где: где: 𝛩 = 𝑡 − 𝑡 ; 𝛩 = 𝑡 − 𝑡 𝛩 = 163 − 95 = 68◦ 𝐶 𝛩 = 84 − 20 = 64◦ 𝐶 𝛩 = 68 − 64 = 65,98◦ 𝐶 0,0606 2.3. Определение расчетной площади поверхности теплообмена и водяного эквивалента 𝐹расч = (12) ∗∙ где k – коэффициент теплопередачи от горячего теплоносителя к холодному [Вт/м2∙К], определяющийся следующим образом: 𝑘= тр здесь коэффициенты ( )з.тр ст ст ( )з.мтр теплоотдачи в (13) мтр трубном и межтрубном пространстве αтр и αмтр и термические сопротивления загрязнений на внутренней и наружной поверхности теплообменных труб Rз.тр. и Rз.мтр. выбираем из справочных материалов [7, c.22]. 𝛼тр = 12000 23 Вт м ∙К 𝛼мтр = 400 Вт м ∙К 𝛿 ( )з.тр = 𝑅з.тр = 16,5 ∙ 10 𝜆 м ∙К Вт 𝛿 ( )з.мтр = 𝑅з.мтр = 29 ∙ 10 𝜆 м ∙К Вт 𝛿ст − можно пренебречь (очень маленькая величина) 𝜆ст Коэффициент теплопередачи: 𝑘= 1 1 + 16,5 ∙ 10 12000 + 29 ∙ 10 1 + 400 = 140,19 Вт м ∙К Тогда расчетная площадь поверхности теплообмена исходя из (12) 𝐹расч = 2291790 = 247,77 м 140,19 ∙ 65,98 Водяной эквивалент: 𝑘 ∙ 𝐹 = 140,19 ∙ 247,77 = 34734,88 Вт К 2.4. Определение оптимального диапазона проходных сечений Используя рекомендуемые значения диапазонов скоростей [7, табл. 6, с. 27] из следующих соотношений, найдем приемлемые диапазоны площадей проходных сечений: 𝑓 = 𝑓 = (14) ∙ ∙ (15) Топливо Т-5 (горячий теплоноситель), направляемый в трубное пространство: 24 𝑓 = 𝑓 = 12 = 0,00519м 770,55 ∙ 3 12 = 0,03115 м 770,55 ∙ 0,5 Нефть (холодный теплоноситель), направляемый в межтрубное пространство: 𝑓 = 𝑓 = 14 = 0,01728 м 810,313 ∙ 1 14 = 0,08640 м 810,313 ∙ 0,2 2.5. Определение минимального индекса противоточности Pmin Необходимо выбрать теплообменный аппарат, который сможет обеспечивать указанные температурные режимы теплоносителей. Для этого должно выполняться следующее условие: (16) 𝑃≥𝑃 Минимальный индекс противоточности определяется температурами теплоносителей на входе и выходе по следующей формуле: 𝑃 𝑃 = = ( )∙( ) ( )∙( ) (17) (163 − 20) ∙ (95 − 84) = 0,265 (163 − 84) ∙ (95 − 20) 2.6. Предварительный выбор теплообменного аппарата по каталогу Выбираем кожухотрубный теплообменный аппарат с неподвижными трубными решетками, т.к. разность средних температур меньше 80 ◦C (отсутствуют сильные температурные напряжения). 25 Для предварительного выбора имеем следующие величины: диапазоны площадей поперечных сечений труб и расчетную площадь теплообмена. Для выбора теплообменного аппарата использовал таблицу 2.2 [7]. Выбранный теплообменный аппарат должен иметь площади проходного сечения трубного fтр и межтрубного fмтр пространства в оптимальном диапазоне проходных значений fmin≤f≤fmax, а площадь поверхности теплообмена должна быть близка к расчетной Fст≈Fрасч. В таблице 4 приведены конструктивные характеристики теплообменного аппарата [7, табл. 2-2, с.57]. Таблица 4. Конструктивные характеристики теплообменного аппарата Диаметр Наруж Число Площадь проходного Площадь Длин кожуха, мм ный ходов сечения f∙102,м2 поверхно а по Одного В вырезе Между сти труб Вне Внут диамет шни ренн р труб труба хода по перегор перегор теплообм L, мм й ий dн, мм м, nx трубам одками ена F,м2 800 20 4 3 7 240,0 - Вычислим насколько одки 6,9 площадь поверхности 6000 выбранного теплообменного аппарата 𝐹т.а. отличается от полученной в расчетах: 𝐹т.а. 240 = 1− ∙ 100% = 3,14% 𝐹расч 247,78 Погрешность находится в пределах 10%. 2.7. Определение истинного индекса противоточности P Индекс противоточности для выбранной схемы теплообменного аппарата определяется по уравнению Н. И. Белоконя: 26 (∆ 𝑃= Где ∆𝑡 = 𝑡 ∆ ) ∆ ∆ ∆ −𝑡 (18) ; ℃; ∆𝑡 = 𝑡′′ − 𝑡 ; ℃ Для начала определим характеристики, от которых, наряду со схемой движения теплоносителя, зависит значение индекса противоточности: 𝑅= 𝑅= (19) = 163 − 84 = 1,05 95 − 20 (20) 𝑃𝑆 = 𝑃𝑆 = 95 − 20 = 0,52 163 − 20 𝜀∆ = 0,94 [1, рис. 1 − 2, с. 50] Рассчитываем действительную среднюю разность температур (21) 𝜃 = 𝜀∆ ∙ 𝜃 𝜃 = 0,94 ∙ 65,98 = 62,02℃ Определим характеристическую разность температур ∆𝑇 из следующего соотношения: 𝜃 = где 𝜃 ∆ (22) , ∆ , ∆ – средняя арифметическая разность температур между теплоносителями в теплообменном аппарате: 𝜃 𝜃 = = ( ) − ( ) 163 + 84 95 + 20 − = 66℃ 2 2 27 (23) Используя функцию «Поиск решения» программного обеспечения Microsoft Excel (Вместо метода последовательных приближений) находим значение ∆𝑇: ∆𝑇 = 54,76℃ Тогда: 𝜃 = 54,76 = 66,02℃ 66 + 0,5 ∙ 54,76 𝑙𝑛 66 − 0,5 ∙ 54,76 Полученное значение практически не отличается от исходного (Δ< 0,01%). Подставляем значения в (18) и находим индекс противоточности: 𝑃= Условие 𝑃 ≥ 𝑃 (79 + 75) − 54,76 = 0,87 4 ∙ 79 ∙ 75 выполняется, значит аппарат способен обеспечить заданные температурные режимы теплоносителей; Аппарат противоточный. 2.8. Расчет коэффициента теплопередачи и расчетной площади поверхности теплообмена. Окончательный выбор ТА Для окончательного выбора теплообменного аппарата нужно произвести расчет коэффициента k по уравнению (13), и исходя из результатов, по уравнению (12) определить расчетную площадь поверхности теплообмена 𝐹расч . Для определения коэффициента теплопередачи необходимо рассчитать коэффициенты теплоотдачи в трубном 𝛼тр и межтрубном пространстве 𝛼мтр Коэффициент теплоотдачи в следующим образом: 28 трубном пространстве находится 𝛼тр = 𝐶 ∙ 𝑅𝑒тр ∙ 𝑃𝑟тр ∙ 𝐺𝑟тр ∙ ( тр ) , ∙ тр н ст (24) где Reтр, Prтр, Grтр – числа подобия теплоносителя, движущегося в теплообменных трубах ТА, при средней арифметической температуре потока; Prс – число Прандтля теплоносителя, движущегося в теплообменных трубах ТА, при средней температуре стенки труб (средняя температура стенки труб 𝑡ст = ); тр – коэффициент теплопроводности теплоносителя, движущегося в теплообменных трубах ТА; dн, ст – наружный диаметр и толщина стенки теплообменных труб (ст=1,5 – 3 мм). Чтобы определить число Рейнольдса Reтр, вычислим среднюю скорость теплоносителя в трубном пространстве теплообменного аппарата wтр: 𝑤тр = тр (25) тр ∙ тр где Gтр , тр – массовый расход и плотность теплоносителя, движущегося в трубном пространстве; fтр – площадь проходного сечения одного хода по трубам выбранного стандартного ТА. 𝑤тр = 3 ∙ 10 12 м = 0,52 ∙ 770,55 с Число Рейнольдса Reтр: 𝑅𝑒тр = тр ( н ст ) тр где wтр – средняя скорость теплоносителя в трубном пространстве выбранного стандартного теплообменного аппарата; dн, ст – наружный диаметр и толщина стенки теплообменных труб (ст=1,5 – 3 мм); 𝑣тр – коэффициент кинематической вязкости теплоносителя, движущегося в теплообменных трубах ТА 29 (26) 𝑅𝑒тр = 0,52 ∙ (20 ∙ 10 − 2 ∙ 1,5 ∙ 10 ) = 11585,8 0,763 ∙ 10 Reтр>10 , значит, режим течения турбулентный. По таблице 7 [7, с.32] определим значения коэффициентов C, j, y, i для уравнения (24). Значения коэффициентов представлены в таблице 5: Таблица 5. Значения коэффициентов C, j, y, i для расчета теплопередачи трубного пространства Re C j y i >10 0,021 0,8 0,43 0 Добавлено примечание ([Н.Н1]): Определим число Прандтля Prс при средней температуре стенки труб. Для этого рассчитаем среднюю температуру стенки tст труб и соответствующие теплофизические свойства для горячего и холодного теплоносителя: 𝑡ст = 𝑡 +𝑡 2 = 123,5 + 57,5 = 90,5℃ 2 Определим число Прандтля керосина при средней температуре стенки труб путем интерполяции табличных данных [6, П-1.4, с.50]: 𝑃𝑟с = 18,4 + 16,6 − 18,4 ∙ 0,5 = 18,3 2 Рассчитаем коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве: 𝛼тр = 0,021 ∙ 11585,8 , ∙ 13 , = 637,86 ∙1∙ Вт м ∙К 30 13 18,3 , ∙ 0,1047 20 ∙ 10 − 2 ∙ 1.5 ∙ 10 Коэффициент теплоотдачи для межтрубного пространства рассчитывается исходя из соотношения: 𝛼мтр = ∙ ∙ ∙ ∙ ∙( ) , ∙ мтр (27) н где Reмтр, Prмтр – числа подобия для теплоносителя, движущегося в межтрубном пространстве ТА, при средней арифметической температуре потока; Prс – число Прандтля теплоносителя, движущегося в межтрубном пространстве ТА, при средней температуре стенки труб (средняя температура стенки труб 𝑡с = ); мтр – коэффициент теплопроводности теплоносителя, движущегося в межтрубном пространстве ТА; dн – наружный диаметр теплообменных труб. Средняя скорость теплоносителя в межтрубном пространстве выбранного стандартного теплообменного аппарата wмтр , необходимая для определения числа Рейнольдса Reмтр , рассчитывается по формуле: 𝑤мтр = мтр мтр ∙ (28) м.п∙ в.п где Gмтр , мтр – массовый расход и плотность теплоносителя, движущегося в межтрубном пространстве; fв.п , fм.п – площади проходного сечения в вырезе перегородки и между перегородками в межтрубном пространстве выбранного ТА 𝑤мтр = , ∙√ . ∙ ∙ ∙ = 0,249 м с Определим число Рейнольдса для холодного теплоносителя (нефти) исходя из следующего выражения: 𝑅𝑒мтр = 𝑅𝑒мтр = мтр ∙ н 0,249 ∙ 20 ∙ 10 36,194 ∙ 10 31 (29) мтр = 137 Значения коэффициентов C1, m, n определим из таблицы 8 исходя из значения числа Рейнольдса [7, с.34]. Значения коэффициентов представлены в таблице 6: Таблица 6. Значения коэффициентов C1, m, n для расчета коэффициента теплопередачи межтрубного пространства Re C1 m n 40<Re<10 0,71 0,5 0,36 Коэффициент C определим из таблицы 2.7 [7, с.69], C=0,600 Коэффициент Cz определим исходя из показателя числа рядов труб в пучке, омываемых в поперечном направлении Zп. Согласно таблице 2.8 [7, с.71] Zп=12, что соответствует Cz=1 рис.9 [7, с. 35]. Для определения числа Прандтля при средней температуре стенки tс необходимо рассчитать теплоносителя (нефти) теплофизические при данной параметры температуре в ∙ 90,5 = 0,0990 Вт м∙К холодного соответствии зависимостями (4) – (8). 𝜆 = 0,151 − 5,75 ∙ 10 Дж 𝑐𝑝𝑚2 = 1738 + 6,65 ∙ 90,5 = 2339,83 кг∙К 𝜌 = 852 − 0,725 ∙ 90,5 = 786,388 кг м 2487 92480 1,394 ∙ 10 − + 90,5 90,5 90,5 ∙ 10 = 3,16 ∙ 10 𝛽 = (7,89 − 12,6 ∙ 90,5 + 1,303 ∙ 90,5 ) ∙ 10 = 0,953 𝐾 𝑣 = 13,58 + м с Рассчитаем значение числа Прандтля при средней температуре стенки используя зависимость (9): 32 с 𝑃𝑟 = 3,16 ∙ 10 ∙ 786,39 ∙ 2339,83 = 588 0,0990 Рассчитаем коэффициент теплоотдачи для межтрубного пространства исходя из уравнения (27): 𝛼мтр = 0.600 ∙ 1 ∙ 0,71 ∙ 137 , ∙ 527 , ∙( 527 , ) 588 ∙ 0,1179 20 ∙ 10 = 273.35 Вт м ∙К Определим коэффициент теплоотдачи k’ исходя из зависимости (13): 𝑘 = 1 1 + 16,5 ∙ 10 637,86 + 29 ∙ 10 + 1 273.35 = 102,29 Вт м ∙К Расчетная площадь теплообменного аппарата из соотношения (12): 𝐹расч = 2291790 = 339,36 м 102,29 ∙ 66,02 Проверим, правильно ли выбран ТА на предыдущей стадии: 𝐹табл = 240 м Критерием выбора теплообменного аппарата примем относительное отклонение табличной площади поверхности теплообмена от расчетного значения: ∆𝐹 = ∆𝐹 = расч табл расч ∙ 100% (30) 339,36 − 240,00 ∙ 100% = 29,28% 339,36 Расчетная площадь значительно отличается от площади поверхности теплообмена ТА, выбранного на первом этапе расчёта. В связи с этим рассчитаем относительное отклонение табличной площади поверхности 33 теплообмена от расчетной для следующего ТА серии 800 мм, 20 мм 4-х ходовых с площадью проходного сечения в трубном пространстве 0,03 м2: ∆𝐹 = 339,36 − 361,00 ∙ 100% = 6,38% 339,36 6,38% < 14% ТА раннее выбранной серии подходит. 3. Проверочный тепловой расчет теплообменного аппарата Проверочный тепловой расчет теплообменного аппарата необходим для того, чтобы определить фактическую мощность выбранного стандартного теплового аппарата Qст, действительные температуры теплоносителей на выходе из ТА и оценить выбор теплообменного аппарата. 3.1. Определение фактической тепловой мощности выбранного теплообменного аппарата Q Фактическая тепловая мощность выбранного стандартного теплообменного аппарата рассчитывается по формуле Н.И. Белоконя: ∙ 𝑄ст = (31) ст ∙ ст Где W1 – водяной эквивалент для горячего теплоносителя, W2 – водяной эквивалент для холодного теплоносителя, Вт/К; k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2*К); Fст – площадь поверхности теплообмена, выбранного теплообменного аппарата по каталогу, м2; Wm – приведенный водяной эквивалент, Вт/К. = + − P – истинное значение индекса противоточности. 34 (32) Найдем обратный приведенный водяной эквивалент. Для этого необходимо рассчитать водяные эквиваленты теплоносителей по соотношению: 𝑊 =𝐺 ∙𝐶 (33) , Вт К Вт 𝑊 = 14 ∙ 2120,38 = 29685,3 К 𝑊 = 12 ∙ 2417,50 = 29010,0 1 = 𝑊 𝑄ст = 1 1 + 29010,0 29685,3 − 4 ∙ 0,87 = 2,46 ∙ 10 29010,0 ∙ 29685,3 2 ∙ (163 − 20) 1 1 + + 2,46 ∙ 10 29010,0 29685,3 𝑒 ∙ 𝑒 , ∙ ∙ , ∙ , ∙ ∙ , ∙ +1 −1 К Вт = 2269826 Вт 3.2. Расчет действительных конечных температур теплоносителей Рассчитаем действительные температуры теплоносителей на выходе из теплообменного аппарата, а также найдем их расхождение с заданными: 𝑡д = 𝑡 − ст 𝑡д = 163 − 2269826 = 84,76 ℃ 29010,0 𝑡д = 𝑡 + ст 𝑡д = 20 + (34) (35) 2535173 = 96,46 ℃ 29685,3 Относительные отклонения между действительными и заданными температурами: " 𝑤 = " д " 35 ∙ 100% (36) |84 − 84,76| ∙ 100% = 0,9% 84 |95 − 96,46| 𝑤 = ∙ 100% = 1,5% 95 𝑤 = Относительные отклонения между действительными и заданными температурами теплоносителей на выходе из ТА не превышают 8%. Выбор ТА можно считать приемлемым. 4. Графическая часть Схема выбранного теплообменного аппарата представлена на рис.4. Рис. 4. Схема четырехходового теплообменного аппарата с неподвижными трубными решетками 1- распределительная камера; 2 - кожух; 3 - теплообменная труба; 4поперечная перегородка; 5 - трубная решетка; 6 - задняя крышка кожуха; 7 перегородка в распределительной камере; 8 – штуцеры; 9 – опора Схема движения теплоносителей и положение перегородок в распределительной камере и задней крышке теплообменного аппарата представлены на рис. 5. 36 Рис. 5. Схемы движения теплоносителей и положение перегородок в распределительной камере и задней крышке ТА Температурная диаграмма теплоносителей представлена на рис. 6. Температура теплоносителей, ◦С 180 160 t'1 140 120 100 t''д2 t''д1 80 Топливо Т-5 Нефть 60 40 t'2 20 0 0 50 100 150 200 250 300 350 Поверхность теплообмена F, м2 Рис. 6. Температурная диаграмма теплоносителей 37 Заключение В ходе данной работы был произведен конструктивный тепловой расчёт кожухотрубного теплообменного аппарата, на основании которого был выбран четырехходового теплообменного аппарата с неподвижными трубными решетками серии 800 мм, 20 мм 4-х ходовых с площадью проходного сечения в трубном пространстве 0,03 м2 и площадью поверхности теплообмена 361 м2. Проверочный тепловой расчёт подтвердил правильность выбора теплообменного аппарата. 38 Литература 1. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров и др. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 677 2. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: Учебник для вузов. - М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013.- 405 с. 3.Булыгин Ю.А. Теплообменные аппараты в нефтегазовой промышленности: курсовое проектирование: учеб. пособие / Ю.А. Булыгин, С.С. Баранов. Воронеж: ФГБОУ ВПО «Воронежский государственный технический университет», 2015. 100 с. 4.Временный технологический регламент «Установка осушки и удаления ртути №4». Принят ООО «Газпром переработка Благовещенск» в 2020 году. 5. Фёдорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 159с. 6. Трошин А. К., Купцов С. М., Калинин А. Ф. Термодинамические и теплофизические свойства рабочих тел теплоэнергетических установок. –М.: МПА-ПРЕСС, 2006. – 78 с. 7.Калинин А. Ф. Расчет и выбор конструкции кожухотрубного теплообменного аппарата: Методические указания по курсовому проектированию. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – 82 с. 39