Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов установки разделения нефтезаводских газов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Механический факультет

Кафедра «Технологические машины и оборудование»

УДК 66.048.3

Выпускная квалификационная работа

по направлению подготовки 15.03.02 Технологические машины и оборудование, профиль «Оборудование нефтегазопереработки»

АППАРАТУРНОЕ ОФОРМЛЕНИЕ БЛОКА РЕКТИФИКАЦИИ РЕФЛЮКСОВ УСТАНОВКИ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕФТЕЗАВОДСКИХ ГАЗОВ

Студент гр.

К.М.Хуснутдинов

Руководитель

З.Р. Мухаметзянов



Уфа 2016

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра _________________Технологические машины и оборудование_______________ (наименование кафедры)

«УТВЕРЖДАЮ»

Зав. кафедрой ТМО, профессор

________________ И.Р. Кузеев (дата, подпись)

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

Тема ВКР Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов установки разделения нефтезаводских газов

утверждена приказом по УГНТУ от _______________ №

Срок сдачи законченной ВКР 18.05.2016г.

Исходные данные к выполнению ВКР Колонна К-8: название установки - блок ректификации рефлюксов установки разделения нефтезаводских газов; название аппарата - колонный аппарат стабилизация бензина, сырье (название) - деэтанизированный бензин, продукт (название) - стабильный бензин, температура среды (рабочая) - Т= до 100 0С, давление рабочие - Р = 1,0 МПа, общая высота колонны - Н= 65115 мм; диаметр - Двн.= 2600 мм; тип массообменных устройств - клапанные 100 шт.

Теплообменник (холодильник) Т - 6: диаметр - Д = 600 мм, длина общая L = 6950 мм, трубное пространство: давление рабочие - Р = 1,6 МПа, t рабочая - 175 0С,среда в трубном пространстве - деэтанизированный бензин, межтрубное пространство: давление рабочие - Р = 1,6 МПа, t рабочая - 218 0С, среда в межтрубном пространстве - стабильный бензин___

Объем расчетно-пояснительной записки не более 100 листов формата А4 __________

Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке)_

Реферат ____

Введение ____

1 Литературный обзор_____________

1.1 Физические процессы разделения углеводородных газов____________________________

1.2 Описание процессов ректификации, абсорбции и газофракционирования

1.3 Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов АГФУ _____________

2 Обоснование выбора темы_____________________________

3 Технологический раздел_______________________________

3.1 Основные параметры процесса ____________________________________

3.2 Описание принципиальной технологической схемы блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов______________________________

4 Механический раздел_____________________________________

4.1 Проектировочный расчет колонного аппарата

4.2 Расчет колонного аппарата на прочность

4.3 Расчет колонного аппарата на ветровую нагрузку

4.4 Проектировочный расчет и выбор теплообменного аппарата

4.5 Определение и выбор размеров штуцера и фланцевого соединения____________

5 Раздел по экологичности проекта

5.1 Мероприятия по защите атмосферы

5.2 Мероприятия по охране гидросферы

5.3 Мероприятия по охране литосферы

6 Раздел по безопасности жизнедеятельности проекта

6.1 Организация обеспечения безопасности жизнедеятельности на предприятии

6.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технических систем и технологических

процессов

6.3 Организация обеспечения охраны труда

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Объем и перечень иллюстрационно-графического материала (обязательных чертежей, плакатов, макетов, эскизов и др., (не менее 8листов)

1 Технологическая схема - 1 лист_

2 Чертежи оборудования, узлы и детали - 7 листов

Консультанты по разделам ВКР (с указанием относящихся к ним разделов)

1 Экологичность - А.М. Сафаров, д-р. техн. наук, доц. кафедры ПЭ

2 Безопасность жизнедеятельности - О.В. Шингаркина, канд. техн. наук, доц. кафедры ПБиОТ

3 Нормоконтроль - С.С. Хайрудинова, канд. техн. наук, доц. кафедры ТМО

Задание выдал:

Руководитель ВКР ______________ З.Р. Мухаметзянов (подпись) (инициалы, фамилия)

Дата выдачи задания __________________

Задание получил:

Студент _____________________ К.М. Хуснутдинов_ (подпись) (инициалы, фамилия)

Дата получения задания __________________



Реферат

Дипломный проект 147 с. машинописного текста, 12 иллюстраций, 23 таблицы, 35 использованных источников.

АБСОРБЦИОННО - ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩАЯ УСТАНОВКА, БЛОК РЕКТИФИКАЦИИ ФРАКЦИИ НК 80, КОЛОННА, ТЕПЛООБМЕННЫЙ АППАРАТ, ПРОЧНОСТЬ, УСТОЙЧИВОСТЬ, НАГРУЗКА, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ.

Объектом исследования является оборудование блока ректификации абсорбционно - газофракционирующей установки.

Цель выпускной работы заключалась в обобщении знаний, полученных в ходе инженерной подготовки и в самостоятельном проектном расчете основного оборудования блока.

При выполнении выпускной работы использованы статьи, методы расчета колонных аппаратов на прочность и устойчивость, методы расчета теплообменного аппарата и правила подбора оборудования. Использовались нормативно-технические документы.

В первом разделе проведен литературный обзор.

В технологическом разделе содержится описание процесса абсорбционно - газофракционирующей установки, описание основного оборудования.

В механическом разделе сконструированы колонный аппарат К-8 и теплообменный аппарат Т-6, рассчитаны на прочность и устойчивость, а также выбран и обоснован материал элементов оборудования.

В разделе безопасность жизнедеятельности предложены мероприятия по обеспечению безопасной работы установки.

В разделе экологичность рассмотрены негативные факторы, влияющие на окружающую среду и предложены меры по минимизации этих факторов.



Содержание

Введение

1. Литературный обзор

1.1 Физические процессы разделения углеводородных газов

1.2 Описание процессов ректификации, абсорбции и газофракционирования

1.3 Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов АГФУ

2. Обоснование выбора темы

3. Технологический раздел

3.1 Основные параметры процесса

3.2 Описание принципиальной технологической схемы блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов

4. Механический раздел

4.1 Проектировочный расчет колонного аппарата

4.2 Расчет колонного аппарата на прочность

4.3 Расчет колонного аппарата на ветровую нагрузку

4.4 Проектировочный расчет и выбор теплообменного аппарата

4.5 Определение и выбор размеров штуцера и фланцевого соединения

5. Раздел по безопасности жизнедеятельности проекта

5.1 Организация обеспечения безопасности жизнедеятельности на предприятии

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов

5.3 Организация обеспечения охраны труда

6. Экологичность проекта

6.1 Мероприятия по защите атмосферы

6.2 Мероприятия по охране гидросферы

6.3 Мероприятия по охране литосферы

Заключение

Список использованных источников

Приложение



Введение

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности для реализации современных технологических процессов необходимы высокоэффективные аппараты, к которым предъявляются значительные требования по технологичности, надежности, эргономичности и экономичности. Одним из ступеней, который осуществляет вышеуказанные требования в части обеспечения их надежной работы, является этап, который связан с конструированием машин и аппаратов.

Основная цель выпускной квалификационной работы заключалась в изучении оборудования, входящего в блок ректификации абсорбционно - газофракционирующей установки, а именно колонного и теплообменного аппаратов.

Объектом проектирования явились стабилизатор и теплообменник блока ректификации абсорбционно - газофракционирующей установки.

При выполнении выпускной работы использованы правила и методы выбора основных элементов сварных аппаратов - опор, днищ, внутренних устройств, люков, штуцеров, а также методы расчета колонных аппаратов под действием внутреннего давления.

Задачи выпускной работы:

- гидравлический расчет колонного аппарата;

- расчет и выбор теплообменного аппарата;

- конструирование корпуса и опорной обечайки колонного аппарата, выбор расположения основных внутренних устройств;

- проверка прочности колонного аппарата от воздействия внутреннего давления.



1. Литературный обзор

1.1 Физические процессы разделения углеводородных газов

Прогресс нефтехимического производства неразрывно связан с интенсификацией процессов сепарации газа. ]На сегодняшний день на заводе, располагающим комплексом различных процессов, со всех установок потоки углеводородных газов направляются предварительно на газофракционирование. Процессы газофракционирования предопределены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных углеводородов C1 - С6 (как непредельных, так и предельных, изостроения или нормального) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и производств метил-трет-бутилового эфира и т. д.

Источником углеводородных газов на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) являются:

- газы, которые выделяются из нефти на установках AT, ABT;

- газы, которые образуются в термодеструктивных или каталитических процессах переработки нефтяного сырья;

- газы стабилизации нестабильных бензинов.

На нефтеперерабатывающих заводах для разделения нефтезаводских газов применяют предпочтительно два типа газофракционирующих установок: абсорбционно-ректификационный (АГФУ) и ректификационный (ГФУ).

На сегодняшний день предстала необходимость создания процессов газоразделения, которые обеспечивают предельное извлечение углеводородных компонентов. Наряду с этим надобность повышения качества нефтехимических продуктов и снижения их себестоимости привела к существенному расширению ассортимента выпускаемых газовых фракций, повышенной степени чистоты. Поэтому нынешние газофракционирующие установки работают по разным технологическим схемам в зависимости от вида перерабатываемого сырья, ассортимента и качества получаемой продукции.

Методы разделения зависят от агрегатного состояния и химического состава углеводородного газового сырья, глубины отбора и качества вырабатываемых продуктов. На основе этого определяется тип технологической схемы установки. Наметившиеся в настоящее время тенденции к увеличению концентрации образующихся фракций при максимальном их отборе от потенциального содержания в сырье привели к усложнению технологических схем газоразделения, развитию низкотемпературных методов разделения, четкой ректификации, различные способы для сушки и очистки от примесей от примесей и в конечном итоге к увеличению энергетических затрат.

Из физических методов разделения газовых смесей, состоящих из углеводородов с различными температурами кипения, применяются:

- компрессия;

- конденсация;

- абсорбция;

- ректификация под давлением или при глубоком охлаждении;

- адсорбция.

Конденсация и компрессия - это процессы сжатия газа компрессорами и охлаждения его в холодильниках с образованием двухфазной системы жидкости и газа. С увеличением давления и уменьшением температуры выход жидкой фазы возрастает, причем сконденсировавшиеся углеводороды облегчают переход легких компонентов в жидкое состояние, растворяя их. Как правило применяют многоступенчатые (2, 3 и более) системы охлаждения и компрессии, применяя в качестве хладагентов воздух, воду, испаряющиеся пропан или этан, аммиак. Разделение сжатых и охлажденных газов исполняют в газосепараторах, откуда конденсат и газ наводят на дальнейшее фракционирование методами ректификации или абсорбции.

Абсорбция чаще всего применяется как первая ступень разделения смеси углеводородных газов на две фракции - фракцию низкомолекулярных и фракцию высокомолекулярных углеводородов. При проведении абсорбции при нормальной температуре абсорбентом обычно поглощаются практически все углеводороды с четырьмя и более атомами углерода в молекуле, большая часть пропана и пропена и небольшое количество этана, этена и метана. Остающаяся, непоглощенная, легкая часть включает водород, метан, значительную часть этена, этана и небольшое количество углеводородов с тремя углеродными атомами в молекуле. Тяжелая, поглощенная часть газа после десорбции может быть разделена ректификацией с применением только водяного охлаждения. Чисто абсорбционная схема разделения углеводородных газов была разработана в 1932 г. заводом «Химгаз» [2].

Ректификация - это процесс разделения близких по температуре кипения компонентов или фракций сырья при высокой четкости фракционирования. Известно, что затраты при ректификации определяются в первую очередь флегмовым числом и числом тарелок в колонном аппарате. Для близкокипящих компонентов с низкой относительной летучестью эти показатели являются особо крупными. Таким образом из общих капитальных и эксплуатационных затрат на газофракционирование значительная (около половины) часть достается на разделение фракций изобутан - н-бутан и изопентан - н-пентан.

В процессах переработки углеводородных газов на компоненты моторного топлива, как правило, требуется получать фракции углеводородов с тремя и четырьмя углеродными атомами в молекуле, а все более низкокипящие компоненты направляются на химическую переработку на отдельном заводе или используются как топливо. В этом случае на нефтеперерабатывающем заводе ректификация может быть проведена под повышенным давлением без применения искусственного холода.

Применение комбинации из абсорбции и ректификации позволяет достичь 80 - 85 % - го извлечения пропан-пропеновой фракции без применения искусственного холода; для бутан-бутеновой фракции степень извлечения повышается до 90 - 95 %, а для пентанов до 98 %. В нефтеперерабатывающей промышленности фракционировке с применением глубокого охлаждения будет подвергаться относительно небольшая часть газов деструктивной переработки - газы парофазного крекинга и пиролиза. Газы остальных процессов содержат относительно немного этена, и выделение его будет мало рентабельным.

Ректификация газов методом глубокого охлаждения применяется также для выделения водорода из газовых отходов деструктивной гидрогенизации и коксового производства. Водород при этом получается более дешевым, чем из водяного газа или конверсией метана.

Обработка газов при столь низких температурах требует предварительного освобождения их от H2O, H2S, CO2 и C2H2, чтобы избежать забивания трубопроводов и аппаратуры кристаллами углекислоты и воды и коррозии ее сероводородом.

Процесс адсорбции основан на том, что адсорбенты (активированный уголь, силикагель и др.) поглощают из газовой смеси предпочтительно углеводороды с большим молекулярным весом, отдавая при этом ранее поглощенные более низкомолекулярные углеводороды.

Основными типами оборудования абсорбционно-газофракционирующей установки являются:

- колонные аппараты;

- теплообменные аппараты;

- насосное и компрессорное оборудование;

- емкостное оборудование;

- аппараты воздушного охлаждения;

- печи.

На рисунке 1 представлена принципиальная схема АГФУ для фракционирования жирного газа и стабилизации бензина каталитического крекинга (на схеме не укказаны блоки осушки, сероочистки, конденсации и компрессии) [1, 2].

Полное название производственного объекта - абсорбционно-газофракционирующая установка (АГФУ-1) -она предназначена для сбора, компремирования жирных газов, стабилизации рефлюксов и бензинов термических крекингов, бензинов с установок 21-10, ЛЧ-24-7, факельных конденсатов, конденсата прямогонного газа.

1 - фракционирующий абсорбер; 2 - стабилизационная колонна;

3 - пропановая колонна; 4 - бутановая колонна; I - очищенный жирный газ; II - нестабильный бензин; III - сухой газ; IV - пропан-пропиленовая

фракция; V - бутан-бутиленовая фракция; VI - стабильный бензин

Рисунок 1 - Принципиальная схема абсорбционно-газофракционирующей установки (АГФУ)

Производительность АГФУ-1 составляет 350 тыс.т/год по газу.

Номинальная производительность блока ректификации по сырью составляет 690 тыс.т/год

Номинальная производительность блока фракционирования фракции НК-80°С (ДИП) по сырью составляет 730 тыс.т/год.

Производственная мощность блока деизогексанизации (ДИГ) по сырью составляет 900 тыс.т/год

Год ввода в действие производственного объекта в 1952 году.

Продуктами установки являются [2]:

- рефлюкс стабилизации;

- пропан-пропиленовая фракция;

- фракция широкая легких углеводородов (при простое ГФУ);

- бутан-бутиленовая фракция;

- газовый бензин;

- сухой газ.

В состав установки входят следующие блоки:

- блок сбора и компремирования жирных газов;

- блок ректификации бензинов термических крекингов, бензинов с установок 21-10, ЛЧ-24-7, рефлюксов с установок ТК-2,3, 22-4, Л-35-11/1000, «Жекса», ОАО «УНПЗ», факельных конденсатов, конденсата прямогонного газа;

- блок теплоносителя - дизельное топливо;

- блок сбора и компремирования прямогонного и углеводородных газов;

- блок фракционирования фракции НК-80°С (ДИП);

- блок деизогексанизации (ДИГ);

- блок теплоносителя АМТ-300.

Для разделения смеси бензинов, рефлюксов, газов на составляющие компоненты на установке АГФУ-1 применяется процесс ректификации - многократного испарения и конденсации компонентов смеси в колоннах непрерывного действия тарелочного типа.

В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей на АГФУ-1 используются колонны К-6,К-7, -8, К-40, К-41 с получением двух нефтепродуктов и ректификационная колонна К-10 с получением трех нефтепродуктов.

В каждой колонне имеется отпарная секция, расположенная ниже ввода сырья - тарелки питания. Целевым продуктом отпарной секции является жидкий кубовый остаток. Концентрационная секция расположена в колоннах над тарелкой питания.

Целевым продуктом концентрационной секции К-10 являются пары ректификата - верхний нефтепродукт.

Для обеспечения нормальной работы ректификационных колонн обязательна подача орошения наверх колонны с выводом и конденсацией верхнего нефтепродукта. В низ колонн подводится тепло через рибойлеры у К-6, К-7, К-8, К-40, К-41 или посредством «горячей струи кубового продукта через печи П-2, П-3 у К-10.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью, на установке АГФУ-1 используются ректификационные колонны с трапециевидно-клапанными и центробежными тарелками - в К-6,трапециевидно-клапанными тарелками - в К-7, клапанными тарелками в К-8, К-40, К-41 и трапециевидно-клапанными тарелками - в К-10.

Для компремирования жирных и прямогонных углеводородных газов на установке АГФУ-1 используются соответственно винтовые компрессора сухого сжатия

1.2 Описание процессов ректификации, абсорбции и газофракционирования

Ректификация.

Ректификация - один из наиболее распространенных в нефтегазовой и химической технологии массообменный процесс, который осуществляется в аппаратах - ректификационных колоннах - путем многоразового противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами [3]:

? пар несколько обогащается низкокипящими;

? жидкость - высококипящими компонентами.

При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства жидкость и пар, которые уходят из тарелки или слоя насадки, могут дойти до состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт пара и жидкости, который завершается достижением фазового равновесия, называется равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Во время подбира число контактных ступеней и параметры процесса (давление, температурный режим, флегмовое число, соотношение потоков, и др.), есть возможность обеспечения любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Периодическая ректификация обычно используется в небольших производствах. Для непрерывной ректификации используются довольно сложные установки.

Непрерывной ректификационный процесс имеет следующие преимущества перед периодической:

? стабильность условий работы, облегчающая установление необходимогорежима и автоматизирование процесса;

? отсутствие простоев между операциями, приводящее к увеличению производительности оборудования;

? минимальные тепловые расходы (можно использовать теплоту отводимого из куба остатка на подогрев питания).

Абсорбция

Абсорбция ? называется процесс избирательного поглощения компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом). Применяют для осушки, очистки и разделения углеводородных газов. Из природных и попутных нефтяных газов путем абсорбции получают пропан, этан, бутан и компоненты бензина. Абсорбция применяется для очистки природных газов от кислых компонентов ? сероводорода, который используется для производства диоксида углерода, серы, серооксида углерода, тиолов (меркаптанов) сероуглерода, и т.п. При помощи абсорбции также разделяют газы пиролиза и каталитического крекинга и осуществляют санитарную очистку газов от вредных примесей [3, 4].

Абсорбция занимает промежуточное положение между ректификацией и адсорбцией по количеству извлекаемых компонентов. В отличие от первого процесса абсорбция протекает в основном однонаправленно, т.е. абсорбент можно считать практически нелетучим.

Процесс абсорбции является обратимым, поэтому он используется не только для получения растворов газов в жидкостях, но и для разделения газовых смесей. При этом после поглощения одного или нескольких компонентов газа из газовой смеси необходимо выделить из абсорбента поглощенные компоненты. Выделение (регенерацию) поглощенных компонентов из абсорбента называют десорбцией. Регенерированный абсорбент вновь направляют на абсорбцию. В качестве абсорбентов при разделении углеводородных газов используют бензиновые или керосиновые фракции, а в последние годы и газовый конденсат, при осушке ? диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Для абсорбционной очистки газов от кислых компонентов применяют М-метил-2-пирролидон, гликоли, пропиленкарбонат, три-бутилфосфат, метанол; в качестве химического поглотителя применяется моно- и диэтаноламины.

На установках АГФУ для деэтанизации газов каталитического крекинга применяется фракционирующий абсорбер 1(рисунок 1). Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, т. е. поглощение из газов целевых компонентов (Сз и выше), а в нижней - частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. Нестабильный бензин каталитического крекинга применяется в качестве основного абсорбента на АГФУ. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подают стабилизированный (в колонне 4) бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции (на рисунке 1 не показана). Тепло в низ абсорбера подают с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера 1 выводят сухой газ (C1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводят углеводороды Сз и выше. Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами Сз и выше, после подогрева в теплообменнике направляют в стабилизационную колонну 2, нижним продуктом которой является стабильный бензин, а верхним - головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне 3 выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяют в бутановой колонне 4 на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (Сз и выше), который объединяют со стабильным бензином.

Газофракционирование.

Газофракционирование - процесс разделения смеси углеводородных газов на составляющие компоненты путем ректификации [3, 5].

Углеводородные газы нефтепереработки включаю газы, растворенные в нефти и газовом конденсате и выделяющиеся при атмосферно? вакуумной перегонке и газы, полученные при деструктивной переработке нефти.

Основным компонентом природного газа является метан, он содержит также небольшое количество пропана, этана, бутана и пентана и не содержит непредельных углеводородов. Дополнительно в газе присутствуют двуокись углерода, азот, сероводород и влага. На главных сооружениях магистральных трубопроводов природный газ предварительно очищают от примесей (двуокиси углерода и сероводорода), осушают и направляют к потребителям.

Попутные нефтяные газы добываются совместно с нефтью и выделяются при ее сепарации.

В газоконденсатных месторождениях газ обычно находится при большом давлении (до 50 МПа). При разработке такого пласта в газах наряду c легкими углеводородными компонентами могут содержаться и высококипящие. При снижении давления до 5 - 6 МПа и при изменении температуры тяжелые компоненты конденсируются и выделяется углеводородный конденсат.

Широкая фракция легких углеводородов получается при стабилизации и первичной переработке нефти. Он может содержать 2 - 8% метана и этана, не менее 10 - 15 % пропана, 8 - 18 % изобутана, 20 - 40 % н? бутана от 11 до 25 % углеводородов C5 и выше, а также примеси соединений серы 0,025-0,050 %, в том числе не боле 0,003 % H2S. Широкая фракция легких углеводородов перерабатывается на газобензиновых заводах или центральных ГФУ вместе с газоконденсатом и нестабильны газовым бензином.

Газы, которые содержат в основном предельные углеводороды, получают и в процессах переработки нефти: каталитического риформинга бензинов и гидрокрекинга. Такие газы, которые состоят из этана, метана и пропана, называют сухими. При стабилизации бензинов, которые получены в результате этих процессов, выделяется дополнительное количество газов, более тяжелых по углеводородному составу; их условнообозначают газами стабилизации или жирными.

Незначительное количество газов с преимущественным содержанием предельных углеводородов, вырабатывается в различных технологических процессах гидроочистки бензинов, дизельных топлив и масел, при гидрировании жидких продуктов коксования и пиролиза. На установках вторичной перегонки бензинов, производящих сырье для процесса платформинга, получается легкая фракция с н. к. - 62 °С. В ее состав входит до 19 % изопентановой, 17,6 % н? пентановой и 63,4 % гексановой фракции. Как правило, эта фракция является компонентом авиабензина, но при необходимости используется вместе с другими видами жидкого сырья для выработки на газофракционирующих установках пентановых фракций. Газовые смеси, содержащие в основном предельные углеводороды, разделяются на ГФУ на отдельные углеводородные фракции или индивидуальные компоненты.

Газовое сырье смешанного состава, которое состоит из предельных и непредельных углеводородов, производится только в процессах деструктивной переработки: термического и каталитического крекинга, пиролиза и коксования.

Сырье, которое перерабатывается на газофракционирующих установках, различается по агрегатному состоянию и химическому составу. В его состав входят предельные и непредельные углеводороды, примеси соединений серы, азот, окись и двуокись углерода, гелий, водород, влага, и т. д. Углеводородный состав сырья и содержание в нем примесей зависят от его происхождения и способа производства [3].

Источниками газового сырья являются природные и попутные газы, газы, выделенные при стабилизации нефти и нефтепродуктов, жидкие и газообразные углеводороды газоконденсатных месторождений.

Основным компонентом природного газа является метан; он содержит также небольшое количество этана, пропана, бутана и пентана и не содержит непредельных углеводородов. Кроме того, в газе присутствуют азот, двуокись углерода, сероводород и влага. На головных сооружениях магистральных трубопроводов природный газ предварительно очищают от примесей (двуокиси углерода и сероводорода), осушают и направляют к потребителям.

Попутные нефтяные газы добываются совместно с нефтью и выделяются при ее сепарации.

В газоконденсатных месторождениях газ обычно находится при большом давлении (до 50 МПа). При разработке такого пласта в газах наряду c легкими углеводородными компонентами могут содержаться и высококипящие. При снижении давления до 5 - 6 МПа и при изменении температуры тяжелые компоненты конденсируются и выделяется углеводородный конденсат.

Широкая фракция легких углеводородов получается при стабилизации и первичной переработке нефти. Он может содержать 2 - 8 % метана и этана, не менее 10 - 15 % пропана, 8 - 18 % изобутана, 20 - 40 % н? бутана от 11 до 25 % углеводородов C5 и выше, а также примеси соединений серы 0,025 - 0,050 %, в том числе не боле 0,003% H2S. Вместе с газоконденсатом и нестабильны газовым бензином, широкая фракция легких углеводороде перерабатывается на газобензиновых заводах или центральных ГФУ.

Содержание непредельных углеводородов (этилена, пропилена и бутилена) в газах деструктивной переработки нефти низко. В это время, потребности нефтехимической промышленности в этилене и пропилене постоянно растут. В связи с этим возникла необходимость специального производства непредельных углеводородов. С этой целью применяют процессы пиролиза. Сырьем для пиролиза являются природные, попутные и нефтезаводские газы (этан, пропан, бутаны), прямогонные и газовые бензины, газоконденсаты, газойлевые фракции нефтяные остатки и сырая нефть.

Этановую и пропановую фракции, кроме того, можно использовать в качестве хладоагентов для различных? холодильных циклов. Современным потребителям продукции газоразделения необходимы различные углеводородные фракции. Поэтому сырье разного углеводородного состава перерабатывается на отдельных блоках или установках.

При гексановом разделении сырья, которое состоит из предельных углеводородов, можно получить следующие фракции: метано? этановую (сухой газ), бутановую, пропановую, изобутановую, пентановую и изопентановую,. При увеличенной потребности в этилене, на газофракционирующих установках стали вырабатывать этановую фракцию - сырье для пиролиза. В этом случае сухой газ будет состоять в основном из метана. Иногда смесь пентана и более низких углеводородов не разделяют на фракции, а используют как газовый бензин.

При разделении сырья, состоящего из предельных и непредельных компонентов, ассортимент вырабатываемых углеводородных фракций значительно шире: метановая, этан ? этиленовая, пропан ? пропиленовая, бутан ? бутиленовая, пентан ? амиленовая фракции и тяжелые углеводороды С6 и выше. Для нефтехимических синтезов обычно необходимы индивидуальные углеводороды, потому дополнительно разделяют этан ? этиленовую фракцию на этановую и этиленовую, а пропан ? пропиленовую - на пропановую и пропиленовую. Из бутан ? бутиленовой фракции получают бутаны нормального и изостроения. Из бутиленовой фракции выделяют бутилены, бутадиены и т. д. Качество вырабатываемых углеводородных фракций определяется требованиями их последующей переработки.

Фракции газообразных углеводородов являются сырьем для производства высокооктановых компонентов к моторным топливам, мономеров в нефтехимическом синтезе и для пиролиза.

Производство высокооктановых компонентов к моторным топливам: алкилатов, изооктана, изомеризатов, полимердистиллятов - базируется на пропан? пропиленовых, бутан ? бутиленовых и пентан ? амиленовых фракциях, в которых содержание основного компонента ? 90%.

Производство мономеров для нефтехимических синтезов базируется на газовом сырье, в котором содержится 93 - 96 % основного компонента. Для получения изобутана, например, необходима изобутановая фракция с содержанием не менее 95 % изо?С4Н10 (МРТУ?38?1?209-66); бутадиен получают из бутановой фракции, содержащей 93 - 96 % н?С4Н10. Изопентановую фракцию с содержанием более 95 % изопентанов (МРТУ? 38?1?2И-66) перерабатывают в изопрен.

Концентрация мономеров для получения синтетических высокомолекулярных соединений (пластических масс, каучуков и т. п.), таких, как этилен, пропилен, бутадиен, изопрен, превышает 99,5 %.



1.3 Аппаратурное оформление блока ректификации рефлюксов, бензинов и конденсатов АГФУ

Колонное оборудование.

К основным аппаратам газофракционирующих установок следует отнести ректификационные колонны и абсорберы с необходимым дополнительным оборудованием: конденсаторами, емкостями, подогревателями и холодильниками. И те и другие в конструктивном оформлении имеют много общего [1,5].

Для разделения смеси газов, рефлюксов, бензинов на составляющие компоненты на установке АГФУ?1 используется процесс ректификации - многократного испарения и конденсации компонентов смеси в колоннах непрерывного действия тарелочного типа.

В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей на АГФУ?1 используются колонны К?6,К?7, ?8, К?40, К?41 с получением двух нефтепродуктов и ректификационная колонна К?10 с получением трех нефтепродуктов.

В каждой колонне имеется отпарная секция, расположенная ниже ввода сырья - тарелки питания. Целевым продуктом отпарной секции является жидкий кубовый остаток. Концентрационная секция расположена в колоннах над тарелкой питания.

Целевым продуктом концентрационной секции К?10 являются пары ректификата - верхний нефтепродукт.

Для обеспечения нормальной работы ректификационных колонн обязательна подача орошения наверх колонны с выводом и конденсацией верхнего нефтепродукта. В низ колонн подводится тепло через рибойлеры у К?6, К?7, К?8, К?40, К?41 или посредством «горячей струи кубового продукта через печи П?2, П?3 у К?10.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью, на установке АГФУ?1 используются ректификационные колонны с трапециевидно?клапанными и центробежными тарелками - в К?6,трапециевидно?клапанными тарелками - в К?7, клапанными тарелками в К?8, К?40, К?41 и трапециевидно? клапанными тарелками - в К?10.

На рисунке 2 представлена принципиальная схема колонны, основным узлом которой является вертикальный корпус с опорой юбочного типа. Царговый диаметром D=2000 мм, с ситчато-клапанными тарелками в количестве 8 шт., расстояние между тарелками h = 300мм (шифр Ж) и материалом: корпуса аппаратоа Мк - сталь 10Х 17Н13М2Т, опоры Мо - сталь 09Г2С.

С помощью опоры она устанавливается на фундамент и закрепляется фундаментными болтами. Сверху и снизу корпус колонны закрыт сферическими или эллиптическими днищами. Внутри колонны размещены контактные элементы: тарелки или слой насадки, улиты, отбойники и т.д. Колонна снабжена штуцерами для подвода и отвода необходимых потоков. Конструктивное исполнение корпусов колонн зависит от их назначения [4, 5].

По способу образования поверхности контакта фаз колонные аппараты подразделяются на две основные группы:

? насадочные колонны (поверхностные и пленочные), в которых жидкая фаза движется в колонне по поверхности насадки в виде пленки;

? тарельчатые колонны (барботажные), в которых по высоте колонны устанавливают контактные элементы -- тарелки.

Известно, что затраты при ректификации определяются в первую очередь флегмовым числом и числом тарелок в колонне. Для близкокипящих компонентов с малой относительной летучестью эти параметры особенно велики. Поэтому из общих капитальных и эксплуатационных затрат на газофракционирование существенная часть приходится на разделение фракций i-С4-н-С4 и i-C5-н-С5. В этой связи на НПЗ часто ограничиваются фракционированием предельных газов без разделения фракций С4 и выше.

Одним из основных факторов, определяющих качество получаемых продуктов на ГФУ, является правильный выбор способа контакта и его конструктивного оформления. В промышленности применяют различные виды ректификационных тарелок, что объясняется многообразием технологических задач и индивидуальностью химических процессов. Контактные устройства должны обеспечивать интенсивный тепло- и массообмен паровой и жидкой фаз, иметь невысокие и одинаковые по площади гидравлические сопротивления. В технологии газоразделения получили распространение колпачковые тарелки с круглыми колпачками, желобчатые и с S-образными элементами, клапанные, ситчатые, струйные и решетчатые провального типа и др.

Клапанные тарелки широко применяют в нефтехимической промышленности. Основные их преимущества - способность обеспечить эффективный массообмен в большом интервале рабочих нагрузок, несложность конструкции, низкая металлоемкость и невысокая стоимость [5, 6].

Клапанные тарелки изготовляют с дисковыми и прямоугольными клапанами; тарелки работают в режиме прямоточного или перекрестного движения фаз. В отечественной промышленности наиболее распространены клапанные прямоточные тарелки с дисковыми клапанами. На клапанной прямоточной тарелке в шахматном порядке расположены отверстия, в которых установлены саморегулирующиеся дисковые клапаны диаметром 50 мм, способные подниматься при движении пара (газа) на высоту до 6 - 8 мм.

Дисковый клапан снабжен тремя направляющими, расположенными в плане под углом 45°, две из этих направляющих имеют большую длину. На диске клапана штамповкой выполнены 'специальные упоры, обеспечивающие начальный зазор между диском и тарелкой, что исключает возможность прилипания клапана к тарелке (рисунок 3, положение I).



Рисунок 3 - Клапанно - прямоточная тарелка

При небольшой производительности по пару поднимается легкая часть клапана (рисунок 3, положение II) и пар выходит через щель между клапаном и полотном тарелки в направлении, противоположном направлению движения жидкости по тарелке. С увеличением скорости пара клапан поднимается и зависает над тарелкой (рисунок 6, положение III), a пар барботирует в жидкость через кольцевую щель под клапаном. При дальнейшем росте производительности по пару клапан занимает положение, при котором пар выходит в направлении движения жидкости, уменьшая разность уровней жидкости на тарелке (рисунок 6, положение IV). При этом короткая направляющая фиксируется в специальном вырезе на кромке отверстия, обеспечивая заданное положение клапана при его подъеме.

Ситчатые тарелки со сливным устройством применяют в колонных аппаратах диаметром 400- 4000 мм при расстоянии между тарелками 200 мм и более. Основной элемент таких тарелок - металлический диск с отверстиями диаметром 6 мм, расположенными по вершинам равносторонних треугольников (рисунок 4).

В колоннах диаметром более 800 мм тарелки состоят из отдельных секций. По креплению секций тарелки к корпусу и устройству переливов такие колонны аналогичны аппаратам с колпачковыми и клапанными тарелками.

Преимущество ситчатой тарелки - большое свободное ( т.е. занятое отверстиями) сечение тарелки, следовательно, высокая производительность, по пару (газу) - на 30 - 40% больше, чем у колпачковых, простота изготовления, малая металлоемкость.

Рисунок 4 - Элемент ситчатой тарелки

Недостаток - высокая чувствительность к точности установки. Аппараты с ситчатыми тарелками не рекомендуется использовать для работы на загрязненных средах, это может вызвать забивание отверстий.

1.3.2 Теплообменное оборудование.

Аппараты теплообменные кожухотрубчатые с U-образными трубами (рисунок 5) предназначены для теплообмена жидких и газообразных сред в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, нефтяной, газовой и других отраслях промышленности и изготавливаются для внутрироссийских и зарубежных поставок.

Рисунок 5 - Теплообменник кожухотрубчатый с U-образными трубами



Охлаждающей средой в холодильниках и конденсаторах является вода или другая нетоксичная, невзрыво- и непожароопасная жидкость с температурой кипения при давлении 0,07 МПа свыше 60°С [4].

Аппараты могут эксплуатироваться в условиях климатических районов с умеренным и тропическим климатом.

Испарители ? аппараты для испарения жидких веществ. В нефтеперерабатывающей промышленности испарители применяют для разделения жидких смесей путем частичного однократного испарения и, в частности, сырой нефти при ее перегонке; подвода тепла в низ ректификационных колонн вторичной перегонки бензина, газофракционирования, разделения продуктов реакций, отгонки растворителей, охлаждения жидких сред, служащих хладагентами [6, 7].

Испарители для предварительного разделения сырой нефти представляют собой пустотелые цилиндрические вертикальные аппараты, в которых происходит процесс однократного частичного испарения нефти за счет тепла, поступающего с ее потоком. Эти испарители работают при температуре 180 ? 250 °С и давлении 0,3 ? 0,5 МПа.

Испарители для подвода тепла в низ ректификационных колонн ? это кожухотрубчатые аппараты. Получили распространение два типа таких аппаратов: горизонтальные с паровым пространством и вертикальные. Первый из них состоит из горизонтального цилиндрического корпуса (рисунок 6) и размещенных в нем одного ? трех горизонтальных пучков из труб [8].

Рисунок 6 ? Испаритель горизонтальный с паровым пространством

1 ? кожух; 2 ? люк; 3 ? штуцер предохранительного клапана;

4 ? трубчатый пучок; 5 ? горловина; 6 ? распределительная камера;

7 ? опора; 8 ? штуцер дренажа; 9 ? перегородка; 10 ? люк для троса лебедки. Потоки: I ? испаряемая жидкость; II ? остаток; III ? пары; IV ? теплоноситель

Пучок может быть выполнен с плавающей головкой или из U?образных труб. Теплоносителем служит водяной пар или горячая нефтяная фракция. Испаряющаяся жидкость поступает снизу, ее уровень в аппарате поддерживается вертикальной перегородкой с таким расчетом, чтобы паровое пространство составило не менее 1/3 диаметра корпуса аппарата и жидкость имела достаточное зеркало для выделения образующихся паров. Неиспарившаяся жидкость переливается через перегородку и откачивается насосом по уровню. Испаритель установлен на двух опорах и снабжен люком и необходимыми штуцерами. Диаметр стандартных аппаратов достигает 2800 мм, длина труб ? 6000 мм.

Насосное оборудование.

В центробежных насосах передача энергии перекачиваемой жидкой среде осуществляется за счет взаимодействия лопаток рабочего колеса с потоком, в результате чего под действием центробежной силы жидкая среда отбрасывается от центра рабочего колеса (всасывающая полость) к его периферии (напорная полость).

На рисунке 7 показана принципиальная схема одноступенчатого центробежного насоса [9].

Рисунок 7 ? Схема одноступенчатого центробежного насоса

1 ? вал; 2 ? рабочее колесо; 3 ? лопатки рабочего колеса; 4 ? спиральная камера (корпус насоса); 5 ? нагнетательный патрубок (диффузор); 6 ? направление потока жидкой среды; 7 ? всасывающий патрубок; 8 ? направление вращения рабочего колеса

Рабочее колесо приводится во вращение от электродвигателя через вал. Конструктивно колесо представляет собой два диска, скрепленные между собой лопатками.

Рабочее колесо помещается в корпусе насоса, который выполняется в виде спиральной камеры. С торцевой стороны к центру корпуса прикрепляется всасывающий патрубок, через который с помощью всасывающей трубы подводится перекачиваемая жидкая среда. От насоса жидкая среда отводится через напорный патрубок, к которому присоединяется напорный трубопровод.

Одноколесные (одноступенчатые) насосы способны создать напор порядка 100 м водяного столба. Однако в производственных условиях иногда требуются значительно большие напоры. Для этих целей промышленностью изготавливаются многоступенчатые насосы. Схема такого насоса, у которого несколько рабочих колес (ступеней) закреплено на общем валу, показана на рисунке 8.

От напорной полости предыдущей ступени к всасывающей полости последующей жидкая среда подается по переходным каналам. Таким образом, в каждой ступени перекачиваемая жидкая среда получает соответствующее приращение энергии и на выходе из напорного патрубка обладает высоким напором. Многоступенчатые насосы могут развивать напор более 2500...3000 м водяного столба.



Рисунок 8 ? Схема трехступенчатого центробежного насоса

1 ? вал; 2 ? всасывающий патрубок; 3 ? рабочие колеса;

4 ? напорный патрубок; 5 ? спиральная камера; 6 ? переходные каналы

Рассмотрим основные части центробежного насоса. Рабочее колесо (рисунок 9) состоит из дисков переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднегосплошного диска со ступицей (втулкой) в центре, через которую проходит лал с закрепленным на нем колесом [9].

Рабочее колесо центробежного насоса может быть от крытого или закрытого типа. На рисунке 9 показана конструкция закрытого рабочего колеса, состоящего из переднего диска 1 с входным отверстием, заднего диска 2 со ступицей 3 для посадки колеса на вал и лопаток 4. Лопатки расположены между дисками; они загнуты назад т. е. в сторону, обратную вращению колеса.

Рисунок 9 ? Рабочее колесо центробежного насоса



1 ? передний диск; 2 ? задний диск; 3 - ступица; 4 ? лоток

Для увеличения подачи насоса при сохранении давления, развиваемого одним колесом, применяют колеса с двусторонним входом жидкости.

Устройства, преобразующие скоростную энергию в давление. Из рабочего колеса жидкость движется обычно с большой скоростью. Для уменьшения гидравлических потерь в насосе скорость жидкости должна быть преобразована в давление при помощи следующих специальных устройств.

Направляющий аппарат представляет устройство, состоящее из двух неподвижных дисков с лопатками и закрепленное в корпусе насоса (рисунок 10) [9].

Рисунок 10 ? Направляющий аппарат центробежного насоса секционного типа

1 ? направляющий аппарат; 2 ? рабочее колесо

В насосах секционного типа направляющий аппарат предназначен для того, чтобы поток жидкости, поступающий в него на рабочего колеса, отвести в нужном направлении и одновременно преобразовать скоростную энергию и давление.

В насосах спирального типа преобразование скоростной энергии происходит в отводе называемом камерой (улиткой). Из последнего рабочего колеса жидкость с большой скоростью поступает в спиральную камеру и затем направляется через трубный расширитель (диффузор) в напорный трубопровод. Очертание стенок спиральной камеры способствует плавному уменьшению скорости жидкости по направлению к выходу и минимуму потерь па гидравлические сопротивления. Таким образом, спиральная камера является безлопаточным отводом насоса спирального типа или как бы однолопаточным направляющим аппаратом, где роль лопатки выполняют стенки спиральной камеры.

Вал насоса предназначен для передачи момента вращения от двигателя к рабочим колесам, неподвижно закрепленным на валу при помощи шпонки, резьбы или неподвижной (горячей, глухой, прессовой и др.) посадки. Вал и рабочие колеса в собранном виде образуют вращающуюся часть насоса, называемую ротором. Ротор насоса состоит из нала и одного рабочего колеса или из вала и нескольких рабочих колес, как в многоступенчатых насоса. Валы насосов в основном изготовляют из углеродистой стали, а в случае корродирующих жидкостей ? из коррозионностойкой стали.

В корпусе насоса объединены все неподвижные детали проточной части: всасывающий (приемный) и напорный патрубки, каналы подвода к рабочим колесам и отвода от них, переводные каналы в многоступенчатых насосах и др. Вся внутренняя полость корпуса насоса при работе заполнена перекачиваемой жидкостью и находится под давлением.

В месте выхода из корпуса вала насоса применяют уплотнения различных конструкций. Самое простое и распространенное из них -- сальниковая набивка, которая, однако, не исключает некоторых утечек жидкости, так как для нормальной работы такого уплотнения необходим определенный проток жидкости. Утечки сводятся практически к нулю в конструкциях с торцовым уплотнением, которое сложнее сальникового и требует более квалифицированной эксплуатации. Сальники -- это самый ответственный узел при работе насоса.

В центробежных насосах являются опорой быстровращающихся валов и должны быть надежны в работе. В конструкциях насосов применяют подшипники скольжения и качения, обычно шариковые, радиальные и радиально?упорные. Система смазки подшипников преимущественно кольцевая, т. е. смазка из масляной ванны к подшипникам подается при помощи кольца, вращающегося на валу насоса. Циркуляционная система смазки под давлением, создаваемым специальным масляным насосом, применяется для насосов большой мощности (свыше 500 квт).

Уплотняющие кольца корпуса и рабочих колес предназначены для уменьшения утечек Жидкости между ступенями внутри корпуса насоса. Уплотняющие кольца выполняются лабиринтными. По мере износа уплотняющие кольца корпуса и рабочих колес заменяются новыми, для чего они изготовляются легкосъемными. Уплотняющие кольца предназначены для уменьшения утечек жидкости через зазоры между передним диском рабочего колеса и корпусом. В многоступенчатых центробежных насосах уплотнения между ступенями выполняют в виде образующих плоские щели сменных колец. Кольца изготовляют из более износостойкого материала, чем корпус и колесо.