- •Виробничі процеси та обладнання об’єктів автоматизації конспект лекцій доцента кафедри нгтт і т Гаєвої Любов Іванівни
- •1.1 Зміст і задачі дисципліни
- •1.2 Класифікація технологічних процесів
- •1.3 Хімічний і фракційний склади нафти
- •1.3.1 Парафінові вуглеводні
- •1.3.2 Нафтенові вуглеводні
- •1.3.3 Ароматичні вуглеводні
- •1.3.4 Фракційний склад нафти
- •2 Основні поняття масообмінних процесів
- •2.1 Загальні ознаки масообмінних процесів
- •2.2 Способи визначення складу фаз
- •2.3 Основне рівняння масопередачі
- •3.1 Призначення і суть процесу абсорбції
- •3.2 Використання абсорбції в нафтогазовій промисло-вості
- •3.3 Робота системи абсорбер-десорбер неперервної дії
- •3.4 Параметри контролю і регулюванню при абсорбції та десорбції
- •3.4.1 Температура в абсорбері
- •3.4.2. Тиск в абсорбері
- •3.4.3 Питома витрата абсорбенту
- •3.4.4 Рівень рідини в низу абсорбера і десорбера
- •3.4.5 Температура в десорбері
- •3.4.6 Тиск в десорбері
- •3.4.7 Рушійна сила абсорбції
- •3.4.8 Площа контакту і час контакту абсорбенту і газової суміші
- •3.5 Вимоги до абсорбентів
- •3.6 Типи абсорберів
- •4 Процес адсорбції
- •4.1 Призначення і суть процесу
- •4.2 Використання адсорбції в нафтогазовій промисло-вості
- •4.3 Робота системи адсорбер-десорбер періодичної дії
- •4.4 Робота системи адсорбер-десорбер неперервної дії
- •4.5 Параметри контролю і регулювання при адсорбції і десорбції
- •4.5.1 Температура в адсорбері
- •4.5.2 Тиск в адсорбері
- •4.5.3 Питома витрата адсорбенту
- •4.5.4 Температура в десорбері
- •4.5.5 Тиск в адсорбері
- •4.5.6 Природа газової суміші і властивості адсорбенту
- •5 Процес ректифікації
- •5.1 Призначення і суть процесу
- •5.2 Використання процесу в нафтогазовій промисло-вості
- •5.3 Будова і робота простої ректифікаційної колони
- •5.4 Будова і робота складної ректифікаційної колони
- •5.5 Параметри контролю і регулювання при ректифікації
- •5.5.1 Температура верха колони
- •5.5.2 Температура низу колони
- •5.5.3 Тиск в колоні
- •5.5.4 Температура і витрата сировини
- •5.5.5 Рівень залишку в колоні
- •5.5.6 Температура на тарілках виводу бокових фракцій
- •5.6 Матеріальний баланс ректифікаційної колони
- •5.7 Крива рівноваги фаз: її побудова та рівняння
- •5.8 Ізобарні температурні криві
- •5.9 Графічний метод визначення кількості тарілок в колоні
- •5.10 Визначення температурного режиму простої ректифікаційної колони
- •5.11 Визначення геометричних розмірів колони: діаметра і висоти
- •6 Процес екстракції
- •6.1 Призначення і суть процесу
- •6.2 Використання в нафтогазовій промисловості
- •6.3 Методи екстракції
- •6.3.1 Однократна екстракція
- •6.3.2 Багатократна екстракція
- •6.3.3 Протитічна екстракція
- •6.4 Будова і робота екстракційної колони
- •6.5 Параметри контролю і регулювання при екстракції
- •6.5.1 Температура
- •6.5.2 Співвідношення розчинник: сировина
- •6.5.3 Якість розчинника
- •6.5.4 Рівень границі розділу фаз
- •6.6 Визначення складу фаз за допомогою трикутної діаграми
- •7 Теплові процеси
- •7.1 Теплообмінні апарати
- •7.1.1 Кожухотрубні теплообмінники з нерухомим трубними решітками
- •7.1.2 Теплообмінні апарати з температурними компенсаторами
- •7.1.3 Теплообмінні апарати з плаваючою головкою (з рухомою трубною решіткою)
- •7.1.4 Теплообмінні апарати з u-подібними трубками
- •7.1.5 Теплообмінники типу «труба в трубі»
- •7.1.6 Випарники з паровим простором
- •7.1.7 Апарати повітряного охолодження
- •7.2 Класифікація і маркування апо
- •7.3 Маркування та розрахунок кожухотрубчастих теплообмінників
- •7.3.1 Маркування кожухотрубчастих теплообмінників
- •7.3.2 Розрахунок кожухотрубчастих теплообмінників
- •7.4 Трубчасті печі
- •7.5 Умовні позначення типових трубчастих печей
- •8 Товарні нафтопродукти
- •8.1 Технологічна класифікація нафт
- •8.2 Основні напрями переробки нафти
- •8.3 Класифікація і характеристика товарних нафтопродуктів
- •8.4 Палива
- •8.4.1 Карбюраторні палива
- •8.4.2 Реактивні палива
- •8.4.3 Дизельні палива
- •8.4.4 Газотурбінні палива
- •8.4.5 Котельні палива
- •8.5 Нафтові оливи
- •8.5.1 Моторні оливи
- •8.5.2 Трансмісійні оливи
- •8.5.3 Індустріальні оливи
- •8.5.4 Турбінні і компресорні оливи
- •8.5.5 Спеціальні оливи
- •8.6 Пластичні мастила
- •8.7 Парафіни, церезини, вазеліни
- •8.8 Нафтові розчинники та ароматичні вуглеводні
- •8.9 Нафтові бітуми
- •8.10 Нафтовий кокс
- •8.11 Технічний вуглець
- •8.12 Присадки до палив та олив
- •9.2 Методи руйнування нафтових емульсій
- •9.3 Будова і робота електродегідраторів
- •9.3.2 Горизонтальні електродегідратори
- •9.4 Схема електрознесолювальної установки та її опис
- •9.5 Параметри контролю і регулювання на установці
- •9.5.1 Температура і тиск в електродегідраторі
- •10.2 Первинна переробка нафти
- •10.2.1 Призначення первинної переробки і класифікація установок авт
- •10.2.2 Сировина і одержувані продукти
- •10.2.3 Принципова технологічна схема авт з трьохкратним випаровуванням і їх опис
- •10.3 Термічні процеси переробки нафти (коксування)
- •10.3.1 Призначення, і суть процесу
- •10.3.2 Механізми реакцій
- •10.3.3 Сировина і одержувані продукти
- •10.3.4 Технологічна схема установки сповільненого коксування і її опис
- •10.3.5 Параметри контролю і регулювання на установці
- •10.3.5.1 Якість сировини
- •10.3.5.2 Температура входу сировини в реактор
- •10.3.5.3 Тиск в реакторі
- •10.3.5.4 Час перебування сировини в реакторі
- •10.3.5.5 Коефіцієнт рециркуляції
- •10.4 Каталітичні процеси
- •10.4.1 Каталітичний реформінг
- •10.4.1.1 Призначення, суть і хімізм процесу
- •10.4.1.2 Сировина і одержувані продукти
- •10.4.1.3 Каталізатори
- •10.4.1.4 Принципова технологічна схема установки каталітичного риформінгу і її опис
- •10.4.2 Параметри контролю і регулювання на установці
- •10.4.2.1 Якість сировини
- •10.4.2.2 Температура на вході в реактори
- •10.4.2.3 Об’ємна швидкість подачі сировини
- •10.4.2.4 Тиск в реакторах
- •10.4.2.5 Кратність циркуляції водневмісного газу
- •10.5.2 Сировина і одержувані продукти
- •10.5.3 Каталізатор
- •10.5.4 Принципова технологічна схема установки каталітичного крекінгу з ліфт- реактором і її опис
- •10.5.5 Параметри, що впливають на процес
- •10.5.5.1 Якість сировини
- •10.5.5.2 Температура в реакторі
- •10.5.5.3 Час контакту сировини і каталізатора
- •10.5.5.4 Кратність циркуляції каталізатора
- •10.5.5.5 Тиск в реакторі
- •11 Процеси очищення продуктів
- •11.1 Процес гідроочищення
- •11.1.1 Призначення установки, суть і хімізм процесу
- •11.1.2 Сировина і одержувані продукти
- •11.1.3 Умови проведення процесу
- •11.1.4 Каталізатори
- •11.1.5 Принципова технологічна схема гідроочищення дизельного палива в паровій фазі і її опис
- •11.1.6 Параметри контролю і регулювання на установці
- •11.1.6.1 Якість сировини
- •11.1.6.2 Температура в реакторі
- •11.1.6.3 Тиск в реакторі
- •11.1.6.4 Об’ємна швидкість подачі сировини і кратність циркуляції водневмісного газу
- •11.2 Процес карбамідної депарафінізації
- •11.2.1 Призначення і суть процесу
- •11.2.2 Сировина і одержувані продукти
- •11.2.3 Параметри, що впливають на процес
- •11.2.3.1 Якість сировини
- •11.2.3.2 Склад і концентрація карбаміду
- •11.2.3.3 Співвідношення карбамід-сировина
- •11.2.3.4 Температура
- •11.2.3.5 Склад і кількість активатора та розчинника
- •11.2.3.6 Час контакту сировини з карбамідом
- •11.3 Опис технологічної схеми установки карбамідної депарафінізації дизельного палива
9.2 Методи руйнування нафтових емульсій
Існує три методи руйнування нафтових емульсій:
- механічні;
- термохімічні;
- електричні.
Кожен із цих методів ґрунтується на злипанні і укрупнені крапель води та інтенсифікації їх осідання. До механічних методів відносяться відстоювання, фільтрування і центрифу-гуванні.
Відстоювання використовують для свіжих нафтових емульсій, які розділяються на компоненти за рахунок різної густини.
При фільтруванні вода і нафта по різному змочують стружки із тополі, осики та волокна скловати. Краплі води прилипають до стружок або волокон укрупнюються і стікають по ним.
При центрифугуванні емульсія розділяється на нафту і воду під дією відцентрової сили.
Термохімічні методи руйнування нафтових емульсій базуються на використанні поверхнево активних речовин, які діють як деемульгатори. В якості вітчизняних деемульгаторів використовують проксалін, реапон, ПМ, ОП-7, ОП-10, в якості зарубіжних проганіт, петроляйт і дисолван. Витрата деемульгатора складає від 0,05 до 1 % мас.
Хімічному знесоленню і зневодненню нафти сприяє підвищення температури. Деемульгатор розчиняє адсорбційну плівку навколо крапель води в результаті чого вони злипаються і швидше осідають при відстоюванні. Підвищення температури сприяє розм’якшенню і розчиненню адсорбційної плівки в нафті, зменшені в’язкості нафти і підвищені швидкості руху крапель води.
Найбільш стійкі емульсії руйнуються за допомогою змінного електричного поля. Суть процесу електрознесолення і зневоднення нафти полягає в тому, що під дією поля високої напруги 27-44 кВ краплі води які перебувають в нафті поляризуються тобто утворюють диполі. Під дією змінного електричного поля диполі рухаються і притягуються протилежно зарядженими кінцями. Сили притягання між ними настільки зростають, що адсорбційна плівка руйнується і краплі води укрупнюються. Електричному методу зневодненню і знесолення нафти сприяє температура і використання деемульгатора. При цьому методі в апаратах (електродегідраторах) тиск складає Р = 0,34-1,76 МПа для зменшення випаровування води і газовиділення.
9.3 Будова і робота електродегідраторів
Електродегідратори бувають трьох типів:
- вертикальні циліндричні з горизонтальними електродами і подачею емульсії в міжелектродний простір;
- шарові з пластинчастими електродами і подачею емульсії в міжелектродний простір;
- горизонтальні електродегідратори з прямокутними електродами і подачею сировини в шар соленої води.
Таблиця 9.1 – Коротка характеристика електродегідраторів
|
Параметри |
Вертикальні |
Шарові |
Горизонтальні |
|
Діаметр, м Об’єм, м3 Тиск, МПа Температура, °С Продуктивність, т/год Напруга, кВ |
3,0 30 0,34 80 10-12 27-34 |
10,5 600 0,64 100 230-250 32-34 |
3,4 160 1,76 160 200-250 24-44 |
Вертикальні електродегідратори представляють собою циліндричні апарати в середині яких знаходяться горизонтальні електроди, які підвішені до фарфорових ізоляторів. Струм до електродів подається від трансформаторів потужністю 5 кВт.

1 – трансформатор; 2 – корпус; 3 – фарфорові ізолятори;
4 – електроди; 5 – стояк для подачі емульсії в апарат; 6 – гра-ниця розділу фаз; 7 – патрубок для виводу підготовленої нафти.
Рисунок 9.2 – Схема вертикального електродегідратора
Емульсія в електродегідратор подається через вертикаль-ний стояк 5 який закінчується розподільчою головкою. Емульсія виходить із стояка у вигляді струменя через кільцеву щілину. Попадаючи в електродний простір вона піддається дії електричного поля високої напруги деемульгатора і температури. В результаті чого вона руйнується. Вода осідає на дно апарату і виводиться знизу, а підготовлена нафта виводиться зверху апарату через патрубок 7.
Перевагою даного апарату є простота конструкції, недоліком низька продуктивність не висока максимальна температура і неможливість проведення знесолення в них високо смолистої нафти.
Принцип дії шарових електродегідраторів аналогічний до принципу дії вертикальних електродегідраторів тільки в них замість одного стояка для подачі емульсії і однієї пари електродів є по три. В даний час шарові електродегідратори не використовують так як вони складні у виготовлені і займають велику територію.
