Пример: Получение никотиновой кислоты из β-пиколина в производстве лекарственной субстанции никотиновой кислоты мощностью 100 т/год НИКОТИНОВАЯ КИСЛОТА - витамин РР, а также промежуточный продукт для производства многих лекарственных препаратов и амида никотиновой кислоты (витамина В). 2Лесина Ю.А. Химическая схема синтеза

Описание процесса: Стадия окисления β-пиколина протекает в 10.5%-ном водном растворе перманганата калия при перемешивании и нагревании до 60°С в течение 8 часов с выходом 90%. Соотношение реагентов следующее: на 1 моль β- пиколина берут 2 моль перманганата калия. По окончании реакционную массу фильтруют в течение часа в горячем виде, при этом отделяется шлам диоксида марганца (потери продукта при фильтрации составляют 15 %, влажность осадка 15%). Раствор калиевой соли никотиновой кислоты охлаждают в течение 4 часов до 18-20°С и нейтрализуют соляной кислотой, прибавляя ее в течение часа (2.02 моль НСl на 1 моль соли) в виде 10%-ного водного раствора, при этом достигается 100%-ная нейтрализация. Далее после часовой выдержки выпавшие кристаллы никотиновой кислоты фильтруют 20 мин., промывают водой из расчета 10 л на 50 кг продукта, потери при этом составляют 2%. Влажный продукт (содержание влаги 15%) сушат 2 часа до остаточного содержания влаги 2 %, выход 97 %. Состав сырья: Наименование сырья Содержание основного вещества, % β-пиколин 98.0 KMnO Соляная кислота 33.0 Мощность производства-100 т/год. 3Лесина Ю.А. Химическая схема синтеза Технологическая схема

Факторы, определяющие выбор схемы синтеза: число стадий синтеза и их длительность; число стадий синтеза и их длительность; выходы и селективность по стадиям; выходы и селективность по стадиям; патентная чистота метода синтеза; патентная чистота метода синтеза; технологичность процесса; технологичность процесса; сравнительное качество продуктов, получаемых по различным методам и их стабильность при хранении; экологические характеристики процесса (токсичность, взрыво- и пожароопасность используемых веществ, состав сточных вод и выбросов в атмосферу); сравнительное качество продуктов, получаемых по различным методам и их стабильность при хранении; экологические характеристики процесса (токсичность, взрыво- и пожароопасность используемых веществ, состав сточных вод и выбросов в атмосферу); доступность и стоимость всех видов сырья; доступность и стоимость всех видов сырья; вопросы механизации и автоматизации процесса; вопросы механизации и автоматизации процесса; ориентировочная оценка возможного аппаратурного оформления процесса, износа (коррозии) аппаратуры в предполагаемых условиях эксплуатации; ориентировочная оценка возможного аппаратурного оформления процесса, износа (коррозии) аппаратуры в предполагаемых условиях эксплуатации; учет возможностей предполагаемого места реализации в промышленном масштабе разрабатываемого синтеза. учет возможностей предполагаемого места реализации в промышленном масштабе разрабатываемого синтеза. 1 5Лесина Ю.А.

Прежде, чем приступить к технологическим расчетам необходимо четко представлять систему и ее структуру 6Лесина Ю.А. Формы представления структуры Вербальное (словесное) описание В текстовых документах Графические схемы Функциональные (технологическая схема) операторныеструктурныеаппаратурные

Условные обозначения на технологических схемах технологический процесс (операция) отходы твердые получаемый на стадии промежуточныйпроду кт или готовая продукция отходы жидкие сырье, используемое в процессе промежуточный продукт, загружаемыйв технологический процесс отходы газообразные(выброс ы в атмосферу) технологический, химический и микробиологический контроль Кт, Кх, Км 8Лесина Ю.А. Технологическая схема

Условные обозначения стадий (индексы): «ВР» стадии вспомогательных работ; «ВР» стадии вспомогательных работ; «ТП» стадии основного технологического процесса; «ТП» стадии основного технологического процесса; «ПО» стадии переработки используемых отходов; «ПО» стадии переработки используемых отходов; «ОБО» - стадии обезвреживания отходов; «ОБО» - стадии обезвреживания отходов; «ОБВ» стадии обезвреживания технологических и вентиляционных выбросов в атмосферу; «ОБВ» стадии обезвреживания технологических и вентиляционных выбросов в атмосферу; «УМО» стадии упаковки, маркировки, отгрузки готового продукта. «УМО» стадии упаковки, маркировки, отгрузки готового продукта. 9Лесина Ю.А. Технологическая схема

Операторная схема: элементы – технологические операторы, объединенные в систему материальными связями. схема дает наглядное представление о физико- биохимической сущности технологических процессов, используемых системой для последовательного превращения сырья в готовый продукт. схема дает наглядное представление о физико- биохимической сущности технологических процессов, используемых системой для последовательного превращения сырья в готовый продукт. Технологические операторы: Основные: а - биохимического превращения; 6 - смешения; в - разделения; г межфазного массообмена; Вспомогательные: д нагрева или охлаждения; е сжатия или расширения; ж изменения агрегатного состояния вещества 10Лесина Ю.А.

Структурная схема Составляется на основе операторной, при этом операторы заменяются конкретными аппаратами, наиболее соответствующими требованиям той технологической операции, для которой предназначен аппарат (реактор, смеситель, теплообменник и т.п.) Составляется на основе операторной, при этом операторы заменяются конкретными аппаратами, наиболее соответствующими требованиям той технологической операции, для которой предназначен аппарат (реактор, смеситель, теплообменник и т.п.) Горизонтальные линии схемы изображают материальные связи, вертикальные – энергетические. Используют для составления аппаратурной схемы и составления тепловых балансов. Горизонтальные линии схемы изображают материальные связи, вертикальные – энергетические. Используют для составления аппаратурной схемы и составления тепловых балансов. 11Лесина Ю.А.

Аппаратурная схема является графическим отображением технологического процесса и представляет собой, расположенных в строгой последовательности по ходу технологического процесса, и соединенных между собой соответствующими (трубопроводами, транспортными средствами и т.п.). Аппаратурная схема является графическим отображением технологического процесса и представляет собой условное изображение машин и аппаратов, расположенных в строгой последовательности по ходу технологического процесса, и соединенных между собой соответствующими линиями связи (трубопроводами, транспортными средствами и т.п.). Аппаратурная схема производства Лесина Ю.А.

Алгоритм разработки аппаратурной схемы Принципиальная (предварительный выбор основного и вспомогательного оборудования как объектов для последующего расчета, оснащение схемы материальными и энергоресурсами, средствами автоматизации и управления). Комплекс технохимических расчетов (количество сырья и отходов, тип и основные параметры аппаратов, их количество, расход всех видов энергии). (уточнение) аппаратурной схемы с учетом расчетных данных. Доработка (уточнение) аппаратурной схемы с учетом расчетных данных. Лесина Ю.А.13

Основные требования к составлению аппаратурной схемы Расположение единиц оборудования на схеме должно соответствовать последовательности технологического процесса независимо от размещения оборудования в производственных помещениях; На схеме отображается уровень размещения оборудования; Все позиции оборудования нумеруются по ходу технологического процесса. В спецификации оборудования и пояснительной записке эта нумерация должна строго соблюдаться. На схеме должна быть приведена работоспособная конструкция установки, обеспечивающая оптимальный ход технологического процесса и его безопасность; Лесина Ю.А.14

Основные требования к составлению аппаратурной схемы На схеме отображаются материальные линии, связывающие оборудование в единую систему; На линиях трубопроводов (материальных, энергетических в соответствии с требованиями ЕСТД отображается трубопроводная арматура, необходимая для ручной или автоматической регулировки потоков и безопасной транспортировки жидкостей и газов (вентили, краны, клапаны, смотровые фонари, огнепреградители и т.п.); Общезаводское и общецеховое оборудование (общецеховые хранилища сырья, сборники общецеховых отходов, установки по переработке и регенерации растворителей и утилизации отходов производства) на чертеже не приводятся, но условными обозначениями или словами указывается откуда поступают и куда напрвляются вещества, отходы и т.п. производства; Лесина Ю.А.15

Основные требования к составлению аппаратурной схемы На чертеже не приводятся схемы энергообеспечения установок и трубопроводы с общезаводскими энергоносителями (вода, пар, сжатый воздух, хладагенты и т.п.), но условными обозначениями указывается обеспеченность аппаратов энергоносителями, места их ввода и вывода; Если в производстве имеется несколько идентичных технологических линий (параллельных ниток) или несколько однотипных аппаратов (установок), выполняющих один и тот же вид работы, то на чертеже отображается лишь одна технологическая линия или аппарат, а их количество указывается в спецификации к чертежу; При выборе аппаратуры следует максимально использовать стандартные установки, реакторы, их оснастку и лишь в случае необходимости включать в схему уникальное нестандартное оборудование. Лесина Ю.А.16

Аппаратурная схема должна содержать: условные и буквенно-цифровые изображения основного и вспомогательного оборудования (хранилища-сборники, мерники, аварийные емкости, насосы и т.д.), основных и вспомогательных трубопроводов и трубопроводной арматуры, обеспечивающих технологический процесс; условные и буквенно-цифровые изображения основного и вспомогательного оборудования (хранилища-сборники, мерники, аварийные емкости, насосы и т.д.), основных и вспомогательных трубопроводов и трубопроводной арматуры, обеспечивающих технологический процесс; приборы, средства автоматизации и управления, изображаемые условными обозначениями, а также линии связи между ними; приборы, средства автоматизации и управления, изображаемые условными обозначениями, а также линии связи между ними; технические характеристики установки; технические характеристики установки; экспликацию оборудования и таблицу с условными обозначениями трубопроводов; экспликацию оборудования и таблицу с условными обозначениями трубопроводов; основную надпись. основную надпись. 18Лесина Ю.А.

Масштаб Чертеж аппаратурно-технологической схемы выполняется с. При очень малых габаритах аппаратуры (например, пилотная установка) допустим примерный масштаб 1:25. Чертеж аппаратурно-технологической схемы выполняется с примерным соблюдением масштаба 1:50. При очень малых габаритах аппаратуры (например, пилотная установка) допустим примерный масштаб 1:25. Допускается изображать элементы и устройства на схеме без масштаба, но с соблюдением соотношения габаритов. Допускается изображать элементы и устройства на схеме без масштаба, но с соблюдением соотношения габаритов. 19Лесина Ю.А.

Изображение и обозначения элементов и устройств В фармацевтической промышленности рекомендовано использование «флажкового» метода изображения технологического оборудования (в зависимости от основных условий работы) а) при атмосферном давлении; б) повышенном; в) пониженном; г) повышенном и пониженном Все элементы и устройства изображаются в виде условных графических обозначений, установленных ОСТ – для технологического оборудования химико- фармацевтической промышленности и стандартами ЕСКД Не допускается пересекать изображения аппаратов линиями трубопроводов Лесина Ю.А.

Изображение и обозначения элементов и устройств Элементам и устройствам, показанным на схеме, присваивают: буквенное обозначение (реактор – Р; компрессор – К; вентилятор – В; насос – Н; мерник – М) номер, соответствующий порядку упоминания в тексте описания технологического процесса (М1, Р3). Буквенное обозначение аппаратов, машин и механизмов проставляется непосредственно на их изображении, а при малом масштабе – в непосредственной близости от изображения (на полках линий-выносок, проводимых от изображения); для арматуры – рядом с её изображением. 22Лесина Ю.А.

Линии связи и их обозначения ГОСТ ЕСКД Линии связи и их обозначения ГОСТ ЕСКД Передачу материальных потоков из одного аппарата в другой изображают в виде линий связи Лесина Ю.А.

К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируется сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также межзаводские трубопроводы, находящиеся на балансе предприятия. Они непосредственно предназначенны для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне от остаточного давления (вакуум) 0,001 МПа до условного давления 320 МПа и рабочих температур от -196 до 700 град.. 24Лесина Ю.А.

Линии связи Направление материального потока обозначают. Направление материального потока обозначают стрелками. Стрелки указываются на каждом трубопроводе - в начале и в конце любого трубопровода, проведённого на схеме, в том числе и магистрального - у места отвода трубопровода от магистрального - у места отвода от машины или аппарата. Стрелки указывают и: Стрелки указывают и вид среды: светлые (незаштрихованные) – газообразные среды, тёмные (заштрихованные) – жидкие среды Лесина Ю.А.

Основные требования к обозначению линий связи: Изображают в виде горизонтальных и вертикальных отрезков с наименьшим количеством изломов и пересечений; Изображают в виде горизонтальных и вертикальных отрезков с наименьшим количеством изломов и пересечений; Не допускается пересекать изображения аппаратов и др.оборудования линиями трубопроводов; Не допускается пересекать изображения аппаратов и др.оборудования линиями трубопроводов; Расстояние между смежными параллельными линиями должны быть не менее 5 мм; Расстояние между смежными параллельными линиями должны быть не менее 5 мм; Допускается обрывать линии связи. Обрывы заканчивают стрелками, у которых указывают место подключения. Например, Допускается обрывать линии связи. Обрывы заканчивают стрелками, у которых указывают место подключения. Например, На сушку Лесина Ю.А.

Основные требования к обозначению линий связи: Для отличия на схеме линий связи (трубопроводов) различного назначения применяют цифровые обозначения, проставляемые в их разрыве. Число проставленных цифровых обозначений на линиях трубопроводов должно быть минимальным, но обеспечивающим понимание чертежа и удобство пользования им. При значительной длине линий связи цифровые обозначения (номера) проставляют через каждые мм. В соответствии с ГОСТ для обозначения транспортируемой среды установлено 10 укрупнённых групп веществ Лесина Ю.А.

Основные требования к обозначению линий связи: На линиях материальных потоков указывают размещение основной арматуры, определяющей направление движения потоков (вентили, краны), а также контрольно-измерительные приборы, систему автоматизации. Арматуру и приборы изображают на схемах стандартными условными обозначениями. На линиях материальных потоков указывают размещение основной арматуры, определяющей направление движения потоков (вентили, краны), а также контрольно-измерительные приборы, систему автоматизации. Арматуру и приборы изображают на схемах стандартными условными обозначениями Лесина Ю.А.

Описание аппаратурной схемы Описание (по ОСТ «изложение процесса») должно в точности соответствовать чертежу аппаратурной схемы, включая обозначения оборудования и КИП Лесина Ю.А.

Выбор технологических схем производства является одной из основных задач при проектировании промышленных предприятий, так как именно технологическая схема позволяет определить последовательность операций, их длительность и режим, а так же определяют место подачи вспомогательных компонентов, специй и тары, позволяет при достаточно полной загрузке оборудования обеспечивать сокращение длительности технологического цикла, увеличить выход изделий и снизить потери на отдельных стадиях обработке, исключить ухудшение качества сырья в процессе обработке. При этом следует учитывать современные направления в технологии изготовления отдельных групп изделий и внедрение нового прогрессивного оборудования.

Технологическая схема производства - это последовательный перечень всех операций и процессов обработки сырья, начиная с момента его приема и заканчивая выпуском готовой продукции, с указанием принятых решений обработки (длительность операций или процесса, температура, степени измельчения и т.д.)

На проектируемом предприятии, в соответствии с заданием, выпускаются цельномышечные и реструктурированные изделия, колбаса жареная и полуфабрикат мясокостный.

Сырье может поступать на производство в охлажденном и замороженном состоянии. Предпочтительнее использовать охлажденное мясо, так как оно обладает более высокими функционально-технологическими свойствами. При использовании замороженного мяса, его необходимо предварительно разморозить. С этой целью на предприятии предусмотрены камеры размораживания. Размораживание сырья проводят ускоренным способом, паровоздушной смесью, что позволяет снизить потери массы, а это, в свою очередь, позволяет уменьшить потери мясного сока и, как следствие, водорастворимых белков, витаминов, азотистых экстрактивных веществ, минеральных компонентов, а также сократить продолжительность процесса.

Для перемещения туш из камер размораживания и накопления в сырьевое отделение используются подвесные пути, что позволяет облегчить транспортировку сырья. Подвесной путь также используется на операциях зачистки и разделки, что также позволят облегчить труд рабочих, а также снизить обсемененность сырья, и, следовательно, улучшить качество готовых изделий.

Вместо площадки для разделки туш в сырьевом отделении предусмотрено размещение подвесного пути параллельно столам для выделения анатомических частей. Это позволит сократить время и усилия на транспортирование сырья рабочим, выполняющим разделку.

Посол деликатесной продукции производят инъецированием рассола внутрь продукта на многоигольчатом шприце PSM 12-4.5 I. Шприцевание рассола позволяет сократить время посола, улучшить микробиологическое состояние, получить сочный продукт. А использование данного инъектора обусловлено высокой скоростью шприцевания, а также равномерностью распределения рассола внутри продукта за счет большого количества игл, кроме того на инъекторе PSM 12-4.5 I, возможно шприцевание рассолов с повышенной вязкостью.

Затем нашприцованное сырье подвергают массированию. Процесс массирования является разновидностью интенсивного перемешивания и основан на трении кусков мяса друг о друга и о внутренние стенки аппарата.

Операция массирования позволяет сократить время посола, способствует более полному распределению посолочных ингредиентов внутри продукта, и, следовательно, улучшаются функционально-технологические свойства сырья, а значит и качество готового продукта.

Для реализации процесса массирования, на проектируемом предприятии предусмотрено оборудование: VM–750, MK–600, УВМ–400, которое позволяет вести процесс массирования в среде вакуума, с глубиной до 80%, а это увеличивает положительный эффект процесса, применение пульсирующего вакуума, вызывает дополнительное сокращение/расслабление мышечных волокон.

Ветчины представляют собой реструктурированный продукт. Сырье предварительно измельчают в виде шрота (16-25 мм) на волчке ЩФМЗ–ФВ–120, при механическом измельчении происходит частичное разрушение клеточных структур мышечных волокон, что способствует дальнейшему увеличению межмолекулярного взаимодействия мышечных белков и посолочных ингредиентов.

Затем сырье обрабатывают в массажере Eller Vacomat–750 с добавлением рассола и дальнейшим массированием. Изготавливаемые ветчины – продукт с повышенным выходом. Это возможно благодаря входящим в составрассольного препарата соевого белка, позволяющих повысить водосвязывающие, гелеобразующие и адгезионные способности. Соевый белок также позволяет улучшить нежность, сочность, текстуру, консистенцию, цвет и стабильность свойств изделий при хранении.

Массирование мелких кусочков позволяет сократить процесс массирования и созревания, а также дает возможность использование обрезков и остатков от крупных кусков сырья. Для того чтобы во время массирования не образовывалась пена, используется вакуумный массажер, который также оказывает положительное влияние на цвет, консистенцию.

Фарш полукопченых (жареных) колбас с посолом готовят в фаршемешалке SAP IMP 301 , с малой мощностью и энергопотреблением, что способствует снижению энергозатрат.

Для формовки батонов колбасы жареной, ветчин «Онежской», «В оболочке» и Ореха «Особенного», используют Универсальный вакуумный шприц (полуавтомат) V–159 Ideal. Применение вакуума в процессе формовки позволяет предотвратить дополнительную аэрацию сырья, обеспечить необходимую плотность набивки, что обусловливает высокие органолептические показатели готового продукта, исчезает вероятность окисления жира и повышается стойкость продукта при хранении.

Формовку ветчин осуществляют в искусственную оболочку «Амифлекс», что позволяет избежать появление недоваренных или переваренных батонов. Благодаря равномерности калибра, высокая эластичность дает возможность получить батон с гладкой поверхностью, отсутствием потерь при термообработке и хранении; прекрасный товарный вид (отсутствует морщинистости) готовой продукции на протяжении всего – срока годности; возможность нанесения типографическим способом маркировки, клипсования, широкий выбор по цветовой гамме.

Применение клипсаторов КОРУНД-КЛИП 1-2,5 и ICH "TECHNOCLIPPER" дает возможность увеличить производительность труда снизить долю ручного труда, возможность дозирования по длине, обеспечение требуемой плотности набивки батонов.

Термическая обработка ветчин и деликатесной продукции производится в универсальных термокамерах ЭлСи ЭТОМ, снабженных дымогенераторами. Преимущество данного оборудования в том, что камера может работать в широком диапазоне температур (до 180 0 С), позволяя производить термообработку практически для любых изделий. Также камеры оснащены программным управлением, набором стандартных программ обработки и возможностью их корректировки.

Для нарезки кости и полуфабрикатов, получаемых от разделки, применяется ленточная пила ПМ–ФПЛ–460, она имеет небольшую установленную мощность, что позволяет снизить затраты электроэнергии.

Все оборудование в технологических схемах современное, позволяет во много раз сократить время технологического процесса, за счет функциональности, повысить качество продукции и улучшить производительность.

4.1. Общие требования

4.1.1. Выбор оборудования осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и настоящих Правил исходя из условий обеспечения минимального уровня взрывоопасности технологических систем.

Запрещается эксплуатация оборудования в случае его несоответствия паспорту завода-изготовителя, требованиям проектной, технологической, действующей нормативно-технической документации и настоящих Правил.

4.1.2. Для основного оборудования устанавливается допустимый срок службы (ресурс) с учетом конкретных условий эксплуатации. Данные о ресурсе работы приводятся в паспортах на оборудование.

Эксплуатация оборудования, выработавшего установленный ресурс, допускается при получении технического заключения о возможности его дальнейшей работы и разрешения в порядке, установленном отраслевыми нормативными документами, а при их отсутствии - межотраслевыми.

4.1.3. Для оборудования (аппаратов и трубопроводов), где невозможно исключить образование взрывоопасной среды и возникновение источника энергии, величина которой превышает минимальную энергию зажигания обращающихся в процессе веществ, предусматриваются методы и средства по взрывозащите и локализации пламени.

4.1.4. Изготовление технологического оборудования выполняется специализированными предприятиями. Изготовление неспециализированными предприятиями (организациями) отдельных видов оборудования допускается при соответствующей технической оснащенности, наличии специально подготовленных кадров, а также разрешения на проведение работ, оформленного в установленном порядке.

4.1.5. Не допускается применять для изготовления оборудования и трубопроводов материалы, которые при взаимодействии с рабочей средой могут образовывать нестабильные соединения - инициаторы взрыва перерабатываемых продуктов.

4.1.6. Качество изготовления технологического оборудования и трубопроводов должно соответствовать требованиям действующих нормативных документов, паспортным данным и сертификатам завода-изготовителя.

Устройство аппаратов, работающих под избыточным давлением, должно соответствовать требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" и настоящих Правил. Оборудование с электро- или индукционным обогревом должно соответствовать требованиям "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ).

4.1.7. Монтаж технологического оборудования и трубопроводов производится в соответствии с проектом, требованиями строительных норм и правил, стандартов, а также других действующих нормативных документов.

Оборудование и трубопроводы, материалы и комплектующие изделия не могут быть допущены к монтажу при отсутствии сертификата соответствия, выданного сертификационным центром, аккредитованным Госгортехнадзором России, подтверждающего качество их изготовления и соответствие требованиям нормативно-технических документов.

4.1.8. В обоснованных случаях монтаж оборудования и трубопроводов может осуществляться на основе узлового или монтажно-блочного метода с максимальным выполнением работ на предприятиях-поставщиках, на площадках сборочно-комплектовочных предприятий и строительно-монтажных организаций.

Сосуды и аппараты, узлы и блоки, сборка которых проводилась на строительстве, должны подвергаться испытаниям на прочность и герметичность. Сосуды и аппараты, узлы и блоки, поступающие на строительную площадку полностью собранными и испытанными на предприятии-изготовителе, индивидуальным испытаниям на прочность и герметичность не подвергаются.

4.1.9. Технологические системы должны быть герметичными. В обоснованных случаях для оборудования, в котором по паспортным данным возможны регламентированные утечки горючих веществ, в проекте и технической документации указываются допустимые величины этих утечек в рабочем режиме и должны быть предусмотрены необходимые меры по удалению их из рабочей зоны и утилизации.

4.1.10. Для герметизации подвижных соединений технологического оборудования, работающих в контакте с легковоспламеняющимися жидкостями, применяются уплотнения торцового типа.

4.1.11. При необходимости устройства наружной теплоизоляции технологических аппаратов и трубопроводов предусматриваются меры защиты от попадания в нее горючих продуктов.

Температура наружных поверхностей оборудования и (или) кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения любого взрывопожароопасного продукта, обращающегося в данном технологическом блоке, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, быть не более 45 °C внутри помещений и 60 °C - на наружных установках.

4.1.12. Конструкция и надежность теплообменных элементов технологического оборудования должны исключать возможность взаимного проникновения теплоносителя и нагреваемого продукта. Требования к устройству, изготовлению и надежности, порядку испытаний, контролю состояния и эксплуатации теплообменных элементов определяются нормативными документами (нормалями).

4.1.13. Для аппаратуры с газофазными процессами и газопроводов, в которых по условиям проведения технологического процесса возможна конденсация паров, при необходимости следует предусматривать устройства для сбора и удаления жидкой фазы.

4.1.14. Для проведения периодических чисток, предусмотренных регламентом работ по очистке технологического оборудования, как правило, используются средства гидравлической, механической или химической чисток, исключающие пребывание людей внутри оборудования.

4.1.15. Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, предусматриваются меры и средства по ее снижению и исключению возможности аварийного разрушения оборудования и разгерметизации систем.

Допустимые уровни вибрации для отдельных видов оборудования и его элементов (узлов и деталей), методы и средства контроля этих величин и способы снижения их значений должны соответствовать требованиям государственных стандартов и отраслевых нормативных документов и отражаться в технической документации.

4.2. Размещение оборудования

4.2.1. Размещение технологического оборудования и средств взрывозащиты в производственных зданиях и на открытых площадках должно обеспечивать удобство и безопасность их эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мер по предотвращению аварийных ситуаций или локализации аварий.

4.2.2. При размещении оборудования необходимо предусматривать:

а) основные проходы в местах постоянного пребывания работающих шириной не менее 2 м; они должны быть свободными и прямолинейными;

б) проходы по фронту обслуживания насосного оборудования, местных контрольно-измерительных приборов (при наличии постоянных рабочих мест) шириной не менее 1,5 м;

в) проходы между аппаратами, а также между аппаратами и стенами помещений при необходимости кругового обслуживания шириной не менее 1 м;

г) проходы для периодического осмотра и обслуживания машин и аппаратов, а также приборов КИПиА, проходы между отдельно стоящими насосами шириной не менее 0,8 м;

д) оборудование, не требующее кругового обслуживания, может отстоять друг от друга и от выступающих строительных конструкций не менее чем на 0,2 м.

4.2.3. Запрещается размешать технологическое оборудование взрывопожароопасных производств:

над и под вспомогательными помещениями;

под эстакадами технологических трубопроводов с горючими, едкими и взрывоопасными продуктами;

над площадками открытых насосных и компрессорных установок, кроме случаев применения герметичных бессальниковых насосов или при осуществлении специальных мер безопасности, исключающих попадание взрывопожароопасных веществ на нижеустановленное оборудование.

4.2.4. Размещение технологических трубопроводов горючих и взрывопожароопасных продуктов на эстакаде, площадках наружных установок, в помещениях взрывопожароопасных производств должно осуществляться с учетом возможности проведения визуального контроля их состояния, выполнения работ по обслуживанию, ремонту, а также в случае необходимости и замены этих трубопроводов.

4.3. Меры защиты аппаратуры и трубопроводов от коррозионного разрушения

4.3.1. При эксплуатации технологического оборудования и трубопроводов взрывопожароопасных производств, в которых обращаются коррозионно-активные вещества, предусматриваются методы их защиты с учетом скорости коррозионного износа применяемых конструкционных материалов.

4.3.2. Технологическое оборудование и трубопроводы, контактирующие с коррозионными веществами, преимущественно изготавливаются из коррозионностойких металлических конструкционных материалов.

Допускается в обоснованных случаях для защиты оборудования и трубопроводов применять коррозионностойкие неметаллические покрытия (фторопласт, полиэтилен и т.п.), использовать оборудование и трубопроводы из неметаллических коррозионностойких материалов (стекло, полиэтилен и т.п.).

4.4. Насосы и компрессоры

4.4.1. Устройство и эксплуатация насосов и компрессоров должны отвечать требованиям действующих нормативных документов и настоящих Правил.

Насосы, используемые для перемещения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (ЛВЖ и ГЖ), по надежности и конструктивным особенностям выбираются с учетом физико-химических свойств перемещаемых продуктов и параметров технологического процесса. Количество насосов и компрессоров определяется исходя из условий технологического процесса, в отдельных случаях предусматривается их резервирование.

4.4.2. Порядок срабатывания систем блокировок насосов и компрессоров определяется программой срабатывания системы противоаварийной защиты технологической установки.

Насосы, применяемые для перекачки ЛВЖ и ГЖ, за исключением растительных масел, должны оснащаться:

блокировками, исключающими пуск или прекращающими работу насоса при отсутствии перемещаемой жидкости в его корпусе или отклонениях ее уровней в приемной и расходной емкостях от предельно допустимых значений;

средствами предупредительной сигнализации при нарушении параметров процесса, влияющих на безопасность.

4.4.3. Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должна быть к нему максимально приближена и находиться в зоне, удобной для обслуживания.

На нагнетательном трубопроводе при необходимости (определяется проектом) предусматривается установка обратного клапана или другого устройства для предотвращения перемещения транспортируемого вещества обратным ходом.

4.4.4. Для нагнетания ЛВЖ, как правило, применяются центробежные насосы с двойными торцовыми уплотнениями, шестеренные и винтовые насосы с торцовыми уплотнениями. В исключительных случаях для нагнетания ЛВЖ и ГЖ при малых объемных скоростях подачи, в том числе в системах дозирования, допускается применение поршневых и плунжерных насосов.

Конструкции насосов должны соответствовать требованиям действующих стандартов безопасности труда.

В качестве затворной жидкости должны использоваться нейтральные к перекачиваемой среде жидкости. Применение ЛВЖ для этих целей не допускается.

4.4.5. Центробежные насосы с двойным торцовым уплотнением должны оснащаться системами контроля и сигнализации давления (утечки) затворной жидкости, а также блокировками, отключающими насосы в случае возникновения падения давления (утечки) при индивидуальной для каждого насоса системе подачи затворной жидкости.

4.5. Технологические трубопроводы и арматура

4.5.1. Изготовление, монтаж и эксплуатация трубопроводов и арматуры для горючих и взрывоопасных продуктов осуществляются с учетом химических свойств и технологических параметров транспортируемых сред, а также требований действующих нормативно-технических документов.

4.5.2. Запрещается применять во взрывопожароопасных технологических системах гибкие шланги (резиновые, пластмассовые и т.п.) в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Разрешается применение гибких шлангов для подключения к оборудованию, подвергающемуся вибрации в процессе эксплуатации, и для проведения операций слива и налива в железнодорожные цистерны и другое нестационарное оборудование, а также для выполнения вспомогательных операций (продувка участков трубопроводов, насосов, отвод отдувочных газов, освобождение трубопроводов от остатков ЛВЖ, ГЖ и т.д.). Подключение гибких шлангов для выполнения вспомогательных операций допускается только на период проведения этих работ. Соединение шлангов с трубопроводами осуществляется с помощью стандартных разъемов.

Выбор шлангов осуществляется с учетом свойств транспортируемого продукта и параметров проведения процесса; срок службы шлангов устанавливается действующими государственными стандартами и отраслевыми нормативными документами.

4.5.3. Прокладка трубопроводов должна обеспечивать наименьшую протяженность коммуникаций, исключать провисания и образование застойных зон.

4.5.4. При прокладке трубопроводов через стены и перекрытия участки трубопроводов должны быть заключены в гильзы, исключающие возможность передачи дополнительных нагрузок на трубы. Зазоры между трубой и гильзой должны быть не менее 10 мм и уплотнены несгораемым материалом.

4.5.5. Трубопроводы, как правило, не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений.

Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периодическая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов.

4.5.6. Фланцевые соединения размещаются в местах, открытых и доступных для визуального наблюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа. Не допускается располагать фланцевые соединения трубопроводов с пожаровзрывоопасными, токсичными и едкими веществами над местами постоянного прохода людей и рабочими площадками (площадки с постоянным пребыванием персонала).

Материал фланцев, конструкция уплотнения принимаются по соответствующим нормалям и стандартам с учетом условий эксплуатации.

4.5.7. Конструкция уплотнения, материал прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности разъемного соединения в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

4.5.8. В местах подсоединения трубопроводов с горючими продуктами к коллектору предусматривается установка арматуры для их периодического отключения.

4.5.9. На междублочных трубопроводах горючих и взрывоопасных сред устанавливается запорная арматура, предназначенная для аварийного отключения каждого отдельного технологического блока. Арматура устанавливается в местах, удобных для обслуживания и ремонта, а также визуального контроля за ее состоянием. На трубопроводах технологических блоков, имеющих Qb < 10, устанавливается арматура с ручным приводом с учетом обеспечения минимального времени приведения ее в действие.

4.5.10. Во взрывопожароопасных технологических системах, как правило, применяется стальная арматура, стойкая к коррозионному воздействию рабочей среды в условиях эксплуатации и отвечающая требованиям государственных стандартов, нормалей и настоящих Правил.

Допускается в технологических блоках, имеющих Qb < 10, применение арматуры из чугуна и неметаллических конструкционных материалов, за исключением чугунных пробковых кранов.

4.5.11. Для трубопроводов групп Аб, Ба, Бб (кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 °C) допускается применять арматуру из ковкого чугуна при рабочем давлении не более 1,6 МПа и температуре от минус 30 до плюс 150 °C. При этом для рабочих давлений до 1,0 МПа должна применяться арматура, рассчитанная на Pу не менее 1,6 МПа, а арматура для давлений более 1,0 МПа должна превышать Pу в 2,5 раза.

Арматуру из серого чугуна допускается применять для указанных выше сред при давлении до 0,6 МПа и температуре от минус 10 до плюс 100 °C. При этом должна применяться арматура, рассчитанная на Pу не менее 1,0 МПа.

Для трубопроводов группы В допускается применение арматуры из чугуна (в том числе муфтовой и цапковой) и пределах параметров, указанных в каталогах.

4.5.12. Не допускается применение арматуры из чугуна (независимо от среды, давления и температуры) для трубопроводов: подверженных вибрации, работающих на растяжение и в условиях резко изменяющегося температурного режима среды; транспортирующих воду или другие замерзающие жидкости при температуре стенки трубопровода ниже 0 °C, а также в обвязке насосных агрегатов, в том числе вспомогательными трубопроводами, при установке насосов на открытых площадках.

4.5.13. Арматура, применяемая для установки на трубопроводах с взрывопожароопасными продуктами, должна соответствовать 1 классу герметичности затвора.

4.5.14. Применение шланговой и диафрагмовой арматуры на вакуумных линиях не допускается.

4.6. Противоаварийные устройства

4.6.1. В технологических системах для предупреждения аварий, предотвращения их развития необходимо применять: запорную, запорно-регулирующую арматуру, отсекающие клапаны и другие отключающие устройства.

Аппаратурное и технологическое оформление процессов

первичной переработки нефти

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в ко­лоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Составными частями одной из таких установок являются (рис. 1) перегонный куб 1, ректификационная колонна 2 , конденсатор 3, холодильник 5 и ем­кости. Исходное сырье заливают в куб на высоту , равную 2 /з его диаметра. Подогрев ведут глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образуя кубовый остаток. По окончании процесса ректификации этот остаток охла­ждают и откачивают. Куб вновь заполняют сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший рас­ход тепла, меньшая производительность труда и менее эффективное использование оборудования.

Установки с колоннами непрерывного действия лишены этих недостатков. Принципиальная схема такой установки для разделения смеси пентанов представлена на рис. 2. Установка состоит из подо­гревателя сырья 1, ректификационной колонны 2, теплообмен­ников 3 , конденсатора-холодильника 4 и кипятильника 5. Нагретое сырье вводится в ректификационную колонну, где разделяется на жидкую и паровую фазы. В результате ректификации сверху колонны отбирается изопентан как головной продукт и снизу ко­лонны - н -пентан как остаток.

В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей различают простые и сложные ректифи­кационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.

В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, назы­вается тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колонны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, та­рельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефтей и бензинов, газофракционирования на установках крекинга и гидро­генизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепро­дуктов и дистиллятов.

Выбор тарелок для ректификационных колонн

На вопрос о том, какая из тарелок является наилучшей, не может быть однозначного ответа. В каждом конкретном случае выбор типа тарелки требует тщательного обоснования. Ректификационная ко­лонна должна удовлетворительно работать с учетом возможного колебания нагрузки по сырью и обеспечить заданную четкость погоноразделения при минимуме эксплуатационных затрат и удель­ных капиталовложений.

В нефтеперерабатывающей промышленности колпачковые тарелки получили наибольшее распространение, об их работе накоплены значительные данные, поэтому они обычно служат эталоном для сравнения с тарелками других конструкций. Сравнительная харак­теристика различных тарелок приведена ниже

Эти данные показывают, что колпачковые тарелки по ряду пока­зателей хуже других тарелок. Поэтому на многих строящихся и дей­ствующих установках тарелки новых типов вытесняют колпачковые. Преимуществом решетчатых, ситчатых и клапанных тарелок являются не только меньшая стоимость, но и большая производи­тельность, низкие гидравлические сопротивления, меньший унос капелек жидкости восходящим потоком паров и другие важные факторы.

Опубликованные в литературе данные показывают, что относи­тельная стоимость изготовления (без монтажа) 1 м 2 поверхности тарелок составляет: колпачковых 100%; тарелок с круглыми клапа­нами 70%; ситчатых, решетчатых и с S-образными элементами 50%.

Виды орошения

Отвод тепла сверху колонны для образования орошения осуще­ствляется одним из следующих методов: горячим орошением (при помощи парциального конденсатора); испаряющимся циркуляцион­ным (холодным) орошением; неиспаряющимся циркуляционным орошением.

Горячее орошение подается при помощи парциального конденса­тора - трубчатого или змеевикового, его устанавливают над ректи­фикационной колонной или внутри нее (рис. 3, а). Охлаждающим агентом служит вода или иной хладагент , реже - сырье. Поступа­ющие в межтрубное пространство пары частично конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в виде горячего орошения.

Из-за трудности монтажа и ремонта парциального конденсатора этот метод создания орошения получил ограниченное применение, главным образом на установках небольшой производительности при ректификации неагрессивного сырья.

Холодное орошение организуют по схеме (рис. 3, б). Пары выходят сверху колонны 1 и проходят через конденсатор-холодильник 2. Конденсат собирается в емкость 3, откуда частично насосом подается обратно в ректификационную колонну в качестве холодного орошения, а балансовое количество ректификата отводится как готовый продукт.

Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис. 3, в) с пер­вой или со второй тарелки прокачивается через теплообменник 4 и холодильник 5 на верхнюю тарелку. Тепловоспринимающей средой в теплообменнике обычно является исходное сырье, которое таким образом подогревается.

Циркуляционное орошение иногда комбинируют с холодным испаряющимся. Количество последнего в таких случаях ограничи­вают и используют его главным образом для более точной регули­ровки температуры наверху колонны. На установках прямой перегонки нефти с использованием сложных колонн циркуляционное орошение организуют в двух-трех промежуточных сечениях. Про­межуточное циркуляционное орошение позволяет разгрузить ректи­фикационную колонну в вышерасположенпых сечениях, а также усилить предварительный подогрев сырья и снизить тепловую нагрузку печей.

Внедрение циркуляционного орошения позволило значительно увеличить производительность установок по перегонке нефти. Для его осуществления необходимы более мощные насосы для перекачки большего количества жидкостей. Перекачка сопровождается не­сколько повышенным расходом энергии, что, однако, с избытком компенсируется экономией топлива и воды.

Подвод тепла вниз колонны

В промышленной практике его осуществляют при помощи пучка труб, вмонтированного непосредственно в колонну (рис. 4, а), теплообменника - обычного или с паровым пространством (рис. 4, б, в) или циркулирующей через трубчатую печь горячей струи (рис. 4, г). Подводимое вниз колонны тепло испаряет часть жидкости, образуя необходимый для ректификации поток паров, и нагревает остаток до температуры более высокой, чем на нижней тарелке отгонной секции.

Рис. 4. Способы подвода тепла вниз колонны: а - пучок теплообменных труб, вмонтированных в колонну; б - выносной вертикальный кипятильник; в - кипятильник с паровым пространством; г - горячая струя.

Применение пучка труб внутри колонны возможно только при наличии относительно небольшой поверхности теплообмена, коррозионно­неагрессивной среды и чистого теплоносителя.

Наиболее распространенным способом подвода тепла являет­ся применение стандартных горизонтальных или вертикальных теплообменников и кипятильников. В случае применения первых (см. рис. 4, б) необходимо, чтобы жидкость двигалась в них снизу вверх, предупреждая образование паровых пробок. При подводе тепла из кипятильника с паровым пространством (см. рис. 4, в) жидкость снизу колонны поступает в кипятильник, пройдя который через перегородку перетекает в левую секцию аппарата и оттуда выводится как конечный продукт. При прохождении между трубками теплообменника жидкость частично испаряется, нагреваясь от темпе­ратуры на нижней тарелке отгонной секции до температуры на вы­ходе из кипятильника. Образующиеся в нем пары возвращаются в ректификационную колонну, под нижнюю тарелку. Постоянный уровень жидкости за перегородкой кипятильника поддерживается регулятором уровня.

При подводе тепла при помощи горячей струи (см. рис. 4, г) жидкость с нижней тарелки прокачивается через трубчатую печь, где ей сообщается необходимое количество тепла Q . Из печи смесь образовавшихся паров и нагретой жидкости возвращается в колонну.

Температурный режим ректификационной колонны

Температурный режим является одним из основных параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками контроля являются темпера­туры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих ректификационную колонну.

При расчете ректификационных колонн для разделения нефтей и нефтяных фракций темпера­турный режим определяют при помощи кривых однократного испарения (ОИ). Чем легче перегоняемая нефть, чем более полога кривая ОИ и чем меньше давление в испа­рителе и заданная доля отгона, тем ниже температура нефти на входе в колонну. Как показала практика работы трубчатых установок, перегонка нефти при атмосферном давлении ведется при температу­рах на входе сырья в ректификационную колонну 320-360° С. Перегонка мазутов ведется в вакууме и при температуре на выходе из печи не выше 440° С. Температура нагрева мазута в печи лими­тируется его возможным разложением и ухудшением качества полу­чаемых масляных дистиллятов (вязкости) температуры вспышки, цвета и др.).

Методы построения кривых ОИ .

Кривая ОИ для нефти или нефтепродукта может быть построена либо аналитическим мето­дом, разработанным профессором А. М. Трегубовым для много­компонентной смеси, либо при помощи эмпирических графиков, предложенных рядом авторов. Аналитический метод дает более точные результаты, но требует сравнительно сложных и длительных расчетов. Эмпирические методы построения кривой ОИ просты и удобны в расчетной практике, но менее точны, особенно для нефтей и нефтяных остатков. Основой эмпирических методов являются графики зависимости наклона кривых ИТК или Энглера (ASTM) от наклона кривой ОИ. Сюда относятся методы Пирумова, Нельсона, Обрядчикова и Смидовпч и др. Заслуженное распространение получил метод Обрядчикова и Смидович, базирующийся на применении графика, изображенного на рис. 5. Порядок построения кривой ОИ следующий. Вычисляют наклон кривой ИТК по уравнению:

и находят температуру 50% отгона. По графику из точки, отвечающей наклону кривой ИТК, опускают и восстанав­ливают перпендикуляр до пересечения с кривыми соответ­ствующими темпера­турам 50% отгона исследу­емого нефтепро­дукта по ИТК. Из точек пересечения с названными кри­выми проводят горизонтали, которые отсекают на оси ординат величины отгона (в %) по
кривой ИТК, соответствующие темпе­ратурам начала и конца однократного испарения.

Рис.5

Определение основных размеров колонны. Число тарелок.

Методы определения числа теоретических тарелок в колонне делятся на аналитические и графические. Аналитические методы дают более точные результаты, но трудоемки, в современных условиях использование этих методов облегчается применением ЭВМ. Графические методы менее точны, но удобны и наглядны, из них широкое применение получил метод Мак-Кабе и Тили.

Требуемое число теоретических тарелок зависит от ряда пара­метров, главным образом от: разности температур кипения разделя­емых компонентов смеси (величины коэффициента относительной летучести); четкости погоноразделения, т. е. от состава получаемых ректификата и остатка; флегмового числа, т. е. от кратности ороше­ния к ректификату. Чем меньше разность температур кипения раз­деляемых компонентов смеси, тем более полога кривая равновесия и тем больше требуется тарелок.

Связь между температурами кипения разделяемых компонентов смеси и числом теоретических тарелок характеризуется графиком Брега и Люиса (рис. 6), в основе которого лежит уравнение:

Для увеличения четкости погоноразделения необходимо увеличить число теоретических тарелок, и наоборот. Труднее всего получать продукты высокой чистоты. Необходимое число теоретических тарелок зависит также от кратности орошения: чем больше кратность орошения к ректификату, тем меньше требуется тарелок, и наоборот. При увеличении числа тарелок увеличивается высота ректификационной колонны, а следовательно, ее стоимость, тогда как увеличение количества орошения повышает эксплуатационные затраты , связанные с расходом тепла в кипятильнике и воды в конденсаторе. Оптимальным является такое количество орошения, при котором общие затраты минимальны.

Теплообменные аппараты в нефтехимии

Теплообменные аппараты являются составной частью практи­чески всех технологических установок на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. Их стоимость составляет в среднем 15% от общей стоимости оборудования технологических установок. Тепло­обменные аппараты используют для нагрева, испарения, конден­сации, охлаждения, кристаллизации, плавления и затвердевания участвующих в процессе продуктов, а также как парогенераторы или котлы утилизаторы.

Среды, используемые для подвода или отвода тепла, называются соответственно теплоносителями и хладагентами. В качестве тепло­носителей могут быть применены нагретые газообразные, жидкие или твердые вещества. Дымовые газы как греющий теплоноситель обычно применяют непосредственно на установках, где сжигается топливо, так как их транспортирование на дальние расстояния затруднительно. Горячий воздух как теплоноситель также при­меняется для многих нефтехимических процессов. Существенным недостатком обогрева дымовыми газами и горячим воздухом является громоздкость теплообменной аппаратуры из-за свойственного им сравнительно низкого коэффициента теплопередачи.

Водяной пар как теплоноситель используется главным образом в насыщенном состоянии, как высокого давления, так и отрабо­танный от паровых машин и насосов. Преимуществом насыщен­ного водяного пара является его высокая теплота конденсации, поэтому для передачи даже большого количества тепла требуется сравнительно немного теплоносителя. Высокие коэффициенты тепло­передачи при конденсации водяного пара позволяют иметь относи­тельно малые поверхности теплообмена. Кроме того, постоянство температуры конденсации облегчает эксплуатацию теплообменни­ков. Недостатком водяного пара является значительный рост давле­ния, связанный с повышением температуры насыщения, что ограни­чивает его применение конечной температурой нагрева вещества 200-215° С. При более высоких температурах требуется высокое давление пара, и теплообменные аппараты становятся металлоемкими и дорогими.

В нефтеперерабатывающей промышленности в качестве тепло­носителей широко применяют высоконагретые дистилляты и остатки перегонки, а также нефтяные пары. В ряде случаев используют высоконагретые сыпучие твердые тела, в том числе твердые ката­лизаторы и кокс, а также специальные жидкие теплоносители: ди­фенил, дифенилоксид, силиконы и высокоперегретую (под давлением 220 am ) воду. Все эти теплоносители позволяют вести нагрев лишь до 250° С. Выше этой температуры передачу тепла осуществляют - при помощи огневых нагревателей - трубчатых печей. Для нагрева до высоких температур применяют иногда жидкие сплавы с высокой температурой кипения: сплав NaN 0 2 (40%) + KN 0 3 (53%) + NaN 0 3 (7%) с температурой кипения 680°С, сплав NaCl + AlCl 3 + FeCl 3 в молекулярном соотношении 1:1:1с температу­рой кипения 800° С.

Классификация теплообменных аппаратов в технологии нефти

По способу действия теплообменные аппараты подразделяют на поверхностные и аппараты смешения. К первой группе относятся теплообменные аппараты, в которых тепло обменивающиеся среды разделены твердой стенкой. В теплообменниках смешения теплопередача происходит без разделяющей перегородки путем непосредственного контакта между тепло обменивающимися средами. Примером может служить конденсатор смешения (скруббер), заполненный насадкой. Жидкость стекает сверху вниз, пары или газ двигаются противотоком к ней. На нефтеперерабатывающих заводах преимущественное применение получили поверхностные теплообменники. По конструктивному оформлению они делятся на змеевиковые, типа «труба в трубе» и кожухотрубчатые - с неподвижными
трубными решетками, с U-образными трубками и с плавающей
головкой.

По способу монтажа различают вертикальные, горизонтальные и наклонные теплообменные аппараты. Вертикальные теплообменники занимают меньше места, но они менее удобны при очистке. На нефтеперерабатывающих заводах наибольшее распространение получили горизонтальные теплообменники.

Конденсаторы и холодильники в технологии нефти

П
ервые предназначены для конденсации паров , а вторые – для охлаждения продуктов до заданной температуры. Эти аппараты выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб либо в виде одно- и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов. Широкое распространение на нефтеперерабатывающих заводах получили погружные конденсаторы и холодильники секционного типа, реже - оросительные холодильники, в последние годы все чаще применяют аппараты воздушного охлаждения. Используют также конденсаторы смешения (скрубберы).

Трубчатые печи в технологии нефти.

Трубчатые печи являются ведущей группой огневых нагревателей на большинстве технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Первые трубчатые печи были кострового типа с восходящим потоком дымовых газов. В этих печах верхние ряды труб змеевика были недогружены в тепловом отношении, тогда как нижние ряды перегружены и часто прогорали; к. п. д. этих печей также был низок.

На смену печам кострового типа пришли печи конвекционные,
в которых змеевик труб отделен от камеры сгорания перевальной
стеной. Экранированием топочной камеры и увеличением ее объема были созданы нормальные условия для работы змеевика.

На нефтеперерабатывающих и особенно на газоперерабатывающих
заводах нашли применение вертикальные цилиндрические печи
с трубами, расположенными по поверхности цилиндра (рис. 8). Этим достигается равномерная тепловая нагрузка труб. Такие печи компактны и транспортабельны, напряженность их топочного пространства достигает 75000 ккал/(м 3 *ч). Вверху огневого нагревателя подвешен конус из жароупорной стали, способствующей
равномерному нагреву сырья по длине труб в результате повышения
скорости потока дымовых газов в верхней части печи.

Промышленные установки по первичной переработке нефтей и мазутов

Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс
получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят. Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.

На современном этапе нефтепереработки трубчатые установки
входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат
поставщиками, как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

Получившие широкое распространение вторичные методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них
число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную
перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противопенные присадки и т. д. Наряду с повышением мощности установок по первичной переработке нефтей стали комбинировать этот процесс с другими технологическими процессами, прежде всего с обезвоживанием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой
бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим
крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых установок по первичной переработке нефтей достигает 200 тысяч тонн в год.

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). По числу ступеней испарения различают трубчатые установки
одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты - от бензина. Остатком перегонки является гудрон. На установках двухкратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который затем перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй - вакуум. Двухкратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбеизиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные
установки относятся к группе атмосферных (АТ).

На установках трехкратного испарения перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарения
гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.

Установка четырехкратного испарения представляет собой установку АВТ с отбензнивающей атмосферной колонной в головной части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона к концевой части.

Рассмотрим более подробно схемы трубчатых установок.

Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные трубчатые установки

Установки однократного испарения нефти

На этих установках стабилизированная и обессоленная нефть (рис. 9) прокачивается через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректификационную колонну 2; вниз колонны подается перегретый водяной пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую и другие.

Низкокипящие компоненты из лигроиновой фракции отгоняются в отпарной колонне 5, снабженной кипятильником. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки легкой нефти. Выход фракций составляет: бензиновой 26-30%, лигроиновой
7-14%, керосиновой 5-8%, газойлевой и соляровой 19-20%,
легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15-18%, остальное - гудрон.

Положительными особенностями одноступенчатой трубчатой установки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая
длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь,
занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для привода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности теплообменников.

Установки двухкратного испарения нефти до мазута

Для этих установок характерно предварительное частичное испарение нефти
перед поступлением в трубчатую печь. Испарение может происходить в испарителе (пустотелой колонне), либо в ректификационной колонне с тарелками. Испаритель применяют в тех случаях, когда в качестве сырья служит стабилизированная (дегазированная), слегка обводненная и не содержащая сероводорода нефть. Нефти же, содержащие растворенные газы (включая сероводород), воду и соли,
направляют в отбензинивающую ректификационную колонну.

Большое распространение имеют установки двухкратного испарения, в которых вместо испарителя установлена отдельная ректификационная колонна. На таких установках (рис. 10) нефть I несколькими параллельными потоками прокачивается через группу теплообменников 7 в среднюю часть колонны предварительного испарения 2. Пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти углеводородными газами и сероводородом проходят через конденсатор-холодильник 6 в газосепаратор 5. Газ III из газосепаратора направляется на газофракционирующую установку, а бензин частично подается в колонну в качестве орошения, остальное его количество подается в стабилизационную колонну 4. Головным продуктом этой колонны, работающей под давлением , является сжиженный газ IV, также направляемый на газофракционирующую установку.

Отбензиненная нефть II из колонны 2 прокачивается по змеевику печи 1 в основную колонну 3 под 7-ую тарелку, считая снизу. Всего в колонне 40 тарелок. Ее головным продуктом является тяжелый бензин V, пары которого, пройдя конденсатор-холодильник 6, поступают в газосепаратор 5, а оттуда частично на орошение в колонну 3, а остальное количество после выщелачивания и промывки водой на компаундирование со стабильным бензином VI из
колонны 4. На установке отбираются также фракции VII авиационного керосина, дизельного топлива и снизу колонны 3 мазут.

Вакуумные установки для перегонки мазута

При перегонке в вакууме из мазута получают масляные дистилляты, различающиеся по температурам кипения, вязкости и другим свойствам,
в качестве остатка - полугудрон или гудрон. Вакуумные установки
(ВТ) делятся на топливные и масляные. На топливных установках
из мазута отбирают широкую фракцию до 550° С - вакуумный газойль, который используют в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга.

Требования к четкости погоноразделения при отборе широкой фракции менее строгие, чем при отборе масляных дистиллятов: необходимо главным образом предотвратить попадание мельчайших капелек гудрона в вакуумный газойль, чтобы в нем не повысилось содержание металлоорганических соединений, отравляющих катализатор, и чтобы при крекинге не увеличилось коксообразование.
Для этого применяют противопенные присадки типа силиконов и устанавливают над местом ввода сырья отбойные устройства из прессованной или гофрированной металлической сетки.

Для более четкого разделения масляных фракций мазут перегоняют на двухколонных установках. По одному из вариантов в первой вакуумной колонне отбирают широкую масляную фракцию, а во второй вакуумной колонне с большим числом тарелок эту фракцию разделяют на более узкие фракции. По другому варианту двухколонной перегонки мазут перегоняют в двух последовательно соединенных вакуумных колоннах. В первой колонне отбирают более легкие дистилляты и полугудрон, который поступает во вторую колонну для получения вязких дистиллятов и гудрона.

Примером первого варианта является схема вакуумной установки (рис. 11). На этой установке в первой вакуумной колонне 2 как головной продукт отбирается дистиллят II (

Атмосферно-вакуумные установки

Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной
и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания; возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков; сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая производительность труда.

На рис. 12 представлена технологическая схема атмосферно-вакуумной установки топливного профиля, предназначенной для переработки сернистой нефти. Газойль, отбираемый сверху вакуумной колонны, представляет собой широкую фракцию и используется как исходное сырье для каталитического крекинга.

Комбинированные установки

Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным
числом технологических установок , что снижает капиталовложения,
сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке.

Возможны различные комбинации процессов на одной установке:
ЭЛОУ - АВТ; АВТ - вторичная перегонка широкой бензиновой
фракции; первичная перегонка нефти - каталитический крекинг
вакуумного газойля - деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти - коксование мазута в кипящем слое кокса.

Установки ЭЛОУ - АВТ

Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ - АВТ приведена на рис.13. Подогретая в теплообменниках 5 нефть I с температурой 120-140° С в дегидраторах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию
и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи.

Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается
в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в колонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагревается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти из печи 7 возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3
отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны
11 фракции VI (140-240, 240-300 и 300-350° С). Мазут IV снизу
колонны 3 подается в печь 15, где нагревается до 420° С, и поступает
в вакуумную колонну 4, работающую при остаточном давлении
60 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары XIV сверху колонны 4 поступают в барометрический конденсатор 12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором 1.3. Боковыми погонами колонны 4 являются фракции VII, остатком - гудрон VIII. Бензины IV и XVII, получаемые из колонн 2 и 5, смешивают и отводят в стабилизатор 5. Газ из газосепараторов 10 после компримироваиия подается в абсорбер 6, орошаемый стабильным бензином V. Сухой газ XII сбрасывается к форсункам печей. Головной
продукт стабилизации колонны 5 направляется на ГФУ. Стабильный бензин подвергается защелачиванию.

1.
Современное состояние нефтехимического синтеза. Главные продукты и технологии
Разработка других видов горючего и новых направлений в области переработки природного газа и других источников углерода. Технологии синтеза диметилового эфира из биомассы и синтез-газа. Особенности нестандартных процессов получения горючего.
контрольная работа , добавлена 04.09.2010

2.
Чистка конвертированного газа от монооксида углерода
Описание конверсионного метода получения водорода как его восстановления из водяного пара окисью углерода, содержащейся в продуктах газификации горючего. Анализ технологической схемы процесса, черта отходов и применяемых хим реакторов.
курсовая работа , добавлена 22.10.2011

3.
Сравнительный анализ: способы получения синтез-газа
Методы получения синтез-газа, газификация каменного угля. Новые инженерные решения в газификации угля. Конверсия метана в синтез-газ. Синтез Фишера-Тропша. Аппаратурно-техническое оформление процесса. Продукты, получаемые на базе синтез-газа.
дипломная работа , добавлена 04.01.2009

4.
Водород — горючее грядущего
Исследование физических и хим параметров водорода, способов его получения и внедрения. Черта топливного водородно-кислородного элемента Бэкона, хранения энергии планирования нагрузки. Анализ состава галлактического горючего, особенной роли платины.
курсовая работа , добавлена 11.10.2011

5.
Синтез метанола
Синтез метанола из оксида углерода и водорода. Технологические характеристики метанола (метиловый спирт). Применение метанола и перспективы развития производства. Сырьевые источники получения метанола: чистка синтез-газа, синтез, ректификация метанола-сырца.
контрольная работа , добавлена 30.03.2008

6.
Водород как другой источник горючего
Особенности производства и методы хранения водорода, способы его доставки водорода. Электролизные генераторы водорода для производства, достоинства их использования. Состав электролизного блока HySTAT-A. Водород как неопасная кандидатура бензину.
презентация , добавлена 29.09.2012

7.
Хим переработка углеводородного сырья
Роль углеводородов как хим сырья. Получение начального сырья и главные нефтехимические производства. Черта товаров нефтехимии. Структура нефтехимического и газоперерабатывающего комплекса Рф. Инновационное развитие отрасли.
курсовая работа , добавлена 24.06.2011

8.
Стадия чистки конвертированного газа от диоксида углерода
Физико-химические базы процесса производства аммиака, особенности его технологии, главные этапы и предназначение, объемы на современном шаге. Черта начального сырья. Анализ и оценка технологии чистки конвертированного газа от диоксида углерода.
курсовая работа , добавлена 23.02.2012

9.
Попутные нефтяные газы
Суть понятия «нефтяные газы». Соответствующая особенность состава попутных нефтяных газов. Нахождение нефти и газа. Особенности получения газа. Газовый бензин, пропан-бутовая фракция, сухой газ. Применение газов нефтяных попутных. Пути утилизации ПНГ.
презентация , добавлена 18.05.2011

10.
Развитие хим технологии на базе синтез-газа
Исследование способности внедрения синтез–газа в виде альтернативного нефти сырья, его роль в современной хим технологии. Получение метанола, суммарная реакция образования. Продукты синтеза Фишера–Тропша. Механизм гидроформилирования олефинов.
реферат , добавлена 27.02.2014

Другие работы, подобные Современные технологии газификации

Расположено на http://www.allbest.ru/

1. Состояние исследовательских работ в области производства горючего и энергии из углеводородного сырья
Главные источники горючего и энергии в современном мире — природные углеводородные газы, водянистые нефти и твердые органические вещества, к которым относятся нефтебитумы, сланцы и каменные угли . Источником сырья для получения моторных топлив и товаров основного органического синтеза в протяжении всего прошедшего века была и до сего времени остается нефть. Но, в текущее время положение начинает изменяться. Темпы роста разведанных припасов нефти уже не успевают за ее потреблением. Цены на сырую нефть выросли c 1999 г. по 2008 г. в 8 раз. Сокращение припасов нефти, в принципе, может в течение многих десятилетий компенсироваться за счет разработки других нужных ископаемых. В длительной перспективе уголь, припасов которого при сегодняшних темпах употребления хватит более чем на 1000 лет, может занять доминирующую позицию в мировой энергетике на базе новых технологических решений. По экспертным оценкам, в 2015 г. толика нефти на мировом энергетическом рынке сократится до 36-38%, в то время как толика газа вырастет до 24-26%, угля до 25-27%, на долю гидро- и атомной энергетики придется по 5-6%. Объем добычи угля к 2015 году в Рф составит 335 млн.т/г. .
Развитие нефтеперерабатывающей индустрии в мире в текущее время обосновано ростом спроса на моторные горючего, продукты нефтехимии и понижением употребления продукции нефтепереработки в энергетическом и промышленном секторах экономики . В США и Западной Европе фактически весь объем серьезных вложений применен для строительства новых вторичных процессов по облагораживанию и улучшению свойства промежных товаров первичной переработки нефти, улучшающих экологические свойства продукции действующих заводов.
Основная задачка нефтяной отрасли Рф, с учетом соотношения цен на сырую нефть, котельные и моторные горючего, глобальных тенденций употребления нефтепродуктов, также заключается в увеличении глубины переработки. Но, мировые тенденции в нефтегазовом комплексе — повышение глубины и эффективности переработки углеводородного сырья, увеличение свойства нефтепродуктов, развитие нефтехимии в целом — на Россию не распространяются, а ведь конкретно технический уровень развития нефтепереработки и газохимии, получения синтетических топлив и углеводородного сырья для хим и нефтехимической индустрии, в стратегическом плане определяет соответствие добывающего и хим комплексов, в целом.
На современном шаге для реализации программки развития производственной базы нефтехимии большой энтузиазм представляют технологии, основанные на использовании новых поколений каталитических систем. Сначала технологии, обеспечивающие создание как компонент высокооктановых бензинов, в т.ч. синтетического водянистого горючего, так и базисного сырья для нефтехимии (олефинов, ароматичных углеводородов, сырья для получения технического углерода). К таким технологиям относятся процессы глубочайшего каталитического крекинга, комплексы по производству ароматичных углеводородов, в том числе из сжиженных углеводородных газов, каталитический пиролиз, получения синтетического водянистого горючего. Эти процессы делают сырьевую базу для развития и увеличивают эффективность базисных процессов основного органического синтеза. .
В рамках решения трудности вовлечения в переработку разных видов углеводородного сырья, улучшения свойства топлив, повышенное внимание уделяется производству других топлив. Теоретические нюансы и определенные технологические решения по производству горючего и энергии из разных видов органического сырья тщательно рассмотрены в ряде узнаваемых монографий, обзоров и статей ближайшего времени, что свидетельствует об актуальности и неизменном интересе к этой дилемме .
Выделяют три группы других моторных топлив : синтетические (искусственные) водянистые горючего, получаемые из нетрадиционного органического сырья и близкие по эксплуатационным свойствам к нефтяным топливам; консистенции нефтяных топлив с кислородсодержащими соединениями (спирты, эфиры, водно-топливные эмульсии), которые по эксплуатационным свойствам близки к обычным нефтяным топливам; горючего ненефтяного происхождения, отличающиеся по своим свойствам от обычных (спирты, сжатый природный газ, сжиженные газы).
Перед современной российскей нефтехимией, в особенности животрепещущей является неувязка производства экологически незапятнанных моторных топлив (к примеру, заслуги умеренного содержания ароматичных углеводородов в бензинах — в границах 25-35 %, так как выпускаемые в текущее время продукты содержат до 43 % ароматичных углеводородов, в том числе 3-5% бензола, серу).
Другие моторные горючего по видам систематизируют последующим образом: газомоторные горючего (сжиженный природный газ, сжатый природный газ, сжиженные нефтяные газы — пропан, бутан); спирты и бензоспиртовые консистенции (метиловый, этиловый, изобутиловый и др. спирты и их консистенции с автобензином в разных пропорциях); эфиры (метилтретбутиловый эфир, метилтретамиловый эфир, этилтретбутиловый эфир, диизопропиловый эфир, также диметиловый эфир); синтетические водянистые горючего, получаемые из природного газа и угля; биотоплива (биоэтанол, биодизель), получаемые из возобновляемых видов сырья; водород и топливные элементы, работающие на водороде.
Обширное распространение в мире получили газомоторные горючего, в особенности сжиженный пропан и бутан, сжиженный природный газ, сжатый природный газ . В качестве нестандартных источников углеродсодержащего сырья могут употребляться попутные газы нефтедобычи и метансодержащие выбросы угольных шахт, при наличии каталитических технологий. Особенный энтузиазм представляет возможность получения на базе газа подземной газификации угля метана, как заменителя природного газа.
Посреди разных спиртов и их консистенций наибольшее распространение получили метанол и этанол. Значимым недочетом этого вида горючего остается его высочайшая цена — зависимо от технологии получения спиртовые горючего в 1,8 — 3,7 раза дороже нефтяных. С энергетической точки зрения главное достоинство спиртов заключается в их высочайшей детонационной стойкости, — основными недочетами являются пониженная теплота сгорания, высочайшая теплота испарения и низкое давление насыщенных паров, этанол по эксплуатационным чертам лучше метанола. Метанол используют для получения синтетических водянистых топлив, в качестве высокооктановой добавки к горючему либо как сырье для производства антидетонационной добавки — метилтретбутилового эфира.
Распространение получили также оксигенатные горючего — консистенции автобензина с разными эфирами. Более всераспространенный метилтретбутиловый эфир — ядовитое вещество, и в ряде государств заместо метилтретбутилового употребляется этилтретбутиловый эфир. Особенное место занимает диметиловый эфир, получаемый из природного газа или вместе с метанолом, или из метанола, и являющийся прекрасным дизельным топливом. Большой энтузиазм к этому горючему проявляется в странах Азии, сначала в Китае, где его употребляют в качестве бытового баллонного газа, взамен дизельного горючего и как горючее для электрических станций. Главным сырьем для его производства в Китае является уголь .
Растет объем исследовательских работ по производству биотоплив из разных видов возобновляемого сырья, сначала биоэтанола и биодизеля (согласно эталону США, за биодизельное горючее принимаются малоалкиловые эфиры жирных кислот из растительного либо животного сырья ). Эти продукты удачно выполняются США, странами ЕС, Бразилией и др. . Специалисты считают, что только экономически оправданные биотоплива второго поколения, основанные на непродовольственных видах сырья, более сложных процессах перевоплощения, могут диверсифицировать энергетический портфель мира. Перспективы производства и использования биотоплив в Рф вызывают суровые сомнения.
По оценке энергетических и эксплуатационных черт других моторных топлив, более применимыми видами топлив являются синтетические водянистые горючего (СЖТ), диметиловый эфир, оксигенаты, добавляемые к обычным нефтяным, моторным топливам. Эти виды горючего имеют полностью применимые энерго и эксплуатационные характеристики, их применение фактически вполне вписывается в существующую инфраструктуру топливопотребления, не просит дополнительных вложений в эту инфраструктуру. Маленьких конфигураций востребует внедрение диметилового эфира .
Более многообещающими для внедрения в движках внутреннего сгорания признаны продукты ожижения углей, горючие газы и водянистые продукты их переработки, спирты, растительные масла, также водород как более энергоемкий и экологически незапятнанный носитель энергии .
При использовании газообразного горючего и спиртов понижаются выбросы углеводородов, СО и оксидов азота, а водород в качестве горючего избавляет опасность образования СО и углеводородов, но в купе с повышением эмиссии NO2 . Не считая того, при использовании спиртовых топлив, в 2-4 раза увеличивается содержание альдегидов в выбросах .
Рассматриваются варианты производства альтернативного горючего, основанного на больших разработках преобразования и хранения энергии при помощи водородного энергоэлемента с внедрением ядерных энергоисточников . Наикрупнейшими потребителями (до 90 % общего объема производства) являются хим (до 80 % от общего объема употребления) и нефтеперерабатывающая индустрия. Работы по использованию высокотемпературных реакторов для водородной энергетики развернуты в технологически продвинутых странах — США, Южной Корее, Стране восходящего солнца, Франции, ЮАР, Китае. Развитие подобных технологий в Рф позволит сохранить фаворитные позиции в мире в области атомной энергетики.
Стратегии большинства государств по получению качественных синтетических водянистых топлив из угля и природных газов нацелены на развитие так именуемых технологий CtL (Coal to Liquids) и GtL (Gas to Liquids). Эти технологии представляют собой совокупа хим производств по превращению угля и природного газа в высшие углеводороды, горючего и хим продукты (получение синтез-газа из метана, конверсия синтез-газа в высшие углеводороды по способу Фишера — Тропша, разделение и конечная переработка товаров) .
Технологии обеспечивают возможность перерабатывать синтез газ в широкий диапазон товаров — от этилена и альфа-олефинов до жестких парафинов, в большей степени линейного строения. Непредельные углеводороды представлены приемущественно альфа-олефинами, с наименьшим содержанием ароматичных веществ. Но имеется возможность разнообразить фракционный состав в достаточно широких границах. Главным параметром тут является температура синтеза .
Как отмечают спецы ООО “ВНИИГАЗ” , известные технологии не имеют принципных различий в построении технологической цепочки. На первой стадии получают синтез — газ, 2-ая стадия — синтез Фишера-Тропша и 3-я — ректификация и следующий гидрокрекинг (либо гидроизомеризация) томных фракций углеводородов. Наикрупнейшие нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие компании — ExxonMobil, Shell, ConocoPhyllips, Chevron, Marathon, Statol, Syntroleum и другие — имеют такие проекты на различных стадиях реализации, от опытнейших установок до действующих компаний. В мире фактически не осталось ни одной большой нефтегазовой компании, включая ОАО «Газпром», не располагающей своей технологией по производству топлив из газа, при всем этом все компании стремятся войти в число участников вероятного проекта сотворения завода СЖТ и не лицензируют свои разработки . Обычно, в этой группе рассматриваются и сопутствующие технологии конверсии метанола в бензин (methanol to gasoline, MtG), метанола в олефины (methanol to olefins, MtO), олефинов в бензин (olefins to gasoline and distillates, MtGD), также получения диметилового эфира (DME) и генерация энергии, в том числе из метанола .
Понятно, что технологии перевоплощения метана в синтез-газ основаны на реакциях паровой конверсии метана и парциальном окислении. Соотношение CO:H2 в синтез-газе находится в зависимости от способа его получения, варьируется для паровой и углекислотной конверсии. В реакции синтеза углеводородов, зависимо от катализатора, соотношение СО:Н2=1:1,5 и выше. Препядствия теплопередачи решаются в процессах автотермической конверсии природного газа. Фаворитом в разработке автотермических процессов получения синтез-газа является компания Haldor Topsoe , спроектировавшая установки для проектов GtL в ЮАР, Катаре и Нигерии.
Специалисты довольно оптимистично оценивают способности развития промышленности СЖТ. Непременно, продукция установок, работающих по реакции Фишера — Тропша, позволит, в смысле конкуренции с нефтяными дизельными топливами решать не глобальные, а отдельные региональные трудности обеспечения тс. Четче выслеживается возможность компаундирования СЖТ и установок GtL (фактически не содержащих серы и имеющих низкое содержание ароматичных соединений) с классической продукцией нефтеперерабатывающих заводов для получения топлив, отвечающих требованиям экологической безопасности.
В Рф разработаны технологии производства СЖТ из природного газа . В работе описана малостадийная разработка производства СЖТ на установках низкого давления, которая отличается наименьшим числом стадий, низким давлением процесса, возможностью использовать газовое сырье низконапорных и забалансовых месторождений. Процесс обладает гибким регулированием мощности, возможностью кратного масштабирования, определенные его экономические характеристики.
Как источнику сырья для производства СЖТ и ценных хим товаров, в текущее время усилился энтузиазм к углю. Исследования по получению различных товаров из углей интенсивно ведутся в странах, располагающих значительными угольными припасами либо ожидается рост спроса на энергию. Но ограничены сведения о технологии всеохватывающего использования угля для производства синтетического ЖМТ и электроэнергии, позволяющей гибко реагировать на потребности рынка в той либо другой продукции, в том числе, рассчитанной на разные марки углей.
Исследования в области производства синтетического моторного горючего и его промышленного освоения проводятся различными странами, к примеру, США, Германией, Южной Африкой, Японией, Великобританией, Нидерландами, Италией, Францией, Норвегией, и др.
Китай, занимающий по припасам угля третье место в мире (после США и Рф), является мировым фаворитом по его добыче (выше 2 миллиардов. т), потреблению (34 %) и созданию промышленных CtL — заводов. В топливно-энергетическом комплексе потребляется около 60 % всего добываемого угля. Намечено строительство ряда разных CtL — компаний, сначала в угледобывающих северных провинциях. Промышленные фабрики планируется выстроить в 2010 — 2011 гг., всего в Китае объявлено о 30 разных CtL — проектах, реализация которых позволит к 2020 г. довести долю СЖТ до 10 % от общего употребления нефтепродуктов, что превосходит среднемировые темпы развития отрасли.
Для решения технических задач при переработке угля, как сырья в процессе получения синтетических водянистых топлив, рассматриваются технологии с внедрением энергии плазмы . Эффективность внедрения технологии достигается при высочайшей концентрации энергии, высочайшей температуре и хим активности плазмы. В сопоставлении с классическими технологиями получения (выход СЖТ 120-140 кг/т угля), выход СЖТ составит около 161 кг/т угля. Вместе с высочайшей удельной производительностью, процесс характеризуется простотой, гибкостью и компактностью оборудования, но, по полностью понятным причинам, не может быть обширно нужен российскей экономикой.
Исследования по дилемме получения синтетического горючего из углей осуществляются и в Рф. В Рф в 70-80-х годах прошедшего столетия выполнялись насыщенные исследования, бывалые и проектно-конструкторские разработки по созданию конкурентоспособного с переработкой нефти производства моторных топлив и хим товаров из бурых и каменных углей, в главном открытой добычи, больших в мире месторождений Канско-Ачинского, Кузнецкого и др. угольных бассейнов.
Элемент GtL и CtL технологий — cинтез углеводородов из СО и Н2 по способу Фишера-Тропша представляет собой сложную систему хим реакций, протекающих поочередно и параллельно в присутствии катализатора . Уравнения реакций синтеза углеводородов в общем виде представлены ниже.
Для синтеза алканов:
nCO + (2n+1)H2 = CnH2n+2 + nH2O
2nCO + (n +1)H2 = CnH2n+2 + nCO2
3nCO + (n +1)H2 = CnH2n+2 +(2n+1)CO2
nCO2 + 3nH2 = CnH2n+2 + 2nH2O
Для синтеза алкенов:
nCO + 2nH2 = CnH2n + nH2O
2nCO + nH2 = CnH2n + nCO2
3nCO + nH2O = CnH2n + 2nCO2
nCO2 + 3nH2 = CnH2n + 2nH2O
Для спиртов и альдегидов:
nCO + 2nH2 = CnH2n+1ОН + (n — 1)H2O
(2n — 1)CO + (n+1)H2 = CnH2n+1ОН + (n — 1)CO2
3nCO + (n+1)H2O = CnH2n+1ОН + 2nCO2
(n+1)CO + (2n+1)H2 = CnH2n+1СНО + nH2O
(2n+1)CO + (n+1)H2 = CnH2n+1СНО + nCO2
В маленьких количествах могут создаваться кетоны, карбоновые кислоты и эфиры. Осложнением процесса синтеза является образование углерода по реакции Будуара.
Продукты синтеза Фишера-Тропша имеют огромное практическое значение как углехимическое сырье, в особенности в связи с тем, что они содержат много олефинов. Состав конечных товаров можно регулировать конфигурацией критерий воплощения синтеза: температуры, давления, состава обскурантистской консистенции, катализатора, времени контактирования, технологического дизайна процесса. Наибольший выход углеводородов в синтезе при соотношении СО:Н2 = 1:2, рассчитанный на основании суммы стехиометрических уравнений, равен 208,5 г/м3.
Для оптимизации синтеза нужно учесть сложную стехиометрию, термодинамику, кинетику хим взаимодействия с учетом параметров катализаторов, гидродинамическую обстановку в реакторе, процессы массо — и термообмена. Потому выбор хороших технологических критерий проведения синтеза углеводородов представляет собой непростую задачку, сложность которой заключается в необходимости обладания точными познаниями о закономерностях воздействия технологических характеристик на состав продукта и друг на друга. Решением этой задачки является идентификация процесса при помощи математического моделирования — составления уравнений, описывающих закономерности кинетики процесса, гидродинамической обстановки в реакторе, массо- и теплопереноса.
Для воплощения синтеза создано огромное число конструкций реакторов, предложено огромное число вариантов организации технологических схем, в том числе циркуляционных. В ЮАР с 1983 г. действует завода Сасол с суммарной производительностью около 33 млн. т в год по углю либо 4,5 млн. т в год по моторным топливам. В базу технологии положена газификация угля по способу Лурги под давлением с следующим синтезом углеводородов по способу Фишера-Тропша. Из 3-х методов синтеза Фишера-Тропша (процесс во взвешенном слое пылеобразного катализатора по методу компании Келлог, высокопроизводительный синтез на стационарном металлическом катализаторе по методу Рурхеми-Лурги и жидкофазный синтез по методу Rheinpreuben-Koppers) только 1-ый и отчасти 2-ой, исходя из опыта работы промышленного предприятия в г. Сасолбурге (ЮАР), относительно благоприятны для получения значимых количеств моторных топлив .
Один из вариантов оценок положительных и негативных параметров реакторов синтеза углеводородов представлен в работе . Обобщения создателей приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 — Реакторы для синтеза Фишера — Тропша

Переводчик