На первых этапах развития газификации аппараты, применяемые в этом процессе, имели сравнительно высокий плотный слой топлива и неподвижную колосниковую решетку. Шлак выгружали вручную, вследствие чего производительность газогенераторов была невелика. Воздушное дутье подавали за счет естественной тяги, поэтому получаемые газы характеризовались невысокой теплотой сгорания, а сам процесс газификации имел очень ограниченное распространение. Широкое промышленное применение этот метод получил в первой четверти XX в. благодаря разработке газогенераторов с вращающейся колосниковой решеткой. Это позволило механизировать трудоемкий процесс удаления шлака и повысить производительность аппаратуры. Газогенераторы такого типа широко использовались в большинстве промышленно развитых стран вплоть до 60-х годов, обеспечивая практически полностью потребность в технологических, энергетических и бытовых горючих газах.
Схема газогенератора с вращающейся решеткой изображена на рис. 1.
На катках 2, движущихся по рельсовой опоре 1, установлена металлическая чаша 3, вращающаяся от привода 13. В центре чаши располагается колосниковая решетка 5 из чугунных пластин с отверстиями, имеющая форму шатра. Чаша 3 заполнена водой, предназначенной для охлаждения поступающего в нее шлака, кроме того, она служит гидравлическим затвором, изолирующим внутреннее пространство аппарата от атмосферы. В воду, находящуюся в чаше, погружена нижняя часть 4 («фартук») шахты 7 газогенератора. Глубина погружения «фартука» определяет допустимое давление в аппарате. Шахта опирается на фундамент с помощью опор, расположенных в ее средней части (на рисунке не показаны). Шахта имеет в верхней части устройство 10 для загрузки топлива, штуцер 9 для вывода газа (газослив), футеровку 8 и водяную рубашку 6. На колосниковой решетке находится плотный слой топлива, высота которого почти достигает штуцера 9. Снизу по трубопроводу подают дутье. Для более равномерного распределения дутья по сечению верхний колосник решетки (называемый «головкой», или «чепцом») располагают не в ее центре, а несколько смещая в сторону. В слое топлива, прилегающем непосредственно к колосниковой решетке, происходит его сгорание, в результате чего развиваются высокие температуры и выделяется тепло, требуемое для газификации. Это так называемая зона окисления. Полученный здесь поток раскаленных газообразных продуктов сгорания поступает в верхние слои топлива (в зону восстановления), где происходят основные реакции газификации, приводящие к образованию целевых продуктов (СО, Н 2 , СН 4). Вследствие сильной эндотермичности реакций образования оксида углерода и водорода газы охлаждаются до 300-500 °С и затем поступают в верхние слои, где за счет их тепла происходят полукоксование (сухая перегонка) и подсушка топлива. В этой зоне выделяются смола и летучие продукты, а также вся влага, содержащаяся в топливе, т. е. здесь происходит подготовка топлива к газификации. Шлак, остающийся на колосниковой решетке, при ее вращении опускается вниз, охлаждается в чаше с водой и выводится из аппарата в приемник 12. В рассмотренном газогенераторе происходило периодическое налипание шлака на стенки. Его удаляли вручную при помощи металлических штанг, пропускаемых сквозь шуровочные отверстия 11. При переработке спекающихся топлив для предотвращения слипания непрерывно перемешивали слой топлива мешалкой, способной одновременно перемещаться и в вертикальной плоскости. Для газификации молодых топлив, имеющих большой выход летучих, зону подготовки выполняли высотой 4-5 м (она называлась «швельшахтой»).
До середины XX в. большое распространение имел процесс получения водяного газа в аппаратах периодического действия. Водяной газ, представляющий собой в основном смесь СО и Н 2 с небольшой примесью других компонентов, широко использовали для энергетических целей, как сырье для синтеза аммиака и искусственного жидкого топлива, для бытовых нужд, а также для таких высокотемпературных процессов, как резка и сварка металлов. Основная особенность используемых для этой цели газогенераторов- отсутствие водяного затвора (вместо него установлен сухой шлакоудалитель). Зольная чаша была заменена герметичным кожухом с одним или двумя бункерами, из которых шлак периодически удаляли. Необходимое тепло получали, продувая через слой топлива воздух (фаза горячего дутья), благодаря чему развивались высокие температуры (850-900 °С). Затем в газогенератор подавали перегретый до 600-700 °С водяной пар, который, взаимодействуя с раскаленным топливом, образовывал целевой продукт-водяной газ (фаза холодного дутья). После снижения температуры до ~650 °С прекращали подачу пара и возобновляли воздушное дутье. Продолжительность фазы горячего дутья составляла ~1 мин, холодного ~3 мин.
В 20-х годах некоторое распространение получили безрешетчатые газогенераторы с плотным слоем топлива и жидким шлакоудалением. Это позволяло перерабатывать высокозольные топлива.
Рассмотренные способы газификации твердого топлива в плотном слое при атмосферном давлении в настоящее время почти утратили промышленное значение из-за невысокой производительности реакционной аппаратуры. Единственным вариантом такого процесса, достаточно широко используемым в промышленности, является газификация горючих сланцев. Как известно, при переработке сланцев образуется большое количество ценной смолы, для отгонки которой газогенератор снабжают высокой швельшахтой. Под ней расположена зона газификации полукокса, предназначенная для получения газа, который, поднимаясь в швельшахте, выполняет функцию внутреннего теплоносителя. Нижняя часть аппарата (рис.2) имеет вращающуюся чашу 1, заполненную водой, и колосниковую решетку 2, над которой располагается зона газификации полукокса, опускающегося из швельшахты 4. Ввиду высокой зольности полукокса тепло, выделяющееся при его газификации на воздушном дутье, обеспечивает лишь 60 % тепла, необходимого для полукоксования сланца в швельшахте. Поэтому в швельшахте размещена топка 5, в горелке 6 которой сжигают некоторую часть обратного газа (очищенного от паров смолы). Дымовые газы через дюзы 7 поступают в слой топлива и смешиваются с газообразными продуктами, поднимающимися из зоны газификации. Парогазовая смесь выводится из аппарата через газослив 9, а полукокс опускается в зону газификации.
Наиболее распространена в настоящее время газификация крупнозернистого топлива в плотном слое методом Lurgi, осуществляемым при повышенном давлении. Этот метод применяется на заводах разных стран мира, на которых эксплуатируется более 60 газогенераторов Lurgi. Ранее было показано, что увеличение давления позволяет существенно повысить теплоту сгорания получаемого газа за счет протекания реакций метанирования. Эти реакции экзотермичны, благодаря чему при Р = 2,8-3 МПа можно сократить потребность в кислороде на 30-35 %. Кроме того, одновременно возрастает производительность газогенератора (пропорционально давлению) и повышается КПД газификации.
В газогенераторе Lurgi (рис. 3) исходный уголь (размер частиц 5-30 мм) из бункера 2 периодически загружают в шахту 7 газогенератора, снабженную водяной рубашкой 12. При помощи охлаждаемого вращающегося распределителя 5 и перемешивающего устройства 6 топливо равномерно распределяется по сечению аппарата Парокислородное дутье подают под вращающуюся колосниковую решетку 11, на которой находится слой золы, способствующий равномерному распределению газифицирующего агента. При вращении колосниковой решетки избыточное количество золы с помощью ножей 8 сбрасывают в бункер 14. Образующийся в аппарате газ проходит скруббер 10, где предварительно очищается от угольной пыли и смолы (в случае необходимости смолу можно возвратить в шахту газогенератора). Вращение распределителя 5 и колосниковой решетки 11 осуществляется от приводов 4 и 9. В шахте газогенератора поддерживают давление ~3 МПа, поэтому, чтобы обеспечить безопасную загрузку топлива и выгрузку золы, каждый из бункеров 2 и 14 снабжают двумя конусообразными затворами (1, 3, 13 и 15). При загрузке топлива в бункер 2 затвор 1 открыт, а затвор 3 закрыт. Для передачи топлива в шахту затвор 1 закрывают, по обводной газовой линии соединяют бункер с шахтой газогенератора (для выравнивания давления) и открывают затвор 3. Перед следующей загрузкой топлива в бункер 2 закрывают затвор 3, сбрасывают газ в линию низкого давления, продувают бункер азотом или водяным паром, а затем открывают затвор 1. Аналогично осуществляют выгрузку золы из бункера 14. Типичный газогенератор Lurgi имеет диаметр 4 -5 м, высоту 7-8 м (без бункеров) и производительность по углю 600-1000 т в сутки. Наряду с отмеченными выше достоинствами метода Lurgi следует указать, что в этом процессе приходится компримировать кислород, а не конечный газ, что значительно проще в технологическом отношении. Недостатки метода Lurgi:
Жесткие ограничения по размерам частиц – не менее 5 мм (так как при большом содержании мелочи снижается производительность аппарата);
Наряду с газификацией происходит термическое разложение топлива с образованием продуктов полукоксования, которые необходимо извлекать из газа и перерабатывать;
Низкая степень разложения водяного пара (30-40 %), вследствие чего остальное его количество при охлаждении газа конденсируется с образованием химически загрязненной воды, требующей тщательной очистки.
Рис 1. Газогенератор с вращающейся колосниковой решеткой:
1 – рельсовая опора, 2 – каток, 3 – чаша; 4 – «фартук», 5 – колосниковая решетка;6 – водяная рубашка, 7 – шахта, 8 – футеровка, 9 – газослив, 10 –загрузочное устройство, 11 – шуровочное отверстие; 12 – шлакоприемник, 13 – привод
Рис. 2. Газогенератор для переработки сланцев:
1 – чаша, 2 – колосниковая решетка, 3 – зона газификации, 4 – швелъшахта, 5 – топка, 6 – горелка, 7 – дюзы, 8 – футеровка, 9 – газослив, 10 – загрузочное устройство,11 – шуровочное отверстие, 12 – привод, 13 – каток, 14 – шлакоприемник
Рис.3. Газогенератор Lurgi:
1, 3, 13, 15 – затворы, 2, 14 – бункеры, 4, 9 – приводы, 5 – распределитель угля, 6 – перемешивающее устройство, 7 – шахта, 8 – ножи, 10 – скруббер, 11 – колосниковая решетка, 12 – водяная рубашка
После разработки операционной схемы приступают к составлению принципиальной технологической схемы, которая, по сути, является аппаратурным оформлением операционной. Ее можно рассматривать как состоящую из ряда технологических узлов. Технологическим узлом называют аппарат (машину) или группу аппаратов с обвязочными трубопроводами и арматурой, в которых начинается и полностью заканчивается один из физико-химических или химических процессов.
В технологические узлы входят такие объекты, как сборники, мерники, насосы, компрессоры, газодувки, сепараторы, теплообменники, ректификационные колонны, реакторы, котлы-утилизаторы, фильтры, центрифуги, отстойники, дробилки, классификаторы, сушилки, выпарные аппараты, трубопроводы, арматура трубопроводов, предохранительные устройства, датчики и приборы контроля и автоматизации, исполнительные и регулирующие механизмы и устройства.
Абсолютное большинство указанных аппаратов и машин выпускается промышленностью и стандартизовано. Сведения о типах выпускаемых машин и аппаратов, их конструкциях и характеристиках можно получить из различных справочников, каталогов изделий заводов, изда - ний отраслевых и информационных институтов, рекламных материалов и отраслевых научно-технических журналов.
Но прежде чем составить технологическую схему, необходимо уточнить ряд задач, которые решаются на данном этапе работы. Это, прежде всего, обеспечение охраны труда и техники безопасности. Поэтому в технологической схеме должны предусматриваться средства предотвращения превышения давления (предохранительные клапаны, взрывные мембраны, гидрозатворы, аварийные емкости), системы создания защитной атмосферы, системы аварийного охлаждения и т. д.
На этапе синтеза технологической схемы решается вопрос об уменьшении затрат на перекачку продуктов. Необходимо максимально использовать самотек для транспортировки жидкостей из аппарата в аппарат. Поэтому уже здесь предусматривается необходимое превышение одного аппарата над другим.
На данном этапе определяется набор тепло - и хладоносителей, которые будут использованы при осуществлении процесса. Стоимость единицы тепла или холода зависит от наличия на предприятии энергоносителя и его параметров. Самыми дешевыми хладоагентами являются воздух и оборотная промышленная вода. Экономически выгодно основное количество тепла передать этим дешевым хладоносителям и только остаточное тепло снимать дорогими хладоагентами (захоложенная вода, рассол, жидкий аммиак и т. и.). Самыми дешевыми теплоносителями являются топочные газы, но они не транспортабельны.
Для составления принципиальной технологической схемы на листе миллиметровки сначала проводят линии коллекторов подачи и вывода материальных потоков, теплоносителей и хладоагентов, оставив в нижней части листа свободной полосу высотой 150 мм, где позднее будут размещены средства КИПиА. Рекомендуется линии газовых коллекторов проводить в верхней части листа, а жидкостных - в нижней. После этого на плоскости листа между коллекторами располагают условные изображения аппаратов и машин, необходимых для выполнения операций, в соответствии с разработанной операционной схемой. Условные изображения машин и аппаратов не имеют масштаба. Расстояние между ними по горизонтали не регламентируется, оно должно быть достаточным для размещения линий материальных потоков и средств контроля и автоматизации. Расположение условных изображений по вертикали должно отражать реальное превышение аппарата над другим без соблюдения масштаба. Размещенные на плоскости листа условные изображения машин и аппаратов соединяют линиями материальных потоков и подводят линии хладагентов и теплоносителей. Нумерация позиций аппаратов и машин производится слева направо.
Особое внимание при проектировании технологической схемы следует уделять обвязке ее отдельных узлов. Пример такой обвязки приведен на рис. 5.3. Здесь показан узел абсорбции компонента газовой смеси жидкостью. Нормальная работа узла абсорбции зависит от постоянства температуры, давления и от соотношения количества газа и абсорбента. Соблюдение этих условий достигается установкой следующих приборов и арматуры.
На линии подачи газа (I): диафрагма расходомера, пробоотборник, бобышка для замера давления и бобышка для замера температуры.
На линии выхода газа (II): диафрагма расходомера, пробоотборник, бобышка для замера температуры, бобышка для замера давления, регулирующий клапан, поддерживающий постоянное давление «до себя», т. е. в абсорбере.
На линии подачи свежего абсорбента (III): диафрагма расходомера, или ротаметр, пробоотборник, бобышка для замера температуры, регулирующий клапан, связанный с регулятором соотношения газа и абсорбента.
На линии вывода насыщенного абсорбента (IV): диафрагма расходомера или ротаметр, бобышка для замера температуры, регулирующий клапан, связанный с регулятором уровня жидкости в нижней части абсорбера.
При разработке технологической схемы следует иметь в виду, что регулирующие клапаны не могут служить запорными устройствами. Поэтому на трубопроводе должна быть предусмотрена запорная арматура с ручным или механическим приводом (вентили, задвижки), а для отключения регулирующих клапанов - обводные (байпасные) линии.
Вычерченная схема является предварительной. После проведения предварительных материальных и тепловых расчетов в разработанной технологической схеме должны быть проанализированы возможности рекуперации тепла и холода технологических материальных потоков.
В процессе проектирования в технологическую схему могут вноситься и другие изменения и добавления. Окончательное оформление технологической схемы производится после принятия основных проектных решений по расчету и подбору реакторов и аппаратов, по выяснении всех вопросов, связанных с размещением и расположением аппаратов проектируемого производства.
Так, иногда при подборе оборудования приходится сталкиваться с тем, что некоторые его виды либо не выпускаются в России, либо находятся на стадии освоения. Отсутствие какой-либо машины или аппаратов нужной характеристики, изготовленных из конструкционного материала, устойчивого в данной среде, зачастую вызывает необходимость в изменении отдельных узлов технологической схемы и может послужить причиной перехода на другой, экономически менее выгодный метод получения целевого продукта.
Технологическая схема не может являться окончательной, пока не проведена компоновка оборудования. Например, по первоначальному варианту предполагалась передача жидкости из аппарата в аппарат самотеком, который не удалось осуществить при разработке проекта размещения оборудования. В этом случае необходимо предусмотреть установку дополнительной передаточной емкости и насоса, наносимых на технологическую схему.
Окончательная технологическая схема составляется после разработки всех разделов проекта и вычерчивается на стандартных листах бумаги в соответствии с требованием ЕСКД.
После этого составляется описание технологической схемы, которая снабжается спецификацией. В спецификации указывается количество всех аппаратов и машин.
Резерв оборудования выбирается с учетом графика проведения планово-предупредительного ремонта и свойств технологического процесса.
Описание технологической схемы является частью расчетнопояснительной записки. Целесообразно описывать схему по отдельным стадиям технологического процесса. В начале следует указать, какое сырье подается в цех, как оно поступает, где и как хранится в цехе, какой первичной обработке подвергается, как дозируется и загружается в аппараты.
При описании собственно технологических операций кратко сообщается о конструкции аппарата, способе его загрузки и выгрузки, указываются характеристики протекающего процесса и способ проведения (периодический, непрерывный), перечисляются основные параметры процесса (температура, давление и др.), методы его контроля и регулирования, отходы и побочные продукты.
Описываются принятые способы внутрицеховой и межцеховой транспортировки продуктов. В описании должны быть перечислены все изображенные на чертеже схемы, аппараты и машины с указанием присвоенных им по схеме номеров.
Анализируется надежность разработанной технологической схемы и указываются способы, применяемые для повышения ее устойчивости.
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.
Аппаратурно-технологическая схема снабжается спецификацией оборудования, содержащей следующие данные: номер аппарата на схеме и его наименование, основная характеристика аппарата (объем, масса, поверхность, габаритные размеры, основной материал для изготовления аппарата) и количество аппаратов.
Аппаратурно-технологическая схема должна быть нарисована на отдельном листе; все аппараты, представленные в ней, должны быть пронумерованы сквозной нумерацией, слева - направо, по часовой стрелке, вкруговую.
Аппаратурно-технологическая схема обладает большой маневренностью и позволяет вести работу по различным вариантам в зависимости от качества перерабатываемого сырья.
Аппаратурно-технологическая схема (рис. XII.1) состоит из плавителя 1 шнекового типа, плавление в котором происходит за счет циркуляции растворов через кожухотрубный подогреватель 3, питаемый паром низкого давления. Расплавленная суспензия поступает в сгуститель 2, из которого сгущенную часть направляют на разделение в центрифугу 4, слив частично используют как теплоноситель в процессе плавления, а частично его направляют на вторую стадию высаливания.
Аппаратурно-технологическая схема отличается от изложенной выше наличием специальных теплообменников для обеспечения плавления мирабилита. Обогрев выполняет вода, охлаждающая пары спирта в конденсаторе и нагревающая далее плавильную суспензию.
Аппаратурно-технологическая схема этого процесса включает: емкость с мешалкой для выделения в осадок сульфата натрия; сгуститель, барабанный вакуум-фильтр для отделения твердой фазы и ее промывки; дистилляционной колонны для отгонки органического растворителя.
Аппаратурно-технологическая схема состоит из двух виброэкстракторов высотой 6 м с 16 тарелками и трех экстракторов-сепараторов. Исходный раствор полисульфона поступает в виброэкстрактор. Экстрагентом является промывная вода, поступающая со второго виброэкстрактора противотоком к раствору. В каждой ступени экстрактора-сепаратора происходит экстракция раствора и разделение на рафинат и экстрагент. Очищенный раствор полисульфона в хлорбензоле поступает на высажде-ние.
Типовая аппаратурно-технологическая схема состоит из трех схем-контуров: схемы-контура движения жиров; схемы-контура движения водорода и схемы-контура движения катализатора. На практике все эти схемы объединены в единую взаимосвязанную технологическую схему гидрогенизации. Ниже приводится описание каждой схемы-контура.
Данная аппаратурно-технологическая схема может быть частично изменена в зависимости от конкретных условий. Если, на-лример, кислотное число жировой смеси не превышает 0 5 мг КОН, - смесь не подвергают щелочной рафинации.
Аппаратурно-технологическая схема получения комплексных NP - и NPK-удобрений, предусматривающая раздельную аммо-низацию азотной и фосфорной кислот и включающая стадию сушки готового продукта, практически аналогична технологической схеме получения фосфатов аммония с использованием аммонизатора-гранулятора (рис. VII-3), но отличается от нее включением оборудования, предназначенного для получения плава нитрата аммония, и узлом подачи хлорида калия в процесс.
Аппаратурно-технологическая схема процессов окисления, алкилирования, конденсации, изомеризации мало отличается от приведенных схем реакционных аппаратов. Аппараты могут лишь отличаться материалом, конструкцией мешалки, типом теплоносителя.
Аппаратурно-технологическая схема установки ТОР построена аналогично схеме других плазмохимических установок, показанных на рисунках 4.20, 4.24, 4.29. Процесс денитрации на установке ТОР осуществляли следующим образом.
Аппаратурно-технологическая схема производства нитроэмалей и нитрогрун-товок приведена на рис. 4.6. Нитрооснову получают по схеме (см. рис. 4.1) получения нитролаков, описанной выше (с. Пигментные пасты получают диспергированием полуфабрикатных пигментных паст на бисерной мельнице, в шаровой мельнице или на краскотерочной трехвалковой машине.
Аппаратурно-технологическая схема производства нитроэмалей и нитрогрун-товок приведена на рис. 4.6. Нитрооснову получают по схеме (см. рис. 4.1) получения нитролаков, описанной выше (с. Пигментные пасты получают диспергированием полуфабрикатных пигментных паст на бисерной мельнице, в шаровой мельнице или на краскотерочной трехвалковой машине. Кроме того, применяют суховальцованные пасты пигментов (СВП), изготовляемые обычно на предприятиях, производящих коллоксилин - Пол учение СВП. Сухие пигменты замешивают с обводненным коллоксилином, дибутилфталатом и стабилизатором. Затем густую высоковязкую массу вальцуют на двухвалковых фрикционных вальцах, обогреваемых водяным паром.
Аппаратурно-технологические схемы производства микро-фильтров на основе волокон и волокнистых (волокнисто-пленочных) материалов весьма разнообразны и зависят от вида используемого сырья и состава композиции. Это могут быть целлюлозные материалы, материалы из химических волокон или ВПС, в которых используются анизометричные частицы только одного типа. Композиционные материалы могут представлять собой объемные смеси волокнистых (волокнисто-пленочных) частиц различной природы и смеси волокнистых частиц или слоистые структуры.
Аппаратурно-технологическая схема биологической очистки включает биокоагулятор, первичный отстойник, аэротенки-смесители, вторичные отстойники, гравийно-песчаные фильтры, ершовый смеситель и контактный резервуар для дезинфекции гипохлоритом натрия, илоуплотнитель, дегельминтизатор для обеззараживания осадков.
Современные аппаратурно-технологические схемы производства удобрений позволяют совмещать несколько стадий процесса в одном аппарате. Так, стадию смешения компонентов часто аппаратурно объединяют со стадией гранулирования.
Аппаратурно-технологическая схема получения гексафторида урана. Аппаратурно-технологическая схема восстановления гексафторида урана включает узлы подачи реагентов, измерения и регулирования их расхода; реактор восстановления; аппаратуру для обеспыливания газов и извлечения из них фтористого водорода, горелку для сжигания водорода и систему охлаждения и затаривания тетрафторида урана. Для подачи гексафторида урана в реактор контейнеры, в которых он транспортируется, нагревают до определенной температуры. Для этой цели необходимо использовать по меньшей мере два контейнера, чтобы после опорожнения одного из них немедленно начать подачу гексафторида в реактор из второго контейнера.
Аппаратурно-технологическая схема переработки полигалита Жилянского месторождения на бесхлорное калийно-азотно-магниевое удобрение (нитрокалимаг) представлена на рис. III. Полигалитовая руда после молотковой дробилки / с крупностью 5 - 10 мм поступает в стержневую мельницу 2, куда одновременно подают в заданном соотношении оборотный раствор.
Аппаратурно-технологическую схему работающего или проектируемого предприятия, цеха или участка необходимо представлять в таком виде, чтобы с ее помощью можно было оценивать, анализировать и рассчитывать основные показатели технологического процесса, потоки основных и вспомогательных материалов, основное и вспомогательное технологическое оборудование, обнаруживать узкие места в производстве продукции, энергетические затраты.
В аппаратурно-технологическую схему входят узлы отгонки метиленхлорида с примесями других летучих веществ; отстаивания; ректификации для выделения из органической фазы метиленхлорида; нейтрализации; фильтрования; выпаривания; прокаливания и сжигания; сорбционной очистки дистиллята выпаривания.
К аппаратурно-технологическим схемам после материального расчета и подбора оборудования составляется спецификация оборудования.
На аппаратурно-технологической схеме вычерчивается все без исключения технологическое оборудование. Аппараты изображаются упрощенно и наносятся на схему в масштабе. Каждый аппарат на аппаратурно-технологической схеме изображается в виде не слишком подробного эскиза, который все же должен отражать принципиальные особенности работы аппарата.
При оформлении аппаратурно-технологических схем следует руководствоваться рядом условных обозначений, принятых в практике проектирования промышленных предприятий.
После составления аппаратурно-технологической схемы и материального расчета производят расчет и подбор технологического оборудования. Целью расчета является выявление основных конструктивных размеров оборудования, типа и количества установленных аппаратов.
Разработаны три варианта аппаратурно-технологической схемы производства димонофосфата кальция с максимальным использованием оборудования действующих цехов производства фосфорсодержащих удобрений.
Нитрооснову получают по аппаратурно-технологической схеме получения нитролаков (см с. После смешения полуфабрикатов и типизации лак подвергают очистке на центрифугах типа СГО-100. После высыхания лак образует эластичную пленку с высоким глянцем. Его применяют для окраски кож в черный цвет.
Нитрооснову получают по аппаратурно-технологической схеме получения нитролаков (см. с. После смешения полуфабрикатов и типизации лак подвергают очистке на центрифугах типа СГО-100. После высыхания лак образует эластичную пленку с высоким глянцем. Его применяют для окраски кож в черный цвет.
Схема обезвоживания мирабилита способом плавления - выпаривания. В работе приводится аппаратурно-технологическая схема, по которой мирабилит, полученный охладительной вакуум-кристаллизацией, поступает в реактор для плавления. Теплоносителем служит расплав, нагреваемый за счет теплообмена на стадии конденсации паров органического растворителя.
На рис. 3.2 приведена аппаратурно-технологическая схема получения эмалей и грунтовок с применением краскотерочных машин.
Аппаратурно-технологическая схема производства хлористого магния в шахтной электропечи. На рис. 32 приводится аппаратурно-технологическая схема производства хлористого магния в шахтных электропечах.
На рис. 31 дана аппаратурно-технологическая схема фильтрации шламовой пульпы.
Схема фазовых полей системы Na2O - Al2O3 - Na2O - Fe203 - 2CaO - SiO2.| Схема спекания боксито-содоизвестковой шихты. На рис. 53 показана примерная аппаратурно-технологическая схема спекания боксито-содоизвестняковой шихты. Исходная шихта из мешалки по напорному распределительному трубопроводу через форсунку подается в трубчатую вращающуюся печь, где спекается. Полученный спек из печи пересыпается в барабанный холодильник, охлаждается в нем и транспортером подается на дробление. Дробилка спека работает в замкнутом цикле с грохотом.
Схема водоочистной установки УВ-05. На рис. 7.4 представлена упрощенная аппаратурно-технологическая схема водоочистной установки УВ-05. Расход электроэнергии составляет 1 - 1 2 кВт - ч на 1 м3 очищенной воды.
В 1958 - 1959 гг. аппаратурно-технологическая схема была проверена в лабораторных условиях.
В зависимости от конъюнктуры спроса аппаратурно-технологическая схема действующего катализаторного производства первой очереди завода позволяет выпускать цеолиты ЛаХ, Лес.
Аппаратурно-технологическая схема стадий окислительного обжига шихты и выщелачивания спека. На рис. 7 представлена одна из аппаратурно-технологических схем стадий окислительного обжига шихты и выщелачивания спека.
Схема последовательного варианта комбинированного способа Байер - спекание. Другим недостатком последовательного варианта Байер - спекание является громоздкость аппаратурно-технологической схемы из-за двустадийной переработки сырья.
В производстве полупроводниковых материалов, как это видно из аппаратурно-технологических схем получения элементарных полупроводников (см. рис. 3.1 и 3.3), применяется большое количество различных аппаратов. Многие из них, особенно на переделе получения поликристаллических полупроводников, относятся к аппаратам общей химической технологии. Это ректификационные колонны, скрубберы, конденсаторы, абсорберы и др. Принципиальные конструктивные схемы этих аппаратов относительно просты и не требуют особого пояснения. Наиболее ответственными в общей цепи аппаратов являются установки для получения конечной продукции - монокристаллов полупроводников.
Таким образом, в течение 7 месяцев с.г. в комплексе отработана аппаратурно-технологическая схема переработки галито-ланг-бейнитового остатка на поваренную соль для диафрагменного электролиза и сульфатные соли и магния, что позволит значительно сократить сроки освоения мощности производства и обеспечить достижение проектных технико-экономических показателей.
Структурно-технологическая схема переработки ТПБО. На рис. 8.36 представлена структурно-технологическая, а на рис. 8.37 - принципиальная аппаратурно-технологическая схема переработки ТПБО.
С целью удешевления процесса очистки воды необходимо стремиться к максимальному упрощению аппаратурно-технологической схемы и ее автоматизации, а также использованию аппаратов большой единичной мощности и дешевых реагентов при минимальном расходе последних.
Схема процесса получения тетрафторида урана. Из описания схемы, в которой указаны лишь наиболее важные узлы аппаратурно-технологической схемы, можно сделать вывод о сложности производства, описываемого лишь двумя химическими уравнениями.
Процесс получения каучука включает следующие основные стадии:
Стадию подготовки шихты;
Стадию подготовки каталитического комплекса (к/к);
Непрерывную полимеризацию.
Полимеризацию проводят в стадии из двух последовательно соединенных полимеризаторов, охлаждаемых рассолом. Полимеризатор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат емкостью 20 м3, снабженный рубашкой, через которую циркулирует хладагент (энтальпия полимеризации 1050 кДж/кг), и спиралевидной мешалкой м лопастями и скребками, обеспечивающими непрерывное перемешивание и очистку от полимера всей внутренней поверхности аппарата . Предварительно охлажденный растворитель смешивается в заданном соотношении с мономером (изопреном) в специальном смесителе и дозировочным насосом подается в первый аппарат полимеризационной батареи. Технологическая схема процесса изображена на рисунке 2. Концентрация изопрена в растворе 16-18% по массе. В этот же аппарат непрерывно поступает заранее приготовленный каталитический комплекс. В качестве катализатора используется катализатор Циглера-Натта на основе титана. Образование каталитического комплекса протекает с высокой скоростью и выделением 251,4 кДж/моль тепла. Все компоненты каталитического комплекса, а именно, четыреххлористый титан (ТiCl4), триизобутилалюминий (ТИБА), а также модификаторы дифинилоксид (дипроксид) смешиваются в определенном соотношении в специальном смесителе. Далее смесь в теплообменном аппарате доводится до температуры 70 єС и дозировочным насосом подается в трубопровод для шихты непосредственно перед введением ее в полимеризационную батарею. В этот же трубопровод поступает водород дозировкой 0,1 м3 /т. Продолжительность процесса полимеризации составляют 2-6 часов, конверсия изопрена может достигать 95 %. Принципиальная схема стадии полимеризации процесса получения изопренового каучука представлена на рисунке 3.
П1, П2 - полимеризаторы.
Рисунок 3 - Принципиальная технологическая схема стадии полимеризации
Заключительными стадиями технологического процесса являются дезактивация катализатора, а также выделение каучука из раствора методом водной дегазации и сушка каучука.
Архитектуры систем дистанционного доступа
Современные системы дистанционного исследования и моделирования строятся по принципу клиент-серверной архитектуры. Это обеспечивает им ряд преимуществ относительно файл-серверных приложений. Клиент-серверная система характеризуется наличием двух взаимодействующих самостоятельных процессов - клиента и сервера, которые, в общем случае, могут выполняться на разных компьютерах, обмениваясь данными по сети. По такой схеме могут быть построены системы обработки данных на основе СУБД, почтовые и другие системы. Мы будем говорить, конечно, о базах данных и системах на их основе. И здесь удобнее будет не просто рассматривать клиент-серверную архитектуру, а сравнить ее с другой - файл-серверной.
В файл-серверной системе данные хранятся на файловом сервере (например, Novell NetWare или Windows NT Server), а их обработка осуществляется на рабочих станциях, на которых, как правило, функционирует одна из, так называемых, "настольных СУБД" - Access, FoxPro, Paradox и т.п.
Приложение на рабочей станции "отвечает за все" - за формирование пользовательского интерфейса, логическую обработку данных и за непосредственное манипулирование данными. Файловый сервер предоставляет услуги только самого низкого уровня - открытие, закрытие и модификацию файлов, подчеркну - файлов, а не базы данных. База данных существует только в "мозгу" рабочей станции.
Таким образом, непосредственным манипулированием данными занимается несколько независимых и несогласованных между собой процессов. Кроме того, для осуществления любой обработки (поиск, модификация, суммирование и т.п.) все данные необходимо передать по сети с сервера на рабочую станцию (рисунок 4).
Рисунок 4 - Файл-серверная модель системы
автоматизированный обучающий система проектирование
В клиент-серверной системе функционируют (как минимум) два приложения - клиент и сервер, делящие между собой те функции, которые в файл-серверной архитектуре целиком выполняет приложение на рабочей станции. Хранением и непосредственным манипулированием данными занимается сервер баз данных, в качестве которого может выступать Microsoft SQL Server, Oracle, Sybase и т.п.
Формированием пользовательского интерфейса занимается клиент, для построения которого можно использовать целый ряд специальных инструментов, а также большинство настольных СУБД. Логика обработки данных может выполняться как на клиенте, так и на сервере. Клиент посылает на сервер запросы, сформулированные, как правило, на языке SQL. Сервер обрабатывает эти запросы и передает клиенту результат (разумеется, клиентов может быть много).
Таким образом, непосредственным манипулированием данными занимается один процесс. При этом обработка данных происходит там же, где данные хранятся - на сервере, что исключает необходимость передачи больших объемов данных по сети (рисунок 5)
Рисунок 5 - Клиент-серверная модель системы
Какие же качества привносит клиент-сервер в информационную систему:
Надежность. Сервер баз данных осуществляет модификацию данных на основе механизма транзакций, который придает любой совокупности операций, объявленных как транзакция, следующие свойства:
· атомарность - при любых обстоятельствах будут либо выполнены все операции транзакции, либо не выполнена ни одна; целостность данных при завершении транзакции;
· независимость - транзакции, инициированные разными пользователями, не вмешиваются в дела друг друга;
· устойчивость к сбоям - после завершения транзакции, ее результаты уже не пропадут.
Механизм транзакций, поддерживаемый сервером баз данных, намного более эффективен, чем аналогичный механизм в настольных СУБД, т.к. сервер централизованно контролирует работу транзакций. Кроме того, в файл-серверной системе сбой на любой из рабочих станций может привести к потере данных и их недоступности для других рабочих станций, в то время как в клиент-серверной системе сбой на клиенте, практически, никогда не сказывается на целостности данных и их доступности для других клиентов.
Масштабируемость - это способность системы адаптироваться к росту количества пользователей и объема базы данных при адекватном повышении производительности аппаратной платформы, без замены программного обеспечения.
Общеизвестно, что возможности настольных СУБД серьезно ограничены - это пять-семь пользователей и 30-50 Мб, соответственно. Цифры представляют собой некие средние значения, в конкретных случаях они могут отклоняться как в ту, так и в другую сторону. Что наиболее существенно, эти барьеры нельзя преодолеть за счет наращивания возможностей аппаратуры.
Системы же на основе серверов баз данных могут поддерживать тысячи пользователей и сотни ГБ информации - дайте им только соответствующую аппаратную платформу.
Безопасность. Сервер баз данных предоставляет мощные средства защиты данных от несанкционированного доступа, невозможные в настольных СУБД. При этом права доступа администрируются очень гибко - до уровня полей таблиц. Кроме того, можно вообще запретить прямое обращение к таблицам, осуществляя взаимодействие пользователя с данными через промежуточные объекты - представления и хранимые процедуры. Так что администратор может быть уверен - никакой слишком умный пользователь не прочитает то, что ему читать не положено.
Гибкость. В приложении, работающем с данными, можно выделить три логических слоя:
· пользовательского интерфейса;
· правил логической обработки (бизнес-правил);
· управления данными (не следует только путать логические слои с физическими уровнями, о которых речь пойдет ниже).
Как уже говорилось, в файл-серверной архитектуре все три слоя реализуются в одном монолитном приложении, функционирующем на рабочей станции. Поэтому изменения в любом из слоев приводят однозначно к модификации приложения и последующему обновлению его версий на рабочих станциях.
В двухуровневом клиент-серверном приложении, показанном на рисунке 1.4, как правило, все функции по формированию пользовательского интерфейса реализуются на клиенте, все функции по управлению данными - на сервере, а вот бизнес-правила можно реализовать как на сервере используя механизмы программирования сервера (хранимые процедуры, триггеры, представления и т.п.), так и на клиенте. В трехуровневом приложении появляется третий, промежуточный уровень, реализующий бизнес-правила, которые являются наиболее часто изменяемыми компонентами приложения (рисунок 6).
Рисунок 6 - Трехуровневая клиент-серверная модель
Наличие не одного, а нескольких уровней позволяет гибко и с минимальными затратами адаптировать приложение к изменяющимся требованиям. Если необходимо внести изменения в логику работы программы, то:
1) В файл-серверной системе мы "просто" вносим изменения в приложение и обновляем его версии на всех рабочих станциях. Но это "просто" влечет за собой максимальные трудозатраты.
2) В двухуровневой клиент-серверной системе, если алгоритмы обработки данных реализованы на сервере в виде правил, его выполняет сервер бизнес-правил, реализованный, например, в виде OLE-сервера, и мы обновим один из его объектов, ничего не меняя ни в клиентском приложении, ни на сервере баз данных.
Таким образом, клиент-серверная архитектура является более перспективной и менее затратной в эксплуатации, однако первоначальные затраты на её разработку больше, чем при использовании файл-серверной архитектуры системы. Кроме того, обработка данных на сервере и передача результатов на клиент является необходимым условием для построения дистанционных систем.