Установка осушки газа

Структура и основные задачи научной деятельности института общей и неорганической химии АН РУз. Высокоинтенсивный абсорбционный аппарат для осушки природного газа. Расчет процесса осушки, его концепция. Конструкция аппарата, гидродинамические режимы.

Рубрика Производство и технологии
Вид отчет по практике
Язык русский
Дата добавления 30.01.2014
Размер файла 1,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержания

  • Введение
  • 1. Структура и основные задачи научной деятельности института общей и неорганической химии АН РУз
  • 2. О установке осушки газа (уог) на пхг полторацкое
  • 2.1 Краткая характеристика объекта
  • 2.1.1 Климатическая характеристика площадки ПХГ
  • 2.1.2 Проектная мощность, номенклатура и качество продукции
  • 2.1.3 Конкурентоспособность продукции, сырьевая база
  • 2.1.4 Потребности в ресурсах
  • 2.2 Технологическая часть
  • 2.2.1 Описание технологического процесса установки осушки газа
  • 2.2.2 Основное оборудование
  • 2.2.3 Концепция процесса
  • 2.2.4 Расчет процесса осушки
  • 2.3 Защита технологического оборудования от коррозии
  • 2.3 Охрана окружающей среды
  • 2.3.1 Климатическая характеристика
  • 2.3.2 Охрана атмосферного воздуха
  • 3. Насадочные абсорберы
  • 4. Высокоинтенсивный абсорбционный аппарат для осушки природного газа
  • 4.1 Конструкция аппарата
  • 4.2 Гидродинамические режимы.
  • 4.3 Физическая и математическая модели удерживающей способности насадки
  • Заключения
  • Список используемых источников
  • Приложения

Введение

Новый Государственный общеобязательный стандарт послевузовского образования, вступивший в силу в сентябре 2013-2014 учебного года, предусматривает обязательное прохождение магистрантом зарубежной научной стажировки в рамках Экспериментально-исследовательской работы магистранта.

В связи с этим я, магистрант второго курса специальности "6М070800 - Нефтегазовое дело" группы МНГ12-1к1 Ергазин Улан Еркинжанович, с 25 ноября по 4 декабря 2013 года согласно Графику учебного процесса, составленный на основе Рабочего учебного плана (РУП) проходил зарубежную научную стажировку в лаборатории Коллоидной химии Института общей и неорганической химии АН РУз под руководством д. х. н. академика МАНЭБ А.А. Агзамходжаева по теме: "Разработка высокоинтенсивного абсорбционного аппарата для осушки природного газа при подготовке его к транспортировке по МГ БГР-ТБА" в Республике Узбекистан, г. Ташкент.

В период прохождения зарубежной научной стажировки ознакомился со структурой и основными задачами научной деятельности института, работал над изучением методики планирования, организация и проведения НИР, посещал лекций, семинаров ведущих профессоров и доцентов института. Так как Агзамходжаев А.А. был заведующим лаборатории Коллоидной химии ИОНХ АН РУз, и специалистом по адсорберам, я ознакомился с вакуумно-адсорбционными установками и изучил адсорбции паров органических веществ и газов на природных и модифицированных адсорбентов, полученных на основе природных и синтетических минеральных сорбентов. Однако задачей зарубежной научной стажировки была Экспериментально-исследовательская работа над темой диссертационной работы. Вследствие этого проведены сравнения Установки осушки газа сооруженной на ПХГ "Полторацкое" с высокоинтенсивным абсорбционным аппаратом с желобообразной насадкой, и гидродинамические исследование в четырех режимах.

1. Структура и основные задачи научной деятельности института общей и неорганической химии АН РУз

Институт общей и неорганической химии АН РУз создан 1933 году в г. Ташкент.

Директор: доктор химических наук Закиров Бахтияр Сабиржанович.

Основным научным направлением института является "Разработка научно-практических основ комплексной переработки топливно-минерального сырья Узбекистана".

В лабораториях института ведутся фундаментальные и прикладные исследования в области создания и установления закономерностей взаимосвязи между составом, строением и свойствами новых соединений. Научные разработки института направлены на разработку эффективных технологий глубокой переработки нефтей новых месторождений Узбекистана и рациональное использование побочных нефтепродуктов; на создание технологий переработки металлургических отходов и решение актуальных проблем импортозамещения в производстве цветных и редких металлов, при создании новых реагентов и огнеупорных материалов. Одним из приоритетных научных направлений института является также разработка научных основ синтеза и технологии получения минеральных и органоминеральных удобрений, перспективных дефолиантов; ускоряющих созревание урожая сельскохозяйственных культур, эффективных стимуляторов роста хлопчатника и зерновых культур полифункционального действия [1].

В области изучения каталитических процессов, протекающих при осушке и очистке природного газа на уникальной высоковакуумной установке получены результаты фундаментального характера, позволившие создать новое научное направление - адсорбционно-энергетическую стехиометрию.

установка осушка газ гидродинамический

Исследования по разработке научных основ управления свойствами дисперсных систем, получения материалов с заданными свойствами, регулирования коллоидно-химических процессов, направленного синтеза полиэлектролитов и поверхностно - активных веществ, флокулянтов и сорбентов позволили установить закономерности взаимосвязи коллоидно-химических свойств дисперсных систем с их составом и строением.

Фундаментальные исследования в области кристаллохимии неорганических соединений d-переходных металлов способствовали целенаправленному синтезу биологически активных соединений и установлению взаимосвязи состава - структуры - свойства соединений.

Разработаны научные основы создания эффективных минеральных, органоминеральных удобрений, дефолиантов, стимуляторов.

Отличительной стороной проводимых исследований является их связь с проблемами и потребностями народного хозяйства Узбекистана. Следует отметить следующие разработки Института:

· · разработана технология получения оптимальных разжижителей для высокоплавких нефтей и нефтепродуктов; получены базовые масла и присадки для уплотнительных смазок;

· · разработана технология производства растворителей из газоконденсата для использования при получении лакокрасочных материалов, а также растворителя для экстрагирования растительных масел из жмыхов;

· · разработаны энергосберегающие технологии получения новых эффективных водных - и маслорастворимых поверхностно-активных веществ, эмульгаторов, холодных битумных эмульсий, высоковязких битумов, эмульсионных смазок и клеящих материалов из местного сырья и отходов промышленности;

· · разработаны эффективные способы перемешивания высоковязких нефтей, а также технологии получения и применения катализаторов многоцелевого назначения на основе соединений никеля и молибдена для производства моторных топлив, смазочных масел и растворителей непосредственно из нефти, ее остатков и побочных продуктов нефтепереработки;

· · разработаны технологии извлечения йода из попутных нефтяных и гидротермальных вод с привлечением сорбционных и десорбционных методов; получения чистого кристаллического йода и йодида калия из йодной пасты, а также йодирования поваренной соли;

· · разработаны технологии получения цемента, а также вспученного вермикулита для изготовления теплоизоляционных материалов, а также обогащения талькомагнезитовой породы для производства магнезитового концентрата, используемого при получении высокоогнеупорных материалов, талькового концентрата для использования при производстве керамической, резиновой, абразивной и кабельной продукции;

· · созданы эффективные способы закрепления засоленных почвогрунтов, получены органно-глинистые и углевод-глинистые сорбенты;

· · на основе местного сырья и отходов производства получен ряд новых поверхностно-активных веществ и полиэлектролитов для использования в качестве стабилизаторов, флокулянтов, адсорбентов, пластификаторов различных природных и технических дисперсий.

Наукоемкие технологии, разработанные учеными института, широко используются на ОАО "Самаркандкимё", ОАО "Ферганаазот", СП-ЗАО "Электрохимзавод", АО "Кувасайцемент", ОАО "Кызылкумцемент", Бухарском нефтеперерабатывающем заводе.

Институт имеет опыт успешного научного сотрудничества с научными центрами Германии, Франции, Италии, Великобритании, США, Российской Федерации, Японии, Республики Корея и других стран [1].

2. О установке осушки газа (уог) на пхг полторацкое

2.1 Краткая характеристика объекта

2.1.1 Климатическая характеристика площадки ПХГ

В административном отношении Полторацкое ПХГ расположено на территории Сары-Агашского района Южно-Казахстанской области, в 100 км на юго-запад от г. Чимкента и в 15 км к северо-востоку от г. Ташкента. В 1,5-2 км от восточного свода структуры Полторацкое проходит трасса магистрального газопровода Бухара-Ташкент-Бишкек-Алматы. В настоящее время оно входит в состав АО "ИЦА", УМГ "Южный" и призвано решать задачи по обеспечению газом промышленных и гражданских объектов Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей Республики Казахстан.

Установка осушки обеспечивает подготовку газа в соответствии с требованиями, предъявляемыми к качеству товарного газа.

Климат района резко континентальный, с продолжительным жарким летом и короткой умеренной зимой. Средняя температура января - 9°С (зимой бывают оттепели и дожди). Лето жаркое, сухое, температура достигает +40+42 С0. Летняя жара изнурительна. К июню растительность полностью выгорает, и северная часть территории приобретает вид пустынного ландшафта. Характерной особенностью района ПХГ являются сильные ветры.

С поверхности земли, до глубины 0,3 м - почвенно-растительный слой из суглинка слабогумусированного с корнями травянистой растительности. Ниже, до глубины 6,4-6,5 м - суглинок коричневый, лессовидный. На площадке проектируемого объекта подземные воды, до глубины 7,0 м, не вскрыты.

В геолого-литологическом строении территории до глубины 8 м представлены:

от поверхности до глубины 0,3 м - почвенно-растительный слой из суглинка слабогумусированного с корнями травянистой растительности;

• до глубины 1,4 - 1,7 м - суглинок коричневый, лессовидный, высокопористый, твердой консистенции, просадочный;

• ниже указанных глубин подстилается суглинок красновато - коричневый, низкопористый, комковатый, непросадочный, вскрытой мощностью 4,6 - 6,4 м.

Грунты являются сульфатно-засоленными и относятся к среднезасоленным грунтам. Сейсмичность площадки 8 баллов согласно СНиП РК 2.03-04-2001 при второй категории грунта по сейсмическим свойствам [2].

2.1.2 Проектная мощность, номенклатура и качество продукции

Проектная мощность Установки, исходя из технологического регламента эксплуатации, обеспечивает осушку природного газа в следующих диапазонах пропускной способности:

при давлением газа на входе Р=30 кгс/см2 - 2080925 млн. м3/сут;

• при давлением газа на входе Р=42-43 кгс/см2 - 2982658 млн. м3/сут;

• при давлением газа на входе Р=50 кгс/см2 - 3468208 млн. м3/сут;

• при давлением газа на входе Р=52-53 кгс/см2 - 3676300 млн. м3/сут; Расчетная температура газа на выходе Установки осушки газа - +10+13 С.

Транспортируемый природный газ должен удовлетворять требованиям ОСТ 51.40-93 (табл.2.1), что должно подтверждаться сертификатом качества в соответствии с условиями контракта с "УзТрансГаз" [3].

Таблица 2.1

Физико-химические показатели транспортируемого газа

Наименование показателей

Значения показателей (район с умеренным климатом)

Летний режим с 1.05 по 30.09

Зимний режим с 1.10 по 30.04

1

Точка росы газа по влаге,°С, не выше

-3

-5

2

Точка росы газа по углеводородам,°С, не выше

0

0

3

Температура газа на входе,°С

55

4

Температура газа в точке подключения,°С

3

5

Масса сероводорода, г/м3, не более*

0.007 - (0.02)

0.007 - (0.02)

6

Масса меркаптановой серы, г/м3, не более*

0.016- (0.036)

0.016- (0.036)

7

Объемная доля кислорода, %, не более

0.5

0.5

8

Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20°С и 101.325 кПа, не менее

32.5

32.5

9

Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей

Условия согласовываются в соглашениях на поставку газа.

2.1.3 Конкурентоспособность продукции, сырьевая база

На УОГ ПХГ "Полторацкое" получают осушенный природный газ в соответствии с требованиями ОСТ 41.40-93, подаваемый в магистральный газопровод "БГР-ТБА" для газоснабжения потребителей Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей Республики Казахстан.

Сырьем для установки осушки газа является газ из Полторацкого ПХГ содержащий пластовые воды, поступающий из ГРП Западного и Восточного куполов.

Давление газа на входе в установку осушки газа принимается Р = 28-55кгс/см2

Реагенты

На Установки осушки газа на Полторацком ПХГ для предотвращения гидратообразования при подготовке газа к транспорту используется ДЭГ, который является двухатомным спиртом жирного ряда. Химическая формула ДЭГа - (С2Н4ОН) 2О. ДЭГ смешивается с водой в любых отношениях. В таблице 2.2 приведены физико-химические свойство химически чистого ДЭГа. Молекулярная масса - 106.12: плотность при 20°С - 1.184, температура кипения при атмосферном давлении равна 244.8°С, температура замерзания - 8°С, критическая температура - 408°С, критическое давление - 4.75 МПа.

Товарный ДЭГ используемый на установке должен соответствовать требованиям ГОСТ 10136-77 (таблица 2.3).

ДЭГ относится к веществам с относительно-низкой токсичностью. Вследствие незначительной летучести ДЭГа при пребывании человека в среде отравления организма не происходит. Смертельная доза для человека при приеме во внутрь составляет 15-100 мл. Предельно-допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны для ДЭГа 0.2 мгм. ДЭГ относится к пожаровзрывоопасным веществам.

Таблица 2.2

Физико-химические свойства диэтиленгликоля

Наименование показателей

Единица измерения

Показатели в натуральном выражении

1. Формула

-

С4Н10О3

2. Молекулярная масса

-

106.12

3. Температура кипения при атмосферных условиях

°С

246

5. Температура вспышки при атмосферных условиях

°С

143.3

7. Критическое давление

МПа

4.6

8. Критическая температура

°С

410.0

9. Относительная плотность при 20°С (воды равна 1)

1.1184

10. Теплоемкость при 15.6°С

кДж/кг х°С

2.24

11. Теплота парообразования при атмосферных условиях

кДЖ/кг

628.1

12. Коэффициент теплопроводности при 20°С

Вт/м2 х°С

0.2482

13. Поверхностное натяжение при 20°С

МН/м

48.5

14. Индекс рефракции при 20°С

1.4472

15. Вязкость при 20°С

мПа х с

35.7

Таблица 2.3

Техническая характеристика товарного диэтиленгликоля

Наименование

Единица измерения

Показатели в соответствие с ГОСТ 10136-77

Показатели обязательные для проверки

1. Форма

жидкость

Перед использованием проверить плотность.

2. Цветность

единица Хацена

20

массовую концентрацию и внешний вид товарного диэтиленгликоля

3. Плотность при 20°С

г/смл

1.116-1.117

4. Массовая доля органических примесей, не более в том числе этиленгликоля. не более

%

%

1.8

1.0

5. Масса диэтиленгликоля не менее

%

98

6. Масса воды, не более

%

0.2

7. Масса кислот при пересчете на уксусную кислоту, не более

%

0.01

8. Число омыления на 1 г продукта

мгКОН

0.3

9. Температурные пределы при перегонке при давлении 101.3 КПа (760мм. рт. ст.) начала перегонки, не ниже

конец перегонки, не выше

°С

241 250

2.1.4 Потребности в ресурсах

Потребность в топливном газе потребляемым блоком регенерации не более 2200 кг/ч. Потребность ДЭГ должен иметь запас минимум 28-32 тонны.

При нормальной работе, небольшое количество ДЭГ будет постоянно теряться с товарным газом, конденсатом и парами в верхней части колонны регенерации гликоля. Возможны также дополнительные потери из-за утечек и при обслуживании системы. Подпитка должна осуществляться гликолем наивысшего качества со склада ДЭГ [3].

2.2 Технологическая часть

2.2.1 Описание технологического процесса установки осушки газа

Назначением Установки является удаление влаги из природного газа с целью достижения требуемой точки росы. Проектом предусмотрена абсорбционная осушка природного газа с использованием диэтиленгликоля (ДЭГ). Для осушки природного газа в Полторацком ПХГ используется Абсорбер 1.1290-310.01-00 (см. Приложения 1) [4].

Основные технические параметры Абсорбера 1.1290-310.01-00 приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4

Техническая характеристика аппарата.

Параметры

Наименование рабочего пространства

Производительность, м3

210000

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

6,3 (63)

Расчетное давление, МПа (кгс/см2)

6,3 (63)

Расчетная температура стенки,°С

55

Наименование рабочей среды

Природный газ

ДЭГ

Характеристика рабочей среды

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-78

2

3

Группа пожароопасности по ГОСТ 12.1.0049-78

Па

IVa

Категория и группа взрывоопасности по ГОСТ 12.1.011-78

А-Т3

IIA-T3

Максимальная температура,°С

55

Минимальная температура наиболее холодной пятидневки,°С

Минус 20

Максимальное давление в змеевике, МПа (кгс/см2)

1,2 (12)

Максимальная температура в змеевике,°С

210

Рабочая среда в змеевике - воздух

-

Внутренний объем аппарата, м3

45

Внутренний объем змеевика, м3

0,02

Группа аппарата по ОСТ 26-291-94

1

Расчетный срок службы, лет

20

Прибавка для компенсации коррозии, мм

1

Габариты аппарата, мм (не более)

Ширина

3200

Высота

16052

Масса аппарата, кг

(без наружных металлоконструкций)

38102

Аппарат в соответствии с 1.1290-310.01-00 состоит из следующих основных частей:

корпус аппарата, опора, обогреватель, комплекта наружных металлоконструкций;

внутри аппарата смонтированы колпачковые тарелки и сетчатый отбойник;

контрольно-измерительные приборы, установленные на аппарате.

Аппарат оснащен приборами для контроля давления, уровня и температуры.

Аппарат представляет собой стальной сварной цилиндрический аппарат с внутренним диаметром 2000 мм. Аппарат установлен вертикально на опоре. Внутри арата смонтированы колпачковые тарелки и сетчатый отбойник. Аппарат оснащен тремя люками Ду500, обогревателем и технологическими штуцерами, устройствами для контроля уровня, давления, перепада давления, температуры.

Сырой газ из установок предварительной подготовки газа, из блока сепаратора (БС), поступает в абсорбер (А-1) в количестве 5 млн. ст. м3/сутки давлением 5,3МПа и температурой Т=10.13°С по трубопроводу Ду350 направляется на вход блока сепаратора, где происходит улавливание и слив конденсата.

Абсорбер оборудован:

• предохранительным клапаном, предназначенными для защиты аппаратов в аварийных ситуациях;

• дренажными трубопроводами для слива конденсата в общестанционный дренаж и для слива гликоля в емкость Е-1.

Из кубовой части абсорбера отсепарированный газ направляется в его массообменную часть, оснащенную тарелками.

В верхнюю часть абсорбера подается высококонцентрированный ДЭГ, стекающий по тарелкам навстречу потоку газа.

Водяной пар, находящийся в газе, поглощается гликолем, насыщая его. В верхней части абсорбера установлен слой мелкоячеистой сетки, предназначенной для улавливания гликоля, уносимого потоком газа.

Из верхней части абсорбера осушенный газ по трубопроводу направляется в трубное пространство рекуперативного теплообменника AT, предназначенного для охлаждения регенерированного гликоля, поступающего на вход БНГ. Регулирование температуры регенерированного гликоля осуществляется перепуском части расхода газа через кран шаровой с ручным приводом и дроссельную шайбу.

Насыщенный водой ДЭГ (далее нДЭГ) с нижней части абсорбера по трубопроводу отводится в газоотделитель (ГО).

Уровень нДЭГ в нижней части поддерживается клапаном регулятором уровня КРУ.

Клапан-регулятор уровня КРУ снабжен отсекающими клапанами запорными ВН. Для регулирования уровня гликоля в ручном режиме предусмотрены обводные линии Ду40 с ручными регулирующими клапанами и клапаном запорным.

В газоотделителе при давлении 0,5 МПа происходит разгазирование нДЭГа (выделение газа поглощенного в абсорбере). Выделившийся из гликоля газ по трубопроводу Ду50 через КРД направляется в сети Заказчика.

Разгазированный нДЭГ из газоотделителя (ГО) направляется на вход блока регенерации гликоля по трубопроводу Ду50 через фильтры низкого давления "Ф1" "Ф2) и клапаны запорные. При этом часть гликоля по трубопроводам Ду15 с клапаном запорным отбирается на охлаждение электронасосных агрегатов блока насосов гликоля БНГ. Уровень нДЭГ в газоотделителе "ГО" поддерживается при помощи клапана регулятора уровня КРУ. Для регулирования уровня гликоля в ручном режиме предусмотрена байпасная линия Ду50 с клапаном регулирующим и клапаном запорным.

В блоке регенерации (БР) нДЭГ подается в змеевик дефлегматора, установленный в верхней части выпарной колонны и предназначенный для поддержания температуры верха колонны в пределах Т=80.90°С с целью образования "острого" орошения. Количество нДЭГ, подаваемого в дефлегматор, регулируется перепуском части гликоля мимо дефлегматора при помощи клапана регулирующего с ручным приводом (РП). Для защиты дефлегматора выпарной колонны блока регенерации (БР) от повышения давления на линии подачи нДЭГа установлен клапан предохранительный (КП).

В блоке регенерации предусмотрена подача гликоля в качестве дополнительного "холодного" орошения по трубопроводам Ду25 через клапан регулирующий с РП в среднюю часть выпарной колонны.

Из дефлегматора нДЭГ подается в трубное пространство теплообменника, встроенного в буферную емкость блока регенерации (БЕР), при этом охлаждая регенерированный гликоль до температуры Т=80.90°С. Далее нагретый нДЭГ подается на верх отгонной части выпарной колонны. Стекая по насадке в испаритель регенератора (ИР), гликоль дополнительно нагревается парогазовой смесью.

В испарителе ИР в присутствии десорбционного (отдувочного) газа при температуре ДЭГа 140.150°С происходит испарение основного количества влаги и части ДЭГа. Смесь паров воды и гликоля подвергается ректификационному разделению в выпарной колонне блока регенерации. Нагрев гликоля в испарителе производится с помощью продуктов сгорания топливного газа через жаровую трубу.

Подготавливаемый топливный газ поступает к блоку регенерации от блока газоотделителя. Газ к горелкам установленным в БР подается по трубопроводу Ду50 через КРД, отсечные клапаны (Кл). КРД предназначен для регулирования давления газа на горелочном устройстве. Для розжига и поддержания контрольного факела горелок в блоке регенерации предусмотрена подача топливного газа по трубопроводу Ду25 на запальное устройство через отсечные клапаны Кл.

Регулирование расхода топливного газа, после розжига горелок, осуществляется автоматически с помощью клапана регулятора КРТ по температуре гликоля в испарителе.

Регенерированный гликоль (далее рДЭГ) из испарителя (ИР) переливается в буферную емкость регенератора (БЕР) через отпарные массообменные колонны и, проходя по межтрубному пространству теплообменников емкости, охлаждается до температуры 70.80°С и далее по трубопроводу Д100 через задвижку клиновую направляется в буферную емкость гликоля Е5 и далее к теплообменным аппаратам AT. Аппарат теплообменный (AT) оснащен отсекающими задвижками по входу и выходу, соответственно. С выхода (AT), рДЭГ по трубопроводу Ду150 температурой Т=40.45°С направляется на всос насосов гликоля, установленных в блоке насосов гликоля БНГ.

Насосы Н1г. Н2г оснащены:

отсекающей арматурой по входу и выходу;

фильтрами для очистки от механических примесей (Ф1, Ф2,);

пневмогидроаккумуляторами АК1, АК2.

для регулирования подачи БНГ путем перепуска части общего расхода гликоля на всас насосов предусмотрен байпасный трубопровод Ду25 с клапаном запорным и клапаном регулирующим с РП.

Далее рДЭГ по трубопроводу Ду50 направляется в верхнюю часть абсорбера (А-1) через расходомерное устройство PP. Для отключения РР и проведения их технического обслуживания или ремонта при работе установки, расходомерные устройства оснащены отсечной арматурой по входу и выходу, а так же байпасными линиями Ду40 с клапаном запорным.

Парогазовая смесь с верха выпарной колонны ОР по трубопроводу Ду200 направляется в аппарат воздушного охлаждения АВО.

Сконденсировавшаяся жидкость и десорбционный газ по трубопроводу Ду200 направляются в установку разделительных емкостей УРЕ.

Газожидкостная смесь, попадая в емкость ЕЗ установки разделительных емкостей, разделяется на газовую, водную и конденсатную составляющие. Газ по трубопроводу Ду200 сбрасывается на свечу. Вода по достижению верхнего рабочего уровня сливается по трубопроводу Ду50 через кран шаровой в канализацию. Конденсат из емкости ЕЗ по трубопроводу Ду50 сливается в емкость Е4 и далее по трубопроводу Ду50 происходит слив конденсата через клапан запорный.

Для продувки газом трубопроводов и технологического оборудования при пуске, а также для сброса давления при остановах предусмотрены трубопроводы сброса газа на свечу и в атмосферу:

• из абсорбера А-1 по трубопроводу Ду100 с пневмоприводным краном шаровым и шайбой дроссельной Др;

• из газоотделителя ГО по трубопроводу Ду25 с клапаном запорным;

• из емкости дренажной Е-1 по трубопроводу Ду25 с клапаном запорным и по трубопроводу Ду100 с задвижкой;

• от AT по трубопроводу Ду25 с клапаном запорным;

• от емкости Е-3 по трубопроводу Ду200 с задвижкой;

• от блока регенерации ОР по трубопроводу Ду20 с клапанами запорными;

Дренаж гликоля из технологического оборудования осуществляется в емкость Е-1 по трубопроводам:

• Ду25 от абсорбера А-1 с клапаном запорным;

• Ду25 от расходомерного устройства РР с клапаном запорным;

• Ду50 от газоотделителя ГО с клапаном запорным;

• ДуЮО от емкости чистого гликоля Е-2 с задвижкой клиновой;

• Ду50 от испарителя блока регенерации с клапанами запорными;

• Ду25 от аппарата теплообменного АТс клапаном запорным;

• Ду50 от Е-5 с клапаном запорным;

Для предотвращения повышения давления газа в технологическом оборудовании сверх допустимого предусмотрена установка предохранительных клапанов:

• абсорбер А-1 оснащен клапаном предохранительным;

• газоотделитель ГО оснащен клапаном предохранительным Ду80;

• нагнетательная линия блока насосов гликоля БНГ оснащена клапаном предохранительным Ду80;

• испаритель ИР оснащен клапаном предохранительным Ду200;

• трубопровод Ду100 за теплообменником AT оснащен клапаном предохранительным ДУ50;

• трубопровод Ду50 на входе в дефлегматор выпарной колонны блока регенерации оснащен клапаном предохранительным.

• трубопровод Ду50 подачи топливного газа на горелки блока регенерации оснащен клапаном предохранительным [4].

2.2.2 Основное оборудование

Основное оборудование системы регенерации гликоля перечислено ниже:

А-1

Абсорбер;

AT

Теплообменник "газ-гликоль"

БГО

Блок газоотделителя;

БНГ

Блок насосов гликоля;

БС

Блок сепарации;

ОР

Огневой регенератор;

Е-1

Дренажная емкость;

Е-2

Емкость для ДЭГ (склад ДЭГ);

Е-5

Буферная емкость;

УРЕ

Установка разделительных емкостей;

2.2.3 Концепция процесса

Гликоль, подаваемый из абсорбера в огневой регенератор, называется насыщенным потому, то он насыщен поглощенной водой.

Насыщенный гликоль также содержит некоторое количество легких компонентов, таких как метан, которые неизбежно поглощаются вместе с водой при контакте гликоля с входным газом высокого давления.

Клапан контроля уровня является границей раздела между сторонами высокого и низкого давления.

Работа колонны регенерации гликоля подобна работе "типичной" насадочной дистилляционной колонны. Гликоль как тяжелый компонент будет опускаться на дно колонны. Вода как лёгкий элемент будет подыматься к верху колонны в виде пара.

Пар будет состоять, прежде всего, из пара, а также будет содержать некоторое количество легких компонентов и гликоля.

Ребойлер гликоля - это ребойлер с огневым подогревом, расположенный рядом с колонной регенерации гликоля. Тепло, необходимое для дистилляции гликоля, обеспечивается трубными огневыми подогревателями. Внутренняя перегородка ребойлера поддерживает уровень гликоля выше трубного пакета. Дистиллированный гликоль, называемый "ненасыщенный гликоль" переливается через перегородку и собирается в буферной секции.

Подпитка гликоля

При нормальной работе, небольшое количество гликоля будет постоянно теряться с товарным газом, конденсатом и парами в верхней части колонны регенерации гликоля. Возможны также дополнительные потери из-за утечек и при обслуживании системы.

Подпитка гликоля при необходимости осуществляется через заправочное соединение в испарителе огневого регенератора.

Подпитка осуществляется гликолем наивысшего качества со склада ДЭГа (из емкости Е-2 подаваемым к огневому регенератору, насосом Н-4, находящемся в блоке насосов гликоля. (БНГ).

2.2.4 Расчет процесса осушки

Система осушки газа на Полторацком ПХГ включает в себя последовательно соединенные сепараторы С-01, С-02 установленные на территории сборных пунктов, и параллельно работающие сепараторы (фазные разделители) С-1; С-2, установленные на промплощадке ПХГ. Абсорберов Аб-1, Аб-2, установки регенерации ДЭГа, теплообменников Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5, Т-6, трапного выветривателя ТВ, емкостей для ДЭГа и насосов подачи ДЭГа. Рис.1 и 2.

Указанная схема позволяет отбивать основную часть капельной влаги до поступления газа в абсорберы. Следовательно, на абсорбционную установку осушки газ поступает насыщенным паровой влагой и с содержанием определенной доли капельной влаги присутствующей в потоке газа за счет уноса из сепараторов С-1 и С-2.

При проводимой реконструкции процесса осушки, технологическая схема подготовки газа не претерпевает изменения. Изменяется только технология регенерации ДЭГа.

В связи с чем, допустимо реализация проекта поэтапно:

подключение блока регенерации и газоотделителя с привязкой к существующей схеме.

строительство остальных объектов без остановки существующего оборудования.

Для расчета процесса осушки можем принять за исходные данные существующие параметры потока газа.

Расчет процесса осушки газа был произведен ОАО "СУМСКОЕ НПО им. М.В. Фрунзе", результаты расчета приведены в таблице 2.5, Схема процесса на рис.1.

Рис.1. Схема технологического процесса

Таблица 2.5

2.3 Защита технологического оборудования от коррозии

Наличие в добываемом газе и влаги не создает условия для значительной коррозии оборудования, трубопроводов установки. Проектом предусмотрено следующее:

• трубопроводы выполнены из стали, которая соответствует стали Ст. 20, и термообработанные;

• арматура выполнена из сталей;

• при расчете оборудования внесена поправка на коррозию.

• Для предотвращения почвенно-грунтовой коррозии проектом предусмотрено применение труб с заводской антикоррозионной изоляцией.

Горячие трубопроводы и аппараты защищаются от коррозии с помощью теплостойкой мастики.

Оборудование с температурой стенки ниже 40°С защищается от коррозии нанесением влагоустойчивых покрытий.

Все горячие аппараты и трубопроводы перед нанесением теплоизоляции покрываются грунтовкой.

Защитная окраска и изоляция оборудования должны производиться только после его технического освидетельствования и испытания.

При эксплуатации оборудования, подверженного действию агрессивных сред, необходимо производить внутренний осмотр и замер толщины стенок по графику, утвержденного главным инженером завода [3].

2.3 Охрана окружающей среды

2.3.1 Климатическая характеристика

Климат резко континентальный. Зима теплая, лето жаркое, засушливое, что способствует повышению загрязнений газообразными и особенно твердыми токсичными веществами.

Основным природно-климатическими факторами, определяющими длительность сохранения загрязнения в местах размещения их источников, является ветровой режим, наличие температурных инверсий, количество и характер выпадения осадков, туманы и радиационный режим.

Ветры оказывают существенное влияние на перенос и рассеивание примесей в атмосфере, особенно слабые (0,1 м/сек). На территории бывшего СССР были выделены районы с различными значениями их повторяемости. Район размещения участка относиться к 1 району с незначительной повторяемостью слабых ветров: < 20%. Повторяемость слабых ветров в слое атмосферы до 0,2 км составляет 0,6%, в слое до 0,5 км 0,9 %, т.е. очень низкая [2].

Повторяемость слабых ветров невелика, среднемесячные скорости ветра изменяются от 3,5 до 6 м/сек, с усилением в дневные часы до 8,5 м/сек. На высотах свыше 100 м среднемесячные скорости ветра равны 6 м/сек и более. Повторяемость слабых ветров невелика, среднемесячные скорости ветра изменяются от 3,5 до 6 м/сек, с усилением в дневные часы до 8,5 м/сек. На высотах свыше 100 м среднемесячные скорости ветра равны 6 м/сек и более. В результате на этой высоте возникает градиент скоростей, способствующий отсосу загрязнителей из приземного слоя воздуха в более высокие слои атмосферы, интенсивному их рассеиванию и переносу. Помимо этого, активный ветровой режим препятствует накоплению загрязнителей в районах выбросов. Накопление примесей происходит при ослаблении ветра до штиля.

В целом, ветровой режим района проведения проектируемых работ активный. Одним из факторов, способствующим самоочищению атмосферы являются осадки. Однако то наибольшее их количество, которое выпадает в исследуемом районе, не может играть значительной роли в формировании качества воздушной среды.

Число дней с туманами - до 64 в год, максимальное количество туманов отмечается в переходные периоды.

Солнечная радиация обуславливает фотохимические реакции в атмосфере и формирование различных вторичных продуктов, обладающих часто более токсичными свойствами, чем вещества, поступающие от источников выбросов. Так, в процессе фотохимических реакций в атмосфере происходит окисление сернистого газа с образованием сульфатных аэрозолей. В результате фотохимического эффекта в ясные солнечные дни в загрязненном воздухе может сформироваться фотохимический смог.

Таким образом, совокупность климатических условий определяют способность атмосферы рассеивать продукты выбросов и формировать некоторый уровень ее загрязнения.

Среди загрязнителей атмосферы района можно выделить две группы - природные и техногенные.

Участок расположен в зоне высокой активности. Для региона характерна высокая природная запыленность атмосферы - до 100-1580 мкг/ м3. Кроме песчаных частиц, выдуваемых из рыхлых пород участка, в запыленности воздуха значительная роль принадлежит частицам солончаков.

Высокая природная запыленность воздуха обуславливает также высокую удельную нагрузку атмосферных выпадений, достигающую, по оценкам 300 т/км2 [6].

Основная роль в формировании качества воздушного бассейна участка принадлежит трансграничному переносу загрязняющих веществ из мест концентрации источников антропогенного загрязнения - промышленных центров Кзыл-Ординской областей.

Климатические характеристики, принимаемые к расчету рассеивания загрязняющих веществ приняты по метеостанции Шымкент таблица 2.5.

Таблица 2.5

Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере города Шымкент

Наименование характеристик

Величина

Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы, А Коэффициент рельефа местности в городе

200 1.00

Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года, град. С

33.4

Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного месяца (для котельных, работающих по отопительному графику), град С

-5.2

Среднегодовая роза ветров, %

С

4.0

СВ

11.0

В

30.0

ЮВ

17.0

Ю

6.0

ЮЗ

11.0

3

11.0

СЗ

10.0

Среднегодовая скорость ветра, м/с

3.5

Скорость ветра (по средним многолетним данным), повторяемость превышения которой составляет 5 %, м/с

5.0

2.3.2 Охрана атмосферного воздуха

Период эксплуатации

Общее количество стационарных источников выбросов загрязняющих веществ на этапе при эксплуатации будет 18 единиц, из них 8 источника неорганизованных, и 10 - организованных источников выбросов, с характерными загрязняющими веществами представленными ниже (см. Приложения 2-3).

Основными организованными источниками выбросов загрязняющих веществ являются [7]:

дефлектор блока насоса (источники № 0191);

свеча блока газоотделителя (источники № 0192);

труба буферной емкости ДЭГа (источники № 0194);

воздушник дренажной емкости (источники № 0195);

дымовая труба блока огневой регенерации (источник № 0193);

свечи продувки оборудования (источники № 0196, 0197, 0198,0199, 0200).

Основными неорганизованными источниками выбросов загрязняющих веществ являются:

источник неорганизованных выбросов: аппараты, находящиеся под давлением (источники № 6036, 6037, 6041,6042);

источник неорганизованных выбросов от неплотностей ЗРА и фланцевых соединений (источники № 6038, 6039, 6040, 6043).

На этапе при эксплуатации в атмосферу будет выбрасываться 8 наименований загрязняющих веществ 2-4 класса опасности и 2 групп веществ с суммирующим воздействием (группы суммации) [8].

Перечень загрязняющих веществ и их предельно-допустимых концентраций загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в по годам и этапам представлен в таблице 2.6.

Источники выбросов, дающие залповые выбросы представлены в таблице 2.7 [8].

Таблица 2.6

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на 2009 г. при эксплуатации [9] Чимкент, КС Полторацкое Установка осушки газа

Код загр. вещества

Наименование вещества

ПДК максим разовая, мг/мЗ

ПДК среднесуточная, мг/мЗ

ОБУВ ориентир, безопасн. УВ, мг/мЗ

Класс опасности

0304

Азот (Н) оксид (Азота оксид)

0.4

0.06

3

0337

Углерод оксид

5

3

4

1023

2,2'-0ксидиэтанол (Диэтиленгликоль)

0.2

4

1716

Смесь природных меркаптанов (Одорант СПМ - ТУ 51-81-88) (в пересчете на этилмеркаптан)

0.00005

3

0410

Метан

50

0301

Азот (1У) оксид (Азота диоксид)

0.085

0.04

2

0330

Сера диоксид (Ангидрид сернистый)

0.5

0.05

3

0337

Углерод оксид

5

3

4

Таблица 2.7

Перечень источников залповых выбросов

Наименование производств и источников выбросов

Наименование вещества

Залповые выбросы веществ, г/сек

Периодичность, раз/год

Продолжительность выброса, час, мин

Годовая величина залповых выбросов, тонн

Метан

0,2228

0,0642

0196

Сероводород

0,0027

2

120 сек/операция

0,0000064

Одорант СПМ

0,0030

0,000001

Метан

0,0310

0,0089

0197

Сероводород

0,0004

2

120 сек/операция

0,000001

Одорант СПМ

0,0004

0,0000001

Метан

0,0301

0,0087

198

Сероводород

0,0004

2

120 сек/операция

0,0000009

Одорант СПМ

0,0004

0,0000001

Метан

0,1291

0,0372

0199

Сероводород

0,0015

2

120 сек/ операция

0,0000037

Одорант СПМ

0,0018

0,0000004

Метан

0,0739

0,0213

0200

Сероводород

0,0009

2

120 сек/ операция

0,0000021

Одорант СПМ

0,0010

0,0000002

3. Насадочные абсорберы

Абсорбцией называется процесс поглощения газа или пара жидкостью, в которой газ в той или иной степени растворим. В абсорбционных процессах участвуют две фазы - жидкая и газовая.

В промышленности абсорбция с последующей десорбцией широко применяется для выделения из газовых смесей ценных компонентов (для извлечения из коксового газа аммиака, бензола и др.), для очистки технологических и горючих газов от вредных примесей (например, для очистки отходящих газов от сернистого ангидрида), для получения готовых продуктов путем поглощения газа жидкостью (абсорбция SO3 в производстве серной кислоты, абсорбция HCl с получением соляной кислоты) и т.д.

По физико-химической сущности абсорбция является типичным массообменным процессом, в котором массообмен происходит на поверхности соприкосновения жидкой и газовой фаз. Поэтому в аппаратах для поглощения газов жидкостями (абсорберах) должна быть создана развитая поверхность раздела фаз.

Широкое распространение в промышленности в качестве абсорберов получили колонны, заполненные насадкой - твердыми телами различной формы. В насадочной колонне (рисунок 2) насадка 1 укладывается на опорные решетки 2, имеющие отверстия или щели для прохождения газа и стока жидкости. Последняя с помощью распределителя 3 равномерно орошает насадочные тела и стекает вниз. По всей высоте слоя насадки равномерное распределение жидкости по сечению колонны обычно не достигается, что объясняется пристеночным эффектом - большей плотностью укладки насадки в центральной части колонны, чем у ее стенок. Вследствие этого жидкость имеет тенденцию растекаться от центральной части колонны к ее стенкам. Поэтому для улучшения смачивания насадки в колоннах большого диаметра насадку иногда укладывают слоями (секциями) высотой 2-3 м и под каждой секцией, кроме нижней, устанавливают перераспределители жидкости 4.

Рисунок 2 - Насадочный абсорбер:

1 - насадка: 2 - опорная решетка; 3 - распределитель жидкости; 4 - перераспределитель жидкости.

В насадочной колонне жидкость течет по элементу насадки главным образом в виде тонкой пленки, поэтому поверхностью контакта фаз является в основном смоченная поверхность насадки, и насадочные аппараты можно рассматривать как разновидность пленочных. Однако в последних пленочное течение жидкости происходит по всей высоте аппарата, а в насадочных абсорберах - только по высоте элемента насадки. При перетекании жидкости с одного элемента насадки на другой пленка жидкости разрушается и на нижележащем элементе образуется новая пленка. При этом часть жидкости проходит через расположенные ниже слои насадки в виде струек, капель и брызг. Часть поверхности насадки бывает смочена неподвижной (застойной) жидкостью.

Основными характеристиками насадки являются ее удельная поверхность а (м2/м*) и свободный объем е (м33). Свободный объем для непористой насадки обычно определяют путем заполнения объема насадки водой. Отношение объема воды к объему, занимаемому насадкой, дает величину е. Эквивалентный диаметр насадки

(1)

При высоких скоростях газовой фазы возникают проблемы надёжного отделения (сепарации) жидкой фазы от газа после контакта и снижение энергозатрат обусловленных гидравлическими потерями.

В настоящее время учёными разработан ряд новых конструкций абсорбционных аппаратов способных эффективно работать при высокой скорости газовой фазы . Например, тарельчатый аппарат с вихревыми контактными элементами [11]. В этих элементах сепарация жидкой фазы от газа происходит под действием центробежных сил. Вихревой аппарат эффективно работает в диапазоне скоростей газа 5-7 м/с. Однако такой аппарат имеет ряд недостатков. К ним относятся:

высокое гидравлическое сопротивление, что обусловливает большие энергозатраты на проведение процесса;

узкий диапазон рабочих нагрузок по газу (), что при больших колебаниях объёма потребление может привести к неэффективной работе аппарата из-за снижения скорости газа в нём ;

чувствительность к масштабным изменениям (увеличение диаметра аппарата нарушает равномерность распределение жидкого и газового потоков, что снижает эффективность его работы).

К другому типу разработок высокоскоростной конструкции относится абсорбционный аппарат с зигзагообразной насадкой [12]. Этот аппарат имеет более широкий диапазон рабочих нагрузок. Он может эффективно работать в диапазоне скоростей . Гидравлическое сопротивление аппарата на порядок ниже чем в вихревом аппарате. Однако такой аппарат сложен в изготовлении, монтаже и металлоёмок. Поэтому он не нашёл широкого применения в промышленности.

Наиболее полно требованиям подготовки газа отвечает конструкция абсорбционного аппарата с высокоскоростной регулярной насадкой [13], разработанной в ЮКГУ им.М. Ауезова.

4. Высокоинтенсивный абсорбционный аппарат для осушки природного газа

4.1 Конструкция аппарата

Регулярная насадка аппарата включает распределитель, блок насадки, в котором регулярно по высоте в шахматном порядке размещены контактные элементы, выполненные в форме прямоугольных желобов с открытым верхом и обтекаемым дном, в боковых стенках которых у дна по всей длине с обеих сторон выполнены круглые сливные отверстия, внутреннее пространство желобов секционировано на участки вертикальными перегородками, и каждый участок снабжён переливной трубкой, верхняя кромка которой имеет зубчатую форму и расположена на 5ч10 мм ниже кромок боковых стенок желоба, а нижний конец переливной трубки опущен в ниже расположенный желоб на 10 мм выше его дна.

Для сохранения сепарационных свойств в верхней части блока насадки и надёжного распределения жидкости по контактным элементам сверху блока контактных элементов установлен слой желобов, не имеющих сливных отверстий у дна, а на боковой стенке корпуса аппарата в шахматном порядке установлены кольцевые карманы, снабжённые переливными трубками.

Использование контактных элементов в форме желобов, имеющих обтекаемое дно, уменьшает гидравлические потери в аппарате. Снабжение желобов переливными трубками обеспечивает переток жидкости в низ колонного аппарата при высоких рабочих скоростях газа.

На рисунке 3 схематично показано устройство насадки и характер взаимодействия в ней газа с жидкостью при низких (левая половина) и высоких (правая половина) скоростях газа. На рисунке 2 изображена конструкция желобчатого контактного элемента насадки. Насадка состоит из распределителя 1, слоя желобов, не имеющих сливных отверстий 2, блока желобчатых контактных элементов 3, кольцевых карманов 4, переливных трубок 5, вертикальных перегородок 6.

Аппарат работает следующим образом. Жидкость подаётся из распределителя 1 в верхний слой желобов 2, не имеющих сливных отверстий и в контактные элементы 3 верхнего слоя блока насадки. Из желобов 2 жидкость по переливным трубкам стекает в контактные элементы второго слоя бока насадки. Таким образом, распределитель 1, равномерно снабжает жидкостью всё поперечное сечение аппарата. Жидкость, попадая в контактные элементы 3, накапливается в них и в виде струек равномерно в разные стороны вытекает из сливных отверстий. Газ поднимается снизу зигзагообразно, диспергирует струйки жидкости на капли с образованием развитой поверхности контакта фаз и отводится сверху.

При невысоких скоростях газа (рисунок 3, левая половина) капли диспергированной жидкости под действием силы тяжести оседают в нижерасположенные контактные элементы и кольцевые карманы 4, и, таким образом, от элемента к элементу жидкость противотоком газу стекает в низ аппарата.

При высоких скоростях газа (рисунок 3, правая половина) часть диспергированной на контактном элементе жидкости, сначала в виде мелких, а затем и более крупных капель, увлекается потоком газа и при изменении направления движения двухфазного потока при обтекании вышерасположенных контактных элементов отделяются от газа и возвращаются в контактный элемент. Эта часть жидкости образует поток, циркулирующий на контактном элементе. Такой макрогидродинамический эффект, возникающий при высоких скоростях газа на каждом контактном элементе, увеличивает время пребывания жидкости в зоне контакта и частоту обновления её поверхности.


Подобные документы

  • Расчет материального и теплового балансов и оборудования установки адсорбционной осушки природного газа. Физико-химические основы процесса адсорбции. Адсорбенты, типы адсорберов. Технологическая схема установки адсорбционной осушки и отбензинивания газа.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.05.2019

  • Изучение классификации методов осушки природных газов. Состав основного технологического оборудования и механизм работы установок подготовки газа методом абсорбционной и адсорбционной осушки. Анализ инновационного теплофизического метода осушки газа.

    доклад [1,1 M], добавлен 09.03.2016

  • Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами. Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа. Оценка экономической эффективности применения кориолисовых расходомеров Micro Motion CMF.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 22.04.2015

  • Процесс очистки и осушки сырого газа, поступающего на III очередь Оренбургского ГПЗ. Химизм процесса абсорбционной очистки сырого газа от примесей Н2S, СО2. Краткое техническое описание анализатора АМЕТЕК 4650. Установка и подключение системы Trident.

    дипломная работа [3,2 M], добавлен 31.12.2015

  • Централизации технологических объектов подготовки газа. Конфигурации трубопроводных коммуникаций и расчет рабочего давления. Очистка от механических примесей. Общая оценка процесса осушки газа, способы выделения из него сероводорода и двуокиси углерода.

    реферат [992,0 K], добавлен 07.06.2015

  • Области применения абсорбционных процессов в химической и смежных отраслях промышленности. Виды установок осушки газа с применением гликолей. Контрольно-измерительные приборы и автоматизация процесса. Расчет освещения и общего сопротивления заземления.

    дипломная работа [181,7 K], добавлен 04.05.2013

  • Особенности адсорбционного метода разделения газовых смесей. Свойства адсорбентов. Оборудование и технологическая схема работы адсорбционной установки. Качества и основные свойства газоконденсата, необходимость его стабилизации, сфера его применения.

    контрольная работа [396,4 K], добавлен 24.12.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.