Эксплуатация магистрального газопровода Уренгой-Петровск

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Организационная структура предприятия

2. Задачи предприятия

2.1 Сырье продукт

3. Техническое оснащение предприятия

4. Специфика выполняемых работ

5. Технологические процессы, входящие в производственный цикл

6. Описание оборудования

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Практика является неотъемлемой частью учебного процесса. В ходе ее прохождения студент получает углубление и закрепления знаний и профессиональных навыков, полученных в процессе обучения на основе изучения ситуации.

Целью данной практики является не только изучение практических ситуаций, но и сбор и анализ материала, необходимого для будущего дипломного проекта. Базой практики мною было выбрано предприятие ООО «Трансгаз Уфа» ДЛПУ МГ.

Задачами практики является: ознакомление с организацией, его структурой, основными функциями управленческих и производственных подразделений, непосредственное участие в текущей деятельности предприятия, закрепление полученных теоретических знаний и практических навыков по специальности, получение начальных профессиональных навыков, ознакомления со спектром специальностей, сбор и последующая тематизация материалов для подготовки отчета.

В ходе прохождения практики были пройдены такие основные этапы:

- инструктаж по технике безопасности, получение индивидуального знания;

- ознакомление с инструктивными материалом, отделами предприятия.

В данной работе были использованы следующие внутренние материалы:

- ООО «Трансгаз Уфа» ДЛПУ МГ;

- предельно-нормативные акты предприятия.

В ходе подготовки данной работы изучены технологическая схема установки, официальные документы.

Структура отчета состоит введения, 3 основных глав, заключения, список используемых источников.

1. Организационная структура предприятия

Дюртюлинское линейное производственное управление магистральных газопроводов, созданное 15 октября 1979 года обслуживает компрессорную станцию “Москово” с 23 ГПА типа ГТК-10-4 магистральных газопроводов “Челябинск-Петровск” (КС-5), “Уренгой-Петровск” (КС-2), “Уренгой-Новопсков” (КС-18а), газопроводы с 22 газораспределительными станциями. Дюртюлинский ЛПУ МГ является филиалом ООО «Трансгаз Уфа».

Общая протяженность газопроводов в однониточном исполнении составляет 697.91 км.

Для обслуживания КС «Москово», линейной части магистральных газопроводов и вспомогательного оборудования в Дюртюлинском ЛПУ МГ имеются следующие линейные службы и участки: газокомпрессорная служба, линейно-эксплуатационная служба, служба по профилактике и ремонту ГРС, служба КИП и А и телемеханике, служба энерговодоснабжения, автотранспортное хозяйство, ремонтно-механические мастерские, служба ЖКХ, газовый участок, химическая лаборатория, функциональные службы, диспетчерская служба, служба управлением персоналом и трудовыми отношениями, служба охраны труда и техника безопасности с участком по зарядке огнетушителей, бухгалтерия, участок МТС и К.

Магистральные газопроводы и сооружения представляют собой ответственные объекты. Основными сооружениями магистральных газопроводов является компрессорные и газораспределительные станции (КС, ГРС). КС предназнвчен для перекачивания газа по магистральному газопроводу.

Основное назначение ГРС - подача газа потребителям с определенным давлением, степенью очистки и одоризации из магистрального газопровода в газовые сети. Магистральные газопроводы, территория, цеха, участки КС и ГРС характеризуются высокими давлениями в аппаратах, трубопроводах и других цеховых и межцеховых коммуникациях, возможных газовыделений через неплотности фланцевых соединений и арматуры. Вредными для организма человека является повышенные температуры и шумы в компрессорных цехах, по этому при выполнении работ производственных помещениях и на территории объектов магистральных газопроводов (МГ) следует строго соблюдать меры безопасности.

2. Задачи предприятия

КС-18 эксплуатирует магистральный газопровод Уренгой-Петровск, фактическая производительность которого составляет от 91,3 до 101,7 млн.м3 в сутки при абсолютном давлении 7,45МПа.

Диаметр газопровода 1420 мм с толщиной стенки от 20 до 30 мм (в зависимости от условий окружающий среды, коррозионной активности грунта, рельефа и т.д.)

Транспортирующий через КС природный газ, называется технологическим в отличие от импульсного пускового и топливного, используемых для собственных нужд станции.

Основной объект КС - компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающий агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти система обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных цехов, которые обозначаются соответственными порядковыми номерами.

Газ из магистрального газопровода Уренгой-Петровск направляется на установку пылеуловителей, где очищается от механических и жидкостных примесей. Очищенный газ из пылеуловителей поступает на всасывание компрессорных агрегатов.

Отсепарированная в пылеуловителях жидкость самотеком поступает в подземную промежуточную емкость сбора конденсата.

Компримирование газа осуществляется одноступенчатыми центробежными нагнетателями с приводом газотурбинной установки.

В газотурбинную установку через фильтр поступает воздух, где сжимается в осевом компрессоре с t0=2000С и Р=0,43

МПа, попадает к секциям регенератора, где проходя по межтрубному пространству нагревается до температуры 4590С выхлопными газами с температурой 5200С, движущимися по трубам противопотоком по отношению к воздуху.

Скомпенсированный газ из компрессорного цеха направляется на охлаждения в холодильники, затем возвращается в магистраль

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет от 5,5 МПа, а на выходе до 7.5 МПа, но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м3 газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэнергетического, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

При компримировании газа в газоперекачивающих агрегатах происходит значительное повышение температуры газа. На выходе из центробежного нагнетателя она может достигать 50 оС, (средний нагрев газа составляет 35-400С) .

Охлаждение газа на компрессорных станциях применяется:

-для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода вследствие значительной разницы температуры укладки газопровода в траншею и температуры транспортируемого газа;

-для предупреждения выхода из строя противокоррозионной изоляции газопровода (битумная изоляция плавится при температуре 55 оС, пленочное изоляционное покрытие отслаивается);

-для предотвращения протаивания грунта и как следствие потери устойчивости трубопровода;

-для увеличения производительности магистрального газопровода.

Охлаждение газа на компрессорных станциях в настоящее время производится с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО газа).

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную обвязку и обводную линию. Количество АВО газа выбирается исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Последняя принимается на 10…15 оС выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха.

Наибольшее распространение в настоящее время на КС получили аппараты воздушного охлаждения газа (АВО), которые не требуют предварительной подготовки теплоносителей, имеют простые схемы и надежны в эксплуатации.

В районах с холодным климатом для участков с многолетними мерзлыми грунтами перекачивающий газ должен быть охлажден до температуры грунта. Стабильный уровень температуры обеспечивается станциями охлаждения газа, которые размещаются на площадках КС с выделением их в отдельную производственную зону. Охлаждения газа до заданного уровня производится в испарителях холодильной установки после предварительной очистки и охлаждения в АВО газа компрессорной станции.

Система охлаждения газа (рис. 1) предназначена для понижения температуры газа на выходе из нагнетателя с целью предотвращения закачки газа в трассу с температурой выше установленных пределов.

Система охлаждения состоит из двух групп аппаратов воздушного охлаждения (АВО).Общая производительность системы 95·106 м3/сут. Каждая группа включает в себя 16 АВО из которых 14 рабочих и 2 резервных.



Рисунок 1 - Технологическая схема АВО газа

Охлаждение газа производится от температуры 29,351,3 0С до 6,533,4 0С. Для возможности отключения в зимнее время или при ремонте, схемой предусмотрена подача газа по байпасом диаметром 1000 мм мимо холодильников.

На линейных КС охлаждение газа осуществляется после его компримирования в нагнетателях перед поступлением в линейную часть. Это связано с тем, что более эффективно охлаждение осуществляется в высоких температурах газа, в этом случае резко уменьшается требуемая поверхность охлаждения, а следовательно и эксплуатационные и капитальные затраты на системы охлаждения.

Газ из нагнетателя по нагнетательному шлейфу через 2 кран поступает в коллектор нагнетания ГПА Dу 1000 мм. Из коллектора газ направляется к двум группам АВО газа и поступает во всасывающий коллектор АВО газа Dу 1000 мм. По всасывающим трубопроводам газ поступает с коллектора через 103(01-08,17-24) краны (привод крана ручной) в шестнадцать секций АВО газа.

Следуя по трубным пучкам АВО, газ охлаждается, далее проходит по нагнетательным трубопроводам через 103 (09-16, 25-32) краны (привод ручной), затем собирается в нагнетательном коллекторе Dу 1000 мм. Далее газ с нагнетательного коллектора через обратные клапаны поступает в трубопровод Dу 1000 мм, через 8-й кран направляется в трассу.

2.1 Сырье продукты

Магистральные газопроводы и сооружения представляют собой ответственные объекты. Основными сооружениями магистральных газопроводов является компрессорные и газораспределительные станции (КС, ГРС). КС предназнвчен для перекачивания газа по магистральному газопроводу.

Основное назначение ГРС - подача газа потребителям с определенным давлением, степенью очистки и одоризации из магистрального газопровода в газовые сети. Магистральные газопроводы, территория, цеха, участки КС и ГРС характеризуются высокими давлениями в аппаратах, трубопроводах и других цеховых и межцеховых коммуникациях, возможных газовыделений через неплотности фланцевых соединений и арматуры.

В трубопроводном транспорте имеют дело как с естественными природными газами, так и с искусственными, получаемыми при сжигании сланцев (сланцевые газы), при подземном сжигании различных углей (газы подземной газификации). Кроме того, в пределах заводских цехов по трубам транспортируется значительное количество чистых газов (водород, кислород и другие), смесей различных газов (СО, СО2, СН4 и другие).

Природные газы в соответствии с условиями их образования делят на три группы: газы чисто газовых месторождений, газы газоконденсатных месторождений (попутные нефтяные газы). Все эти газы являются углеводородными. Природные газы условно подразделяют на сухие, если жидкой фракции (пропана и выше) меньше 50 г/м3, и жирные, если более 50 г/м3. Основными компонентами природных газов являются углеводороды (метан, этан, пропан и т.д.), а также содержится некоторое количество негорючих газов (N2, CO2, и другие). Газы конденсатных и нефтяных месторождений перед их перекачкой по магистральным газопроводам очищают от тяжелых углеводородов (пропан и выше).

Природный газ бесцветен, легче воздуха, без запаха поэтому перед перекачкой ему придают специфический запах с помощью одоранта.

Двуокись углерода (СО2), сероводород (Н2S) и хлор (Cl2) прекрасно растворяются в воде и образуют коррозионно-активные среды, поэтому эти компоненты желательно из газов удалять, перед перекачкой природного газа по газопроводу.

Состав природного газа Уренгойского месторождения и его газовая постоянная.

CH4-98,47%

C2H6-0,15%

N2-0,93%

CO2-0,45% R - 512,1 Дж/(кг град)

3. Техническое оснащение предприятия

Успешная деятельность основных подразделений предприятия в большей степени зависит от оперативности и четкости работы прокатно-ремонтных служб. К основным их функциям относят: бесперебойное обеспечение подразделений предприятия исправными комплектами оборудования, содержание технически необходимого резерва оборудования, паспортизация и учет движения оборудования, снабжение подразделений всем необходимым инструментом, прием и хранение поступающего оборудования и инструмента, технический надзор за эксплуатацией оборудования и инструмента.

От эффективности работы технологического оборудования во многом зависит качество и объем выпускаемой продукции, а также безопасность производственного процесса. В этой связи современные технологии переработки углеводородного сырья в сочетании с высокоэффективным аппаратурным обеспечением создают предпосылки для получения высококачественных продуктов и материалов.

Технологическое оборудование современного нефтегазоперерабатывающего предприятия представляет собой совокупность аппаратов, машин и вспомогательных устройств, предназначенных для осуществления основного технологического процесса и выполнения других функций, связанных с подготовкой, перемещением и иного воздействия на исходные, промежуточные, вспомогательные и конечные продукты.

Аппараты предназначены для осуществления в них физических, химических или физико-химических процессов - ректификации, абсорбции, адсорбции, растворения, теплообмена без изменения агрегатного состояния, испарения, конденсации, кристаллизации, химических реакций и т.д.).

4. Специфика выполняемых работ

Организация ремонта должна обеспечивать нормальную работоспособность оборудования и сокращать затраты труда, средства и время на ремонтные работы. Для этого применяют систему ППР, которая предусматривает весь комплекс организационно-технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, последовательно осуществляемых в плановом порядке. К показателям, характеризующим систему планово-предупредительного ремонта, относят продолжительность ремонтного цикла, межосмотровыми межремонтных периодов, продолжительность ремонта, категорию сложности и трудоемкость ремонта.

Продолжительность ремонтного цикла - это промежуток времени от одного капитального ремонта до другого, а для нового оборудования - от начала эксплуатации до первого капитального ремонта. Длительность ремонтного цикла определяют на основе расчетнопытных данных. Число вид и чередование ремонтов и осмотров в одном цикле определяют структуру ремонтного цикла. Она зависит от условий работы оборудования и его конструктивных особенностей, а также от качества ремонта.

Межремонтным периодом называется время работы оборудования между двумя ближайшими ремонтами.

Для непосредственного выполнения ремонтных работ, как правило, в цехах создают комплексные бригады, которые подразделяются на звенья. Бригадой руководит с старший мастер.

5. Технологические процессы, входящие в производственный цикл

-Разборка, ремонт, сборка и испытание простых, средней сложности и сложных узлов и механизмов.

-Ремонт, монтаж, демонтаж, испытание, регулирование, наладка сложного оборудования, агрегатов и машин и сдача после ремонта.

Слесарная обработка деталей и узлов по 7-10 квалитетам.

Изготовление сложных приспособлений для ремонта и монтажа.

-Составление дефектных ведомостей на ремонт;

Выполнение такелажных работ с применением пневматических подъемно-транспортных механизмов и специальных приспособлений.

Выполнение работ с применением пневматических, электрических инструментов и на сверлильных станках.

Промывка, чистка, смазки деталей и снятие залива.

Шабрение деталей с помощью механизированного инструмента.

Выполнение производственно-хозяйственных работ по благоустройству производственных зданий и территории цеха.

Подготовка оборудования, зданий и территорий цеха.

Подготовка оборудования, зданий, сооружений цеха к работе в зимних условиях.

Содержание в чистоте и порядке рабочего места и закрепленной территории.

Содержание в исправном состоянии средств пожаротушения, не допуская их использование в других целях.

Выполнение разовых поручений начальника цеха, мастера.

6. Описание оборудования

В зависимости от назначения аппаратам присваивается название: ректификационная (абсорбционная) колонна, экстрактор, испаритель, ребойлер, подогреватель, кристаллизатор, и т.д. При этом все аппараты наряду с наличием у них своих специфических внутренних устройств и оборудования, как правило состоят из следующих основных элементов и узлов: цилиндрического корпуса из одной или нескольких обечаек, днища, крышки, штуцеров для присоединения трубной арматуры и трубопроводов, устройств для присоединения средств контроля и измерений, люков-лазов, опоры, сварных и фланцевых соединений, строповых устройств.

Для контактирования потоков пара (газа) и жидкости в процессах ректификации и абсорбции применяются аппараты различных конструкций, среди которых наибольшее распространение получили вертикальные аппараты колонного типа. Аппараты этого типа могут быть классифицированы в зависимости от рабочего давления, технологического назначения и типа контактных устройств. В зависимости от применяемого давления колонные аппараты подразделяются на атмосферные, вакуумные и колонны, работающие под давлением.

К атмосферным колоннам обычно относят колонны, в верхней части которых рабочее давление незначительно превышает атмосферное и определяется сопротивлением коммуникаций и аппаратуры, расположенных на потоке движения паров ректификата после колонны. Давление в нижней части колонны зависит в основном от сопротивления ее внутренних устройств и может значительно превышать атмосферное (например, колонна для разделения смеси этилбензола и ксилолов).

В вакуумных колоннах давление ниже атмосферного (создано разрежение), что позволяет снизить рабочую температуру процесса и избежать разложения продукта (разделение мазута, производство стирола, синтетических жирных, кислот и др.). Величина остаточного давления в колонне определяется физико-химическими свойствами разделяемых продуктов и главным образом допустимой максимальной температурой их нагрева без заметного разложения.

В колоннах, работающих под давлением, величина последнего может значительно превышать атмосферное (колонны ГФУ, стабилизаторы, абсорберы и др.).

По технологическому назначению колонные аппараты подразделяются на колонны атмосферных и атмосферно-вакуумных установок разделения нефти и мазута, колонны установок вторичной перегонки бензинов, каталитического крекинга, установок газоразделения, установок регенерации растворителей при депарафинизации масел и др.

Общий вид колонного аппарата представлен на рисунках 2 - 4, на которых показаны основные его элементы.

газ магистральный компрессорный станция

Рисунок 2 - Общий вид колонного аппарата

Ректификационные колонны - аппараты для разделения путем ректификации жидких смесей взаимно растворимых компонентов. Ректификационные колонны широко применяются в различных отраслях промышленности, в частности, в нефтегазопереработке для разделения нефти и мазута на установках первичной перегонки нефти (АВТ), бензина на установках вторичной перегонки, углеводородных газов на газофракционирующих установках (ГФУ), продуктов реакций на установках химической переработки углеводородного сырья (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др.)

В ректификационных колоннах происходит контактирование паровой и жидкой фаз на специальных контактных устройствах -- слое насадки, сетке, тарельчатых конструкциях для требуемой четкости разделения на компоненты.

Ректификационные колонны в зависимости от технологического назначения называются: колонна предварительного испарения; основная атмосферная колонна; вакуумная колонна; стабилизационная колонна; колонны вторичной перегонки бензинов; отпарные колонны.

Основная атмосферная колонна (рисунок 3) служит для разделения отбензиненной нефти на целевые фракции и мазут, направляемый на дальнейшую переработку в вакуумный блок установки.

Основная атмосферная колонна (рисунок 3) служит для разделения отбензиненной нефти на целевые фракции и мазут, направляемый на дальнейшую переработку в вакуумный блок установки.

Внутренние устройства колонных аппаратов

Ректификационные колонны (рисунок 4) нефтеперерабатывающих заводов представляют собой вертикальные цилиндрические аппараты, снабженные внутри ректификационными тарелками (насадками) и другими вспомогательными устройствами в виде отбойников различных конструкций, распределителей ввода сырья, перераспределителей потоков, штуцеров для отбора фракций и другим оборудованием. Отбойные устройства устанавливаются в определенных местах по высоте колонн и служат для отделения от паров увлекаемых ими частиц жидкости.

Устройства ввода предназначены для обеспечения равномерного распределения по сечению колонны потоков жидкости (сырья, орошения) и паров (парового орошения).

Рисунок 3 - Основная атмосферная колонна

1 -- дренажный штуцер: 2 -- штуцер вывода мазута; 3 -- штуцер ввода сырья; 4 -- сетчатые отбойники; 5 -- вывод фракции 280--350 °С в отпарную колонну; 6 -- штуцер возврата паров из отпарной колонны; 7 -- штуцер вывода второго циркуляционного орошения; 8 -- штуцер возврата второго циркуляционного орошения; 9 -- штуцер возврата паров из отпарной колонны; 10-- вывод фракции 220-- 280 °С в отпарную колонну; 11 -- штуцер вывода первого циркуляционного орошения; 13 -- штуцер ввода первого циркуляционного орошения; 14 -- штуцер возврата паров с отпарной колонны; 15 -- штуцер ввода острого орошения; 16 -- штуцер-воздушник; 17--штуцер вывода паров с основной атмосферной колонны; 18 -- штуцер под ППК; 19 -- штуцер для ввода пара; 20 -- штуцер для замера уровня.

В зависимости от технологического назначения диаметр корпуса колонного аппарата может изменяться по высоте. Примером служит вакуумная колонна, показанная на рисунке 5. Места перехода от одного диаметра к другому колонн снабжаются коническими обечайками или сферическими днищами.



Рисунок 4 - Ректификационная колонна

По типу внутренних контактных устройств различают тарельчатые, насадочные и пленочные колонные аппараты (рисунок 6). Области применения контактных устройств определяются свойствами разделяемых смесей, рабочим давлением в аппарате, нагрузками по пару (газу) и жидкости и т.п.

В тарельчатых колоннах контакт между фазами происходит при прохождении пара (газа) сквозь слой жидкости, находящейся на контактном устройстве (тарелке).

В насадочных колоннах контакт между газом (паром) и жидкостью осуществляется на поверхности специальных насадочных тел, а также в свободном пространстве между ними.

Колонные аппараты могут быть оборудованы различными массообменными устройствами. Причем стандартизованный ряд массообменных устройств построен по нормальному ряду колонных аппаратов.

В пленочной колонне фазы контактируют на поверхности тонкой пленки жидкости, стекающей по вертикальной или наклонной поверхности.

В нефтегазопереработке в основном применяются тарельчатые колонны. Однако в последние годы в связи с созданием эффективных насадок возрос интерес и к насадочным колоннам, особенно это относится к вакуумным процессам, приобретающим в этом случае ряд положительных характеристик: низкое гидравлическое сопротивление, малая задержка жидкости, высокая эффективность в широком интервале изменения нагрузок по пару (газу) и жидкости и др.

В ректификационных и абсорбционных колоннах применяются тарелки различных конструкций (колпачковые, клапанные, струйные, провальные и т.п.), существенно различающиеся по своим рабочим характеристикам и технико-экономическим данным. При выборе конструкции контактного устройства учитывают как их гидродинамические и массообменные характеристики, так и экономические показатели работы колонны при использовании того или иного типа контактных устройств.



Рисунок 5 - Вакуумная колонна



а -- тарельчатый; б -- насадочный; в -- пленочный;

1 -- корпус колонны; 2 -- полотно тарелки; 3 -- переточное устройство; 4 -- опорная решетка; 5 -- насадка; 6 -- распределитель; 7 -- трубная решетка; 8 -- трубка

Рисунок 6 - Схемы основных типов колонных аппаратов

В настоящее время в промышленной практике известны сотни различных конструкций тарелок, которые можно классифицировать по способу передачи жидкости с тарелки на тарелку, по способу взаимодействия жидкой и паровой (газовой) фаз, по характеру диспергирования взаимодействующих фаз, по конструкции устройства для ввода пара (газа) в жидкость и др.

По способу передачи жидкости различают тарелки со специальными переточными устройствами (рисунок 7) и тарелки провальные. У тарелок со специальными переточными устройствами жидкость перетекает с тарелки на тарелку отдельно от потока пара через специальные каналы.

В зависимости от нагрузки по жидкости и технологического назначения колонны переток жидкости может осуществляться одним, двумя и более потоками (рисунок 7, а-в). При применении тарелок с большим числом потоков следует учитывать, что при этом уменьшается длина пути жидкости на тарелке и, как следствие, снижается эффективность массопередачи.

Колонна разбивается на несколько самостоятельных отсеков, что препятствует перераспределению пара по сечению аппарата в целом и ухудшает равномерность работы тарелок.

а -- однопоточная; б -- двухпоточная; в -- четырехпоточная; г -- каскадная; д -- с переливными трубами; е -- с кольцевым движением жидкости на тарелке; ж -- тарелка NYE фирмы "Glitsch"; з -- многосливная тарелка фирмы "Union Carbide Corp."; и -- с двумя зонами контакта фаз

Рисунок 7 - Различные схемы организации движения потока жидкости на тарелках с переливными устройствами

В пределах полотна тарелки течение жидкой фазы можно направить по горизонтальной поверхности или по слегка наклонной в сторону слива как в одном уровне, так и каскадом (рисунок 7, г). Применение каскадных тарелок позволяет уменьшить значение градиента уровня жидкости, что обеспечивает в колоннах большого диаметра более эффективную работу тарелок. Однако в этом случае увеличивается расстояние между тарелками и усложняется конструкция полотна.

При низких значениях нагрузки по жидкости обычно используют переливные трубы (рисунок 7, д) или специальные конструкции переливов с кольцевым движением жидкости на тарелке (рисунок 7, е). В последнем случае корпус аппарата и полотно тарелки разделяются вертикальной перегородкой на две части, что позволяет вдвое уменьшить длину сливной перегородки и увеличить нагрузку по жидкости на единицу длины сливной перегородки.

Стремление увеличить производительность колонны по паровой фазе привело к разработке переливных устройств (рисунок 7, ж), оснащенных в месте ввода жидкости на тарелку дополнительной горизонтальной перегородкой, под которой располагаются контактные элементы (отверстия, клапаны и т. д.). Такая конструкция устраняет «мертвые» зоны под сливным карманом, что позволяет увеличить производительность колонны на 10…20 %.

Конструкции тарелок, приведенных на рисунке 7, з и 7, и, оснащены специальными переливными устройствами, распределенными по полотну и не доходящими до нижележащей тарелки. Применение таких тарелок целесообразно при повышенных нагрузках по жидкости. Тарелки с двумя зонами контакта фаз (рисунок 7, и) обеспечивают взаимодействие жидкости и пара как в барботажном слое на полотне тарелки, так и в стекающих струях, что увеличивает эффективность массопередачи.

Контакт между жидкой и паровой фазами осуществляется главным образом по схемам перекрестного тока (тарелки с переливными устройствами) (рисунок 8, а) или противотока (провальные тарелки) (рисунок 8, в). В последние годы получили распространение перекрестно-прямоточные контактные устройства, использующие сочетание перекрестного тока и прямотока в зоне контакта фаз, что в целом обеспечивает высокие показатели по производительности и эффективности (рисунок 8, б). Скоростные прямоточные тарелки (рисунок 8, г) обеспечивают контактирование пара и жидкости в закрученном восходящем потоке.

а -- перекрестный ток; б -- перекрестный прямоток;

в -- противоток; г -- прямоток.

Рисунок 8 - Основные схемы движения пара и жидкости в контактной зоне тарелки

По характеру диспергирования взаимодействующих фаз различают тарелки барботажного и струйного типов. На тарелках пар (газ), диспергируясь на мелкие пузырьки и струи, с большой скоростью проходит через слой жидкости. Образующаяся при этом газожидкостная система называется пеной. Режим взаимодействия фаз, когда пар является дисперсной фазой, а жидкость сплошной фазой, называется барботажным, а тарелки, реализующие этот режим работы, называются барботажными. У барботажных тарелок элементы контактных устройств (колпачки, клапаны, отверстия) создают в слое жидкости движение пара почти в вертикальном направлении. Барботажный режим имеет место при относительно небольших скоростях пара.

Тарелки барботажного типа могут иметь стесненное или свободное зеркало барботажа (рисунок 9). У тарелок со стесненным зеркалом барбо-тажа часть поверхности жидкости, через которую пар выходит в межтарельчатое пространство, занята контактными устройствами -- желобчатыми или круглыми колпачками (примерно от 40 до 75%), поэтому площадь для выхода пара из жидкости составляет 25…60 % рабочей площади тарелки. У тарелок со свободным зеркалом барботажа устройства для ввода пара в жидкость размещены практически на одном уровне с полотном тарелки (отверстия, клапаны и т. п.), вследствие чего пар может выходить из слоя жидкости в межтарельчатое пространство практически в любом месте барботажного слоя. Площадь для выхода пара из жидкости в этом случае составляет 70…90 % рабочей площади тарелки. При больших скоростях пара дисперсной фазой становится жидкость, а пар -- сплошной фазой. Контакт между фазами осуществляется на поверхности капель и струй жидкости, движущихся в межтарельчатом пространстве с большой скоростью. Этот режим называется струйным, а контактные устройства, основанные на этом принципе взаимодействия фаз, струйными.

При струйном режиме контакт между паром (газом) и жидкостью осуществляется в прямотоке. Необходимо отметить, что при реализации чистого прямоточного движения контактирующих фаз, несмотря на значительное повышение производительности аппарата, эффективность такого взаимодействия в пределах отдельного контактного элемента обычно невысока и ограничена условиями достижения равновесия на выходе из области контактной зоны, где осуществляется прямоток фаз. Для повышения общей эффективности взаимодействия контактирующих фаз прибегают к различным способам локализации (компенсации) прямотока.



Рисунок 9 - Схемы барботажных тарелок со стесненным (а) и свободным (б) зеркалом барботажа

В зависимости от конструкции устройств для ввода пара в жидкость различают ситчатые (дырчатые), колпачковые, клапанные, язычковые (чешуйчатые) и другие типы тарелок.

Направление ввода газа (пара) в жидкость и характер взаимодействия фаз в зоне контакта оказывают существенное влияние на производительность и эффективность работы тарелки, а также на зависимость эффективности тарелки от нагрузки по пару.

Для повышения производительности тарелки используют для контактирования фаз прямоток, а для повышения эффективности взаимодействия фаз предпочитают перекрестный ток или противоток. Оптимальное сочетание указанных характеристик обеспечивает реализацию наиболее высоких эксплуатационных показателей тарельчатых контактных устройств.

Внутренние устройства колонных аппаратов, к которым относятся массообменные элементы, устройства ввода сырья и продуктов, переточные устройства, распределители и перераспределители потоков, каплеотбойники и т.д. имеют широкое разнообразие конструкций. Их размещение внутри аппарата имеет как специфические особенности, так и общие принципы. Способы их устройства в аппаратах, как правило, регламентируются нормативными документами. При этом для проведения их обслуживания должны быть предусмотрены условия для ремонтных и монтажных работ.

Некоторые способы установки внутренних устройств показаны ниже.

Барботажные участки тарелок занимают только часть живого сечения колонны (рисунок 10). Например для желобчатой тарелки эта величина составляет 0,6 - 0,8, что является очень низким значением. В остальном сечении расположены переливные устройства. Во избежание проникновения паров через переливное устройство устанавливается гидравлический затвор (рисунок 11).

Рисунок 10 - Расположение желобчатых тарелок



Рисунок 11 - Гидравлический затвор в переливных устройствах

Широко распространены тарелки провального типа. Характерным представителем этого класса являются решетчатые тарелки (рисунок 12). Для улучшения контакта между паром и жидкостью применяются ситчатые (рисунок 13) и струйно-направленные (рисунок 14) тарелки.

Рисунок 12 - Размещение решетчатой тарелки

1 - просечно-вытяжной лист S=1,8 мм, 2 - полосы, 3 - отбойник

Рисунок 13 - Ситчатая тарелка с отбойными элементами

Рисунок 14 - Струйно-направленная тарелка

Каскадные тарелки (рисунок 15) эффективно работают в аппаратах большого диаметра. Жидкая фаза движется по тарелке либо от края к центру, либо от центра к краю.

Рисунок 15 - Каскадная тарелка

Применяются также тарелки с радиально круговыми потоками жидкости (рисунок 16). Пары. направляясь вверх, движутся через прорези тарелок отклоняются от вертикали.



Рисунок 16 - Ситчатая тарелка с радиально-круговой организацией потока жидкости

Благодаря своей простоте широко применяются тарелки из S-образных элементов. Их устройство и крепление показано на рисунках 17 - 19.

Рисунок 17 - Узел крепления S-образного элемента к корпусу аппарата



Рисунок 18 - Тарелка с S-образными элементами

Рисунок 19 - Размещение S-образных элементов тарелки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При прохождении практики я ознакомился с организацией, его структурой, основными функциями управленческих и производственных подразделений. Закрепил полученные теоретические знания и практических навыков по специальности, ознакомился со спектром специальностей.

Структура отчета состоит введения, основние, заключения, список используемых источников. В первом главе я описал организационная структура предприятия на котором прошел производственную практику.

Во втором главе описание задачи предприятия установки КС-18, который эксплуатирует магистральный газопровод Уренгой-Петровск, фактическая производительность которого составляет от 91,3 до 101,7 млн.м3 в сутки при абсолютном давлении 7,45МПа. Диаметр газопровода 1420 мм с толщиной стенки от 20 до 30 мм (в зависимости от условий окружающий среды, коррозионной активности грунта, рельефа и т.д.)

В третьем разделе описал техническое оснащение предприятия. В четвертом разделе специфика выполняемых работ. В пятом технологические процессы, входящие в производственный цикл, а шестом разделе описание оборудование.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Павлычев В.П. Установка первичной переработки нефти. Издательство Химия, 1977. - С. 67.

2 Багиров И.Т. Высокопроизводительные атмосферные и атмосферно-вакуумные установки. Издательство Химия, 1964. - С. 130.

3 Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2. М., Химия, 1968. - С. 376.

4 Эрих В.Н. Химия нефти и газа. Л., Химия, 1966. - С. 284.

5 Говоров В.Г. Организация газоспасательной службы на химических предприятиях. М., Химия, 1971. С. 336.

6 Амирджанов Р.Т. Основы расчета нефтезаводских процессов и аппаратов. Азнефтеиздат, 1956. - С. 216.

7 Прошкин А.А. Переработка сернистых нефтей на атмосферно-вакуумных трубчатках и установках термического крекинга. ГОСИНТИ, 1961. - С. 115.

8 Никулин Д.Д. Опыт работы нефтеперерабатывающего завода. Гостоптехиздат, 1956. - С. 78.

9 Багиров И.Т., Кардаш И.М. Пути снижения энергозатрат на нефтезаводах. Гостоптехиздат, 1962. - С. 86.

Размещено на Allbest.ru