1 Литературный обзор и патентная проработка

1 Литературный обзор и патентная проработка

1.1 Методы снижения содержания сероводорода в мазуте

Методы снижения содержания сероводорода в нефти и нефтепродуктах

можно условно разделить на технологические и химические.

Наиболее распространенный технологический способ удаления сероводо-

рода в нефтепереработке – отпаривание путем подачи водяного пара в ректифика-

ционные колонны. Так, например, введенный в эксплуатацию в 2009 г. Блок отпарки сероводорода на установке висбрекинга на Рязанском НПЗ, позволяет получить остаточное содержание сероводорода в остатке висбрекинга не более 2

мг/кг.

Для удаления из нефти сероводорода институтом «ТатНИПИнефть» предложено использовать отдувку нефти бессероводородным газом и вакуумиро-

вание.

Отдувка осуществляется в колонном аппарате после концевой ступени се-

парации при противотоке поступающего снизу газа и подаваемой сверху нефти.

Установлено, что при расходе отдувочного газа не менее 5 м на тонну нефти содержание в ней сероводорода снижается до 100 мг/кг. В настоящее время колонна отдувки смонтирована на Альметьевской ТХУ НГДУ «Альметьевнефть».

Метод вакуумирования заключается в удалении сероводорода из нефти в

эжекторной установке с последующей подачей смеси «нефть-газ» в сепаратор, из

которого газ с высоким содержанием сероводорода поступает на установку сероо-

чистки. Согласно проведенным в 2003 г. на Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ

«Иркеннефть» исследованиям на пилотной установке, вакуумирование нефти с

помощью эжекторов позволяет извлечь из нее до 80 - 90 % сероводорода от исходного содержания.

Вышеперечисленные способы эффективны в части удаления сероводорода,

однако сопряжены с такими недостатками как потеря легких фракций, коррозия

теплообменного оборудования и высокие энергетические затраты.

Химический метод заключается в обработке нефти и нефтепродуктов реа-

гентами, взаимодействующими с сероводородом с образованием нелетучих сое-

динений, и получившими название поглотители сероводорода.

В качестве поглотителей сероводорода могут быть рассмотрены различные

органические и неорганические соединения. Механизм реакции взаимодействия с

сероводородом определяется природой используемого реагента. Это могут быть

процессы окисления, нейтрализации, реакции присоединения с образованием се-

раорганических соединений.

Каждый реагент обладает комплексом свойств, имеет свои достоинства и

недостатки, поэтому важно определить какие из вышеперечисленных факторов,

обуславливающих выбор конкретного поглотителя, являются приоритетными для

потребителя с учетом той задачи, которую необходимо решить.

Если рассматривать окислители в качестве поглотителей сероводорода (NaNO2, хлориты, неорганические и органические пероксиды), то они сами по себе являются веществами высокого класса опасности, требующие определенных

условий транспортировки и хранения. Они, как правило, обладают низкой селективностью к сероводороду и достаточно дороги. Достоинством таких поглоти-телей является то, что в процессе окисления образуются устойчивые и безопасные

продукты окисления.

Использование щелочи для удаления сероводорода из нефтепродуктов ха-

рактеризуется, с одной стороны, доступностью, дешевизной и простотой при-менения, с другой – обратимостью реакции, возможностью образования твердых

частиц и эмульсий, что приводит не только к увеличению уровня содержания натрия в нефтепродукте, но и является причиной коксообразования и коррозии в печах вторичных процессов.

Продукты на основе формальдегида, несмотря на высокий класс опасно-

сти, по причине высокой эффективности и низкой стоимости находят широкое

применение в процессах нефтепереработки и нефтедобычи в России. Этаноламины общей формулы RR'NCH CH OH, такие как моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), метилдиэтаноламин (МДЭА) и др. являются слабыми основаниями, в то время как сероводород является слабой кислотой. Образующиеся в процессе обработки органические аминные соли легко распадаются при термической обработке, повторно высвобождая сероводород в газовую фазу. Сложные амины – продукты на основе триазина, при реакции с сероводородом образуют нефтерастворимые алкилдитиатриазины и моноалкиламины. Реакция необратима и обладает высокой скоростью.

В настоящее время использование поглотителей сероводорода на основе

производных триазина представляется наиболее перспективным методом сниже-

ния содержания сероводорода в мазутах, сочетающим в себе высокие эксплуата-

ционные качества и безопасность. Триазиновые поглотители сероводорода полу-

чили широкое распространение в странах Западной Европы и США. Недостаток

данных поглотителей в том, что их дозировка зависит от содержания сероводоро-

да, и при его высоком содержании в нефтепродукте затраты на поглотитель стано-

вятся высокими.

В ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез» разработаны

поглотители сероводорода серии АддиТОП – АддиТОП П и АддиТОП ПФ. АддиТОП П – поглотитель сероводорода на основе триазина.

Анализ методом хроматомасс-спектроскопии показал, что основным компонентом полученного реагента является производное 1,3,5-гексагидро-S-три-

азина.

Дальнейшие испытания эффективности полученных в данной серии про-

дуктов показали, что существует четкая зависимость между содержанием триази-

на в продукте и его способностью поглощать сероводород.

АддиТОП ПФ – поглотитель сероводорода на основе формальдегида. Та-

кие реагенты по-прежнему пользуются спросом в России благодаря своей эффек-

тивности и невысокой стоимости обработки.

Однако на практике образование формалей по реакции происходит лишь в присутствии сильных минеральных кислот, причем формали представляют собой вполне стабильные вещества.

Согласно данным ЯМР-спектроскопии в составе метанольных растворов формальдегида с увеличением температуры возрастает доля соединений с числом n = 2,3, полученных по реакции. В обычных же условиях доля таких продуктов незначительна.

Таким образом, разработанный формальдегидный поглотитель сероводорода АддиТОП ПФ представляет собой в алифатических спиртах равновесную

структуру раствор формальдегида – гемиформаль.

Суть метода определения эффективности поглотителей состоит в том, что

в реактор заливают нефтепродукт с известным содержанием сероводорода, затем

дозируется поглотитель сероводорода. После этого нефтепродукт перемешивают

в течение двух минут мешалкой со скоростью 600 об/мин, затем реактор помеща-

ют в термостат, где выдерживают при температуре 80 °C в течение 30 минут. Из

реактора шприцем отбирается проба и помещается в холодильный шкаф. После

охлаждения проба анализируется на содержание сероводорода по методу IP 399.

485Метод IP 399 позволяет с высокой точностью определять сероводород в интервале концентраций 0,5…32 мг/кг.

Основными факторами, определяющими высокую эффективность удале-

ния сероводорода поглотителями, являются время и температура реакции, интен-

сивность перемешивания.

Чем больше время реакции, время и интенсивность перемешивания, тем выше эффективность поглотителя, как показано на примере поглотителя АддиТОП П.

1.2 Схема ввода поглотителей в нефтепродукт

Для поглотителей характерна общая схема применения (рисунок 1), которая отличается у различных производителей только рекомендуемыми системами смешения (специальные устройства ввода, статические смесители после ввода и пр.). Также в зависимости от сложности структуры смешения и содержания сероводорода в нефтепродукте могут применяться множественные точки ввода поглотителя.

Рисунок 1- Рекомендуемая схема ввода поглотителя сероводорода

Основными стадиями технологического процесса удаления сероводорода с

использованием поглотителей являются:

1. дозирование поглотителя в поток;

2. смешение поглотителя с компонентами мазута;

3. реакция связывания сероводорода в нелетучие соединения.

Реагент в автоматическом режиме непрерывно подаётся из промежуточной емкости, насосом Н₁ по линии нагнетания и вводится в мазут в дозировочном узле. Насосом Н₂ мазут передаётся через смеситель в резервуар. По мере движения мазута происходит смешение и реакция сероводорода с активным компонентом реагента, продукты реакции остаются в мазуте, не ухудшая его нормальных показателей.

Реакция является необратимой и продолжается далее в резервуаре приготовления мазута до полного удаления сероводорода из жидкой фазы, так и законодательных органов власти.

Перекачивание нефтешлама, нефтешлама смешанного с гудроном, просто гудрона с песком, мазута. Откачка нефтепродуктов с твердыми включениями, при переливах и авариях, представляется достаточно сложной и проблемной задачей.

В качестве насоса Н₁ выбираем дозировочный одноплунжерный электронасосный агрегат.

1.3 Насосы -дозаторы

К насосам-дозаторам объемного принципа действия, которые могут с высокой точностью дозировать жидкость, можно отнести перистальтические, мембранные и плунжерные (поршневые) насосы. Каждый из этих типов имеет свои преимущества и недостатки.

1.3.1 Перистальтические дозирующие насосы

Являются наиболее эффективными по использованию рабочего пространства единичного цикла, так как практически весь рабочий объем одного цикла впрыскивается в камеры дозирования и соответствует эффективному рабочему объему. В таком насосе шланги, заполняемые дозируемой средой, укладываются в специальные желоба – ручьи, а открытая поверхность шланга зажимается роликами, которые закрепляются на роторе двигателя и вращаются, перекатываясь по шлангу и выдавливая жидкость в процессе движения по длине шланга от всаса к камере впрыска. Ролики двигаются последовательно по всей длине шланга и объем жидкости, фиксируемый в шланге между двумя ближайшими роликами, и является эффективным рабочим объемом.

Недостатками перистальтических насосов, существенно влияющими на их активное применение в промышленных процессах, является:

Низкая производительность (есть существенные ограничения по размерам шлангов, количеству ручьев и скорости вращения роликов)

Низкая конструктивная надежность (постоянные циклы деформации шлангов приводят к быстрому износу, увеличение количества ручьев еще больше увеличивает вероятность разрыва.)

Низкие рабочие давления (давление приводит к увеличению толщины стенки шланга и он начинает терять эластичность, резко увеличивается нагрузка на ролики)

1.3.2 Диафрагменные (мембранные) дозирующие насосы

Являются менее эффективными чем перистальтические, но более технологичными и надежными. В мембранном насосе рабочий объем насоса расположен в камере с мембраной и ограничен обратными клапанами всасывания и впрыска. В отличие от перистальтических насосов, в мембранных эффективный рабочий объем существенно меньше, та как диафрагма не выдавливает весь объем из рабочего пространства, и также есть небольшие паразитные потоки при срабатывании обратных клапанов.

Рисунок 1.3.1 – Схема мембранного (диафрагменного) насоса

К недостаткам мембранных (диафрагменных) насосов при использовании в промышленной эксплуатации можно отнести:

Сравнительно низкая производительность дозирующих насосов из-за ряда конструктивных ограничений.

Низкие рабочее давление по сравнению с плунжерным типом дозирующих насосов вследствие ограничений по материалы диафрагмы и ее толщины.

К преимуществам применения диафрагменных дозирующих насосов относятся:

Могут быть использованы в различных отраслях промышленности и хорошо встраиваются в автоматизированные технологические линии.

Мембранные (диафрагменные) дозирующие насосы являются не заменимыми при дозировании агрессивных и ядовитых жидкостей, а также наиболее надежны при подаче суспензий с твердыми частицами. (Износ клапанов будет возрастать и желательно увеличивать эффективный рабочий объем цикла при максимальном уменьшении частоты циклов.

Рисунок 1.3.2 –Схема плунжерного (поршневого) дозирующего насоса

1.3.3 Плунжерные (поршневые) дозирующие насосы

Являются самыми распространенными в промышленном производстве, так как конструкция позволяет развивать высокое давление и большой расход, хотя и имеет ряд недостатков в эксплуатации. Как и в диафрагменном дозирующем насосе эффективный рабочий объем определяется разницей объемов рабочей камеры максимального, возникающего в момент перекрытия обратного клапана на стороне нагнетания, и минимального в момент перекрытия клапана со стороны всаса, но рабочим органом формирующим объем в данной конструкции вместо мембраны является поршень насоса или плунжер.

Недостатками плунжерных (поршневых) дозирующих насосов являются:

При долгой непрерывной эксплуатации происходит износ трущихся рабочих поверхностей цилиндров и плунжеров (поршней), что в конечном счете сказывается на изменении параметров дозирующего насоса и требует замены проточной части или восстановления поверхностей.

К преимуществам плунжерных (поршневых) дозирующих насосов можно отнести: 1) Хорошо встраиваются в автоматизированные технологические процессы с высокой точностью регулирования с возможностью программирования требуемых параметров.

2)При дозировании по заданию заказчика достигают высоких показателей расхода и давления. Что во многих случаях в технологических процессах является определяющим.

3)Высокий коэффициент полезного действия плунжерных (поршневых) насосов и минимальная энергоемкость при дозировании.

Компактность конструкции насосов-дозаторов и дозирующих агрегатов в целом.

1.4 Выбор насоса

При выборе насоса Н₂ необходимо учитывать свойства мазута:

1. Мазут является вязкой жидкостью и процесс перекачивания требует специальных надежных насосов, даже в случае повышения его вязкости, при понижении температуры, особенно в условиях зимы.

Рисунок 1.4.1- Фотография мазута

2. При хранении нефтепродуктов и мазута в емкостях, может скапливаться взрывоопасный газ, для их перекачивания требуется взрывозащищенное исполнение насоса. Насос должен оснащаться взрывозащищенным двигателем.
3. Мазут является очень абразивными жидкостями. Для перекачивания мазута требуются специальные исполнения насосов, из сталей и сплавов с большим содержанием хрома.

Для перекачивания мазута используются насосы объемного принципа действия. Нефтешламовые мультифазные насосы имеют преимущества, в сравнении с центробежными шламовыми насосами. Винтовые нефтешламовые насосы могут перекачивать нефтешлам и другие жидкости, с плотностью 2000 кг/м3 и выше.

.

Рисунок 1.4.2- Технологическая схема винтового горизонтального насоса для перекачки нефти

Объемные нефтешламовые насосы способны перекачивать нефтешлам, гудрон с вязкостью до нескольких тысяч сантисткос (центробежные насосы ограничены пределом в 400 – 500 сст.). Объемные мультифазные насосы способны перекачивать нефтешлам, мазут с высоким содержанием газа – до 90%

Рисунок 1.4.3- Пример применения винтового горизонтального насоса

Насосы винтовые горизонтальные для перекачивания нефтешлама, мазута, гудрона, в процессах нефтепереработки и транспортировки нефтепродуктов.
Погружные нефтешламовые насосы очень компактны и легки. Их можно использовать для устранения аварий, разливов мазута, нефти, нефтешлама.

Рисунок 1.4.4- Вертикальный полупогружной насос для перекачивания мазута и откачивания нефтепродуктов из резервуаров и емкостей, цистерн.

В результате воздействия рабочего колеса жидкость выходит из него с более высоким давлением и большей скоростью, чем при входе. Выходная скорость преобразуется в корпус насоса в давление перед выходом жидкости из насоса. Преобразование скоростного напора в пьезометрический частично осуществляется в спиральном отводе 1 или направляющем аппарате 3. Несмотря на то что жидкость поступает из колеса 2 в канал спирального отвода с постепенно возрастающими сечениями, преобразование скоростного напора в пьезометрический осуществляется главным образом в коническом напорном патрубке 4.

Рисунок 1.4.5- Схема насоса со спиральным отводом
a — без направляющего аппарата; б —с направляющим аппаратом

На рисунке 1.4.6 показана насосная установка, состоящая из центробежного насоса 3 типа НЦС, электродвигателя 5, служащего приводом для насоса и смонтированного вместе с ним на раме 6.

Рисунок 1.4.6- Схема центробежного самовсасывающего насоса НЦС-1

Этот насос применяется в основном для откачивания чистой воды при разработке котлованов под фундаменты и траншеи, также для других подобных работ в различных отраслях промышленности и строительства. Насос оборудован всасывающим рукавом 2, снабженным фильтром 1 и напорным патрубком 4.

Насос типа К состоит из корпуса 2, крышки 1 корпуса, рабочего колеса 4, узла уплотнения вала и опорной стойки. Крышка корпуса отлита за одно целое со всасывающим патрубком насоса. Рабочее колесо закрытого типа закреплено на валу 9 насоса с помощью шпонки и гайки 5. У насосов мощностью до 10 кВт рабочие колеса неразгруженные, а у насосов мощностью 10 кВт и выше разгруженные от осевых усилий. Разгрузка осуществляется через разгрузочные отверстия в заднем диске рабочего колеса и уплотнительный поясок на рабочем колесе со стороны узла уплотнения. Благодаря разгрузке снижается давление перед узлом уплотнения вала насоса.

Рисунок 1.4.7- Схема консольного насоса одностороннего всасывания типа К

Однако самым эффективным способом разгрузки ротора одноступенчатого насоса от осевого усилия является применение насосов с колесами двустороннего всасывания — типа Д, у которых благодаря симметрии не возникает осевого усилия. У этих насосов имеется раздваивающийся полуспиральный подвод 3. В рабочем колесе 1 эти потоки соединяются и выходят в общий спиральный отвод. Разъем корпуса насоса горизонтальный, благодаря чему обеспечивается возможность вскрытия, осмотра, ремонта, замены отдельных деталей и всего ротора без демонтажа трубопроводов (напорный и всасывающий патрубки подсоединены к нижней части корпуса). Вал насоса защищен от износа закрепленными на валу сменными втулками. Эти же втулки крепят рабочее колесо в осевом направлении. Сальники, уплотняющие подвод насоса, имеют кольца гидравлического затвора 2. Жидкость подводится к ним под давлением из отвода насоса по трубам. Радиальная нагрузка ротора воспринимается подшипниками скольжения. Насосы двухстороннего всасывания имеют большую высоту всасывания, чем насосы одностороннего всасывания при тех же подаче и частоте вращения вала.

Рисунок 1.4.8- Одноступенчатый насос двустороннего всасывания

Одноступенчатые насосы имеют ограниченный напор. Поэтому когда необходимый напор насоса не может быть создан достаточно экономично одним рабочим колесом, в конструкции многоступенчатого насоса применяют ряд последовательно расположенных колес. Схема многоступенчатого секционного центробежного насоса показана на рисунке 1.4.8. Каждая ступень такого насоса состоит из рабочего колеса 1 и направляющего аппарата 2, который направляет поток к следующему рабочему колесу. В таком насосе напор повышается пропорционально числу колес.

Рисунок 1.4.9- Схема многоступенчатого секционного центробежного насоса

На рисунке 1.4.10 изображен разрез многоступенчатого питательного турбонасоса секционного типа. Поток жидкости из всасывающей секции 1, проходя через четыре промежуточные секции 2, попадает в напорную секцию 3. Осевое усилие воспринимается гидравлическим разгрузочным устройством.

Рисунок 1.4.10- Питательный турбонасос

Одним из способов уравновешивания осевых сил многоступенчатых насосов является применение самоустанавливающейся гидравлической пяты. Принцип работы этой пяты состоит в следующем. Все рабочие колеса расположены так, что поток при входе в них направлен в одну и ту же сторону. За колесом последней ступени находится разгрузочная камера, сообщаемая через патрубок с полостью всасывания, находящейся перед первым колесом. Осевая сила стремится переместить ротор, а следовательно, и гидравлическую пяту в сторону всасывающего патрубка. При этом осевой зазор между гидравлической пятой и торцом втулки уменьшится, вследствие чего уменьшится давление в разгрузочной камере. Тогда под действием полного давления пята начнет перемещаться в обратную сторону до тех пор, пока не наступит равновесие сил, действующих на гидравлическую пяту.

Рисунок 1.4.11- Секционный насос с разгрузочной пятой
1 — всасывающая секция; 2 — стягивающий болт; 3 — промежуточные секции; 4 — напорная секция; 5 — соединительный патрубок; 6 — гидравлическая пята; 7 — втулка; 8 — сверление для подачи воды из первой ступени

В ряде случаев для разгрузки насосов от осевого усилия используются многоступенчатые насосы со встречным расположением колес. На рисунке 1.4.12 изображен двухступенчатый спиральный насос. Жидкость поступает из первой ступени во вторую по внутреннему каналу. Разъем корпуса продольный. Напорный и всасывающий трубопроводы присоединены к нижней части корпуса, что облегчает осмотр и ремонт насоса. Уплотняющие зазоры рабочих колес выполнены между сменными уплотняющими кольцами, защищающими корпус и рабочие колеса от износа.

Рисунок 1.4.12- Двухступенчатый насос с встречным расположением рабочих колес

В теплоэнергетике для обеспечения энергетического цикла используют более 20 различных видов насосов. Насосное оборудование теплоэлектростанций среди вспомогательного оборудования занимает первое место.
Если в качестве основного признака принять назначение насоса, то насосы можно разделить на две группы:

Рисунок 1.4.13- Конденсатный насос
1 — наружный корпус; 2 — внутренний корпус; 3 — ротор; 4 и 5 — подшипник соответственно верхний и нижний; 6 — упругопальцевая муфта

Довольно часто при проектировании автоматизированных линий систем водяного отопления используют электрические насосы типа ЦВЦ (рисунок 1.4.14), устанавливаемые прямо на трубопроводе. Центробежные водяные циркуляционные насосы являются малошумными и предназначены для обеспечения водяного отопления. Насосы представляют собой малогабаритную моноблочную конструкцию со встроенным асинхронным корот-козамкнутым электродвигателем. Рабочее колесо бессальникового насоса устанавливается консольно на валу электродвигателя. Ротор двигателя с радиально-упорными подшипниками скольжения вращается непосредственно в перекачиваемой воде, которая одновременно служит смазкой для них и охлаждающей средой.

Рисунок 1.4.14-Схема электронасоса ЦВЦ

Насосы устанавливаются непосредственно на трубопроводе, что существенно упрощает их монтаж и эксплуатацию и позволяет обходиться без специального фундамента. В зависимости от типоразмера насосы соединяются с трубопроводом с помощью ниппельных или фланцевых соединений. Насосы ЦВЦ используются для подачи в теплосеть воды с температурой до 100°С.

1.5 Выбор смесителя

1.5.1 Кавитационный смеситель –преобразователь КАП-15

Область применения - кавитационное диспергирование в нефтяной, топливной, пищевой и лакокрасочной промышленности.

Технические данные:

· Кавитационная, гидродинамическая, настраиваемая промышленная установка для диспергирования жидких сред. Равномерное распыление смеси до 0,5-2 микрон.

· Мощность приводов: 2 электродвигателя по 2,2 кВт или по 5,5 кВт (в зависимости от производительности). Привод от электродвигателя или дизеля. Возможен мобильный вариант.

· Производительность: от 2 до 20 тонн обрабатываемого продукта в час.

· Габаритные размеры КСП-10: 880 Х 497 Х 515 (в мм).

· Исполнение в черном или нержавеющем металлах.

· Области применения – Для нефтяной, топливной, пищевой и лакокрасочной промышленности.

Преимущества использования

Глубокое диспергирование продукта на предмолекулярном и молекулярном уровне.

Возможные области использования

Смешивание низкокачественного органического топлива (мазута) для обеспечения надежного горения в котлах. (с отработанным маслом, угольной пылью, другими органическими добавками (отработанное автомобильное масло)).

Рисунок 7 - Кавитационный смеситель –преобразователь КАП-15

1.5.2 Ультразвуковой смеситель

Изобретение относится к смешиванию жидких и порошкообразных веществ, обладающих текучестью, и может использоваться в химической, лакокрасочной, пищевой промышленности. Ультразвуковой смеситель содержит вертикальную смесительную камеру, по оси которой сверху расположен патрубок с каналами для подачи смешиваемых компонентов. Снизу камеры расположена выводная труба, ось выводной трубы перпендикулярна оси смесительной камеры. Равномерно по окружности вокруг камеры расположены объединенные коллектором и охватывающие патрубок сопла для подачи рабочего газа. Внизу камеры, ниже выводной трубы, расположены ультразвуковые преобразователи. Излучающая поверхность ультразвукового преобразователя перпендикулярна оси симметрии смесительной камеры. В стенке смесительной камеры над выводной трубой выполнены отверстия для отвода рабочего газа.

.

Рисунок 1.4.2- Ультразвуковой смеситель

Недостатком известного устройства по патенту РФ 2085271 является то, что формируемая смесь имеет низкую однородность, так как взаимодействие струй компонентов в смесительной камере не позволяет получить частицы с высокой степенью диспергации (достаточно малых размеров), особенно при смешивании высоковязких компонентов.

Дата добавления: 2015-08-28