Тишко Ю. А.

Сортировать по умолчанию названию
  • АПАРАТ ПОВІТРЯНОГО ОХОЛОДЖЕННЯ УСТАНОВКИ ПЕРЕРОБКИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

    Одним із основних джерел та складових світової енергетики є вуглеводнева сировина (нафта, газ, вугілля, продукти рослинного походження). Запропонована технологія переробки газового конденсату бензин дозволить отримувати величезний щорічний прибуток і економити сотні і тисячі мільйонів тонн сировини. Іншими словами її впровадження еквівалентно збільшенню світових запасів вуглеводнів у кілька раз. Відповідно до технологічної схеми (рисунок 1) сировина – стабільний газовий конденсат поступає на установку по трубопроводу у всмоктуючу лінію насосного агрегату 9. Далі насосом стабільний газовий конденсат подається в міжтрубний простір теплообмінників 3 та 4, де нагрівається від 293 до 383 К. Байпасний потік стабільного газового конденсату подається на вхід теплообмінника 3 (до міжтрубного простору) для регулювання температури основного потоку стабільного газового конденсату. Після теплообмінника 3 стабільний газовий конденсат з температурою 383 К спрямовується в піч нагріву 2. Частина потоку стабільного газового конденсату спрямовується на зрошування відгінної секції колони ретифікації 1. Установка спроектована в блоково – модульному виконанні. З печі стабільний газовий конденсат в паровій фазі з температурою 523- 573 К і тиском 0,31 МПа поступає в нижню секцію колони 1. У нижній секції відбувається часткове виділення важкого залишку і здійснюється передача теплоти блоком термосифонів в кубову частину відпарної секції колони. З нижньої секції пари стабільного газового конденсату поступають у відгінну секцію, де від них остаточно відділяється важкий залишок. Пари вуглеводнів через розподільну тарілку поступають в укріплюючи секцію, де відбувається розподіл бензинової і дизельної фракцій. Дизельна фракція через відпарну секцію колони 1 поступає в кубову частину, де відбувається остаточне відпарювання бензинової фракції. Пари бензинової фракції проходять у верхню частину колони, де зрошуються охолодженою бензиновою фракцією, виходять з колони і спрямовуються в повітряний холодильник 5. Далі бензинова фракція з температурою 303 К поступає в продуктову ємність 6, а дизельна фракція з кубової частини відпарної секції колони поступає в трубну частину теплообмінника 3 і далі з температурою 323 К спрямовується в продуктову ємність 2. Частина бензинової фракції зі збірника 6 насосом 10 подається в колону 1 в якості зрошення. Завданням роботи є спроектувати апарат повітряного охолодження. Для цього проведено модернізацію апарата повітряного охолодження шляхом заміни трубчатки з однаковим діаметром труб на елемент трубчатки з трубами більшого діаметру, які розташовані у ній по вершинах правильних трикутників та меншого діаметру в центрі трикутників апарата повітряного охолодження. Це дозволить збільшити площу поверхні теплообміну.

    Переглянути
  • АПАРАТ ПОВІТРЯНОГО ОХОЛОДЖЕННЯ В УСТАНОВЦІ ДЛЯ ПЕРЕРОБКИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

    Апарат повітряного охолодження, що проектується використовується для охолодження бензинового дистиляту. Апарат повітряного охолодження, зображений на рисунку 1, складається з наступних основних вузлів: 4 – теплообмінної секції; 1 – осьового вентилятора з приводом; 2, 5 – опорних і огороджувальних конструкцій. Основним елементом апаратів охолодження є теплообмінні секції, теплообмінну поверхня яких компонують з оребрених труб, закріплених в трубних решітках в чотири, шість або вісім рядів. Труби зазвичай розташовують по вершинах рівностороннього трикутника, тому, що коридорне розташування забезпечує гіршу тепловіддачу. До трубних граток приєднані кришки, внутрішня порожнина яких служить для розподілу охолоджуваного потоку рідини по трубах. Секції розташовують горизонтально, вертикально або похило, що визначає тип АВО. Охолодження рідких теплоносіїв здійснюється за рахунок теплообміну з повітрям. Процес досить інтенсивний, тому, що використовуються оребрені труби, оснащені турбулізаторами повітряного потоку (рисунок 2), площа зовнішньої поверхні яких в 10 - 25 разів більше площі їх внутрішньої поверхні. Труби для стандартизованих вітчизняних апаратів повітряного охолодження мають зовнішнє ребра двох типів виконання: біметалічна труба, що складається з внутрішньої гладкою (сталевий або латунної) і зовнішньої (алюмінієвої) з накатаними гвинтовим ребром виконання Б; монометалічна (алюмінієва) труба з торованим гвинтовим (спіральним) ребром виконання М. Другим необхідним елементом будь-якого типу АВО є вентилятор, який, обертаючись в порожнині колектора, нагнітає повітря через Міжтрубний простір секцій. Значні витрати повітря в апаратах повітряного охолодження при порівняно невеликому статичному напорі (100 - 400 Па) забезпечуються осьовими вентиляторами з числом лопатей 4, 8 і діаметром 0,8 - 6,0 м. Колектор з'єднується з теплообмінними секціями за допомогою дифузора, форма якого сприяє вирівнюванню потоку повітря по перетину теплообмінної секції. Дифузор і колектор вентилятора кріпляться до рами, на якій встановлені теплообмінні секції. В даному апараті повітряного охолодження приймаємо оребрені труби,що розташовані по вершинах правильних трикутників. Оребрення труб дозволяє збільшити коефіцієнт теплопровідності, а вибране розташування труб значно збільшить площу теплообміну.

    Переглянути
  • ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНІ ДОСЛІДЖЕННЯ КОМПОНЕНТНОГО СКЛАДУ ЗДЕГАЗОВАНОЇ НАФТИ НОВОТРОЇЦЬКОГО ГАЗОНАФТОВОГО РОДОВИЩА

    Вуглеводні, які складають основу нафти представлені розмаїттям індивідуальних поєднань. Було проведено дослідження [1, 2] компонентного складу здегазованого флюїду окремої свердловини Новотроїцького ГНР на газовому хроматографі на набивній колонці. Хроматограми показали, що найбільше в нафті тридеканів (72,8 мас.ч,%) також в компонентний склад входять, по порядку виходу компонентів: метан (0,011 мас.ч,%), етан (0,018 мас.ч,%), пропан (0,139 мас.ч,%), і-бутан (0,077 мас.ч,%), н-бутан (0,276 мас.ч,%), нео-пентан (0,004 мас.ч,%), i-пентан (0,291 мас.ч,%), n-пентан (0,410 мас.ч,%), нафтени С6 (2,125 мас.ч,%), нафтени С7 (3,044 мас.ч,%), нафтени С8 (4,64 мас.ч,%), нафтени С9 (4,467 мас.ч,%), ароматичні С9 (1,110 мас.ч,%), нафтени С10 (3,188 мас.ч,%), ароматичні С10 (0,945 мас.ч,%), нафтени С11 (2,634 мас.ч,%), ароматичні С11 (0,846 мас.ч,%), нафтени С12 (2,391 мас.ч,%), ароматичні С12 (0,577 мас.ч,%). Хімічний склад нафти повністю не відомий, встановлено 425 вуглеводневих поєднань, кожне з яких в свою чергу являється похідним для більш складних поєднань. Вуглеводні, які входять в склад нафти, діляться на такі основні групи: парафінові (алкани), нафтенові (циклани) і ароматичні (арени).

    Переглянути
  • ПРОЦЕС ВИЛУЧЕННЯ ГУМІНОВИХ КИСЛОТ З ТОРФУ

    Ґрунт є основним джерелом забезпечення сільськогосподарських культур живильними речовинами. Однак у сучасних умовах безупинної інтенсифікації сільськогосподарського виробництва для щорічного вирощування високих врожаїв із продукцією гарної якості досить часто виявляється не достатнім та кількість живильних речовин, що надходить у рослини з органічної речовини і важкорозчинних мінеральних з'єднань ґрунту в результаті діяльності мікроорганізмів і кореневої системи рослин. Задача: однією з складових для виготовлення гумінових компонентів органічних добрив використовується торф, саме тому необхідно дослідити процес вилучення гуматів з торфу. Мета: дослідити процес вилучення гумінових компонентів з торфу. Невід’ємною властивістю гумінових кислот (ГК) вважається колоїдний стан в розчинниках. Виділення ГК необхідно проводити не порушуючи будову ядра їх молекул та без домішок органічних та неорганічних сполук, що входять до складу складного органо-мінерального комплекса масі твердих горючих копалин. Зв’язок ГК з основною речовиною каустоболітів виконується за рахунок міжмолекулярної взаємодії в бокових ланцюгах, за допомогою водневих зв’язків, міцність яких замала. Розчеплення цих зв’язків, для виділення ГК може відбуватись під дією розчинів мінеральних лугів, кислот і органічних розчинників (диметилформамід, диметилсульфоксид, тетрагідрофуран). По виділенню ГК з твердих горючих копалин виконано багато дослідів і описано біля ста різних екстрагентів. Зазвичай для виалення ГК з торфа застосовують розведені розчини лугів, частіше всього розчини гідроокису натрія (NаОН), рідше розчини карбонатів цих металів. Часто використовують водний розчин аміаку. Кількість лужного реагента повинно забезпечувати повну нейтралізаціію кислотних функціональних груп. Процес вилучення ГК з сировини лужними розчинниками розглядається як процес утворення солей, що мають велику ступінь іонізації в водних розчинах ніж самі кислоти. Враховуючи великі розміри макромолекул ГК – їх дифузія дуже маленька. Тому процес розчинення протікає досить тривало і в основному визначається проникненням ГК. Гомогенізація системи ГК – розчинник може виконуватися при різних його співвідношеннях, що дає можливість підбору розчинного реагента та умов для досягнення найбільш повного вилучення гумінових речовин з сировини. Крім прагнення отримати ГК без домішок, необхідно дотримуватись умов виділення таким, щоб зберегти ГК в найбільш незмінному стані, так як склад і властивості ГК, що являються поліспряженими системами функціональних груп, залежать не тільки від вихідної сировини, а й від способів їх видалення та очистки (рисунок 1). Проведений аналіз літературних даних дозволив виділити ряд факторів, що впливають на степінь вилучення ГК з сировини: концентрація реагента, водневий показник (рН) лужного розчину, час екстрагування, температура, співвідношення сировини і реагента, кратність обробки сировини, попередня обробка сировини. Висновки: суттєвий вплив на процес вилучення ГК з твердих горючих копалин надають: час контакту між реагентом і сировиною, температура екстракції, тиск, співвідношення сировини і реагента, зменшення розмірів частинок вихідного матеріала (н-д, вібропомол або диспергування), штучне окислення сировини, попередня де мінералізація матеріала, обработка сіровини ультразвуком.

    Переглянути
  • ПРИРОДНІ ВТРАТИ СВІТЛИХ НАФТОПРОДУКТІВ ІЗ РАЗЕРВУАРА

    Існують норми природних втрат нафтопродуктів, під якими розуміють гранично допустимі величини безповоротних втрат нафтопродуктів, що виникають безпосередньо при їх транспортуванні, перевалці тощо, внаслідок супроводжуючих їх фізико-хімічних процесів, які неминучі на сучасному рівні стану використовуваного технологічного обладнання. Пароповітряна суміш у резервуарі розширюється за рахунок збільшення температури повітря, з поверхні нафтопродукту випаровується найбільш леткі фракції, концентрація парів нафтопродукту в газовому просторі підвищується і тиск також зростає. Коли надлишковий тиск в резервуарі стає рівним тиску, на який встановлені дихальні клапани, вони (клапани) відкриваються і з резервуара починає виходити пароповітряна суміш. Таким чином відбувається «дихання» резервуара. Особливо актуальним стало питання у зв’язку з введенням до складу нафтопродуктів летких високооктанових добавок: метилтретбутилового етеру, етанолу, вуглеводневих фракцій, що містять вуглеводні С3-С5 тощо. Характерні для бензинів змішані втрати при випаровуванні, коли з втратами летких компонентів змінюються їх експлуатаційні властивості. Визначення реальних втрат є вкрай необхідним так як реальні втрати нафтопродуктів у зв’язку з їх непередбаченим складом, несправністю клапанів та зміною кліматичних умов є значно більшими [1], ніж передбачено постановою № 40 колишнього Державного комітету СРСР по матеріально- технічному постачанню.

    Переглянути