Контактируемые жидкость и пары при одном и том же давлении не были равновесными. Иными словами, нужно, чтобы температура жидкости была ниже температуры паров.

Для обеспечения эффективного контактирования фаз ректификационные колонны снабжены внутренними устройствами. В зависимости от конструкции этих устройств осуществляется непрерывное (в насадочных колоннах) или ступенчатое (в тарельчатых колоннах) контактирование фаз.

Колонна представляет собой (см. рисунки) вертикальный сосуд, состоящий из цилиндрической обечайки одной или нескольких (соединяются между собой сваркой) сверху и снизу закрытого днищами эллиптическими, полушаровыми (для аппаратов большого диаметра), коническими в зависимости от технологического процесса. Аппарат устанавливается на фундамент с помощью юбочной опоры цилиндрической (поз.12) или конической. Высота юбки обеспечивает необходимый подпор жидкого остатка в колонне на всасывающей линии насоса, откачивающего его. Из этих соображений юбки вакуумных колонн выполняют высотой до 10 м. В остальных случаях высота юбки должна обес­печить свободный доступ обслуживающего персонала к разъемным соединениям под днищем колонны для осмотра и ремонта.

 Юбочная опора представляет собой цилиндрическую или коническую обечайку. Верхняя часть обечайки приваривается к корпусу колонны, нижняя часть соединяется сваркой с фундаментным кольцом и крепится к фундаменту болтами.

Коническую юбочную опору применяют для высоких аппаратов небольшого диаметра (до 1м) для придания большей устойчивости и снижения напряжений на опорную поверхность фундаментного кольца. В опоре имеются один или два лаза для осмотра сварных соединений нижнего днища и фланцевых соединений технологических штуцеров, установленных на нижнем днище. В верхней части выполняют вентиляционные отверстия для выхода паров, скапливающихся при недостаточной герметичности фланцевых соединений нижних штуцеров.  Для установки колонны на межэтажные перекрытия применяют лапные опоры.

 Колонны работают при высоких температурах, содержащаяся в них среда огне- и взрывоопасна и иногда вызывает интенсивную коррозию и эрозию металла. Поэтому корпуса ректификационных колонн относятся к весьма ответственным конструкциям. Их рассчитывают на совместное действие давления (внутреннего или внешнего) и собственного веса со всеми внутрен­ними устройствами и жидкостью. Высота ректификационных колонн довольно велика, поэтому необходимо проверять их на устойчивость против ветровой и, сейсмической нагрузок.

В процессе эксплуатации при ремонтах систематически проверяют и
замеряют фактическую толщину стенки корпуса и днищ. При заметном
изменении размеров корпуса по сравнению с проектным проводят поверочный
расчет, чтобы установить возможность дальнейшей эксплуатации колонны.
Результаты замеров и поверочного расчета оформляют документально.
Колонны, работающие    под давлением,   превышающим   0,07  МПа,

подведомственны инспекции Ростехнадзора и подлежат специальному освидетельствованию и периодическому осмотру согласно существующим инструкциям. Правила Ростехнадзора требуют установки на всех аппаратах,

работающих под давлением, не менее одного предохранительного клапана. Колонны для разделения сжиженных газов снабжаются двумя клапанами — контрольным и рабочим. Предохранительные клапаны для колонн выбирают по расчетному давлению, а устанавливают (регулируют) в соответствии с ра­бочим давлением. Пропускная способность клапана или группы клапанов должна быть такой, чтобы давление в колонне не превышало указанного ниже: при рабочем давлении до 0,3 МПа— 0,05 МПа; при давлении от 0,3 до 0,6 МПа —на 15%; при давлениях выше 6,0 МПа —на 10%.

Сброс клапана должен быть загерметизирован. Емкость для сброса не должна находиться под избыточным давлением. Клапаны регулируют так, чтобы они открывались до создания в корпусе аппарата максимально допустимого давления. Давление, при котором должны открываться клапаны, устанавливают в соответствии с режимом работы, оговоренным в техно­логическом регламенте или в технологической карте данной установки.

На колонном аппарате предусматривают штуцера:

для ввода сырья и вывода продуктов (поз. 2, 10);

для предохранительного клапана (поз. 1);

для циркуляционного орошения (поз. 4);

для ввода горячей струи (в нижней части колонны);

для регулятора уровня;

для подачи водяного пара (в нижней части колонны);

На верху колонны предусматривают штуцер или муфту для выхода воздуха при заполнении водой, в нижней части штуцер для слива воды после гидроиспытания (на практике для этих целей используют технологические штуцера). На корпусе устанавливают бобышки (муфты)  для термопары, манометра, регулятора уровня.

В ректификационных колоннах технологических установок завода применяют контактные устройства тарелки колпачковые с круглыми колпачками, клапанные тарелки, насадки Зульцер, Коглич. В экстракционных колоннах установок селективной очистки масел насадки кольца Рашига, Коглич.

При переработке коррозионного сернистого нефтяного сырья корпус ректификационной колонны установок первичной переработки нефти изготавливают из биметалла, основной металл углеродистая сталь (сталь20, 16ГС, ВСт.3сп2) защитный слой – плакирующий из стали 08Х13, 12Х18Н10Т. Внутренние устройства выполняют из стали 08Х13, 12Х18Н10Т. Если сырье не обладает коррозионной активностью, то колонна целиком изготавливается из углеродистой стали.

       Реакторыустановок каталитического риформинга и гидроочистки с неподвижным слоем катализатора (см. рисунок). Представляют собой цилиндрические вертикальные аппараты с эллиптическими или полушаровыми днищами. Реакторы работают в режиме реакции при давлении до 50кгс/см² (5МПа) и температуре до 550 ^о С. Корпуса реакторов изготавливают из легированных сталей (12ХМ, 12МХ, 08Х18Н10Т), углеродистых сталей (22К, 09Г2ДТ), изнутри корпус имеет защитную футеровку из жаростойкого бетона для сохранения прочности металла и стойкости его к водородной и сульфидной коррозии в условиях высоких температур. Внутренние устройства изготавливают из стали 12Х18Н10Т. Реакторы устанавливаются на фундамент с помощью юбочных конических опор поз.9, поз. 8.

По способу разделения и направлению движения сырья реакторы разделяют на два типа: с радиальным движением сырья (см. рис. реактор каталитического риформинга) и аксиальным вводом сырья (см. рис. реактор гидроочистки дизельного топлива). Сырье в реакторы вводится сверху через штуцер и распределитель поз.1, поз.2. Для ускорения реакции в реакторах применяют катализатор.  В процессе работы катализатор медленно покрывается коксом и сернистыми соединениями и со временем теряет свою активность. Регенерацию катализатора проводят выжиганием кокса и сернистых отложений смесью инертного газа и воздуха в тех же реакторах. На заводе применяется схема каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора установка ЛФ 35/21- 1000, регенерация катализатора осуществляется в регенераторе.

Трубчатые печи предназначены для нагрева нефтяного сырья. На технологических установках завода применяют нагревательные печи (только нагрева до заданной температуры) и реакционно-нагревательные (кроме нагрева обеспечение условий направленной реакции) - установка Висбрекинг. На установках завода применяют печи радиантно-конвекционные коробчатые с плоским или наклонным сводом (см. рисунок), вертикальные цилиндрические.

Основными показателями работы трубчатых печей являются: производительность печи – количество сырья, нагреваемого в трубных змеевиках в единицу времени (т/сут); теплопроизводительность – количества тепла, переданного печью сырью (кВт, МВт); коэффициент полезного действия η – характеризует экономичность эксплуатации печи и выражается отношением количества полезно использованного тепла к общему количеству тепла, которое выделяется при полном сгорании топлива.

Общими для всех печей конструктивными элементами являются:

фундамент, металлический каркас, стены и своды, трубные змеевики цельносварные и разъемные (из прямых труб, соединенных кованными или литыми двойниками – ретурбендами) поз. 2, 3, 4;

гарнитура – детали, предназначенные для предотвращения провисания труб (трубные подвески поз.10, трубные решетки), подвески для кирпича поз. 6, смотровые окна поз. 8, предохранительные окна поз. 9;

оборудование для сжигания топлива (форсунки и горелки поз. 1);

система топливо-, воздухо- и пароснабжения;

лестницы и площадки для обслуживания и ремонта поз. 5;

пароперегреватели и рекуператоры.

Теплообменные аппараты.

Кожухотрубчатые теплообменники типов: ТН – жесткой конструкции (с неподвижными трубными решетками); ТУ – с U-образными теплообменными трубками ТП – с плавающей головкой (подвижной трубной решеткой); (см. рисунки).

Кожухотрубчатый теплообменник состоит из пучка теплообменных труб поз.3 (Ø25х2,5мм; Ø25х2мм; Ø20х2мм), закрепленных в трубных решетках развальцовкой, сваркой или комбинированным способом – развальцовка и сварка. Трубы заключены в общий кожух поз.2. Кожух представляет собой цилиндрический пустотелый корпус, закрытый с одной стороны распределительной камерой поз.1, а с другой отъемным днищем поз.6. (крышкой или колпаком). В теплообменниках типа ТН при разности температур теплоносителей возникают температурные деформации, которые могут привести к нарушению развальцовки, продольному изгибу труб. Поэтому теплообменные аппараты жесткого типа обычно применяют, когда разность температур стенок труб и корпуса не превышает 30 – 50 ^о С; большая разность температур допускается для аппаратов большего диаметра (D > 800 мм). В теплообменниках типа ТП и ТУ обеспечивается свободное удлинение труб, это устраняет температурные напряжения в конструкции вследствие разности температур труб и корпуса. Температурные напряжения могут возникать в теплообменнике типа ТП в трубчатом пучке вследствие разности температур самих труб, особенно проявляется у многоходовых теплообменников диаметром более 1000 мм. Недостатком аппарата типа ТП является недоступность осмотра плавающей головки в процессе работы. В аппарате конструкции с U – образными трубками отсутствует разъемное соединение внутри корпуса. Такие аппараты применяют при повышенных давлениях. Однако в теплообменниках типа ТУ затруднена чистка теплообменных труб, поэтому их применяют для чистых теплоносителей.

Промышленность выпускает стандартные теплообменники и холодильники диаметром от 325 до 1400 мм с длиной труб от 3 до 9 м, поверхностью теплообмена 10 – 1200 м², на условное давление от 1,6 до 6,4 МПа. По стандарту предусмотрены различные варианты материального исполнения. Корпус аппарата выполняют из стали ВСт3сп, 16ГС и биметаллическим с защитным слоем из сталей 08Х13, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т. Трубы изготавливают из сталей 10, 20, Х8, 08Х13, 08Х18Н10Т. Трубные решетки изготавливают из сталей 16ГС, 15Х5М, 12Х18Н10Т, а также биметаллические с защитным слоем из латуни или высоколегированного хромоникелевого сплава.

Теплообменники типа труба в тубе состоят из двух концентрически расположенных труб, в которых один теплоноситель циркулирует по внутренней трубе поз.1, другой по кольцевому пространству поз.2 между трубами (см рисунки).

Подогреватели с паровым пространством (синонимы – рибойлеры, испарители) используют для нагрева н/п, для испарения из н/п отдельных фракций. Подогреватель представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами – концентрический (см. рисунок) или эксцентрический с одной стороны полуконическим днищем – для увеличения зеркала испарения. В таком аппарате размещают от одного до трех теплообменных трубных пучков типов ТУ или ТП. В корпус подают нефтепродукт, в трубный пучок насыщенный или отработанный водяной пар.

Трубный пучок типа ТУ не имеет разъемного соединения, поэтому по сравнению с теплообменным пучком типа ТП более надежен в работе.

Кристаллизаторыотносят к теплообменникам типа в трубе, применяют на технологических установках депарафинизации масел в схеме захолаживания и подготовки

сырья перед фильтрацией (см. рисунки). Кристаллизаторы различают конструктивно типа в трубе – 1-ый рисунок и кожухотрубчатые – 2-ой рисунок. Кристаллизаторы разделяют на регенеративные (охлаждающей средой служит смесь масла и растворителя) и аммиачные – охлаждающей средой является аммиак. Аммиачные кристаллизаторы устанавливают с наклоном в сторону привода аппарата.

Аммиак из емкости (аккумулятора) поз.2 поступает в межтрубное пространство элементов и секций кристаллизатора по коллекторным трубам со стороны привода. Испарившийся газ в виде пузырьков проходит через жидкость в паровое пространство емкости.

Во внутренней трубе кристаллизатора для удаления оседающего на стенке парафина устанавливают полый вал со скребками. Привод скребковых валов осуществляется от электродвигателя через редуктор и цепную передачу (в кристаллизаторах типа труба в трубе), и зубчатую цилиндрическую передачу – в кожухотрубчатых кристаллизаторах.

      Кристаллизаторы маркируются: КРС 70х40; КАС 70х40; КАСК 90 х40. К – кристаллизатор; Р – регенеративный; С – скребковый; А – аммиачный; К – кожухотрубчатый; 70 – поверхность теплообмена в м²; 40 – условное давление в кг/см².

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) предназначены для охлаждения н/п, для охлаждения и конденсации паров н/п. . АВО состоит из ряда трубчатых секций, расположенных горизонтально АВГ, зигзагообразно АВЗ, редко используемое положение вертикально или наклонно в виде шатра. С торцов аппарат закрыт металлическими стенками. Охлаждающий воздух засасывается и продувается через трубные секции вентилятором. По трубам секций пропускают нефтепродукт или пары нефтепродукта. Для повышения эффективности работы аппарата в жаркое время года на выходе воздуха из вентилятора предусматривают кольцевой коллектор для увлажнения воздуха с целью снижения его температуры. Для предотвращения отложения накипи на трубах теплообменных секций для увлажнения воздуха необходимо использовать химически очищенную воду.

Фильтры на заводе применяют для проведения процессов фильтрации: рамные фильтр-прессы (см. рисунок) на установке гидроочистки парафина; барабанные вакуум-фильтры (см. рисунок) на установках депарафизации масел и обезмасливания парафина.

                Поз.1 и 2 – плиты и рамы; поз.3 – балки; поз. 4 – сжимное приспособление; поз.5 - винт; поз. 6 – нажимная плита; поз.7 – продольные тяги; поз.8 – вертикальные стойки; поз.9 и 10 – опоры.

Насосы на технологических установках применяются для перекачки жидких нефтепродуктов. На заводе применяют нефтяные центробежные насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам и коррозионному воздействию на материал проточной части насосов. Перекачиваемая жидкость не должна содержать более 0,2% твердых взвешенных частиц размером до 0,2 мм. Типы и основные параметры центробежных нефтяных насосов определяются ГОСТ 23447. Конструктивные особенности см. рисунки.

Параметры центробежных насосов

Q – подача, м³/ч;

Н – напор, м ст. ж.,

n – частота вращения вала, об/мин;

η – коэффициент полезного действия (К.П.Д.), %;

N – мощность, потребляемая насосом, кВт;

Δh – кавитационный запас насоса, м;

Δh – допускаемый кавитационный запас, м;

ρ – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³;

Обозначение центробежных нефтяных насосов

Пример: НК 65/35 – 240,

где Н – нефтяной; К – консольный; 65 м³/час – подача при роторе исполнения 1 ; 35 м³/час – подача при роторе исполнения 2; 240 – напор, м ст. ж. После напора в обозначении указывается:  направление входного патрубка В – вертикальное; Г – горизонтальное; 1 или 2 вариант исполнения ротора; аили б– вариант диаметра рабочего колеса; С, Х, Н – материальное исполнение основных деталей насос; тип уплотнения вала; климатическое исполнение.

НПС 65/35 – 500,

где Н – нефтяной;П –с плоским разъемом корпуса; С – секционный; далее аналогично предыдущему обозначению.

Герметичные электронасосы типов ЦГ, ХГ, ГЭН, условное обозначение, например:

ЦГ 6,3/12,5 а – К – 0,75 – 4 – У 2,

где  Ц – центробежный;Г – герметичный; 6,3 м³/час – подача; 12,5 м ст. ж. – напор; а – исполнение рабочего колеса; К – исполнениенасоса по материалу; 0,75кВт – мощность электродвигателя; 4-конструктивное исполнение в зависимости от температуры и давления; У – климатическое исполнение; 2 – категория размещения. ХГ – химический герметичный насос; ГЭН – герметичный электронасос.

Компрессорные машиныприменяются для сжатия и перемещения газов. На заводе применяют поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.

Емкости и резервуары применяют для хранения  нефти, газа и нефтепродуктов. Сырую нефть, нефтепродукты хранят в цилиндрических вертикальных резервуарах. Сжиженные газы и легкие фракции бензина хранят в горизонтальных и вертикальных цилиндрических пустотелых емкостях, устанавливаемых на фундаментах и постаментах.

Трубопроводы и трубопроводная арматура занимают значительное место в оснастке технологических установок НПЗ. Трубопровод – герметичная система из труб, служащая для перемещения нефтепродуктов (жидкостей и газов), снабженная запорной, регулирующей, предохранительной и обратной арматурой; редуцирующими устройствами. Все трубы и детали трубопроводов, а также трубопроводную арматуру изготавливают, поставляют и монтируют согласно действующим стандартам и нормативно-техническим документам.

Месторасположение нефтезаводского оборудования, его компоновка определяется проектными решениями, действующей нормативно-технической документацией, например, большинство аппаратов НПЗ работают под давлением, и поэтому их установка регламентируется «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». При этом четко решаются вопросы безопасного проведения технологического процесса, минимальных тепловых потерь, минимальных гидравлических сопротивлений. Технологические аппараты колонны, теплообменники, емкости, трубчатые печи располагают на технологической установке компактно на открытой площадке. Насосные агрегаты устанавливают на объекте по нескольким вариантам: в закрытых насосных; в открытых насосных; насосные агрегаты установлены непосредственно у аппаратов, например, по схеме колонна → трубопровод, задвижка

→ насос →задвижка, трубопровод →холодильник → емкость.Наиболее перспективный вариант размещения – комбинированный  в насосных и непосредственно у аппарата. Компрессорные установки размещают в закрытых помещениях, ресиверы, буферные емкости, холодильники газа могут располагаться на открытой площадке непосредственно у здания компрессорной.

        Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации нефтезаводская аппаратура в зависимости от назначения ее должна быть оснащена:

 запорной арматурой;

 регулирующей арматурой;

 приборами для измерения давления;

 приборами для измерения температуры;

 предохранительными устройствами;

 указателями уровня жидкости.

Регулирование технологических параметров: производительность, давление, температура, контроль названных параметров на оборудовании современных технологических установок производится через распределенную систему управления (РСУ) с помощью контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации (КИП и А). Нефтезаводская аппаратура для предупреждения аварий и выхода из строя оснащается системами безопасности и противоаварийной защиты (СБ и ПАЗ).