Машины и аппараты нефтехимических производств

 
Н. А. Райковский, Н. Ю. Филькин 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
МАШИНЫ И АППАРАТЫ  
НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ 
 
Учебник 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2024 
1 

 
УДК 665.63 
ББК 35.11 
Р18 
 
 
Рецензенты: 
к. т. н., главный специалист департамента по развитию и новым технологиям 
АО «ГК „Титан“» Потапов Юрий Алексеевич; 
начальник управления надежности АО «Газпромнефть-ОНПЗ»  
Беликов Александр Валерьевич 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Райковский, Н. А. 
Р18  
Машины и аппараты нефтехимических производств : учебник / 
Н. А. Райковский, Н. Ю. Филькин. – Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2024. – 364 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-1900-0 
 
Описано колонное массообменное оборудование нефтепереработки (ректификационные, абсорбционные, экстракционные и адсорбционные колонны) с различными 
способами организации контакта фаз. Рассмотрены реакторы переработки нефти, 
применяемые в процессах каталитического риформинга, каталитического крекинга, 
алкилирования, а также в термических процессах (висбрекинг, коксование, получение 
битума). Приведены сведения о центробежных насосах различных конструкций, применяемых на нефтеперерабатывающих предприятиях. Рассматриваются трубчатые 
печи для нагрева различных продуктов в процессах нефтепереработки. 
Для студентов, обучающихся по нефтегазовым направлениям подготовки, а также для специалистов предприятий нефтеперерабатывающего комплекса.  
 
УДК 665.63 
ББК 35.11 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-1900-0 
” Райковский Н. А., Филькин Н. Ю., 2024 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 
 
 
2 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
Предисловие 
................................................................................................................. 5 
 
ГЛАВА 1. КОЛОННОЕ МАССООБМЕННОЕ  
ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ 
............................................................ 7  
1.1. Основные характеристики нефти и нефтепродуктов ....................................... 7 
1.2. Подготовка нефти к переработке 
........................................................................ 9 
1.3. Колонное оборудование первичной переработки нефти ............................... 12 
1.4. Классификация колонного массообменного оборудования .......................... 20 
1.5. Конструкция и принцип работы колонного  
массообменного оборудования ................................................................................ 22 
1.6. Конструкция и принцип работы насадочных колонн .................................... 40 
1.7. Конструкция и принцип работы экстракторов 
................................................ 56 
1.8. Основные характеристики тарелок и насадок колонного массообменного 
оборудования ............................................................................................................. 62 
1.9. Методика расчета колонного оборудования  
переработки углеводородов ....................................................................................  66 
1.9.1. Построение кривой ИТК и определение потенциального содержания 
фракций в нефти .................................................................................................... 66 
1.9.2. Расчёт температурного режима колонны ................................................. 66 
1.9.3. Определение геометрических размеров ................................................... 69 
1.10. Примеры расчета колонного оборудования .................................................. 71 
 
ГЛАВА 2. РЕАКТОРЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ 
................................................. 87 
2.1. Основные характеристики катализатора ......................................................... 87 
2.2. Каталитический риформинг  ............................................................................. 88 
2.2.1. Технологический процесс и конструкция реакторов каталитического 
риформинга ............................................................................................................ 88 
2.2.2. Основы расчета реакторов каталитического риформинга 
...................... 97 
2.2.3. Примеры расчета реакторов каталитического риформинга ................. 101 
2.3. Каталитический крекинг 
.................................................................................. 107 
2.3.1. Технологический процесс каталитического крекинга .......................... 107 
2.3.2. Конструкция и принцип работы реакторов  
каталитического крекинга .................................................................................. 113 
2.3.3. Основы расчета реакторов каталитического крекинга ......................... 121 
2.4. Алкилирование ................................................................................................. 128 
2.4.1. Технологический процесс алкилирования ............................................. 128 
2.4.2. Конструкция и принцип работы реакторов алкилирования ................. 133 
2.4.3. Основы расчета реакторов алкилирования............................................. 136 
2.5. Реакторы термических процессов .................................................................. 151 
2.5.1. Термические процессы ............................................................................. 151 
2.5.2. Конструкция и принцип работы реакторов термических процессов .. 164 
2.5.3. Основы расчета коксовой камеры ........................................................... 170 
 
3 

ГЛАВА 3. ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ  НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ 
ПРЕДПРИЯТИЙ 
...................................................................................................... 176  
3.1. Классификация насосов 
................................................................................... 176 
3.2. Устройство насосов и принцип их работы .................................................... 181 
3.3. Устройство и принцип работы уплотнительных узлов  
центробежных насосов ........................................................................................... 190 
3.4. Основы теории центробежных насосов ......................................................... 205  
3.4.1. Движение жидкости в рабочем колесе центробежного насоса 
............ 205 
3.4.2. Основное уравнение центробежного насоса .......................................... 207 
3.4.3. Подача центробежного насоса 
................................................................. 211 
3.4.4. Высота всасывания центробежного насоса.  
Кавитация при всасывании ................................................................................ 212 
3.4.5. Напор центробежного насоса 
................................................................... 214 
3.4.6. Подобие центробежных насосов. Зависимость основных параметров 
насоса от частоты вращения рабочего колеса 
.................................................. 216 
3.4.7. Мощность и коэффициент   
полезного действия центробежного насоса 
...................................................... 218 
3.4.8. Рабочие характеристики центробежного насоса ................................... 219 
3.5. Методика расчета центробежных насосов .................................................... 220  
3.5.1. Методы проектирования и типовые схемы лопастных насосов .......... 220 
3.5.2. Расчет основных геометрических параметров рабочего колеса .......... 226 
3.5.3. Выбор типа и расчет подводящего устройства ...................................... 232 
3.5.4. Выбор и расчет канала отвода потока жидкости ................................... 233 
3.5.5. Расчет осевой силы, действующей на ротор центробежного насоса... 238 
3.6. Примеры расчета центробежных насосов ..................................................... 214 
 
ГЛАВА 4. ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ  НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ  
ПРЕДПРИЯТИЙ 
...................................................................................................... 265  
4.1. Конструкция и принцип работы трубчатых печей ....................................... 265 
4.2. Основные характеристики трубчатых печей 
................................................. 289 
4.3. Методика расчета трубчатых печей  .............................................................. 309 
4.3.1. Расчет процесса горения 
........................................................................... 309 
4.3.2. Расчет радиантной камеры 
....................................................................... 316 
4.3.3. Расчет камеры конвекции 
......................................................................... 329 
4.3.4. Гидравлический расчет змеевика печи ................................................... 333 
4.3.5. Газовое сопротивление и тяга 
.................................................................. 338 
4.4. Примеры расчета трубчатых печей ................................................................ 342 
 
Список использованной литературы 
..................................................................... 361 
 
 
4 

ПРЕДИСЛОВИЕ 
 
Оборудование химических производств делится на технологическое и 
вспомогательное оборудование. 
Технологическое оборудование – это оборудование, предназначенное для 
реализации различных технологических процессов производства. Оно подразделяется на следующие классы:  
1. Оборудование для механических процессов (классификаторы, дробилки, 
мельницы, смесители и др.). 
2. Оборудование для гидромеханических процессов (отстойники, центрифуги, сепараторы, циклоны, фильтры, аппараты для перемешивания сред  
и т. д.). 
3. Оборудование для тепловых процессов (рекуперативные и регенеративные теплообменники, выпарные аппараты и т. д.). 
4. Оборудование для массообменных процессов (абсорбционные и ректификационные колонны, экстракционные аппараты, сушилки и др.).  
5. Оборудование для химических процессов (химические реакторы и печи).  
Таким образом, каждый класс делится на группы, группы – на типы, а типы – на типоразмеры. 
 
Вспомогательное оборудование предназначено для реализации вспомогательных процессов производства, в частности, хранения и транспортировки материалов в требуемом для технологического процесса направлении. К вспомогательному оборудованию относятся резервуары для хранения жидкостей, 
насосы, компрессоры, бункеры и др. 
Технологическое оборудование по характеру воздействия на продукт делится на машины и аппараты. 
Аппаратом называют инженерное сооружение, несущее в себе реакционное пространство, снабжённое средствами ведения и управления технологическим процессом. Машина – это механическое устройство, сопровождающееся 
вводом в рабочий объем механической энергии за счет рабочих органов оборудования. 
На современных предприятиях нефтеперерабатывающего комплекса для 
обеспечения технологических и вспомогательных процессов применяется 
огромное разнообразие различных машин и аппаратов, и задача данного издания – познакомить читателя с некоторыми из них. 
Представленный учебник состоит из четырёх глав. Первая глава посвящена колонному массообменному оборудованию нефтепереработки (ректификационные, абсорбционные, экстракционные и адсорбционные колонны) с различными способами организации контакта фаз. Вторая глава познакомит читателя с реакторами переработки нефти, применяемыми в процессах каталитического риформинга, каталитического крекинга, алкилирования, а также в термических процессах (висбрекинг, коксование, получение битума). Третья глава 
содержит сведения о центробежных насосах различных конструкций, применяемых на нефтеперерабатывающих предприятиях. В четвертой главе рассматри5 

ваются трубчатые печи для нагрева различных продуктов в процессах нефтепереработки. 
Каждая глава издания или подраздел главы, если она посвящена разным 
типам оборудования, удобно разделены на две части, первая из которых содержит теоретические сведения о конструкции и принципе работы оборудования, а 
вторая – основы и методики расчета с примерами этих расчетов. Это позволит 
читателю не только познакомиться с устройством и принципом действия различных машин и аппаратов, но и получить навыки проектирования их конструкций исходя из предъявляемых эксплуатационных требований. 
В основе учебника лежит теория и практика таких известных специалистов 
в области нефтехимии и нефтегазопереработки, как А. С. Тимонин,  И. И. Поникаров, В. В. Шарихин, И. И. Мухаматдинов, Уильям Л. Леффлер, С. А. Ахметов, Б. С. Жирнов, Г. Л. Вихман, Ю. И. Дытнерский,  а также собственный опыт 
авторов, накопленный за годы преподавания дисциплины «Машины и аппараты 
химических производств». С полным перечнем литературы, использованной 
при подготовке настоящей работы, а также рекомендуемой к изучению в рамках данного направления, читатель может ознакомиться в конце книги. 
Авторы будут рады всем пожеланиям и замечаниям по содержанию данного издания, направленным с целью его дальнейшего улучшения. 
 
 
6 

ГЛАВА 1. КОЛОННОЕ МАССООБМЕННОЕ  
ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ 
 
1.1. Основные характеристики нефти и нефтепродуктов 
 
Технологические процессы первичной переработки нефти определяют 
следующие характеристики нефти: 
1. Кривая разгонки. Возьмем сосуд и заполним его нефтью средней плотности, затем начнем его нагревать. Когда температура достигнет 65 °С, сырая 
нефть закипит. Продолжим нагревание, так чтобы температура не оставалась на 
том же уровне. Через некоторое время нефть перестанет кипеть. Теперь будем 
нагревать еще сильнее, пока температура не достигнет 230 ƒС. Нефть снова 
начнет кипеть, а через некоторое время – перестанет, при этом объем ее в сосуде уменьшится. Если дальше продолжить такую процедуру – мы получим кривую разгонки (рис. 1.1). Это график, на одной оси которого откладывается температура, а на другой – общий объемный процент выкипевшей нефти.  
 
 
Рис. 1.1 – Кривая разгонки сырой нефти 
 
Каждый вид сырой нефти имеет свою уникальную кривую разгонки, которая помогает определить, каких соединений больше содержит нефть. Рассмотрим кривые разгонки тяжелой и легкой нефти и определим, в какой нефти выше 
содержание керосиновой фракции. Температура выкипания керосина (160– 
230 ƒС). Для этого проведем горизонтальные линии температур до пересечения 
с кривыми разгонки, а из получившихся точек опустим вертикальные линии на 
ось абсцисс. Определим разность процентных объемов выкипевшей нефти 
7 

между точками А и Б. В результате получим, что в тяжелой нефти 16  керосиновой фракции, а в легкой – 18 % (рис. 1.2). 
 
 
Рис. 1.2 – Керосиновая фракция в двух типах нефти 
 
2. Фракционирование нефти. Фракции – это группы соединений нефти, которые кипят между какими-либо двумя температурами. Эти температуры называют пределами выкипания фракции. 
Обычно сырая нефть делится на следующие фракции (рис. 1.1): углеводородные газы (менее 32 ƒС), бензин (32–105 ƒС), нафта (105–160 ƒС), керосин 
(160–230 ƒС), газойль (230–430 ƒС), остаток (более 430 ƒС). 
3. Плотность. В химии для оценки массы вещества часто используют такую величину как относительную плотность – это масса некоторого объема 
этого вещества, деленная на массу того же объема воды 
 
.
Масса соединения
Относительная плотность =
Масса воды
 
 
В нефтеперерабатывающей промышленности часто используется плотность API (American Petroleum Institute – Американский институт нефти). Данная плотность измеряется в градусах и определяется по формуле 
 
.
141,5
API =
131,5
Относительная плотность 
$
 
 
Важно, что с увеличение относительной плотности соединение тяжелее, а с 
увеличением плотности API соединение легче 
8 

4. Сера. Нефть всегда содержит серу, которая негативно сказывается на 
технологическом процессе. Но еще более осложняет ситуацию то, что сера содержится не в виде элементарного элемента, а в виде соединения с углеводородами. Поэтому ее не так легко отделить.  
Сырые нефти в Европе и России делят на малосернистые (не более 0,5  
масс.), сернистые (0,5–2  масс.) и высокосернистые (более 2,5  масс.). В 
США сырые нефти подразделяют на сладкие (не более 0,5  масс.) и кислые 
(не менее 2,5  масс.). Исторически, это связано с применением керосина в 
лампах. Если керосин содержал много серы, то при сгорании был ужасный запах. Поэтому на месторождениях керосин пробовали на вкус, чтобы выяснить, 
пригоден ли он для отправки на рынки. 
 
1.2. Подготовка нефти к переработке 
 
Сырая нефть содержит в себе буровую воду и механические примеси (песок, глина и т. д.). 
Механические примеси, содержащиеся в нефти, при ее переработке вызывают эрозию внутренних поверхностей труб, отложения в теплообменных аппаратах и змеевиках трубчатых печей. 
Буровая вода содержит растворенные минеральные соли, которые вызывают коррозию и отложения в аппаратуре и трубопроводах. 
Вода является балластом нефти: при переработке нефти на нагрев воды затрачивается большое количество тепла. При испарении в трубчатых печах она 
приводит к образованию повышенных давлений, в присутствии различных соединений вода образует с нефтью стойкие эмульсии. 
Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух мало- или нерастворимых жидкостей. Вещества, которые способствуют их разрушению, 
называют деэмульгаторами. 
На установках ЭЛОУ (электрообессоливающих установках) предпочтение 
отдают нефтерастворимым деэмульгаторам (метиловый, изопропиловый спирт 
и др.), поскольку они имеют следующие преимущества: 
– они легко смешиваются с нефтью; 
– предупреждают образование стойких эмульсий; 
– являются ингибиторами коррозии металлов; 
– являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и применяются без растворителя. 
 
На нефтеперерабатывающих заводах в результате подготовки нефти содержание в ней воды снижается до 0,1  (масс.), а содержание солей – до 3– 
5 мг/л.  
Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефти основан 
на применении следующих методов:  
1. Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через 
электрическое поле переменной частоты и высокого напряжения (15…44 кВ). В 
результате капли воды поляризуются и вытягиваются, а при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкно9 

вения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения водной фазы 
(рис. 1.3).  
По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. С целью достижения 
глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального кол-ва промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличении 
кол-ва промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и кол-во образующихся стоков. В этой связи, с целью экономии пресной воды применяют 
двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды. 
 
 
Рис. 1.3 – Осаждение водной фазы под действием электрического поля 
 
2. Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной 
для данной нефти температуры (60…150 ƒС). Это способствует дестабилизации 
эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в 
нефти, а также к возрастанию скорости осаждения капель воды в результате 
снижения вязкости и плотности нефти. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при температуре 70…90 ƒС. При повышении температуры нагрева 
нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать 
жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов.  
3. На показатели ЭЛОУ влияют также интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Обычно перемешивание нефти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном насосе.  
Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ представлена на рис. 1.4. 
Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содо-щелочного раствора (для подавления 
сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках, смешивается в инжекторном смесителе с промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два последовательно работающих электродегидратора ЭГ-1 и 
ЭГ-2. В поток частично обессоленной нефти на входе в ЭГ-2 подается свежая 
вода в количестве 5–10  масс. на нефть. 
10