Co to jest separator petrochemiczny: rodzaje, rozmiary i zastosowania

Co to jest separator petrochemiczny: rodzaje, wymiarowanie i zastosowania

Odpowiedź na kluczowe pytanie: Co to jest separator petrochemiczny i jak się go wymiaruje? Separator petrochemiczny to naczynie ciśnieniowe, które rozdziela mieszany strumień procesowy na fazę parową i ciekłą, a w przypadku pracy trójfazowej na fazę parową, ciekły węglowodór i wolną wodę, wykorzystując sedymentację grawitacyjną wspomaganą redukcją pędu wlotowego i urządzeniem do eliminacji mgły. Jego zdolność do obsługi gazu jest określana przez równanie Soudersa-Browna: v_max = K x sqrt((rho_L - rho_V) / rho_V), gdzie K jest współczynnikiem empirycznym zależnym od orientacji naczynia i typu eliminatora mgły. Dla separatora pionowego z wkładem siatkowym, K wynosi zazwyczaj 0,10-0,15 m/s; z pakietem łopatkowym wzrasta do 0,15-0,25 m/s; z cyklonem osiowym osiąga 0,25-0,35 m/s. Prawidłowo zaprojektowany separator ogranicza przenoszenie cieczy w gazie do poniżej 0,1 galona amerykańskiego na MMSCF i dostarcza gaz z zawartością cieczy poniżej 0,01-0,05% wagowo do sprężarek, reaktorów i pieców po stronie odpływu.

1. Mechanizmy separacji wewnątrz separatora petrochemicznego

Separator działa poprzez cztery sekwencyjne strefy, a awaria w którejkolwiek z nich degraduje całe naczynie:

• Redukcja pędu wlotowego: Podstawowe urządzenie wlotowe jest pierwszą linią obrony. Mieszany strumień wchodzący z prędkością 15-30 m/s niesie zbyt duży pęd, aby grawitacja mogła zadziałać, dlatego przepływ jest kierowany do półotwartej rury, wlotu cyklonowego, łopatki stycznej lub po prostu na płytę przegrodową. Cel jest dwojaki: rozproszyć energię kinetyczną, aby masa cieczy natychmiast opadła, i uniknąć ponownego rozdrobnienia cieczy na drobne kropelki, których sekcja grawitacyjna nie jest w stanie osadzić. Zła konstrukcja wlotu jest najczęstszą przyczyną niedostatecznej wydajności separatorów, ponieważ naczynie może być na papierze hojnie wymiarowane, a mimo to zalewać swój eliminator mgły przez ponownie wprowadzone kropelki utworzone przy dyszy.
• Sekcja sedymentacji grawitacyjnej: Tutaj następuje rozdział głównych faz. Para musi przejść przez naczynie na tyle wolno, aby unoszone kropelki opadały szybciej niż gaz się unosi, co dokładnie wyraża współczynnik K Soudersa-Browna w jednej liczbie empirycznej. Kropelki cieczy o wielkości 100-500 mikrometrów łatwo osiadają, więc ta sekcja obsługuje główny ładunek. Gaz musi być również równomiernie rozprowadzony w przekroju, dlatego w poziomach poziomych stosuje się perforowane przegrody dystrybucyjne. Faza ciekła jest następnie przechowywana przez czas retencji od 1 do 10 minut, w zależności od zadania: 1-3 minuty dla prostego bębna odwadniającego, 5-10 minut dla separatora trójfazowego, gdzie woda musi oddzielić się od węglowodoru.
• Eliminacja mgły: Grawitacja nie jest w stanie usunąć kropelek poniżej około 100 mikrometrów, dlatego eliminator mgły obsługuje drobne cząstki. Wkład z siatki z drutu, zazwyczaj o grubości 100-150 mm i gęstości 130-200 kg/m3, wychwytuje kropelki powyżej 5-10 mikrometrów z wydajnością do 99,9% przy spadku ciśnienia wynoszącym tylko 25-75 mm H2O, ale zalewa się powyżej około 100% swojego projektowego obciążenia. Pakiet łopatkowy lub chevron obsługuje kropelki o wielkości 10-40 mikrometrów, toleruje ciała stałe i większe obciążenia cieczą, i nadaje się do pracy z zanieczyszczeniami. Cyklon osiowy osiąga 5-8 mikrometrów i jest odporny na zalewanie, kosztem wyższego spadku ciśnienia wynoszącego 100-250 mm H2O. Wybór jest kompromisem między wydajnością, tendencją do zanieczyszczania a dopuszczalną stratą ciśnienia.
• Zbieranie cieczy i kontrola poziomu: Ostatnia strefa decyduje o jakości cieczy i ochronie po stronie odpływu. Poziom musi być utrzymywany w wąskim zakresie: zbyt wysoki, a eliminator mgły zostanie zalany i ciecz przedostanie się do wylotu gazu, zbyt niski, a gaz przepłynie przez wylot cieczy z poważnymi konsekwencjami dla pompy lub naczynia po stronie odpływu. Poziome separatory trójfazowe wykorzystują kontroler poziomu interfejsu plus przegrodę przelewową do utrzymania warstwy węglowodoru i zasobnik lub nogawkę wodną do odprowadzania wolnej wody. Na każdym wylocie cieczy zamontowane są stabilizatory wirów, aby zapobiec zasysaniu gazu, a dysza wylotowa musi być wymiarowana pod kątem prędkości przepływu cieczy, a nie znacznie niższej średniej prędkości w naczyniu.

2. Główne konfiguracje i ich zadania

Cztery konfiguracje obejmują większość zastosowań separatorów petrochemicznych:

• Separator pionowy: Pionowe naczynie jest standardowym wyborem, gdy przepływ gazu jest wysoki w stosunku do przepływu cieczy, gdy przestrzeń jest ograniczona, lub gdy obciążenie cieczą jest małe i głównie napędzane przez zrzuty, jak w skrubrze ssącym sprężarki. Ponieważ gaz musi przemieszczać się pionowo pod działaniem grawitacji, średnica naczynia jest bezpośrednio określana przez współczynnik K Soudersa-Browna, a wysokość płaszcza jest następnie określana przez wymagania dotyczące retencji cieczy plus przestrzeń na eliminator mgły i urządzenie wlotowe. Jednostki pionowe dobrze radzą sobie z kontrolą poziomu, są samoodpływowe i tolerują gromadzenie się ciał stałych w dolnej głowicy z odpływem i możliwością czyszczenia. Ich słabością jest to, że oferują niewielką retencję cieczy przy danej średnicy, dlatego rzadko są używane do separacji trójfazowej olej-woda-gaz.
• Separator poziomy: Poziome naczynie zapewnia dużą powierzchnię cieczy i długi czas retencji cieczy, co czyni je domyślnym wyborem dla wysokich przepływów cieczy, pracy z pienieniem i separacji trójfazowej. Odległość sedymentacji w kierunku pionowym jest krótka, tylko średnica płaszcza, a długa ścieżka pozioma daje kropelkom czas na dotarcie do interfejsu. Naczynia te są specyfikowane tam, gdzie wymagana jest retencja cieczy od 3 do 10 minut, gdzie interfejs olej-woda musi być kontrolowany, lub gdzie zasilanie pieni się i wymaga powierzchni do rozbicia piany. Kompromisy to duża powierzchnia zajmowana na terenie, trudniejsza kontrola poziomu w ruchu na morzu i potrzeba starannego rozprowadzenia gazu wzdłuż całej długości, aby uniknąć kanałowania w kierunku wylotu.
• Bęben odwadniający i bęben odwadniający do flary: Bęben odwadniający, lub KOD, to prosty separator, którego zadaniem jest ochrona, a nie odzysk produktu. Znajduje się przed sprężarką, aby usuwać zrzuty, które uszkodziłyby wirniki lub zawory, przed piecem, aby zapobiec płomieniowaniu i koksowaniu od kropelek cieczy, oraz przed flarą, aby usunąć ciecz, która w przeciwnym razie spaliłaby się jako niebezpieczny deszcz cieczy. Bębny odwadniające do flary są wymiarowane pod kątem awaryjnego przypadku ulgi, a nie normalnego przepływu, a podstawą wymiarowania jest zazwyczaj maksymalna kropelka cieczy, która nie zostanie przeniesiona do końcówki flary, często 300-600 mikrometrów, zamiast drobnego cięcia używanego w separatorach procesowych. Są one zazwyczaj suche przez większość czasu i muszą zawierać pompę lub ejektor do usuwania zgromadzonej cieczy po zdarzeniu ulgi.
• Separator trójfazowy i bęben refluksowy: Separator trójfazowy rozdziela parę, lekki węglowodór ciekły i wolną wodę, używając przegrody przelewowej do utrzymania warstwy węglowodoru i kontrolera poziomu interfejsu do zarządzania wodą. Wymiarowanie wymaga sprawdzenia dwóch kryteriów niezależnie: przepustowości gazu z równania Soudersa-Browna i czasu retencji cieczy potrzebnego do opadnięcia kropelek wody przez warstwę węglowodoru, zazwyczaj 5-10 minut, przy użyciu prawa Stokesa z rozmiarem kropelki wody w oleju. Bęben refluksowy na kolumnie destylacyjnej jest prostszym przypadkiem dwufazowym, ale musi być wymiarowany zarówno dla normalnego refluksu i przepływu destylatu, jak i dla przejściowego stanu spowodowanego zakłóceniem kolumny, z wystarczającą retencją, aby operator miał 3-5 minut na reakcję, zanim pompa refluksowa straci ssanie lub bęben zaleje linię górną.

Macierz porównania konfiguracji separatorów petrochemicznych

Często zadawane pytania (FAQ)

P: Co to jest współczynnik K i jak go wybrać?

O: Współczynnik K kondensuje limit prędkości pary Soudersa-Browna do jednej stałej empirycznej, v_max = K x sqrt((rho_L - rho_V) / rho_V), gdzie v jest w m/s. Odzwierciedla on łączny wpływ orientacji naczynia, urządzenia wlotowego i eliminatora mgły na maksymalną prędkość pary, przy której ciecz nie jest już przenoszona. Typowe wartości to 0,10-0,15 m/s dla naczynia pionowego z wkładem siatkowym, 0,15-0,25 m/s z pakietem łopatkowym, 0,25-0,35 m/s z cyklonem osiowym i 0,10-0,25 m/s dla naczynia poziomego, w zależności od stosunku długości do średnicy. Wybieraj konserwatywnie dla pracy z pienieniem lub zanieczyszczeniami, dla naczyń ze słabymi urządzeniami wlotowymi i tam, gdzie sprzęt po stronie odpływu jest wrażliwy na jakąkolwiek ciecz, taką jak sprężarka odśrodkowa lub piec reformujący.

P: Co powoduje przenoszenie cieczy w separatorze?

O: Dominują pięć przyczyn. Prędkość gazu powyżej limitu Soudersa-Browna, zazwyczaj wynik projektu modernizacji, który zwiększył przepustowość bez ponownego przeliczenia naczynia. Zalany lub uszkodzony eliminator mgły, albo z powodu zanieczyszczenia siatki przez ciała stałe i polimery, albo z powodu obciążenia cieczą powyżej jego pojemności. Awaria kontrolera poziomu lub nadajnika poziomu zablokowanego przez wosk, osad lub koks, tak że poziom cieczy podnosi się do przestrzeni gazowej. Pienienie, gdzie środki powierzchniowo czynne, produkty degradacji amin lub skondensowane węglowodory stabilizują warstwę piany, której naczynie nie jest w stanie rozbić i która jest zasysana bezpośrednio do wylotu gazu. I zła konstrukcja wlotu, gdzie strumień wlotowy ponownie rozpyla ciecz i tworzy kropelki znacznie poniżej projektowego rozmiaru cięcia.

P: Jak wymiaruje się separator trójfazowy?

O: Oba niezależne kryteria muszą być spełnione, a większe naczynie decyduje. Po pierwsze, przepustowość gazu: zastosuj równanie Soudersa-Browna z odpowiednim współczynnikiem K, aby znaleźć minimalną średnicę lub efektywną powierzchnię gazową. Po drugie, retencja cieczy: dla fazy węglowodorowej zapewnij wystarczająco dużo czasu, aby kropelki wody, zazwyczaj o wielkości 100-300 mikrometrów, opadły przez warstwę oleju do interfejsu, co zazwyczaj oznacza 5-10 minut retencji i określa długość naczynia lub średnicę płaszcza. Sprawdź również, czy pasmo kontroli interfejsu jest wystarczająco szerokie do pracy, zazwyczaj 150-300 mm, i czy zasobnik lub nogawka wodna jest wymiarowana pod kątem oczekiwanego przepływu wody plus margines na zrzuty. Na koniec zweryfikuj zakres pracy: przy 30% przepływu projektowego prędkości spadają, a separacja się poprawia, ale kontrola poziomu i integralność przegrody przelewowej muszą nadal być zachowane.

P: Jakie materiały i kody mają zastosowanie do separatorów petrochemicznych?

O: Większość separatorów jest budowana zgodnie z ASME VIII Division 1 z oznaczeniem U, lub z lokalnym odpowiednikiem, takim jak PED 2014/68/UE z oznaczeniem CE dla usług europejskich. Stal węglowa, taka jak SA-516 Grade 70, jest standardem dla niekorozyjnych zastosowań węglowodorowych; stal nierdzewna 316L lub duplex jest używana tam, gdzie obecne są chlorki. Tam, gdzie strumień zawiera siarkowodór, NACE MR0175 / ISO 15156 określa twardość materiału i obróbkę cieplną, aby zapobiec pękaniu naprężeniowym pod wpływem siarkowodoru, a w wilgotnym serwisie H2S stal jest często testowana pod kątem HIC i poddawana obróbce cieplnej po spawaniu do poniżej 200 HV. Praca w wysokiej temperaturze z wodorem wymaga sprawdzenia krzywej Nelsona API 941 pod kątem ataku wodoru w wysokiej temperaturze i może wymusić zastosowanie stopu chromowo-molibdenowego, takiego jak 1,25Cr-0,5Mo lub 2,25Cr-1Mo. Tam, gdzie naczynie oddziela wodę produkcyjną z chlorkami i CO2, zwykle stosuje się dodatek na korozję w wysokości 3-6 mm plus wewnętrzną powłokę lub okładzinę ze stopu odpornego na korozję.