Расчет конденсатора-холодильника ХВ-1 блока ректификации на атмосферно-трубчатой установке

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Извлекаемые запасы углеводородного сырья в Казахстане составляют в порядке 30 млрд. баррелей, или 4 млрд. тонн нефти и около 3 трлн. куб.м. газа. По запасам нефти Казахстан опережает многие нефтедобывающие страны. В республике имеется 172 нефтяных, 42 конденсатных и 94 газовых месторождения с разведанными извлекаемыми запасами нефти и конденсата - 2,8 млрд. тонн, газа - 1,9 трлн. куб. метров.

Прогнозные запасы нефти только по месторождениям, расположенным в Казахстанском секторе Каспийского моря, составляют более 124,3 млрд. баррелей, или 17 млрд. тонн. По месторождению Кашаган прогнозные геологические запасы природного газа составляют около 3 трлн. куб.м., извлекаемые - около 1 трлн. куб.м.

На начало 2006 года общая добыча нефти с газоконденсатом составила 61,4 млн. тонн. При этом по объемам добычи лидируют три компании - ТОО «Тенгизшевройл» - 13,56 млн. тонн нефти, ТОО «Карачаганак Петролеум Оперейтинг» - 10,32 млн. тонн и АО «НК КазМунайГаз» - 9,39 млн. тонн.

В ближайшие годы прогнозируется существенный рост объемов добычи нефти и к 2010 году она может возрасти до 118 млн. тонн, а к 2015 году 180 млн. тонн. Общая добыча и производство газа составит к этому времени 40-45 млрд. куб. метров.

В обозримой перспективе, стратегическое значение для развития нефтегазовой отрасли Казахстана имеет планомерное освоение месторождений углеводородного сырья северного Каспия. Принята государственная программа освоения казахстанского сектора Каспийского моря. Завершен первый этап реализации госпрограммы, рассчитанный на 2003-2005 годы, и начата реализация второго этапа на 2006-2010 годы, нацеленного на ускоренное освоение месторождений углеводородов.

Наиболее крупными компаниями - недропользователями в этом секторе являются ТОО «Тенгизшевройл», консорциумы компаний, которые ведут разведку и добычу углеводородного сырья на месторождении Карачаганак и в казахстанском секторе Каспийского моря (Аджип КСО), ОАО «СНПС - АктобеМунайГаз», АО «РД КазМунайГаз», АООТ «МангыстауМунайГаз», АО «КаражанбасМунай».

В настоящее время по углеводородному сырью зарегистрировано 224 контракта. Для проведения нефтяных операций в казахстанском секторе Каспийского моря подписаны контракты на участки Тюб-Караган, Аташ, Курмангазы. Продолжаются переговоры по заключению контрактов на участки «Н» и «Жамбыл».

Важной составляющей динамичного развития нефтегазовой отрасли Казахстана является транспортировка углеводородов на внешние рынки.

Стратегия Казахстана по транспортировке нефти основана на много векторности направлений. Взаимодействие в вопросах транспортировки углеводородов имеет огромное значение для укрепления энергетической безопасности страны, а также удовлетворения интересов существующих и потенциальных потребителей нашего углеводородного сырья.

В 2004 году на экспорт было транспортировано 52,6 млн. тонн нефти, в том числе по нефтепроводу «Атырау-Самара» - 15 млн. тонн, по КТК - 22,1 млн. тонн, через порт Актау - до 10 млн. тонн и остальное - железнодорожным транспортом.

Учитывая планируемый рост добычи нефти, в настоящее время прорабатывается вопрос поэтапного расширения нефтепроводов «Узень-Атырау-Самара» до 25 млн. тонн и КТК до проектного объема 67 млн. тонн нефти в год, а также увеличения мощностей портов Казахстана в Каспийском море к 2010 году до 45,8 млн. тонн нефти в год.

Реализация проекта строительства нефтепровода «Атасу-Алашанькоу» протяженностью 963 км, может принести Казахстану как стратегические, так и очевидные экономические выгоды: инвестиции в экономику республики составляет более 700 млн. долларов США, в строительстве принимали участие более 4500 человек, а сам нефтепровод обеспечит работой около 500 человек. Пропускная способность на первом этапе составляет около 10 млн. тонн нефти в год с последующим увеличением до 20 млн. тонн.

В соответствии с договором с 2009-2010 года Казахстан начнет экспорт своей нефти из месторождения Кашаган по основному экспортному трубопроводу «Баку-Тбилиси-Джейхан». Казахстан первоначально будет экспортировать по БТД нефть в объеме 10 млн. тонн с последующим ростом до 25 млн. тонн в год.

В настоящее время республика Казахстан является одной из крупнейших держав мира по запасам и добыче углеводородного сырья. Площадь перспективных нефтегазоносных районов более 1,5 млн. км², что составляет более 62% всей территории. При этом на долю южного региона приходится около 300 млн. тонн запасов нефти и более 100 млрд. м³ газа.

В перспективе южный нефтегазоносный регион, к которому относится Кумкольское месторождение. Он будет одним из крупнейших производителей сырой нефти, природного и попутного газа. Таким образом, в республике имеются все предпосылки для создания собственной нефтехимической промышленности с использованием для этого глубокой переработки углеводородного сырья, позволяющей получать широкий ассортимент нефтехимических продуктов.

Министерством энергетики и минеральных ресурсов страны разработана «Концепция развития нефтехимической и химической отраслей промышленности Республики Казахстан до 2015 года». Концепция рассматривает два основных этапа развития нефтехимической отрасли промышленности:

2002-2004 гг. - восстановление производственной деятельности существующих предприятий нефтехимической промышленности путем обеспечения их сжиженным газом и газовым конденсатом;

2004-2015 гг. - модернизация нефтехимической промышленности в целом с использованием новых достижений передовых технологий мировой науки.

Решением правительственной комиссии по проведению конкурса инвестиционных программ (протокол №2 от 05.06.2000 г.) ЗАО «КазТрансГаз» представлено право недропользования на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья и азотно-гелиевого газа на месторождениях Северный Ушарал, Ушарал-Кемпиртобе и блоках ХХХIII-48, -49, XXXIV-49, -50, -51, XXXV-50 в Мойынкумском и Таласском районах Жамбылской области, включая Амангельдинское газоконденсатное месторождение.

Амангельдинское месторождение открыто в 1975 году. Структура, к которой приурочено месторождение, представляет собой приразломную складку северо-восточного простирания. Разлом ограничивает структуру с востока и юго-востока.

Для успешной реализации «Концепции развития нефтехимической и химической отраслей промышленности Республики Казахстан до 2015 года» необходимо интегрировать потенциал ученых и имеющиеся производственные мощности, а также их модернизацию. В этом направлении для обеспечения внутреннего и внешнего миров высококачественными продуктами определенная работа проводится учеными кафедры технологии нефти, газа и полимеров Южно-Казахстанского государственного университета им. М. Ауэзова. Здесь на протяжении 40 лет известными научными школами в области нефтепереработки, производства и переработки полимеров ведутся исследования по разработке новых технологий переработки углеводородного сырья, получения композиционных материалов с заданными свойствами. Университет имеет необходимую инфраструктуру и кадровый потенциал для решения проблем в области нефтехимии.

Основными этапами реализации Концепции являются стабилизация производственной деятельности, технологическое перевооружение предприятий нефтехимической отрасли, в том числе резинотехнической, шинной, синтетических моющих средств (СМС), химических волокон, полимерной отраслей.

На первом этапе необходимо провести модернизацию и техническое перевооружение действующего предприятия ОАО «Интеркомшина» с целью выпуска уже в ближайшее время конкурентоспособной продукции. Сюда относятся работы по внедрению разработанных технологий изготовления рецептур шинных резин с использованием ингредиентов полифункционального действия на основе местного сырья. При этом эффективно могут быть использованы цеолиты Чанканайского, шугиты Коксуйского, воллатониты Верхнебадамского месторождений. Кроме того, ценными добавками в качестве ингредиентных составляющих могут быть поверхностно-активные вещества на основе отходов химических волокон, а также пластификаторы на основе продуктов окисления жидких парафинов нефтей.

В настоящее время ОАО «Интеркомшина», как и другие предприятия нефтехимической отрасли, простаивает из-за хронического дефицита ингредиентов резиновой смеси и других материалов.

Для стабильной работы предприятий нефтехимической промышленности необходимо обеспечить их собственной сырьевой базой и создать благоприятные условия для привлечения иностранного капитала. Для производства шин и других резиновых изделий используются каучуки, ингредиенты разного назначения, латексы, регенераторы, армирующие материалы.

Эти материалы составляют до 70% себестоимости готовой продукции. В связи с этим проблемам обеспечения отечественной резиновой промышленности сырьем и материалами необходимо уделить особое внимание.

Республика располагает мощной сырьевой базой для получения углеводородных мономеров для синтеза каучуков и других компонентов резин. При этом каучук является основным сырьем для изготовления резин. Различные мономеры и полимеры для производства каучуков общего и специального назначения могут быть получены путем химической переработки алканов, алкенов, ароматических и нафтеновых углеводородов.

Исходя из реальной ситуации, сложившейся в республике с сырьем и материалами, для резиновой промышленности наиболее перспективным является вовлечение в производство вторичных ресурсов. Большую часть отходов резиновой промышленности составляют изношенные шины.

Число автомобильных шин, не пригодных для дальнейшей эксплуатации, достигает 1,5 млрд. шт. в год.

Изношенные шины и другие резиновые изделия являются ценным вторичным сырьем, в котором наряду с углеводородами каучука содержатся усилители и ценные армирующие материалы (текстиль, металл). Резиновые изделия ко времени выхода из эксплуатации претерпевают незначительные структурные изменения благодаря содержанию в составе противостарителей физического действия. Эти ингредиенты удерживают процесс окисления резин на стадии индукционного периода и препятствуют переходу в автокаталитическую фазу.

Увеличение количества полимерных отходов, как на юге, так и во всех регионах Казахстана создает проблемы экономического и экологического характера. Складирование и захоронение полимерных отходов приводит к потере ценного сырья, что экономически невыгодно.

При длительном хранении полимерных материалов из них могут выделяться вещества, приводящие к нарушению экологического равновесия.

Несмотря на очевидную важность проблемы переработки и использования изношенных шин и других отходов резинового производства, решение ее существенно тормозится отсутствием в Казахстане систематических исследований в этой области, обоснованных технологических разработок.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Теоретические основы технологического процесса

Первичная перегонка нефти осуществляется на трубчатых установках, работающих при атмосферном давлении (установки АТ). Из нефти выделяют так называемые светлые нефтепродукты: бензиновую, керосиновую, дизельную (газойлевую) фракции. Остатком от перегонки нефти при атмосферном давлении является мазут (продукт с температурой начала кипения 300-350⁰С). В тех случаях, когда на заводе требуется получить максимальное количество котельного топлива, ограничиваются перегонкой при атмосферном давлении.

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов, и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно- вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ - AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д.

Диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти широк - от 0,5 до 8 млн. т нефти в год. До 1950 г. максимальная мощность наиболее распространенных установок AT и АВТ составляла 500-600 тыс.т/год. В 1950-60-х гг. проектировались и строились установки мощностью 1; 1,5; 2 и 3 млн т/год нефти. В 1967 г. ввели в эксплуатацию высокопроизводительную установку АВТ мощностью 6 млн т/год. Преимущества установок большой единичной мощности очевидны: высокая производительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнению с установками малой производительности.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании AT и АВТ (или ЭЛОУ - AT и ЭЛОУ -АВТ) с другими технологическими процессами, такими, как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т.д.

Надо отметить, что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2 - 2,5 раза и более по сравнению с проектной.

Поскольку в эксплуатации находятся AT и АВТ довоенного и последующих поколений, отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинаковой производительности ректификационные колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по-разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологические схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки нефти.

Первоначально на АНПЗ установка АТ была запроектирована фирмой «Баджер» (США) и пущена в эксплуатацию в ноябре 1945 г., как комбинированная с блоком термического крекинга.

В 1970 году в целях улучшения подготовки переработываемых нефтей и ловушечного продукта, дополнительно к имеющейся мощности по обессоливанию «Петрико» введен в эксплуатацию блок ЭЛОУ-10/6. Проектирование этого объекта было выполнено институтом КазНИИнефть. Новые мощности по электрообес-соливанию в двух сферических электродегидраторах Э-1 и Э-2, объемом по 600 м³ каждый, способствовали улучшению качества подготовки нефти, а также увеличению производительности на блоке прямой гонки.

В 1986 г. были смонтированы и пущены в эксплуатацию для дополнительного обессоливания два горизонтальных электродегидратора типа 2ЭГ-160.

В 1986 г. из-за большого физического и морального износа, в основном насосно-печного оборудования, блок термического крекинга был выведен из эксплуатации.

В 2005 г. была произведена реконструкция установки для приема в переработку лёгкой Тенгизкой нефти наряду с Мангышлакской и Мартышинской нефтью. После проведённой реконструкции установка рассчитана на переработку от 1,8 - 2,0 млн. тонн сырой нефти в год.

Секция АТ - предназначена для разделения обессоленной и обезвоженной нефти на отдельные фракции, путем ее нагревания, испарения, фракционирования и конденсации паров дистиллятов.

На установке АТ-2 получают из обессоленной нефти следующую продукцию:

компонент автобензина (фр. НК-205^оС);

сырье для установки каталитического риформинга (фр. НК-180^оС);

компонент дизельного топлива (фр. 180-360^оС);

мазут (фр. выше 360^оС);

углеводородный газ (С₁ - С₄).

Производственные технологические схемы газореагентного хозяйства (ГРХ) базируются в основном на оборудовании, выведенных из эксплуатации газофракционирующей установки и установки сернокислотного алкилирования.

Блок газореагентного хозяйства предназначен для следующих целей:

- сбор, компаундирование и упорядоченная раздача топливных газов на

ЭЛОУ АТ- 2 и ТЭЦ завода;

- слив, хранение, приготовление растворов едкого натра необходимых

концентраций и раздача приготовленных растворов на технологические

установки завода.

В производственный объект входят:

- блок распределения топливных газов (проект фирмы «Баджер», США, 1945г.);

- блок слива, хранения и раздачи натра едкого на технологические установки завода (проект фирмы «Баджер», США, 1945г).

Для обеспечения высокоэффективных показателей работы установок по переработке нефти на них необходимо подавать нефть с содержанием солей не более 4 мг/л и воды 0,1 %. Поэтому получаемую с промыслов нефть подвергают доочистке на нефтеперерабатывающих заводах. Необходимость такой тщательной подготовки нефти к переработке диктуется следующими обстоятельствами. Наличие в нефти воды приводит к резкому снижению производительности установок, повышенному расходу энергии для её испарения и конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Наличие солей и механических примесей вызывает эррозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Кроме того, наличие в нефти растворённых солей вызывает коррозию аппаратуры и оборудования из-за образования соляной кислоты, которая выделяется в свободном состоянии при гидролизе некоторых хлористых солей, особенно хлористого магния:

MgCl₂ + H₂O = MgOHCl + HCl

Коррозия бензиновых конденсаторов и холодильников усиливается при переработке сернистых солей, особенно в присутствии водяных паров. Вначале в присутствии влаги образуется сернистое железо в виде защитной плёнки:

Fe + H₂ S = FeS + H₂ ,

а затем, в присутствии соляной кислоты оно превращается в хлорное железо:

FeS + 2HCl = FeCl₂ + H₂ S,

которое растворяется в воде, оголяя слой железа, вступает в реакцию с сероводородом и т.д.

1.2 Описание технологической схемы установки

Подготовленная обессоленная и обезвоженная нефть с ЭЛОУ-10/6 направляется через теплообменники подогрева нефти Т-21, Т-22, Т-23, Т-24, где нагревается за счёт тепла потока КГФ, далее проходит через теплообменники Т-25, Т-26, Т-41, Т-42 где нагревается за счёт тепла мазута.

Подогретая до температуры 130-165^оС обессоленная и обезвоженная нефть на входе на установку разделяется на три потока:

- I поток нефти проходит через теплообменники Т-13, Т-14, Т-15, (где нагревается за счёт тепла I циркуляционного орошения ЦО, при переработке тяжёлых нефтей), далее проходит через теплообменник Т-16, где нагревается за счёт тепла мазута;

- II поток нефти проходит через теплообменники Т-27/1, Т-27/2, Т-28/1, Т-28/2, где нагревается за счёт тепла II-ЦО, и теплообменники Т-29, Т-30, где нагревается за счёт тепла мазута. На II потоке существует схема подогрева нефти в теплообменнике Т-30 за счёт тепла II-ЦО. Данная схема используется при переработке нефти Тенгизского месторождения.

- III поток нефти проходит через теплообменники Т-31, Т-32, Т-33, Т-34, Т-35, Т-37, где нагревается за счёт тепла мазута.

Температура подогрева нефти контролируется на щите в операторной поз.41-ТIО-114, 115,116. Расход нефти по потокам контролируется приборами поз.41-FI- 430, 431, 432.

Также имеется возможность подачи 2-3% щелочного раствора на вход теплообменника Т-21 от ДН-6, ДН-7, (для снижения рН дренажной воды в К-1). Подогретая до температуры 160-220^оС нефть, (в зависимости от перерабатываемой нефти) объединяется и одним потоком поступает на 22-ю тарелку эвапоратора К-1. Эвапоратор К-1 оборудован 29-ю тарелками колпачкового типа.

В эвапораторе К-1 из нефти выделяется газ и часть бензина. В линию острого орошения К-1 для снижения коррозии шлёмовой линии и верха К-1 подаётся ингибитор коррозии «Додиген-481».

Пары бензина и газ по шлёмовой линии поступают в холодильники-конденсаторы воздушного охлаждения ХВО-6, ХВО-7, ХВО-10, далее в доохладители Х-3, Х-4, где охлаждаются до температуры ниже 40-45^оС (поз.41-ТIO-230) и поступают в газоводосепаратор Е-1, где происходит разделение на газ, бензин и воду.



Рисунок 1. Технологическая схема атмосферной перегонки нефти

конденсатор холодильник перегонка нефть

Газ через клапан регулятор давления поз. 41-РIC-231 направляется в газоотделитель А-5, где происходит конденсация лёгких фракций бензина за счёт падения давления. Далее газ проходит через теплообменник Т-38, где подогревается до температуры 65-75^оС за счёт тепла отходящего пара с обогрева приборов КИПиА печи П-1 и направляется на печи П-1 и П-2 как топливный газ.

Конденсат лёгких фракций бензина по мере накопления в газоотделителе А-5 откачивается поршневыми насосами Р1-1 и Р1-1а в линию бензинов с установки.

Уровень конденсата в А-5 контролируется прибором поз.41-LI- 628, выведенный на дисплей монитора в операторную АТ. Отстоенная в газоводосепараторе Е-1 вода через клапан регулятор уровня поз. 1 на первоначальной стадии пуска сбрасывается в канализацию, но после введения в эксплуатацию секции очистки сернистых вод (установка производства серы), вода с Е-1, через клапан регулятор 41-LY-907 направляется в Е-102, откуда забирается насосами Н-102а, и Н-102в и перекачивается на установку очистки сернистых вод.

Сконденсированная бензиновая фракция из Е-1 насосами Н-28, Н-28а подаётся на острое орошение колонны К-1 для регулирования температурного режима верха колонны. Избыток бензина через клапан регулятор уровня Е-1 поз. 41-LIC-627 откачивается с установки.

Параметры работы эвапоратора К-1 контролируются следующими приборами:

давление верха - поз.41-PI- 245;

давление низа - поз.41-PI- 246;

уровень низа - поз. 41-LIC- 611;

поз. 41-LI- 611А (шаровый уровень)

температура низа - поз.41-TI- 3605;

температура верха - поз. 41-TIC-27, клапан которого находится на линии острого орошения К-1.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 насосами Н-9, Н-10 прокачивается через теплообменники Т-39 и Т-40, где нефть нагревается за счёт 2-го Ц.О. и мазута соответственно, а далее прокачивается через печи подогрева нефти П-1, П-2. Давление на линии нагнетания насосов Н-9, Н-10 контролируется на дисплее монитора в операторной приборами поз.41-PIC- 257, 258.

В четырёхпоточных шестипролётных вертикальных печах П-1, П-2, оборудованных 18-ю форсунками марки ГДК-2,5 каждая, нефть проходит 4-мя потоками конвекционную зону, затем каждый поток проходит боковой экран, потолочный (радиантная зона) и поступает в трансферную линию.

Расходы потоков регулируются на дисплее монитора в операторной:

печь П-1 - поз. 41-FIC- 53а, 54а, 55а, 56а;

печь П-2 - поз. 41-FIC- 437б, 438б, 439б, 440б,

Температура нефти контролируется на выходе из печи П-1 поз.41-TI- 1101, 1102, 1103, 1104 и из печи П-2 поз.41-TI- 4509, 4510, 4511, 4512 по потокам, регулируется температура нефти на выходе из П-1 поз.41-TIC- 15а, из П-2 поз.41-TIC- 44.

Нагретая до температуры 360-385^оС нефть в парожидкостной фазе поступает в ректификационную колонну К-2 на 6-ю тарелку.

В ректификационной колонне К-2, во время реконструкции была произведена замена существующих клапанных тарелок, с 7-ой по 30-ую, а также работы по преобвязке потоков. Колонна К-2 предназначена для разделения нефти на фракции за счёт различного температурного режима на уровнях колонны.

Чёткость ректификации достигается тем, что пары углеводородов постоянно барботируют через слой жидкости (флегма) на каждой тарелке, при этом более тяжёлые углеводороды по мере подъёма парового потока, и следовательно понижения температуры конденсируются в слой жидкости на тарелках.

С другой стороны более лёгкие углеводороды, растворённые во флегме, испаряются в паровую фазу. В данном случае испарение увеличивается за счёт барботажа и, следовательно, увеличения поверхности массообмена.

С верха К-2 пары бензина, газ и водяной пар по шлёмовой линии направляются в конденсаторы воздушного охлаждения ХВО-1, ХВО-2, ХВО-3, а затем в доохладители Х-1, Х-2, откуда направляются в газоводосепаратор Е-2, где происходит разделение на газ, бензин и воду. Схемой предусмотрено подключение совместно с доохладителями Х-1, Х-2 доохладителей Х-3, Х-4. В данном случае газо-бензино-водяная смесь после ХВО-6, ХВО-7, ХВО-10 направляется по байпасу в ёмкость Е-1.

Газ из газоводосепаратора Е-2 через регулятор давления поз. 41-PIC-232 поступает в А-5, откуда газовый конденсат по мере накопления откачивается насосами Р1-1, Р1-1а в линию бензина, а газ направляется в топливную сеть через теплообменник Т-38. Схемой предусмотрен сброс газа на факельную установку.

Уровень бензина в газоводосепараторе Е-2 регулируется клапаном регулятором поз. 41-LIC-626, находящимся на линии откачки бензина колонны К-2. Расход откачки бензина колонны К-2 контролируется прибором поз.41-FI- 404.

Температура верха колонны К-2 регулируется прибором поз. 41-TIC-28, клапан которого находится на линии острого орошения. Давление верха колонны К-2 контролируется на дисплее монитора в операторной АТ, прибором поз.41-PI-247, давление низа - прибором поз.41-PI-248.

В шлемовую линию колонны К-2 для снижения коррозии подаётся ингибитор коррозии «Додиген-481» совместно с нейтрализующим амином «Додикор-1830».

Для улучшения отпарки лёгких фракций в куб колонны К-2 подаётся острый пар, который предварительно нагревается в печи П-1. Расход пара регулируется регулятором расхода поз. 41-FIC- 428.

Керосино-газойлевая фракция (КГФ) отводится из К-2 в стриппинг-колонну К-5 с аккумулятора 26-й тарелки, совместно с 1-м циркуляционным орошением, где разделяется на два потока один из которых направляется на приём Н-6, (6а), а второй в колонну К-5.

Керосино-газойлевая фракция (КГФ) отводится из К-2 в стриппинг-колонну К-7 с аккумулятора 20-й тарелки, совместно со 2-м циркуляционным орошением, где разделяется на два потока один из которых направляется на приём Н-6б, (6в), а второй в колонну К-7.

Стриппинг К-5 оборудован 10-ю ситчатыми тарелками, К-7 - 10-ю S-образными тарелками.

Уровень в К-5 и К-7 регулируется на дисплее монитора в операторной АТ приборами поз.41-LIC- 623, 614 соответственно, клапана которых установлены на линиях откачки КГФ. Температура перетоков регистрируется приборами поз. 41-TIC-29 и 41-TIC-30, соответственно.

Для отпарки лёгких бензиновых фракций в низ стриппинг-колонн подаётся острый пар. Схемой предусмотрена отпарка лёгких фракций углеводородов в К-5 за счёт подачи более нагретой КГФ из перетока К-2 в К-7 (горячая струя). Расход горячей струи контролируется на щите прибором поз.41-FI- 20.

Из стриппинга К-5 КГФ с температурой 200-280^оС поступает на приём насосов Н-26,26а. Из К-7 КГФ с температурой 280-350^оС поступает на приём насосов Н-27,27а. Далее керосино-газойлевая фракция от насосов Н-26,26а, Н-27,27а объединяется в один поток и прокачивается через теплообменники Т-21, Т-22, Т-23, Т-24, затем теплообменники Т-5, Т-6, Т-7 где отдаёт тепло сырой нефти. После этого КГФ проходит холодильник воздушного охлаждения ХВ-8 и далее поступает холодильники Х-6 и Х-7, где охлаждается за счет подачи в межтрубное пространство холодильника, циркулирующей воды с градирни, и с температурой 30-45^оС направляется на выход с установки.

Поддержка температурного режима колонны К-2 осуществляется двумя циркуляционными орошениями:

- I-ЦО забирается, как было описано выше с аккумулятора 26-й тарелки (совместно с КГФ в К-5), насосами Н-6, Н-6а, прокачивается одним потоком через теплообменники Т-13, Т-14, Т-15, где отдаёт тепло нефти, а вторым потоком проходит через теплообменники Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, которые могут работать параллельно как для охлаждения мазута, так и для охлаждения 1-го Ц.О. и возвращается непосредственно перед колонной К-2, в линию основного потока 1-го Ц.О. на 30-ю тарелку. Расход I-ЦО контролируется на дисплее монитора в операторной АТ прибором поз. 41-FI-425. Температура возврата I-ЦО в колонну К-2 контролируется на дисплее монитора в операторной АТ прибором поз.41-TI- 35 04.

II-ЦО забирается как было описано выше с аккумулятора 20-й тарелки (совместно с КГФ в К-7), насосами Н-6б, Н-6в, прокачивается одним потоком через теплообменники Т-27/1, Т-27/2, Т-28/1, Т-28/2 и далее до К-2, а вторым потоком через Т-39, где отдает тепло нефти, направляется на К-2, объеденяется с первым потоком и вводится двумя потоками на 24-ю тарелку. Расход II-Ц.О. контролируется на дисплее монитора в операторной АТ прибором поз. 41-FI-426. Температура возврата 2-го Ц.О. в колонну К-2 контролируется прибором поз.41-TI-3502. Пары из стриппингов К-5, К-7 возвращаются в колонну К-2 под 30-ю и 28-ю тарелки соответственно.

Уровень низа колонны К-2 регулируется прибором поз. 41- LIC- 612, поз. 41- LI- 612 А (шаровый уровень).

Из кубовой части колонны К-2 мазут с температурой 350-360^оС насосами Н-4, 4в, 4г прокачивается через теплообменник Т-40, где отдаёт тепло нефти, и далее до теплообменников подогрева нефти I-го (Т-16), II-го (Т-29, Т-30), III-го (Т-31, Т-32, Т-33, Т-34, Т-35, Т-37) потоков, далее, объединившись в один поток, мазут направляется в теплообменники Т-25, Т-26, Т-41, Т-42 где отдаёт тепло нефти. После чего мазут проходит через концевой погружной холодильник Х-15 и с температурой 90-95^оС направляется в резервуары.

Для обеспечения максимального отбора светлых нефтепродуктов и обеспечения соответствующим сырьём (фр. К.К.-350^оС) дизельной секции установки КУ ГБД в зимнее время при работе реактора депарафинизации, введена схема раздельного вывода керосиногазойлевой фракции (КГФ) колонны К-5 в резервуары 2А и 2В промежуточного резервуарного парка №94, а КГФ колонны К-7 в резервуары парка цеха №4.

В этом случае КГФ колонны К-7 от насосных агрегатов Н-27, Н-27А с температурой 300-310^оС направляется по отдельному трубопроводу через межтрубное пространство теплообменников Т-7, Т-6 и Т-5, где отдаёт тепло сырой нефти поступающей в электродегидраторы Э-1,2. После теплообменников Т-7,6,5 керосиногазойлевая фракция поступает в холодильник воздушного охлаждения ХВ-8/2, ХВ-8/1 состоящий из 5-х секций и далее поступает холодильник водяного охлаждения Х-6, где охлаждается за счет подачи в межтрубное пространство холодильника, циркулирующей воды от градирни оборотного водоснабжения. После холодильника водяного охлаждения Х-6 с температурой 40-50^оС направляется в резервуары цеха №4. Керосиногазойлевая фракция колонны К-5 от насосных агрегатов Н-26, Н-26А с температурой 240-280^оС по отдельному трубопроводу направляется через межтрубное пространство теплообменников Т-24Т-21, где отдаёт тепло обессоленной и обезвоженной нефти поступающей с ЭЛОУ, затем проходит воздушный холодильник ХВ-8/3, (состоящие из 4-ти секций каждый) и поступает в холодильник водяного охлаждения Х-7, где охлаждается за счёт подачи в межтрубное пространство холодильника, циркулирующей воды с градирни оборотного водоснабжения и с температурой 40-55^оС направляется в резервуары 2А и 2В резервуарного парка №94. Из резервуаров 2А и 2В резервуарного парка №94 КГФ в качестве сырья поступает на дизельную секцию установки КУ ГБД.

1.3 Устройство, принцип работы основного аппарата

Теплообмен между двумя потоками, при этом один из них нагревается, а другой охлаждается. Поэтому вне зависимости от того, что является целевым назначением аппарата: нагрев или охлаждение, их называют теплообменными аппаратами. Применительно к нефтегазоперерабатывающей промышленности теплообменные аппараты классифицируются по способу передачи тепла и назначению.

На атмосферно-трубчатой установке с верха колонны К-2 пары бензина, газа и водяной пар по шлемовой линии направляются в конденсатор воздушного охлаждения ХВ-1, ХВ-2, доохладители Х-1, Х-2, откуда направляются в газосепаратор Е-2, где происходит разделение на газ, бензин и воду.

Холодильники и конденсаторы, предназначенные для охлаждения потока или конденсации паров с использованием специального охлаждающего агента (вода, воздух, испаряющийся аммиак, пропан и др.). Охлаждение и конденсация в этих аппаратах являются целевыми процессами, а нагрев охлаждающего агента побочным. К таким аппаратам относятся холодильники и конденсаторы любой нефтегазоперерабатывающей установки, предназначенные для охлаждения и конденсации получаемых продуктов.

При регенерации тепла того или иного продукта его окончательное охлаждение до температуры, требуемой для безопасного транспорта и хранения, обычно завершается в холодильниках. Оросительные аппараты. Аппараты этого типа применяются в качестве холодильников и конденсаторов. Они представляют собой змеевик, состоящий из соединенных двойниками труб, которые расположены горизонтальными и вертикальными рядами. Чаще всего это коллекторные змеевики. В верхней части аппарата имеется распределительное приспособление для орошения наружной поверхности змеевиков водой. Подобное распределительное устройство выполняется в виде либо желобов, либо специальных распылителей. Вследствие высокого значения скрытой теплоты испарения воды даже незначительное ее испарение сопровождается отводом большого количества тепла.

Опыт работы оросительных конденсаторов и холодильников показывает, что около 50% тепла отводится испаряющейся водой. Таким образом, в оросительном холодильнике и конденсаторе расход воды примерно в 2 раза меньше, чем в обычном водяном холодильнике.

К недостаткам таких аппаратов относятся их громоздкость, интенсивная коррозия наружной поверхности труб вследствие воздействия кислорода воздуха и отложение накипи на поверхности труб, особенно усиливающееся при высокой температуре охлаждаемого потока, трудность эксплуатации в зимних условиях.

1.4 Техника безопасности при обслуживании оборудования

Меры безопасности при эксплуатации производства.

Систематически вести контроль за:

состоянием труб змеевиков печей;

системами пожаротушения; проверку работоспособности систем пожаротушения проводить не реже одного раза за вахту;

бесперебойной работой вентиляционных систем, подающих воздух, приточно-вытяжной вентиляции производственных помещений;

качеством воздушной среды в производственных помещениях;

механическим состоянием схем защитного заземления, трубопроводов, корпусов электродвигателей и пусковых устройств, аппаратов;

качественной и бесперебойной работой систем контроля и автоматики, схем аварийной сигнализации и блокировочной защиты;

Проверку сопротивления защитного заземления производить согласно утверждённого графика, по результатам проверки оформить соответствующую документацию.

Строго выполнять инструкции по пуску, эксплуатации насосов, компрессоров и электроприводов к ним.

Не допускать закупоривания канализационной системы.

Для защиты кожи и тела производственного персонала от производственных травм, термических и химических ожогов, от вредного воздействия нефтепродуктов обслуживающий персонал установок должен обеспечиваться специальной одеждой и обувью по установленным нормам.

Работающие отвечают за их исправность, чистоту и использование по назначению; хранение разрешается в гардеробной бытового помещения цеха. Для защиты органов дыхания работающих от вредного воздействия углеводородных газов, паров нефтепродуктов, сероводорода, каждый работник установки должен быть снабжён индивидуальным противогазом.

Личные противогазы и комплект ПШ-1 хранятся на установке в помещении операторной.

Для ликвидации возникших очагов возгорания на установке применяются: водяной пар, порошковые огнетушители, углекислотные огнетушители, песок, асбестовые одеяла, кошма.

При возникновении аварийного положения на установке, когда возможно нарушение механической целостности отдельного аппарата или группы аппаратов, избыточное давление (газ) стравливается из сосудов, работающих под давлением, через предохранительные клапана или принудительно в факельную линии, где сброшенный газ сжигается.

Жидкие нефтепродукты после охлаждения в теплообменниках и холодильниках откачиваются в резервуары готовой продукции.

Характеристика технологического процесса с точки зрения его взрыво-, пожароопасности и вредности.

На установке ЭЛОУ - АТ-2 первичной переработки нефти сконцентрировано большое количество горючих и взрывоопасных материалов. Использование на установке крупнотоннажного оборудования высокой производительности способствует увеличению объёма нефтепродуктов в отдельных аппаратах и технологических системах, что неизбежно ведёт к увеличению концентрации горючих и взрывоопасных материалов на отдельных участках территории установки. При этом возрастает потенциальная опасность возникновения пожаров и взрывов, приводящих к разрушениям, травмам персонала и значительному материальному ущербу.

Основными опасными моментами в процессе прямой перегонки нефти являются:

образование взрывоопасных концентраций нефтепаров и газов из-за пропуска аппаратуры;

повышение концентрации нефтепаров и других вредных газов в воздухе, что может привести к отравлению обслуживающего персонала;

разрыв аппаратов и трубопроводов при повышении давления в них выше допустимого;

любая утечка и нарушение герметичности фланцевых соединений, пропуск через сальниковые уплотнения насосов и запорной арматуры может привести к самовоспламенению нефтепродукта, попаданию на горячую поверхность трубопроводов, что в свою очередь может привести к загоранию;

получение ожогов при соприкосновении с горячими нефтепродуктами, паром, щёлочью, различными присадками;

поражение электрическим током;

получение травм, особенно в зимний период, при образовании наростов льда, сосулек и т. д.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Материальный баланс процесса

Материальный баланс установки АТ составляем на основании заданной производительности, равной 2,9 млн. тонн/год нефти, и эффективного фонда рабочего времени. Эффективный фонд рабочего времени установки АТ в календарном году составляет:

Т_эф = Т_к - (Т_кап - Т_т) (2.1)

где Т_к - календарный фонд времени работы оборудования, равный 365 дням;

Т_кап - простой оборудования в капитальном ремонте, равный 20 дням;

Т_т - простой оборудования в текущем ремонте, равный 5 дням.

Т_эф = 365 - (20 + 5) = 340 дней

Рассчитываем количество перерабатываемой нефти в тонн/сутки, кг/час, кг/сек.

1. 2900000/340 = 8529,412 т/сут;

2. 8529,412 • 1 000/24 = 355392,157 кг/час;

3. 355392,157 /3 600 = 98,72 кг/сек.

Расчет количеств полученных продуктов выполняем аналогично. Материальный баланс установки АТ представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Материальный баланс установки АТ

Наименование продукта	Выход, % масс.	Выход продуктов
		т/год	т/сут	кг/ч	кг/с
Поступило: Нефть	100,0	2900000	8529,412	355392,157	98,72
Итого:	100,0	2900000	8529,412	355392,157	98,72
Получено: 1. Углеводородный газ 2. Бензиновая фракция 3.Керосино-газойлевая фракция 4. Мазут 5. Потери	1,0 9,8 29,2 59,0 1,0	29000 284200 846800 1711000 29000	85,294 835,88 2490,588 5032,323 85,294	3553,922 34828,431 103774,51 209681,373 3553,922	0,987 9,675 28,826 58,245 0,987
Итого:	100,0	2900000	8529,412	355392,157	98,72

2.2 Материальный баланс аппарата

Материальные балансы аппаратов составляем на основе свободного материального баланса процесса, потери при этом не учитываем.

2.2.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны поз. К-1

Таблица 2.2 Материальный баланс отбензинивающей колонны поз. К-1

Наименование продукта	Выход, %	Количество
		кг/час	кг/сек
Поступило: 1. Нефть обессоленная	100,0	355392,157	98,72
Итого:	100,0	355392,157	98,72
Получено: 1. Углеводородный газ 2. Бензиновая фракция (н.к. - 140єС) 3. Частично отбензиненная нефть	1,0 4,90 94,0	3553,922 17414,22 334068,628	0,987 4,837 92,797
Итого:	100,0	355392,157	98,72

2.2.2 Материальный баланс ректификационной колонны поз. К-2

Материальный баланс основной ректификационной колонны представлен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Материальный баланс ректификационной колонны поз. К-2

Наименование продукта	Выход, %	Количество
		кг/час	кг/сек
Поступило: 1. Частично отбензиненная нефть	100,0	334068,628	92,797
Итого:	100,0	334068,628	92,797
Получено: 1. Бензиновая фракция (н.к. - 180єС) + углеводородный газ 2. Керосино-газойлевая фракция (180-350єС) 3. Мазут ? 350єС	6,27 31,03 62,7	20946,103 103661,495 209461,030	5,818 28,795 58,184
Итого:	100,0	334068,628	92,797

2.2.3 Материальный баланс конденсатора-холодильника поз. КХ-1

В конденсаторе-холодильнике КХ-1 происходят конденсация и охлаждение паров бензина, углеводородного газа и водяного пара в количестве 5,818 кг/ч за счет воздуха.

2.3 Тепловой баланс аппарата

Тепловые балансы аппаратов составляются на основании закона сохранения энергии, также с учетом норм технологического режима.

Согласно закону сохранения энергии:

(2.2)

где - суммарное количество тепла, входящее в аппарат, ккал/ч (кДж/ч);

- суммарное количество тепла, выходящее из аппарата, ккал/ч (кДж/ч).

В качестве конденсатора-холодильника выбираем аппарат воздушного охлаждения типа АВ3.

Тепловой баланс аппарата АВ3 имеет вид:

(2.3)

где G_б - масса конденсирующего бензина, кг/ч;

I₁₃₀ⁿ, I₆₀^ж - энтальпии бензина соответственно при температуре входа (130єС) и выхода (60єС) из конденсатора-холодильника, кДж/кг;

G_в - расход воздуха, кг/ч,

С_в - средняя теплоемкость воздуха, равная 1,009 кДж/(кг•К).

t_к, t_н - конечная и начальная температура воздуха, єС.

Для г.Атырау принимаем t_к - 32єС, t_н - 55єС.

Энтальпии бензина находим по энтальпийным графикам

I₁₃₀ⁿ = 608.8 кДж/кг, I₆₀^ж - 126,8 кДж/кг.

Из уравнения теплового баланса определяем расход воздуха, необходимого для конденсации и охлаждения бензина.

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.4 Технологический расчет основного аппарата

Исходные данные:

1) Количество бензина 20946,103 кг/ч;

2) Плотность смеси с⁴₂₀ = 0,702;

3) Начальная температура паров бензина Т_Н = 140°С;

4) Конечная температура конденсата бензина Т_К = 60°С.

Место установки аппарата - район города Атырау.

1. Ориентировочный расчёт необходимой поверхности охлаждения

На основании теплового баланса определяем тепловую нагрузку конденсатора-холодильника:

Q = G_бх(I^п₁₄₀-I^ж_б0), (2.4)

Q = 20946,103 x (630,2 - 126,1) = 10923040,44 кДж/ч = 2933,036 кВт.

По значению разности конечной температуры бензина Т_к = 60°С и начальной температуры воздуха t_н = 32°С

Т_к -Tн = 60 - 32 = 28 К

Принимаем среднюю теплонапряжённость q = 870 Вт/м².

Определяем ориентировочное значение необходимой полной наружной оребрённой поверхности аппарата по формуле:

F = Q/q (2.5)

F =2933,036 х 10³/870 = 3371,306 м².

2. Выбор типоразмера аппарата

На основании значения поверхности теплообмена по таблице подбираем аппарат типа АВЗ с полной наружной оребрённой поверхностью, равной 2650,0м², который состоит из п_с= 6 четырёхрядных теплообменных секций (l = 6 м, ц = 9) и снабжён одним четырёхлопастным осевым вентилятором типа ЦАГИ УК - 2М с колесом Д=5 м, частота вращения п₀=250 об/мин = 4,2 с-¹, угол установки лопастей б = 20°.

3. Средняя разность температур ?t_cp

При б = 20° для четырёхрядного аппарата определяем рабочие параметры вентилятора: объёмную подачу V₀ = 580000 м³/ч, напор р_о=35х 9,81 = 343 Па, к.п.д. з₀=0,7.

При фактических условиях t_н=32°Си атмосферной давлении Р_а=101,6 кПа плотность воздуха р_в = 1.165 кг/м³. Поскольку V - V₀ общая массовая подача воздуха одним вентилятором составит по формуле:

G_B = V x p_в (2.6)

G_в= 580000 х 1,165 = 675700 кг/ч

Учитывая среднюю теплоёмкость воздуха С=1,005 кДж/(кг•К), находим среднюю конечную температуру воздуха на выходе из АВО по формуле:

T_к = t_н + Q/C • G_в, (2.7)

T_к= 32 + 9716880,37/1,005 х 675700 = 32 + 6,5 = 38,5°С

По схеме полного противотока определяем среднюю разность температур:

находим ?t_cp. по формуле:

?t_ср = ?t₆ -?t_м , (2.8)

2,3 • l_g ?t₆/?t_м

At_cp= 101.5 -28.0 = 73.5 = 53,3°С

2,3 • I _g 101,5/28 2,3 * l_g3,6

Так как в АВ3 движение теплоносителей практически является перекрёстным, то необходимо вычислить поправочной коэффициент Е.

Для этого вычислим соответствующие параметры R и Р по формулам:

Согласно графику из справочника химика полученным значениям R и Р при перекрестном токе отвечает поправочный множитель Е=0,76.

Фактическое значение средней разности температур составит:

?t = E • ?tcp, (2.9)

?t = 0.76 • 53.3 = 42.64єC = 42.6єC

4. Расчет поверхности охлаждения

На основании данных таблицы примем коэффициент теплопередачи К = 24 Вт/(м²•К), тогда расчётная поверхность охлаждения будет по формуле:

Коэффициент запаса поверхности по формуле:

5. Объёмный расход паровой смеси на входе в конденсатор-холодильник

Находим для бензиновой фракции (н.к - 180єС) p¹⁵₁₅ = 0,691. По формуле вычисляем среднюю молекулярную массу:

При Тн = 140°С и Р = 300 кПа объёмный расход паров на входе в конденсатор-холодильник составит:

6. Число ходов n_х продукта в секциях

В одной четырехрядной секции при ц = 9 общее число труб n_т = 94 шт. внутренний диаметр трубы d_в = 21 мм.

Рассчитываем общее проходное сечение всех труб одной секции:

S₁ = n_т • 0,785 • d_в², (2.19)

S₁ = 94 • 0,785 • 0,021² = 0,033 м²

Возможное число ходов в секции n_х = 1, 2, 4 либо 8. Если принять n_х = 2, то, учитывая, что продукта подаются параллельно во все секции аппарата, входная скорость паров составит по формуле:

Входная скорость находится в допустимых пределах.

7. Мощность двигателя вентилятора

Фактические параметры вентилятора определяются из следующих соотношений:

V = V₀ = 580 000 м³/ч = 161 м³/с;

з = з₀ = 0,7;

Р = Р0 • р/р₀,

Р = 343 • 1,165/1,2 = 332 Па = 0,332 кПа,

где р и р₀ - плотность воздуха при заданных и нормальных условиях, кг/м³.

Мощность двигателя вентилятора определяется по формуле:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте выполнен расчет конденсатора-холодильника ХВ-1 блока ректификации на атмосферно-трубчатой установке. Мощность установки по сырью составляет 2900000,0 тонн/год обессоленной нефти.

В теоретической части курсового проекта мною были рассмотрены теоретические основы проектируемого процесса, описание технологической схемы установки АТ, был рассмотрен основной аппарат, который рассчитывается в данном проекте. Здесь же были рассмотрены основы техники безопасности при обслуживании данного оборудования.

В расчётной части проекта выполнены расчёты материальных и тепловых балансов основных аппаратов блока ректификации нефти на установке АТ, технологические расчёты колонны К-2, холодильника-конденсатора ХВ-1 на основе данных действующей установки ТОО АНПЗ, с использованием технической и справочной литературы.

В графической части курсового проектирования мною предложена схема проектируемого аппарата, в данном случае аппарат воздушного охлаждения зигзагообразного типа (АВЗ).

Проектируя данную работу, я также научился пользоваться специальной технической литературой, справочниками и каталогами.

ЛИТЕРАТУРА

1. Адельсон С.В. «Процессы и аппараты нефтепереработки и нефтехимии», М. Гостоптехиздат, 1963 г.

2. Кузнецов А.И., Кагерманов С.М., Судаков Е.И. «Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности», М. Химия, 1974 г.

3. Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтепереработки», М.Химия, 1980 г.

4. Плановский А.Н., Рамм В.М., Каган С.З. «Процессы и аппараты химической технологии», М. Химия, 1968 г.

5. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. «Краткий справочник нефтепереработки», М. Химия, 1980 г.

6. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа», М. Химия, 1980 г.

7. Скобло А.И., Трегубова И.А., Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», М.Химия, 1982 г.

8. Судаков Е.Н. «Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки», М. Химия, 1975 г.

Размещено на Allbest.ru

...