Расчет аппарата воздушного охлаждения блока АТ-1 установки атмосферной перегонки нефти Западно-Сибирских месторождений мощностью 400 тыс. тонн в год

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

КАФЕДРА переработки нефти и газа

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему:

«Расчет аппарата воздушного охлаждения блока АТ-1 установки атмосферной перегонки нефти Западно-Сибирских месторождений мощностью 400 тыс. тонн в год.»

Содержание

Введение

1. Литературный обзор

1.1 Основные направления переработки нефти

1.2 Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти и газов

1.2.1 Назначение первичной перегонки

1.2.2 Дистилляция

1.2.3 Ректификация

1.3 Перегонка нефти на топливные фракции и мазут

1.4 Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне

2. Технологическая часть

2.1 Выбор метода производства

2.2 Технико-экономическое обоснование

2.3 Сырье и продукция установки

2.4 Описание технологической схемы установки

2.5 Материальный баланс установки

ректификация нефть перегонка теплообмен

1. Литературный обзор

1.1 Основные направления переработки нефти

Нефтеперерабатывающая промышленность - это отрасль тяжелой промышленности, которая охватывает переработку нефти и газовых конденсатов и производство высококачественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетических топлив, масел смазочных, битумов, нефтяного кокса, парафинов, термогазойля, растворителей, элементной серы, нефтехимического сырья и широкий ассортимент товаров народного потребления.

Выбор технологической схемы и режима перегонки зависит от качества нефти. В зависимости от качества сырья на современных НПЗ осуществляется промышленная переработка нефти и газовых конденсатов путём сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных технологических процессах, которые рассчитаны для получения различных компонентов товарных нефтепродуктов.

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно принимаются для определенного варианта переработки:

1) Топливного;

2) Топливно-масляного;

3) Нефтехимического или комплексного.

Топливное направление - нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой различается небольшим числом технологических процессов и небольшим выбором нефтепродуктов.

При глубокой переработке стараются получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путём вовлечения в производство остатков атмосферной перегонки и вакуумной перегонки, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом случае сводится к минимуму. При этом достигается глубина переработки нефти 70 - 90% масс.

При топливно-масляном варианте переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства масел подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учётом их качества.

В нефтехимической и комплексной переработке нефти наряду с топливами и маслами получают широкий ассортимент сырья для нефтехимии, а в ряде случаев - выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает более 500 различных нефтепродуктов [4].

Среди них прежде всего следует выделить основные группы, резко различающиеся по составу и свойствам:

1. моторные топлива:

а) карбюраторные;

б) реактивные;

в) дизельные.

2. энергетические топлива:

а) газотурбинное;

б) котельное.

3. нефтяные масла:

а) моторные;

б) трансформаторные и осевые;

в) индустриальные;

г) энергетические;

д) специальные масла.

4. углеродные и вяжущие материалы;

а) нефтяные коксы;

б) битумы;

в) нефтяные пеки.

5. нефтехимическое сырье:

а) ароматические углеводороды;

б) сырье для пиролиза;

в) парафины и церезины.

6. нефтепродукты специального назначения:

а) термогазойль;

б) консистентные смазки;

в) осветительный керосин;

г) присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы;

д) элементарная сера;

е) водород и др.

Выбор конкретного направления и соответственно схем переработки нефтяного сырья, ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обусловливается прежде всего качеством нефти, её отдельных топливных и масляных фракций, требованиями к качеству товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района.

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей.

В настоящее время действует товарная классификация нефтей (ГОСТ Р-51858-2002)[12]. Согласно этой классификации, товарной нефти соответствует определенный класс, тип, группа и вид.

Кроме этого для определения потенциальных возможностей сырья,набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят более тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов и т.д. Результаты этих исследований представляют в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти.

Промышленные установки первичной перегонки делятся на атмосферные (АТ), вакуумные (ВТ) и комбинированные (АВТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ со вторичной переработкой бензина и др.)

Эти установки составляют основу всех НПЗ и предназначены для разделения нефти на фракции[4].

1.2 Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти и газов

1.2.1 Назначение первичной перегонки

Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь взаимно растворимых углеводородов. Разделить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепродуктов и не требуется. В промышленной практике нефть делят на фракции, различающиеся температурными пределами перегонки. Это разделение проводится на установках первичной перегонки нефти с применением процессов дистилляции и ректификации.

Полученные фракции служат сырьем для дальнейшей переработки или используются как товарные продукты. Первый технологический процесс переработки нефти - это первичная перегонка. На каждом нефтеперерабатывающем заводе имеются установки первичной перегонки нефти.

1.2.2 Дистилляция

Дистилляцией или перегонкой называется процесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фракции, отличающиеся по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. Перегонка применяется с однократным, многократным или постепенным испарением.

При однократном испарении в течение всего времени нагревания смеси нефтепродуктов до определенной конечной температуры образующиеся пары не выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. Когда как нагрев заканчивается, вся парожидкостная смесь выводится в сепаратор. Здесь образовавшиеся пары однократно отделяются от жидкости.

При многократном осуществлении процесса разделение фаз производится в несколько приемов. Многократное испарение состоит из повторяющегося несколько раз процесса однократного испарения. Первоначально происходит отделение паров от жидкости, а затем--на второй ступени--жидкая фаза, оставшаяся при отделении паров в первой ступени, вновь испаряется и т. д.

При постепенном испарении, образующиеся пары по мере их образования непрерывно выводятся из перегонного аппарата. Постепенное испарение применяется при лабораторной практике при определении фракционного состава (разгонка по Энглеру), а в промышленной практике прежде использовалось при перегонке на кубовых установках.

При однократном испарении низкокипящие фракции переходят в пары и остаются в аппарате, снижая при этом парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более низких температурах.

Наоборот, при постепенном испарении, сначала отгоняют легкие фракции, а в конце отгоняют тяжелые. Поэтому легкие фракции, превращенные в пары и выведенные из аппарата, не влияют на температуру кипения тяжелых фракций. Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50--100 °С по сравнению с постепенным испарением.

На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения.

Как известно, в составе нефти имеются углеводороды, кипящие при атмосферном давлении в интервале температур 400--500 °С и выше в то время как термическая стабильность углеводородов сохраняется только до 380--400 °С. При более высокой температуре начинается процесс разложения -- крекинга углеводородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти обладают наименьшей термической стабильностью.

Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо понизить температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале температур 450--500 °С, может быть перегнана под вакуумом (остаточное давление 20--40 мм рт. ст.) при 200--250 °С.

Для понижения температуры кипения в практике нефтепереработки применяют также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление углеводородов.

Понизить температуру кипения фракции можно и перегонкой с инертным газом (азот, углекислый газ и т. д.). Однако этот метод не нашел распространения, так как присутствие инертного газа ухудшает условия конденсации нефтяных фракций. На современных установках первичной перегонки нефти применяют совместное действие пониженного давления и ввода водяного пара.

1.2.3 Ректификация

Однократным испарением взаимно растворимых жидкостей и последующей конденсацией паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокипящих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой--высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. Поэтому после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости.

Контактирование паров и жидкости осуществляется в вертикальных цилиндрических аппаратах--ректификационных колоннах, снабженных специальными устройствами -- ректификационными тарелками или насадкой, -- позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз (рис. 1.1).

Рис.1.1. Ректификационная колонна: 1 - сырьё, 2 - дистиллят, 3 - остаток, 4- концентрационная часть, 5 - питательная секция, 6 - отгонная часть.

В среднюю часть колонны в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две части--высококипящую и низкокипящую.

Зона, куда подается сырье, носит название эвапорационной или питательной, так как а ней происходит эвапорация -- однократное испарение нагретой в печи или теплообменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорационная зона отделена от колонны, и эвапорация производится в самостоятельном аппарате. У большинства колонн, в частности на установках первичной перегонки, однократное испарение и ректификация совмещаются.

Принцип работы промышленной ректификационной колонны аналогичен лабораторной. В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку проходят четыре потока:

1) жидкость--флегма, стекающая с вышележащей тарелки;

2) пары, поступающие с нижележащей тарелки;

3) жидкость-флегма, уходящая на нижележащую тарелку;

4) пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку.

Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому состоянию. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой температуры и часть высококипящего продукта из этого потока конденсируется, переходя в жидкость. Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего - повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно меняется. Часть ректификационной колонны, расположенная выше ввода сырья, называется концентрационной или укрепляющей, а расположенная ниже ввода -- отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации.

С верха концентрационной части паровой фазой выводится целевой продукт необходимой чистоты -- ректификат, а с низа -- жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части из этой жидкости окончательно отпаривается низкокипящий компонент. С низа этой части колонны в виде жидкости выводится второй целевой компонент -- остаток.

Для нормальной работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с верха колонны на нижележащие тарелки непрерывно стекала жидкость (флегма). Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю тарелку колонны в виде орошения. С другой стороны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно подымались пары. Для создания в колонне парового потока, часть уходящего из колонны остатка подогревается, испаряется и возвращается обратно в колонну.

На рис. 1.2 изображена наиболее типичная конструкция ректификационной колонны. Массо- и теплообмен происходит на тарелке, которая называется контактной ступенью.

Если после контакта пар и жидкость достигли на тарелке состояние равновесия, то их температуры будут равны и такая тарелкабудет называться теоретической. Коэффициент полезного действия ее равен 100%. На практике же коэффициент полезного действия приближенно равен 40ч70%.

Это говорит о том, что не удалось пока создать таких контактных устройств, которые обеспечили бы достижение полного состояния равновесия пара и жидкости. Все колонны, применяемые в нефте- и газопереработке делятся на простые и сложные. Простые колонны делят сырье на два продукта - дистиллят и остаток. Сложные колонны делят сырье больше чем на два продукта. Сложными колонны называют:

1) если дополнительные продукты отбираются непосредственно с тарелок основной колонны (из соответствующих сливных карманов).

Рис.1.2. Сложная ректификационная колонна: 1- нефть; 2 - бензин; 3 - керосин; 4 - дизельное топливо; 5 - мазут.

2) Если дополнительные фракции отбирают из боковых отпарных колонн, называемыестриппинг-секции или просто стриппинги (рис.1.3).

Рис.1.3. Сложная ректификационная колонна с отпарными секциями (стриппингами): 1- нефть; 2 - бензин; 3 - керосин; 4 - дизельное топливо; 5 - мазут.

Количество стриппингов может доходить до четырех в одной сложной колонне. Дистиллятами называются и верхний, и боковые продукты. Остатком называется только продукт, отбираемый из куба колонны.

Можно использовать несколько простыхвместо одной сложной колонны.

Качество получаемых фракций - четкость погоноразделения нефти зависит от:

1) Температуры.

2) Давления.

3) Числа тарелок.

4) Соотношения величины потоков пара и жидкости по высоте колонны.

Количество стриппингов может доходить до четырех в одной сложной колонне. Причём, дистиллятами называются и верхний и боковые продукты. Остатком называется только продукт, отбираемый из куба колонны.

Вместо одной сложной колонны можно использовать несколько простых.

Качество получаемых фракций (четкость разделения нефти) зависит от:

5) Температуры.

6) Давления.

7) Числа тарелок.

8) Соотношения величины потоков пара и жидкости по высоте колонны.

Чем больше число тарелок в колонне, тем выше степень разделения нефти и выше качество полученных фракций. Но чем больше тарелок, тем выше колонна и больше её металлоёмкость и выше стоимость.

Высокие колонны трудно устанавливать и эксплуатировать, поэтому число тарелок в колоннах нельзя принимать бесконечно большим.

1.3 Перегонка нефти на топливные фракции и мазут

Первичная перегонка нефти на трубчатых установках выполняется при атмосферном давлении и под вакуумом. При перегонке нефти на трубчатых установках, работающих при атмосферном давлении, из нефти выделяют светлые дистилляты - бензиновый, керосиновый, дизельный фракции. Остатком от перегонки нефти при атмосферном давлении является мазут - фракция, перегоняющаяся выше 350 °С. Эти установки носят название атмосферная трубчатая установка (АТ).

Для выделения более высококипящих нефтяных фракций мазут подвергается перегонке на установках, работающих с применением вакуума. Остатком от перегонки мазута является гудрон.

В зависимости от общей схемы нефтеперерабатывающего завода и свойств поступающей для переработки нефти строятся либо установки атмосферной перегонки, либо установки, сочетающие атмосферную и вакуумную перегонку -- атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ). В тех случаях, когда на заводе необходимо получить максимальное количество светлых продуктов, перегонку ведут до гудрона. Выделенные из мазута темные дистиллятные фракции и гудрон перерабатывают с применением различных технологических процессов, направленных на получение более легких нефтепродуктов (крекинг, коксование и др.). Перегонку до гудрона проводят если на заводе организуется производство нефтяных масел, кокса, битума. Если же для нужд близлежащих районов требуется получить максимальное количество котельного топлива, то ограничиваются перегонкой до мазута.

Перегонка нефти до мазута выполняется по схеме одно- или многократного испарения (схемы одно- или двухколонные). В настоящее время наибольшее распространение в отечественной нефтепереработке получили схемы двукратного и, гораздо меньше, однократного испарения. За рубежомв основном используются схемы однократного испарения. В качестве перспективных схем перегонки нефти предлагаются схемы одно-, двух- и трехкратного испарения.

Проведем сравнительный анализ различных вариантов схем перегонки нефти, используемых в настоящее время в промышленности. Для объективного анализа и сравнения схем перегонки нефти необходимо проводить комплексную их оценку по эксплуатационным, капитальным затратам и технологической гибкости - возможности надежной работы установки при изменениях расхода и состава нефти для получения различного ассортимента нефтепродуктов.

Схемой однократного испарения предусматривается разделение нефти на заданные фракции и мазут в одной сложной колонне с боковыми отпарными секциями (рис. 1.4).

Рис.1.4. Установка АТ с однократным испарением нефти: 1 - нефть, 2- лёгкий бензин, 3- тяжёлый бензин, 4 - керосин, 5 - дизельное топливо, 6 - мазут, 7 - водяной пар, 8 - насос, 9 - трубчатая печь, 10 - атмосферная колонна, 11 -стриппинг-секции.

Нефть однократно нагревается, частично испаряется и разделяется в одной сложной колонне. Температура нагрева нефтина выходе из печи составляет 300-330^оС,перегонка ведется при атмосферном давлении. Эта схема имеет самые низкие энергозатраты, меньшую металлоемкость аппаратуры и требует минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона. Недостатками установки АТ с однократным испарением нефти являются:

- низкая степень извлечения светлых фракций - в мазуте их остается около 3,1% массовых против 2,5% массовых по схеме с двукратным испарением нефти;

- схема недостаточно технологически гибкая, т.к. хорошо работает только для стабильных малосернистых нефтей с содержанием углеводородных газов не более 1,2%, бензиновых фракций - не более 12-15%, светлых фракций - не более 45%;

- при перегонке легких нефтей с большим содержанием светлых фракций из-за образования большого количества паров при нагреве нефти создается большое давление на нагнетании насоса до печи, в змеевике печи, возрастает нагрузка колонны по парам, растет давление в колонне, снижается четкость фракционирования;

- из-за возможного колебания состава нефти температурный режим и давление в колонне не стабильны;

- имеются определённые трудности с конденсацией дистиллята верха колонны, т.к. он насыщен лёгкими углеводородными газами;

- при перегонке сернистых нефтей наблюдается повышенная коррозия верха колонны - из-за воздействия сероводорода, меркаптанов, хлороводорода.

Эти потери могут быть снижены применением одноколонной схемы с предварительным испарением.

По этой схеме нефть нагревается в блоке теплообменников за счёт тепла отходящих с установки нефтепродуктов, частично испаряется и поступает в испаритель (эвапоратор). Испаритель представляет собой вертикальную пустотелую колонну. Углеводородные газы и пары легкого бензина отделяются от нефти в испарителе и, минуя печь, подаются в основную колонну или вместе с полуотбензиненной нефтью, или вместе с водяным паром под нижнюю тарелку колонны. В результате снижается нагрузка печи по парам, снижается давление на питательном насосе до печи. Но остальные недостатки схемы с однократным испарением нефти остаются.

Рис.1.5. Установка АТ с предварительным испарением нефти: 1- нефть, 2 - газы и пары лёгкого бензина, 3 - полуотбензиненная нефть, 4 - бензин, 5 - керосин, 6 - лёгкое дизельное топливо, 7 - тяжёлое дизельное топливо, 8 - мазут, 9 - водяной пар, 10 - блок теплообменников, 11 -испаритель, 12 - насос, 13 - трубчатая печь, 14 - атмосферная колонна, 15 - стриппинг-секции.

На установке АТ с двукратным испарением нефтинефть предварительно нагревается в теплообменниках до 180-220^оС и поступает сначала в отбензинивающую колонну для отделения углеводородных газов и легкого бензина с пределами выкипания до 140-160^оС. Давление в отбензинивающей колонне может составлять 0,2-0,8 МПа.

Затем полуотбензиненная нефть поступает в атмосферную колонну, где она делится на фракции. Температура сырья колеблется в пределах 350-380^оС, а давление 0,11-0,2 МПа.

Эта схема технологически гибкая. Отбензинивающая колонна компенсирует возможные колебания в составе нефти и обеспечивает стабильную работу атмосферной колонны.

При этом устраняются все недостатки предыдущих схем: снижается давление на сырьевом насосе и в змеевике печи, снижается нагрузка по парам атмосферной колонны, температура и давление в колонне стабильны, верхний дистиллят основной колонны легко конденсируется, верхняя часть колонны защищена от коррозионноактивных газов, удаляемых в первой колонне. В этой схеме производится самый большой отбор светлых фракций.

Схема пригодна для перегонки любых нефтей. Однако существуют и недостатки схемы:

1) Более высокая температура нагрева полуотбензиненной нефти в печи;

2) Необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, требующей больше энергии и дополнительного оборудования;

3) Схема дорогая и металлоемкая;

4) Существует необходимость поддержания повышенного давления в отбензинивающей колонне (чтобы конденсировать дистиллят воздухом и водой).

В этом варианте схемы установки АТ с двукратным испарением нефти в первой колонне давление составляет 0,15ч0,7 МПа, во второй колонне давление чаще атмосферное или может быть даже умеренный вакуум. По этой схеме значительно меньшиеэнергозатраты, чем по традиционной схеме.

Существует также схема перегонки нефти с предварительным трехкратным испарением нефти (рис. 1.7).



Рис. 1.6. Установка АТ с двукратным испарением нефти: 1 - нефть, 2 - лёгкий бензин, 3 - тяжёлый бензин, 4 и 5 - керосин, 6 - лёгкое дизельное топливо, 7 - тяжёлое дизельное топливо, 8 - утяжелённый мазут, 9 - водяной пар, 10 - остаток колонны, 11 - блок теплообменников, 12 - первая колонна перегонки нефти, 13 - стриппинг-секции, 14 - насос, 15 - трубчатая печь, 16 - вторая колонна перегонки.

Эта схема применяется для высокопроизводительных установок, перерабатывающих до 12 млн. тонн нефти в год. Нефть нагревается сначала в теплообменниках и также как и по схеме с предварительным испарением, поступает в эвапоратор, где отделяются газы и пары бензина.

Эти газы и пары поступают в отбензинивающую колонну, с верха которой отгоняются газы и фракция легкого бензина, в качестве боковой фракции отбирается тяжелый бензин, а снизу уходят более тяжелые светлые фракции попавшие в отбензинивающую колонну из эвапоратора.

Остаток отбензинивающей колонны вместе с отбензиненной нефтью из эвапоратора разделяются в атмосферной колонне, причем отбензиненная нефть предварительно нагревается в печи. В атмосферной колонне сверху отгоняются остатки тяжелого бензина, из стриппинг-секций отбираются фракции керосина и легкого дизельного топлива, а остаток атмосферной колонны поступает в вакуумную колонну самотеком. Давление в вакуумной колонне 0,04ч0,053 МПа, в ней отсутствует подогрев сырья, всё необходимое тепло вносится из атмосферной колонны.

Рис.1.7. Установка АТ с трехкратным испарением нефти: 1 - нефть, 2 - газы и пары бензина, 3 - отбензиненная нефть, 4 - тяжёлые светлые фракции, 5 - лёгкий бензин, 6 - тяжёлый бензин, 7 - керосин, 8 - лёгкое дизельное топливо, 9 - остаток колонны, 10 - тяжёлое дизельное топливо, 13 - утяжелённый мазут, 14 - блок теплообменников, 15 - эвапоратор, 16 - насос, 17 - трубчатая печь, 18 - отбензинивающая колонна, 19 - стриппинг-секции, 20 - атмосферная колонна, 21 - вакуумная колонна.

С верха вакуумной колонны отбираются газы и водяные пары, которые поступают в систему создания вакуума. В качестве боковых фракций получают легкое (200-320^оС) и тяжелое (320-360^оС) дизельное топливо. Снизу вакуумной колонны отбирается утяжеленный мазут 360 - К.К..

Данная схема обеспечивает более высокуюглубину отбора светлых фракций и хорошую четкость ректификации. Схемаимеет технологическую гибкость по ассортименту продуктов и качеству сырья, но требует высоких капитальных и эксплуатационных затрат.

1.4 Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне

При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба этих рабочих параметра тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технологических параметров колонн ректификации целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:

1) обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического (иначе нельзя реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

2) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

3) позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников;

4) обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, связанных с колонной ректификации с материальными и тепловыми потоками;

5) обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам.

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

а) атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосферного (0,1-0,2МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

6) вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом (или глубоком вакууме) при остаточном давлении в зоне питания (-100и 30гПа, соответственно), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный (глубоковакуумный) газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

в) колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяемые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти и вторичных процессов и фракционировании нефтезаводских или попутных нефтяных газов.

Повышение или понижение давления в ректификационной колонне сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима. Так, для получения в качестве ректификата пропана требуемая температура верха колонны при давлениях 0,1 и 1,8 мПа составит соответственно -42 и +55°С. Предпочтительность второго варианта ректификации очевидна, поскольку повышенное давление позволяет использовать для конденсации паров пропана воду, а не специальные хладагенты и дорогостоящие низкотемпературные системы охлаждения. Перегонка, например, под вакуумом позволяет осуществить отбор без заметного разложения фракций нефти, выкипающих при температурах, превышающих температуру нагрева сырья более, чем на 100-150°С.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.[3]

2. Технологическая часть

2.1 Выбор метода производства

В качестве сырья используется малопарафинистая нефть Западно-Сибирского происхождения (Шаимская группа месторождений). Характерной чертой этой нефти является низкое содержанием сернистых примесей, что влияет не только на качество товарных продуктов, но и на срок службы оборудования. Это позволяет использовать относительно недорогую и компактную схему 1-колонного варианта. После реконструкции на установке будет вырабатываться следующий ассортимент нефтепродуктов: бензин газовый стабильный (по ТУ 0251-003-73171028-2008); керосиновая фракция; дизельная фракция; фракция мазута; газ углеводородный топливный для собственных нужд. Технологический процесс переработки нефти на установке ЭЛОУ-АТ-1 включает следующие основные технологические операции:

- подогрев сырой нефти в первой группе теплообменников за счет утилизации тепла отходящих потоков;

- обессоливание и обезвоживание нефти в блоке ЭЛОУ;

- подогрев обессоленной и обезвоженной нефти во второй группе теплообменников за счет утилизации тепла отходящих потоков;

- подогрев нефти в печах Н-101, Н-102 перед подачей в Т-101;

- атмосферная ректификация нефти в колонне Т-101 с выводом бензиновой, керосиновой, дизельной фракций и фракции мазута;

Установка включает в себя следующие аппараты - печь для нагрева нефти и создания перегретого водяного пара, атмосферная колонна с клапанными тарелками и одним циркуляционным орошением, отпарная колонна дизельного топлива, отпарная колонна керосиновой фракции аппарат АВО для создания флегмы, насосы перекачки и емкости для хранения товарной продукции.

Регулирование температурного режима осуществляется с помощью острого испаряющегося орошения, циркуляционного орошения и подаче водяного пара в качестве испаряющего агента. Такая система подвода-отвод тепла позволяет поддерживать рабочие условия в атмосферной колонне

Преимущества 1-колонного варианта:

1. Снижены тепловые затраты.

2. Максимальный отбор светлых фракций нефти, так как легкая част нефти играет роль испаряющего агента и снижает парциальное давление углеводородов в смеси тем самым, снижая температуру кипения углеводородов.

3. Минимальная металлоёмкость, так как используется 1 колонна.

2.2 Технико-экономическое обоснование

В данном проекте разрабатывается реконструкция установки первичной переработки нефти АНПЗ ЭЛОУ-АТ-1 с целью получения керосиновой фракции.

В настоящее время возросла потребность в этом продукте нефтепереработки. По данным аналитиков, в 2010 году керосин подорожал на 21%,с начала 2011 года с начала 2011 года цены на керосиновое топливо поднялись еще на 5%. Из-за роста мировых цен на нефть ожидается тенденция к росту стоимости керосина на будущий летний сезон на 10%.

Цены на керосин могут стабилизироваться или снизиться лишь в том случае, если существенно упадет курс доллара, поэтому нефтяная отрасль ожидает очередной виток роста цен на данного вида топливо.

Таким образом после реконструкции установка приобретет следующие преимущества: будут использоваться более эффективно энергетические ресурсы самих процессов, при низких тепловых затратах возникает высокий отбор светлых нефтепродуктов, снижается расход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов, более широко и эффективно используются современные средства контроля и автоматизации, увеличится степень глубины переработки, возникнет дополнительная стабилизация нефтяных конденсатов, уменьшается расход металла с использованием отпарных колонн.

2.3 Сырье и продукция установки

Сырьем установки ЭЛОУ-АТ-1является сырая нефть Западносибирского происхождения, поступающая от НПС «Тюмень-3», и ее смесь с нефтью, поступающей железнодорожным транспортом. Сырая нефть Западносибирских месторождений или ее смесь с нефтью, поступающей железнодорожным транспортом, подается на установку по трубопроводу из резервуаров нефти насосами Р-101 А/В/С товарно-сырьевого парка ЗАО «Антипинский НПЗ». Требования к сырью приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Характеристика исходного сырья

Наименование	Показатели качества	Норма
Нефть сырая с НПС «Тюмень-3», смесь сырой нефти с НПС «Тюмень-3» и нефти, поступающей железнодорожным транспортом	1 .Плотность, кг/м3, при 20°С	780,0-870,0
	2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3 не более	100
	3. Массовая доля воды, %, не более	0,5
	4. Давление насыщенных паров, кПа(мм.рт.ст.), не более	66,7 (500)
	5.Массовая доля мех.примесей, %, не более	0,05
	6.Массовая доля серы, %, не более	1,8
	7. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов, млн-1(ррт), не более	40
	8. Содержание хлорорганических соединений, млн-1(ррт),не более	10
	9.Выход фракций, %,не менее, до температуры - 200 °С; - 300 °С	не менее 30

Таблица 2.2 Ассортимент и характеристика получаемой продукции

Наименование	Показатели качества	Норма
Бензин газовый стабильный	Фракционный состав:	БЛ	БТ
	Температура начала перегонки, єС, не ниже 10%	25	28
	перегоняется при температуре, єС, не выше 90%	75	85
	перегоняется при температуре, єС,	120	130
	не выше конец кипения, єС,	150	250
	не более	185	205
	2. Плотность при 20єС, кг/, не более	725
	3. Плотность при 15єС, кг/, не более	729,6
	4. Давление насыщенных паров при кПа, не более	100,0	93,3
	5. Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более	2,0
	6. Концентрация фактических смол мг на 100 см3бензина, не более	5,0
	7. Концентрация свинца, г на дм3 бензина	Отсутствие
	8. Испытание на медной пластине	Выдерживает
	9. Содержание углеводородов, %
	- массовая доля парафиновых углеводородов, %, не менее	50
	- массовая доля ароматических углеводородов, %, не более	9
	- массовая доля нафтеновых углеводородов, %, в пределах	12-40
	10. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие
	11. Массовая доля серы, % не более	0,04
	12. Содержание механических примесей и воды	Отсутствие
Фракция дизельная	Фракционный состав:
	50% перегоняется при температуре, єС, не выше	280
	96% перегоняется при температуре, єС, не выше	360
	2. Кинематическая вязкость при 20єС, мм2/сек (сСт)	1,8-6,0
	3. Температура застывания, єС, не выше	-5
	4. Температура помутнения, єС, не выше	-10
	5. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, єС, не ниже:	40ч60
	6. Массовая доля серы, %, не более	0,6
	7. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,05
	8. Содержание механических примесей	Отсутствие
	9. Содержание воды, не более	200 ppm
	10. плотность при 20єС, кг/, не более	870
Фракция мазута	1.Вязкость при 80єС, не более:
	условная, градусы ВУ	8,0
	кинематическая, сСТ	59,0
	2. Зольность, %, не более, для мазута малозольного	0,04
	3. Массовая доля механических примесей, %, не более	0,5
	4. Массовая доля воды, %, не более	1,0
	5. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие
	6. Массовая доля серы для мазута II вида, % не более	2,0
	7.Содержание сероводорода и летучих меркаптанов	Отсутствие
	8. Температура вспышки в открытом тигле, єС, не ниже	90
	9. Плотность при 20є, кг/	Не нормируется
Углеводородный газ	1. Плотность, кг/	Не нормируется
	2. Теплота сгорания низшая, ккал/	Не нормируется
	3. Углеводородный состав, % масс	Не нормируется
Керосиновая фракция	1.Плотность при 150є, кг/	Не нормируется. Определение обязательно
	2. Фракционный состав, 10 об. % отгоняется при температуре, єС	110-180
	50 об. % отгоняется при температуре, не ниже єС	190
	3. Массовая доля серы, %, не более	1,0
	4. Температура вспышки в закрытом тигле, єС, не ниже	28

2.4 Описание технологической схемы

Сырая нефть из одного из резервуаров товарно-сырьевого парка подается на БНПУ сырьевым насосом Р--101 А/В при температуре не выше 35°С. Давление нефти на выкиде насосов Р-101 А/В составляет 17ч20 кгс/см2 (манометры PI-101, PI-102).

Сырая нефть первоначально подаетсяна блок кожухотрубчатых теплообменников для нагрева уходящими потоками дизельного топлива и мазута. Перед теплообменником Е-101А/Вв поток сырой нефти подмешивается пресная вода в количестве 1,5ч2,5 /час. Пресная вода служит для растворения солей, содержащихся в нефти, ипредотвращения отложения солей в трубках теплообменников.

Первоначально нефть поступает в трубное пространство теплообменника Е-101 А/В, где нагревается частично охлажденным потоком мазута до 35ч45 °С. Далее, нефть продолжает нагреваться в трубном пространстве теплообменника Е-102 А/В частично охлажденным потоком дизельного топлива. На выходе из теплообменника Е-102 А/В сырая нефть нагревается до 75ч125°С.

Нефть, предварительно нагретая в теплообменниках Е-101 А/В и Е-102 А/В, подается в электродегидратор V-101 для обессоливания. Перед электродегидратором в поток нефти вводится пресная вода в количестве 2,5+5 м/час. Пресная вода необходима для промывки нефти от солей и улучшения процесса отделения мелких капель рассола из нефти в электродегидраторе.

В электродегидраторе V-101 поддерживается электростатическое поле высокого напряжения 15, 20 и 25 кВ (регулирование ступенчатое) между электродами. Электроды должны быть постоянно погруженными в нефтеводяную эмульсию и, поэтому электродегидратор V-101 должен быть полностью заполненным и не иметь газовой «подушки» во избежание возгорания паров нефти. При появлении газовой «подушки» производится отключение высоковольтного трансформатора по сигналу датчика.

Сырая нефть в электродегидратор V-101 подается в нижнюю часть аппарата. Под воздействием электростатического поля и поля сил тяжести основная масса воды отделяется из нефти и отводится с низа электродегидратора V-101 по межфазному уровню в пределах 0,4ч0,6 м через клапан.

Обессоленная нефть с содержанием солей не более 7 мг/л и воды не более 0,2 % отводится с верха электродегидратора V-101 в трубное пространство теплообменника Е-103, где нагревается потоком дизельного топлива из куба отпарной колонны Т-103. Эта нефть дополнительно нагревается в трубных пространствах теплообменников Е-104 А/В и Е-105 до 170ч215°С за счет тепла мазута, откачиваемого из куба атмосферной колонны Т-101 в товарно-сырьевой парк.

Горячая нефть после теплообменников Е-105 разделяется на два потока и подается для дальнейшего нагрева в две параллельно работающие 2-хпоточные печи огневого нагрева Н-101 и Н-102. Каждый поток нефти расходом 8ч35 /час под контролем регуляторов расхода для печи Н-101 пропускается через змеевики. Нефть поступает первоначально в конвективную зону, а далее в радиантную зону змеевиков печей Н-101 и Н-102, где нагревается до 350 °С.

Нагрев нефти в печах производится 4-мя горелками, работающими на газообразном топливе. Газ на горелки подается из блока подготовки I топливного газа. Конечные температуры нагрева нефти в печах Н-101 и Н-102 контролируются регуляторами TIC-1208 и TIC-1213 путем изменения давления топливного газа на горелки печей посредством клапанов PV-1301 и PV-1303. Давление топливного газа после клапанов поддерживается на уровне 0,3ч0,6 кгс/см . Для регулирования соотношения топливный газ -воздух горелки имеют заслонки, а для регулирования тяги в топке дымовые трубы имеют шиберы. Регулирование положения заслонок и шиберов производится вручную по показанию тягомеров.

Печи Н-101 и Н-102 оснащены дополнительно змеевиками для выработки перегретого пара. Пар под давлением до 10,4 кгс/см поступает в змеевики печей из котельной и в перегретом виде при температуре до 360°С и подается в кубы атмосферной колонны Т-101 и отпарных колонн Т-103 и Т-104.

После печей два потока нефти объединяются и подаются в атмосферную ректификационную колонну Т-101 на питающую тарелку № 4. На питающей тарелке при избыточном давлении 0,4ч0,2 кгс/см происходит дополнительное испарение легких фракций нефти. Пары нефти поднимаются на верхние тарелки, где контактируют с жидкостью, стекающей в виде флегмы с вышележащих тарелок колонны Т-101. В результате многократного контакта паров и жидкости - флегмы на тарелках происходит разделение нефти на фракции. Неиспарившаяся часть нефти перетекает по тарелкам вниз колонны - куб, где под первую тарелку подается перегретый до 360°С в печах Н-101 и Н-102 водяной пар. Пар необходим для дополнительной отпарки нефтяного остатка-мазута от остатков светлых фракций. Количество пара регулируется вручную шаровым краном по расходомеру FI-103 и составляет не более 800 кг/час.

Мазут при температуре 280-350°С ( термометр поз. TI-1224) из куба колонны Т-101 откачивается насосом Р-106 А/В по уровню в кубе, задаваемый регулятором LIC-1101 в пределах 30ч70%.

Мазут насосом Р-106 А/В прокачивается последовательно через теплообменники Е-105, Е-104 А/В и Е-101 А/В и при температуре 60н-90°С отводится в резервуары товарно-сырьевого парка.

Пары воды, легких фракций нефти и газы выводятся с верха колонны 101 при температуре 90-160°С, контролируемой прибором ТIС-1216, инаправляются по шлемовой трубев конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АС-101 А/В/С. В воздушном холодильнике AC-101 А/В/С парогазовый поток охлаждается потоком воздуха до 40ч70°С и основнаячасть паров конденсируется.

Газожидкостной поток после АС-101 А/В/С подается в рефлюксную емкость V-102, где происходит отделение неконденсированных паров-углеводородного газа и жидкости-дистиллята. Углеводородный газ из рефлюксной емкости V-102 направляется в узел осушки газа или напрямую в факельный сепаратор для сжигания на факеле.

В рефлюксной емкости V-102 из дистиллята отделяется вода (конденсат пара, подаваемого в кубы колонны Т-101 и отпарных колонн Т-103 и Т-104). Пресная вода из отстойника рефлюксной емкости отводится в емкость для пресной воды.

Дистиллят - бензиновая фракция из рефлюксной емкости V-102 откачивается насосом Р-102А/В. Одна часть бензиновой фракции через клапан, управляемый регулятором температуры TIC-1216 верха колонны Т-101 с корректировкой по расходу (поз.FIC-1408), подается в качестве орошения на 29 тарелку колонны

Т-101. За счет регулирования расхода орошения поддерживается температура верха колонны Т-101 в пределах 90ч160°С.

Другая часть бензиновой фракции направляется в воздушный холодильник

АС-104, где охлаждается до 30ч60°С (поз. ТIC-1222) и отводится в резервуары товарно-сырьевого парка.

Фракция дизельного топлива с температурой 200-250°С(поз.ТI-1217) отбирается с 12-ой глухой тарелки ректификационной колонны Т-101 и подается на верхнюю 4-ю тарелку отпарной колонны 1 -103. Для достижения требуемой ГОСТ температуры вспышки дизельного топлива под 1-ю тарелку колонны Т-103 подается водяной пар, перегретый до 360°С в печах Н-101 и И-102. Количество пара в пределах 600ч1200 кг/час регулируется вручную краном по расходомеру FI-104. Пары легких фракции вместе с водяным паром с верха отпарной колонны Т-103 возвращаются под 12-ю тарелку атмосферной колонны Т-101.

Из куба отпарной колонны Т-103 дизельное топливо прокачивается насосом Р-105 А/В через межтрубное пространство теплообменников Е-103 иЕ-102 А/В, где охлаждается до температуры 100-150°С ( поз.ТI-1204) за счет подогрева сырой нефти.

Часть дизельного топлива после теплообменника Е-102А возвращается в атмосферную колонну Т-101 для создания циркуляционного орошения.

Заохложенное дизельное топливо через клапан подается на 14-ю и 11-югорелки колонны Т-101 расходами 10+45 м/час и 5+15 м3/час, соответственно, под контролем регулятора расхода FIC-1406.

Другая часть дизельного топлива доохлаждается в воздушном холодильнике

АС-102 до 30+45 °С (прибор ТЫ 203) и подается в солевойдля удаления остатков воды. Дизельное топливо после осушителя выводится в резервуары товарно-сырьевого парка. Уровень в кубе отпарной колонны Т-103 в пределах 30-70 % поддерживается регулятором уровня LIC-1104.

Керосиновая фракция с температурой 200-250°С (поз.TI-218) отбирается с 20-ой глухой тарелки ректификационной колонны Т-101 и подается на верхнюю 6-ю тарелку отпарной колонны Т-104. Для отпарки легких фракции под 1-ю тарелку колонны Т-104 подается водяной пар, перегретый до 360°С в печах Н-101 и Н-102. Количество пара в пределах 600ч1200 кг/час регулируется вручную краном по расходомеру F1-105. Пары легких фракций вместе с водяным паром с верха отпарной колонны Т-104 возвращаются под 20-ю тарелку атмосферной колонны Т-101.

Из куба отпарной колонны Т-104 керосиновая фракция прокачивав насосом, охлаждается в воздушном холодильнике АС-103 до 30ч45 °С(прибор ТI-303) и подается в резервуары товарно-сырьевого парка.

Уровень в кубе отпарной колонны Т-104 в пределах 30ч70 поддерживается регулятором уровня L1C-1108.

2.5 Материальный баланс производства

По справочным данным строим кривую ИТК Шаимской нефти (прил.1) по которой составляем теоретический материальный баланс установки ЭЛОУ-АТ-1 Для определения количества продукции выпускаемой предприятием при известной мощности необходимо знать время работы оборудовании в году. Так как установка должна периодически подвергаться ремонтам это время меньше чем 365 дней. Время работы оборудования определяется() по формуле:

(2.1)

где число дней в году, =365 дней;- время необходимое на ремонт оборудования. Согласно положению о планово-предупредительных ремонтах =15 дней.

=365-15=350 дней.

В соответствии со временем работы оборудования составляется материальный баланс установки:

Принимаем что установка работает 350 дней в году

Таблица 2.4 Материальный баланс установки

Статьи баланса	Выход на нефть
	%масс	т/год	кг/ч
Приход
Сырая нефть	100	400000	47619
Получено
Газ (до 30єС)	4	16000	1905
Бензин прямой перегонки (30-180)	24	96000	11429
Керосиновая фракция (180-240)	11	44000	5238
Дизельное топливо (240-360)	22	88000	10476
Мазут топочный	39	156000	18571
ИТОГО	100	400000	47619

Расчёт аппарата воздушного охлаждения

Исходными данными для расчета АВО-2 являются:

-- производительность установки по бензиновой фракции;

- температура с которой бензин поступает в АБО, начальная температура;

- температура с которой бензин покидает АВО, конечная температура;

- начальная температура воздуха на входе АВО, примем температуру на 3°С выше средне июльской для региона установки АВО, для Тюмени эта температура составляет 22°С [10].

- - конечная температура воздуха на выходе из ABO выбираем согласно рекомендации [12, стр.56] ниже конечной температуры охлаждения бензина.

Итак, для расчета имеем:

=11429 кг/ч; =144°C; =50°C; =25єC; =40єС.

Определяем среднюю температуру охлаждаемой жидкости и находимсвойства бензина при этой температуре.

=

 = =96,73єС

=729 кг/, =0,00038 Па с, =0,54 Вт/(м К), -2352,10 Дж/кг К.

принимаем противоточную схему распределения температур и находим средний температурный напор;

Д=Д

=

Д144-40=104°C??=50-25=25°C

= =55,42°C

Принимаем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи для АВО-2 98 кДж/) [11]. Рассчитывается тепловой поток и ориентировочную поверхность теплообмена по формулам:

Q=G••

F=

Q=11429 •2352,1•(144-50)/3600= ? Вт.

F= =276,397

По поверхности теплообмена принимаем аппарат АВГ (9-Ж-6-Б1-В3)/4-1-4, Имеющий следующие характеристики:

- наружная поверхность теплообмена - 295м ;

- длина оребренной трубы - 4м;

- коэффициент оребрения - 9;

- число секций в аппарате - 1;

- число рядов труб в секции - 4;

- число ходов по трубам - 1;

- внутренний диаметр трубы - 0,021м.

Расчёт АВО-3 и АВО-4 для дизельного топлива, керосиновой фракции и мазута рассчитываем аналогично. Для охлаждения дизельного топлива и керосиновой фракции примем такие же АВО, но в количестве 2 шт. для охлаждения мазута один аппарат АВО вышеуказанного типа.

Размещено на Allbest.ru

...