Расчет теплообменного аппарата

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Иркутский национальный исследовательский технический университет

Институт высоких технологий Кафедра химической технологии им. Н. И. Ярополова

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине

Расчет теплообменного аппарата

Химическая технология подготовки и переработки нефти

Выполнил студент В.В. Мельников

Иркутск 2022 г.



Задание на курсовую работу

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСТИТЕТ

По курсу Химическая технология подготовки и переработки нефти

Студенту Мельникову Василию Владимировичу

Тема работы: «Расчет теплообменного аппарата» Задание: Рассчитать теплообменный аппарат установки ЭЛОУ-АВТ-6, перерабатывающей 6 млн. тонн в год нефти Верхнечонского месторождения.

Дата выдачи задания «01» декабря 2022 г.

Задание получил     В. В. Мельников подпись И.О. Фамилия

Дата представления работы руководителю «23» декабря 2022 г.

Руководитель курсовой работы ____________ О. В. Белозерова

подпись И. О. Фамилия



Содержание

Введение

1. Принцип работы установки ЭЛОУ-АВТ-6

1.1 Технологическая схема

1.2 Блок ЭЛОУ

1.3 Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

1.4 Блок вакуумной перегонки мазута

2. Расчёт теплообменного аппарата установки

2.1 Расчёт тепловой нагрузки теплообменника

2.2 Расчёт коэффициента теплоотдачи для нефти в трубах

2.3 Расчёт коэффициента теплоотдачи для мазута в межтрубном пространстве

2.4 Расчёт коэффициента теплопередачи и поверхности теплообмена

2.5 Расчет гидравлического сопротивления теплообменника

Заключение

Список использованных источников



Введение

Обычно нефть, поступающая на завод, содержит до 1% воды и от 100 до 900 мг солей. Переработка таких нефтей вызывает повышенную коррозию аппаратуры. Чтобы этого избежать и приготовить нефть для дальнейшей переработки её обезвоживают и обессоливают.

ЭЛОУ-АВТ-6 - комбинированная установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием и вторичной перегонкой бензина предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной переработки сырья для вторичных процессов.

Теплообменник-- устройство, в котором осуществляется теплообмен между двумя теплоносителями, имеющими различные температуры. По принципу действия теплообменники подразделяются на рекуператоры и регенераторы. В рекуператорах движущиеся теплоносители разделены стенкой. К этому типу относится большинство теплообменников различных конструкций. В регенеративных теплообменниках горячий и холодный теплоносители контактируют с одной и той же поверхностью поочерёдно. Теплота накапливается в стенке при контакте с горячим теплоносителем и отдаётся при контакте с холодным, как, например, в кауперах доменных печей. Теплообменники применяются в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, атомной, холодильной, газовой и других отраслях промышленности, в энергетике и коммунальном хозяйстве. От условий применения зависит конструкция теплообменника.

Кожухотрубчатые теплообменники -- наиболее распространенная конструкция теплообменной аппаратуры. В зависимости от назначения кожухотрубчатые аппараты могут быть теплообменниками, холодильниками, конденсаторами и испарителями; их изготовляют одно- и многоходовыми.



1. Принцип работы установки ЭЛОУ-АВТ-6

Современные высокопроизводительные установки ЭЛОУ-АВТ являются комбинированными и включают:

Электрообессоливающую установку (ЭЛОУ);

Атмосферный блок (АТ);

Вакуумный блок (ВТ);

Блоки стабилизации и вторичной ректификации бензиновых фракций.

Также, ЭЛОУ-АВТ может быть дополнена другими процессами для повышения эффективности.

В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти:

Схема с одной сложной ректификационной колонной в атмосферном блоке (схема с однократным испарением и однократной ректификацией);

Схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной (схема с двукратным испарением и однократной ректификацией);

Схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной (схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией).

Выбор схемы определяется содержанием в нефти газов, бензиновых фракций, светлых нефтепродуктов и серы. Наибольшее признание получила схема №3, как наиболее гибкая и универсальная.

1.1 Технологическая схема

Рисунок 1 - Принципиальная схема блока атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6.

1 - отбензинивающая колонна; 2 - атмосферная колонна; 3 - трехсекционная отпарная колонна (стриппинг); 4 - атмосферная печ.

Линии: I - нефть с ЭЛЛОУ; II - легкий бензин; III - тяжелый бензин; IV -фракция 180…220 0С (авиакеросин); V - фракция 220…280 0С (легкий дизель); VI - фракция 280…350 0С (тяжелый дизель); VII - мазут; VIII - газ; IX - водяной пар.

Нефть с блока ЭЛОУ через группу рекуперационных теплообменников поступает в отбензиневающую колонну (1). В этой колонне из нефти отделяются растворенные газы и фракция легкого бензина, которые конденсируются и разделяются в конденсаторе и сепараторе. Часть конденсата подается на верх колонны (1) в качестве орошения (флегмы), а часть откачивается на склад. Тепло для организации разделения вносится в колонну «горячей» струей.

Отбензиненная нефть из колонны (1) прокачивается через печь (4) и с температурой 340оС поступает в основную сложную фракционирующую колонну (2). С верха этой колонны отбирается фракция тяжелого бензина III, а сбоку через отпарные секции (3) выводятся топливные фракции IV (180-220) через верхнюю секцию, V (220-280) через среднюю секцию и VI (280-350) через нижнюю секцию. Из низа К-2 (2) отводится мазут VII. Отпарка более легких углеводородов из отбираемых фракций (куб К-2 (2) и отпарные колонны (3)) производится за счет подачи перегретого водяного пара IX. В колонне предусмотрены также 2 (иногда 3) циркуляционных орошения для снятия избыточного тепла из потока парового орошения для организации внутренней конденсации целевых фракций. Мазут из К-2 (2) направляется на дальнейшее разделение в блок вакуумной ректификации мазута (установка АВТ).

В процессе предусмотрена глубокая рекуперация тепла отводимых материальных потоков за счет установки специальных высокотемпературных трубчатых теплообменников типа ТП для подогрева исходного потока сырья (на схеме не показаны).

Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов в вакуумную колонну подают нагретый водяной пар.

Эти методы перегонки нефти на отдельные фракции основаны на различии летучестей этих фракций. При использовании ректификации эти методы дают достаточно четкое разделение. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистиллятов.

1.2 Блок ЭЛОУ

Назначение ЭЛОУ -- удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других продуктов.

Сырье и продукция. Сырье -- нефть, содержащая воду и соли. Продукция -- обессоленная и обезвоженная нефть, содержащая 3-4 мг/л солей и до 0,1% маcc. воды.

Рисунок 2 - Схема установки электрообессоливания нефти. Блок ЭЛОУ.

Т-1 - теплообменник; Т-2 - паровой подогреватель; Э-1 - электродегидратор первой ступени; Э-2 - электродегидратор второй ступени; X-1 - холодильник; Е-1 - нефтеотделитель.

Линии: I - сырая нефть; II - деэмульгатор; III - щелочь; IV - свежая и оборотная волна; V - обессоленная нефть; VI - вода в канализацию; VII - пар водяной.

Нефть I забирается из сырьевых резервуаров и смешивается с промывной водой IV, деэмульгатором II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) со щелочью или содой III. Затем сырье нагревается в теплообменнике Т-1 и паровом подогревателе Т-2. Из Т-2 нефть поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. В этом аппарате удаляется основная масса воды и солей (их содержание в нефти снижается в 8-10 раз). Из Э-1 нефть направляется в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. На некоторых установках свежая вода поступает только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Обессоленная нефть из Э-2 через теплообменник Т-1 и холодильник X-1 уходит с установки, а отделенная в электролегидраторах вода направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная в Е-1 нефть возвращается на прием сырьевого насоса, вода сбрасывается в канализацию и передается на очистку.

Температура и давление процесса обусловливаются свойствами обрабатываемой нефти и конструкцией основного аппарата -- электродегидратора. Легкие нефти обессоливаются при 80-100°С, тяжелые -- при 120- 140°С.

1.3 Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (рисунок - 1), содержатся растворенные углеводородные газы (C1-C4). Поэтому прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С1-С2) и сжиженного (С2-С4) газов и последую­щим их рациональным использованием.

Прямогонные бензины после предварительной стабилизации не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бен­зины ввиду их низкой детонационной стойкости. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н. к. -- 62 (85 °С), кото­рая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов или индивидуальных ароматичес­ких углеводородов -- бензола, толуола и ксилолов. При производстве ароматических углеводородов исходный бензин разделяют на следую­щие фракции с температурными пределами выкипания: 62...85 °С (бензольную), 85...105(120 °С) (толуольную) и 105 (120)…140 °С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фракции: н.к. - 85 °С и 85…180 °С.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной переработки бензина на фракции н.к. - 85 и 85...180 °С. Наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно-параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ-АВТ-6



Рисунок 3 - Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6.

1 - колонна стабилизации; 2-5 - колонна вторичной перегонки.

Линии: I - нестабильный бензин; II - фракция С5 - 62оС; III - фракция 65…105 оС; IV - фракция 62…85оС; V - фракция 85…105оС; VI - фракция 105…140оС; VII - фракция 140…180оС; VIII - сжиженная фракция С3-С4; IX - сухой газ С1-С2; X - водяной пар

В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабили­зации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н.к. -- 105 °С и 105...180 °С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.

Нестабильный бензин из блока АТ после нагрева в теплообменнике поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) (1). С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С3-С4, которые проходят конденсатор-холодильник и поступают в газосепаратор. Часть конденсата возвращается в колонну (1) в качестве острого орошения, а балансовое количество выводится с установки. Подвод теп­ла в низ дебутанизатора осуществляется горячей струей подогретого в печи стабильного бензина. Из стабильного (дебутанизированного) бензина в колонне (2) отбирают фракцию С5 - 105 °С. Пары этой фракции конденсируют в аппарате воздушного охлаждения. Часть конденсата возвращают в колонну (2) в качестве острого орошения, а балансовую часть направляют в колонну (3). Кроме того, часть паров верха колонны (2) подают без конденсации в колонну (3). С верха колонны (3) отбирают фракцию С5 - 62 °С, с куба - 62...105 °С, которая может выводиться с установки как целевая либо направляться в колонну (4) для разделения на фракции 62...85°С (бензольную) и 85...105°С (толуольную).

Остаток колонны (2) - фракцию 105...180 °С - направляют на разделение в колонну (5) на фракции 105...140 °С и 140...180 °С.

Тепло в низ колонны (4) подводится через кипятильник, а остальных колонн вторичной перегонки (2,3 и 5) - с горячей струей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.

Расходные показатели установки ЭЛОУ-АВТ-6 на 1 т перерабатываемой нефти:

- топливо жидкое - 33,4 кг;

- электроэнергия 10,4 кВт*ч;

- вода оборотная - 4,3 м3;

- водяной пар (1,0 МПа) со стороны - 1,1 кг, собственной выработки - 48 кг.

1.4 Блок вакуумной перегонки мазута

Вакуумная установка, работающая обычно в комплексе с атмосферной трубчаткой, предназначена для глубокой перегонки мазута (остатка атмосферной перегонки нефти). На вакуумной установке мазут перегоняется до гудрона с получением или широкой дистиллятной фракции - вакуумного газойля 350-500°С, являющейся сырьем термического и каталитического крекинга (топливный вариант работы), или с получением дистиллятных масел (веретенное, трансформаторное, машинное, цилиндровое) и остаточных масел (авиационное, дизельное) при работе по масляному варианту.

Для понижения температуры кипения этих фракций, часто находящейся выше температуры начала их разложения, в колонне создают вакуум, а в качестве теплоносителя и одновременно инертного компонента для понижения Ткип. вводят перегретый водяной пар. Большая часть вакуумных установок работает по схеме однократного испарения мазута. Мазут подогревается в дистиллятных полугудроновых и гудроновых теплообменниках, доводится в трубчатой печи до температуры 425°С и поступает в ректификационную колонну, отгонная часть которой имеет меньший диаметр, чем концентрационная часть. Благодаря этому сокращается время пребывания остатка в колонне и уменьшается опасность его разложения. Боковыми погонами выводятся веретенный, трансформаторный и соляровый дистилляты. Отпаренный в отгонной колонне полугудрон идет на извлечение из него остаточных масел. Вакуум в колонне создается физико-механическим способом, т.е. конденсацией паров (обычно в барометрическом конденсаторе) и отсасыванием несконденсировавшихся газов насосами или пароструйными эжекторами. Конденсат откачивают насосами или удаляют свободным истечением.

Для обеспечения высокоинтенсивного, но кратковременного нагрева мазута применяют печи с экранами двухстороннего облучения, а также вводят в змеевики водяной пар (снижает интенсивность коксообразования и его отложения на стенки труб), увеличивают диаметр труб змееевка, последних по ходу сырья, соединения труб змеевиков производят с помощью калачей, а не ретурбендов, трансферную линию выполняют с минимальным числом поворотов.



Рисунок - 4. Принципиальная схема блока вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6.

1 - вакуумная колонна; 2 - вакуумная печь; 3 - пароэжекторный насос.

Линии: I - мазут с АТ; II - легкий вакуумный газойль (фр. 200-360°С компонент ДТ); III - вакуумный газойль (фр. 360-530°С - масляная фракция); IV - затемненная фракция; V - гудрон; VI - водяной пар; VII - газы разложения; VIII - конденсат (вода или нефтепродукт).

Мазут из АТ I прокачивается через печь (2), где он нагревается до 425°С и вводится в нижнее сечение укрепляющей секции в виде парожидкостной смеси (доля отгона сырья достигает 0,5). Поднимающиеся пары подвергаются разделению за счет их взаимодействия со стекающим потоком жидкого орошения II III, который формируется за счет создания в укрепляющей секции 2-х холодных циркуляционных орошений (верхнее орошение формируется конденсатором). Целевые масляные фракции отбирают из колонны в виде боковых погонов: легкий вакуумный газойль II, вакуумный газойль III, затемненную фракцию IV, а в качестве остатка из колонны выводят гудрон V.

Мазут из атмосферной колонны К-2 направляется в печь для его предварительного нагрева до температуры до 400 - 420?С, а затем в вакуумную колонну на фракционирование.



2. Расчёт теплообменного аппарата установки

Для расчёта был выбран один аппарат из блока теплообменников 1 (см. рисунок 1). Установлено, что при переработке на установке 6 млн. тонн в год сырой нефти, целесообразно разделить поток сырья на несколько частей при входе на установку.

6 000 000 тонн/год = 6 000 000 000 кг/год = 16 666 667 кг/сут. = 694 444 кг/час.

694 444/20 = 34 722,2 кг/час.

Таким образом, в блок теплообменников 1 потребуется около 20 теплообменных аппаратов для подогрева такого объёма поступающей сырой нефти. Массовый расход сырой нефти составит в таком случае 34 722,2 кг/час.

Массовый расход мазута, используемого для подогрева сырой нефти составит 40 277,7 кг/час ( ? 10% от всего мазута, полученного на установке).

Теплообменник, обозначим его Т-1, предназначен для подогрева сырой нефти до температуры 170?С потоком мазута. Рассчитанные параметры потоков, поступающих и отводимых из Т-1 приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 - Основные параметры сырой нефти.

Параметр	Значение
Температура, ?С	24,0	180,0
Давление, кПа	490	480
Молекулярная масса, кг/кмоль	260	260
Массовый расход, кг/ч	34722,2	34722,2
Объёмный расход, м3/ч	40,61	46,92
Плотность, кг/м3	855,0	740,0
Теплоёмкость, кДж/(кг•К)	1,925	2,565
Теплопроводность, W/(м•К)	0,175	0,161
Вязкость, мПа•с	58,1	0,128
Поверхностное натяжение, н/м	-	-



Таблица 2 - Основные параметры мазута.

Параметр	Значение
Температура, ?С	300,0	180,0
Давление, кПа	210	200
Молекулярная масса, кг/кмоль	400	400
Массовый расход, кг/ч	40277,7	40277,7
Объёмный расход, м3/ч	57,29	50,35
Плотность, кг/м3	703,0	800,0
Теплоёмкость, кДж/(кг•К)	2,594	2,211
Теплопроводность, W/(м•К)	0,091	0,109
Вязкость, мПа•с	0,83	2,32
Поверхностное натяжение, н/м	-	-

2.1 Расчёт тепловой нагрузки теплообменника

Для расчёта тепловой нагрузки найдём теплоёмкости при средних температурах с помощью уравнения линейной интерполяции:

Рассчитываем тепловую нагрузку Q:

Определяем и

?С



Средняя разность температур :

Берем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи из учебного пособия [4] «Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии» К.Ф. Павлов, П.Г. Романков [и др.] c. 172, табл. 4.8.

Ориентировочное значение коэффициента

Рассчитываем ориентировочную поверхность теплообмена для теплообменника Т-1: бензин нагрузка теплообменник теплоотдача

Подбираем из справочника подходящий стандартный теплообменник и записываем необходимые значение параметров в таблицу 3.

Таблица 3 - Значение параметров стандартного теплообменника Т-1.

Параметры	Значение
Стандартная поверхность теплообмена ,	595
Диаметр кожуха, мм	1200
Диаметр трубы , м	0,02
Толщина стенки трубы	0,002
Теплопроводность стенки ,	17,5
Число труб	1580
Длина труб	6
Число ходов теплообменнике, z	4
Площадь сечения труб, м2	0,079
Сечение потока в межтрубном пространстве	0,145
Число сегментных перегородок	10
Диаметр условного прохода штуцеров трубного пространства , м	0,25
Диаметр условного прохода штуцеров межтрубного пространства , м	0,35
Масса теплообменника, кг	13400

Внутренний диаметр трубы находим по уравнению:

Нефть направим в трубы, а мазут - в межтрубное пространство.

2.2 Расчёт коэффициента теплоотдачи для нефти в трубах

Для расчёта найдём значения объёмного расхода, плотности, вязкости и теплопроводности при средней температуре с помощью уравнения линейной интерполяции:

Рассчитаем скорость движения нефти в трубном пространстве:

Определяем критерий Рейнольдса для нефти в трубном пространстве:



Режим движения потока нефти в трубном пространстве - ламинарный, так как Re<2300.

Рассчитываем критерий Прандтля для трубного пространства:

Произведем расчет критерия Нуссельта и коэффициента теплоотдачи для трубного пространства по критериальному уравнению:

Коэффициент теплоотдачи нефти, движущейся в трубном пространстве в ламинарном режиме, рассчитывается по следующей формуле:

2.3 Расчёт коэффициента теплоотдачи для мазута в межтрубном пространстве

Для расчёта найдём значения объёмного расхода, плотности, вязкости и теплопроводности при средней температуре с помощью уравнения линейной интерполяции:



Рассчитаем скорость движения мазута в межтрубном пространстве:

Определяем критерий Рейнольдса для мазута в межтрубном пространстве:

Режим движения потока мазута в межтрубном пространстве - ламинарный, так как Re<2300.

Рассчитываем критерий Прандтля для межтрубного пространства:

Произведем расчет критерия Нуссельта и коэффициента теплоотдачи для межтрубного пространства соответственно критериальному уравнению, где в первом приближении :

Коэффициент теплоотдачи мазута, движущегося в межтрубном пространстве в ламинарном режиме:

2.4 Расчёт коэффициента теплопередачи и поверхности теплообмена

Термические сопротивления загрязнений для сырой нефти и мазута согласно справочнику равны и соответственно.

Коэффициент теплопередачи равен:

Рассчитаем требуемую поверхность теплообмена:

Требуемая поверхность теплообмена составляет

Можно сделать вывод, что подходит теплообменник с поверхностью теплообмена , с длиной труб 6 м, четырёхходового типа, с диаметром кожуха 1,2 м, и с числом труб 1580 шт.

Запас поверхности теплообмена:



2.5 Расчет гидравлического сопротивления теплообменника

Гидравлический расчет проводят по формулам, приведенным ниже.

Определим коэффициенты местных сопротивлений для данного теплообменника:

Число труб, омываемых в межтрубном пространстве, рассчитывается по формуле:

Скорость движения потока в штуцерах трубного пространства:

Скорость движения потока в штуцерах межтрубного пространства:

Определяем коэффициент трения для трубного пространства. При Re<2300 данный параметр определяется по формуле:



Расчетные формулы для определения гидравлического сопротивления в трубном и межтрубном пространствах соответственно равны:

Для межтрубного:



Заключение

На основе параметров исходной сырой нефти Верхнечонского месторождения был проведен технологический и гидравлический расчёт. А именно:

Расчёт теплообменного аппарата установки;

Расчёт тепловой нагрузки теплообменника;

Расчёт коэффициента теплоотдачи для нефти в трубах;

Расчёт коэффициента теплоотдачи для мазута в межтрубном пространстве;

Расчёт коэффициента теплопередачи и поверхности теплообмена;

Расчет гидравлического сопротивления теплообменника;

В соотвествии с эти был выбран кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой, по ГОСТу имеет следующие параметры:

Длина трубы l= 6000 мм;

Диаметр кожуха D= 1200 мм;

Общее число труб n= 1580;

Диаметр труб d = 20Ч2 мм;

Число ходов z = 4;

Поверхностью теплообмена F = 595 м2;

Запас поверхности теплообмена Д = 21,544%,

Так же было установлено ориентировочное количество таких теплообменных аппаратов в блоке для переработки сырой нефти объёмом 6 млн. тонн в год.



Список использованных источников

1. Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии: Учебник для вузов/ А. Г. Касаткин. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2004. - 753 с.

2. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа/ С. А. Ахметов. - Уфа: Гилем, 2002. - 540 с.

3. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию/ Ю. И. Дытнерский, В. П. Брыков [и др.]. - М.: Химия, 1991. - 496 с.

4. Павлов К. Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов/ К. Ф. Павлов, П. Г. Романков, А. А. Носков. - Л.: Химия, 1981. - 560 с.

5. ТУ 3612-024-00220302-02 «Аппараты теплообменные кожухотрубчатые».

6. СТО "005-2015 СИСТЕМА МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых проектов (работ) и выпускных квалификационных работ технических специальностей".

Размещено на Allbest.ru

...