Министерство образования и науки Республики Казахстан

 

Каспийский Общественный университет

 

 

 

 

 

 

 

 

Р  Е  Ф  Е  Р  А  Т

 

 

 

 

 

Тема: «Ёмкости для переработки нефти и нефтепродуктов»

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: Алчикеев И.

 

Приняла: Байдильдина О.Ж.

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2005

 

Содержание:

1. Устройство и действие ректификационных колонн,
   их типы. ________________3.
2. Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения.______6.
3. Промышленные установки по первичной переработке нефти.________6.
4. Подготовка нефти к переработке. __________________8.
5. Переработка углеводородов. __________________8.
6. Чистота водорода. _________________9.
7. ПРОФИЛЬ ДАВЛЕНИЙ В РЕАКТОРНОМ КОНТУРЕ._________11.
8. Ликвидация узких мест с точки зрения гидрав­лики.______________12.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Устройство и действие ректификационных колонн,
их типы.
     Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.
    Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Сырье поступает в перегонный куб  на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например, бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки.
    Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Сырье через теплообменник  поступает в подогреватель  и далее на разные уровни ректификационной колонны . Нижние фракции разогревают в кипятильнике  и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник , и далее из аккумулятора  частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций.
       В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. Во-первых, при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.
      В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.
В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.
        Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах  в качестве насадки применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости.
    В тарельчатых колоннах  для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам, причем перегородки  поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.
    Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.).
    В некоторых процессах переработки нефти (например, переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны и тарелок, закрепленных к центральному вращающемуся валу. Таким образом, вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низ лежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.

Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения.
     В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов.
    В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений колонн и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков.
    Подключение колонн возможно:
— последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны;
— навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных колонн сбрасывают назад в основную. Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для другой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны;
— с комбинированием последовательных и навесных подключений.
 Промышленные установки по первичной переработке нефти.
    Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).
    В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
    По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки:
— однократного испарения — на одной ректификационной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.
— двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.
— трехкратного испарения — используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй — отбензиненная нефть перегоняется до мазута, в третей — мазут до гудрона.
— четырехкратного испарения — установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части.
    Широкое распространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки. Подогретая в теплообменниках нефть с температурой 120—140°С поступает в комплекс дегидраторов, где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор, откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь, где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну  и как сырье в колонну. Сверху колонны отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор, частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны, где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны — 6 подается в печь —9 , где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну —10, работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон. Бензины, получаемые в колоннах  и  поступают в стабилизатор. Газ из газосепараторов подается в абсорбер, орошаемый стабильным бензином из колонны. А получаемый сверху колонны сухой газ сбрасывается к форсункам печей.
    Материальный баланс переработки нефти на комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ приведен ниже:
    Взято % Нефть 100 Газ 2,00 Вода и соли 2,50 Получено % Сухой газ 0,18 Головка стабилизации 2,82 Фракции * бензиновые 13,29 * керосиновые 16,27 * дизельные 16,94 * 350—420°С 10,60 * 420—490°С 11,40 Гудрон 30,00 Вода, соли 2,50 Потери 0,50.

 

 

Подготовка нефти к переработке.

   Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

    Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Переработка  углеводородов.

МОДЕРНИЗАЦИЯ УСТАНОВОК ГИДРООЧИСТКИ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ПАРЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ВОДОРОДА.

Дж. Тернер и М. Рейсдорф, Fluor Corp., Шугар-Лэнд, шт. Техас, США.              Большинство программ производства «чистого» топлива ориентируется на использование существующего оборудования. Тщательный анализ профиля давлений позволит оптимизи­ровать проект.

              Для выработки более чистых моторных топлив нефтепереработчики должны преодолеть ограничения действующих установок гидроочистки дистилляторов и гаройлей. Нужно повысить жесткость процесса, и уже созданы катализаторы, способные решить эту задачу, другое необходимое условие — увеличение парциального давления водорода, особенно в тех случаях, когда идет речь о выработке дизельного топлива с ультра низким содержанием серы — менее 0,0015 % (15 мг/кг). В настоящее время многие установки гидроочистки работают при низком давлении (ниже 4,14МПа), поэтому с помощью них невозможно получать столь чистые продукты без повышения парциального давления водорода. Говоря о парциальном давлении, обычно имеют в виду условия на выходе из реактора. Для повышения парциального давления водорода нужно увеличивать общее давление и молярную долю водорода в газе.

 

Чистота водорода.

        Режторный узел установки гидроочистки может быть выполнен по двум типичным схемам: с горячим и холодным сепараторами после реактора или только холодным сепаратором. В схемах с высокой жесткостью циркулирующий газ часто пропускают через аминный абсорбер для очистки от H₂S. Обычно поток циркулирующего газа в 3-5 раз превышает количество свежего водорода, подаваемого на подпитку.

           Из примесей, присутствующих в свежем водороде, труднее всего удалить метан. Существует несколько способов очистки водорода: короткоцикловая абсорбция, мембранное разделение, низкотемпературная разгонка, масляная абсорбция. В схеме с горячим сепаратором жидкость, отделяющаяся в нем, слишком горячая для того, чтобы увлечь значительное количество легких углеводородов. Наоборот, растворимость водорода в углеводородах растет с повышением температуры. В холодном сепараторе остается уже слишком мало жидкого продукта для абсорбции заметного количества легких углеводородов. Проблема чистоты циркулирующего газа становится наиболее острой на установках гидроочистки (высокой жесткости) сырья ККФ, которые подпитываются водородом с установок каталитического риформинга. Если здесь не выводить из цикла большой поток отдувочного газа, то молярная доля метана и других легких углеводородов может составить в циркулирующем газе до 50 % и выше. Самым экономичным способом уменьшения потерь водорода с отдувочным газом считают мембранную очистку, входе которой из газа селективно извлекается водород. Правда, при этом давление отдувочного     водорода  снижается   по меньшей мере в 2 раза. При отношении давлений исходного газа и выделенного водорода 3:1 степень извлечения водорода и его чистота составляют 90-95%. сепаратором появляются дополнительные факторы, влияющие на чистоту циркулирующего газа. Горячие сепараторы обычно устанавливаются на установках гидроочистки газойля. Если такого сепаратора нет, то в холодном сепараторе затруднено расслаивание водной и органической фаз из-за близости их плотностей. На установках гидроочистки дизельного топлива горячие сепараторы устанавливаются для улучшения интеграции тепла, но фазы в холодном сепараторе быстро расслаиваются и без них. Обычно температура в горячем сепараторе составляет 232-288°С. Такая температура — подходящая для расчета оборудования, но плохая, если говорить о чистоте циркулирующего газа. Как при более высокой, так и при более низкой температуре доля водорода в циркулирующем газе повышается: в первом случае — из-за увеличения количества жидкости в холодном сепараторе, во втором случае — из-за усиления абсорбции в горячем сепараторе. Следует тщательно рассмотреть все варианты для выбора оптимальной температуры. На установках с горячим сепаратором можно также предложить возврат нафты в холодный сепаратор для повышения чистоты циркулирующего газа. Если жидкость из холодного сепаратора высокого давления дросселируется в холодный сепаратор низкого давления, то нафту можно вводить в поток паров, идущий из горячего сепаратора. Это позволит повысить отношение жидкость/газ и полнее удалять легкие углеводороды из циркулирующего газа. Такая схема может представлять особый интерес при модернизации, поскольку для возврата нафты можно использовать старые сырьевые насосы.                          .

Фракционный состав сырья неоднозначно влияет на гидроочистку. Если в сырье присутствуют бензиновые или керосиновые фракции, они в реакторе испарятся и разбавят водород. С другой стороны, эти фракции уйдут в холодный сепаратор, где поглотят легкие углеводороды и помогут увеличить чистоту циркулирующего водорода. Во многих случаях освобождение сырья от легких фракций фактически приводит к уменьшению парциального давления водорода. Повышение доли водорода в циркулирующем газе может снизить перепад давления в циркуляционном контуре, что позволит увеличить расход циркулирующего газа или сырья. Нужно, однако, помнить, что при осуществлении циркуляции газа центробежным   компрессором его напор уменьшится из-за уменьшения молекулярной массы газа. Поэтому нужно учитывать и изменение результатов работы компрессора.      
Увеличение рабочего давления дает следующие выгоды для циркуляционных компрессоров:        

• при сохранении прежнего объемного потока можно циркулировать больший молярный расход водорода;
• при большем давлении на всасывании и постоянном перепаде давления достаточен меньший напор центробежного компрессора;
• при большем давлении на всасывании и постоянном перепаде давления достаточна меньшая мощность поршневых

  компрессоров и меньшие нагрузки на шток;                                                         .

  При большем рабочем давлении уменьшается испарение сырья в реакторе (из-за чего возрастает парциальное давление водорода), усиливается абсорбция легких углеводородов в сепараторах, уменьшается объем циркулирующего газа, растет эффективность разделения газов в мембранных блоках. Однако повышение рабочего давления дает и отрицательный эффект:

• повышается нагрузка на сырьевые насосы, из-за чего может потребоваться их модернизация или замена;
• меняются требования к компрессии водорода, подаваемого на подпитку;
• увеличивается нагрузка на насосы аминного раствора и промывной воды;
• конструкционные материалы, даже будучи рассчитанными на более высокое давление, могут оказаться непригодными для возросшего парциального давления водорода;

ПРОФИЛЬ ДАВЛЕНИЙ В РЕАКТОРНОМ КОНТУРЕ.

 На большинстве установок гидроочистки весь реакторный контур защищается единственным предохранительным клапаном на сепараторе. В этих случаях расчетное давление оборудования, расположенного до сепаратора, должно превышать установочное давление предохранительного клапана. Код ASME допускает превышение расчетного давления аппаратов на 10 % при срабатывании предохранительного клапана (на 21 % в случае пожара). Однако норматив API 520/521 Appendix В интерпретирует это положение кода ASME в таком смысле, что расчетное давление аппаратов не должно превышаться к моменту достижения установочного давления предохранительного клапана. Когда пе­репад давления в реакторном контуре возрастает, предохранительный клапан может не справиться с защитой некоторых аппаратов. При проектировании модернизации нужно рассмотреть ограничения существующего оборудования по давлению и конструктивным материалам.
     Невозможно оценить какой-либо аппарат в реакторном контуре, не анализируя профиль давлений во всем
контуре.  Важно, чтобы профиль был взят для условий, когда перепад давления максимален, часто это условия в конце пробега, когда катализатор сильно загрязнен, а температура максимальна. Здесь принято, что при срабатывании предохранительного  клапана останутся те же перепады давлений, что и при нормальной работе, хотя при росте давления эти перепады немного уменьшатся. Давление на выходе из реактора нельзя поднять выше 4,485 МПа, поскольку давление в этом теплообменнике при срабатывании клапана станет чрезмерным. Представленный анализ позволяет понять, насколько может быть повышено рабочее давление в реакторном контуре и чем лимитируется это повышение. Следует отметить, что с годами в нормативных документах повышаются допустимые напряжения, по которым рассчитывается максимальное допустимое рабочее давление. Так, для листовой стали с 1,25 % хрома в 2001 г. допустимое напряжение (для температуры 427°С) было увеличено на 14 %  в сравнении с нормативами 1992 г. Таким образом,  если реактор, изготовленный из этой стали, был в 1992 г. рассчитан на максимальное рабочее давление 5,52 МПа, то теперь его можно пересчитать на давление 6,28 МПа (конечно, при условии, что аппарат находится в хорошем состоянии. Одна из возможностей уменьшения этого запаса — монтаж импульсного предохранительного клапана (работающего от вспомогательного клапана). Одна эта замена позволяет уменьшить запас до 5 % и в рассматриваемом примере поднять давление в холодном сепараторе с 4,04МПа (90% установочного давления 4,48 МПа) до 4,25МПа (95 % этого же установочного давления). Рабочее давление в реакторе может быть увеличено на 0,21 МПа. Ясно, что в этих расчетах нужно оценить, какую надежность обеспечат системы регулирования в условиях меньшего запаса прочности.                                              

Ликвидация узких мест с точки зрения гидрав­лики. Еще один способ повышения рабочего давления — уменьшение гидравлических сопротивлений. Ниже приведено несколько сравнительно дешевых способов снижения перепада давления в реакторном  контуре:
• Теплообменники можно переделать из четырех ходовых в двухходовые, для этого достаточно снять разделительные перегородки. Скорость потока в трубах и длина пути уменьшатся вдвое, так что сопротивление может снизиться в 8 раз. Фактически это снижение будет не столь сильным; кроме того, ухудшится теплообмен;

• Можно увеличить число потоков в печи (например, с двух до четырех). Это также приведет к падению сопротивления и ухудшению теплообмена, так что, возможно, придется поднять температуру стенки трубы. Кроме того, слишком малое сопротивление печи затруднит равномерное распределение жидкости по потокам. Потребуется индивидуальное измерение расхода газа и жидкости в каждом потоке;
• Если понадобится монтаж новых реакторов иль теплообменников, то имеет смысл поставить их параллельно существующему оборудованию, а не последовательно;
• Можно смонтировать обводные газовые линии вокруг существующих теплообменников/подогревателей;
  Нужно проверить, не будут ли превышены где-либо допустимые скорости потока, что грозит эрозией. Например, в узле смешения промывной воды с парами, идущими в холодный сепаратор, скорость не должна превышать 6 м/с (для углеродистой стали). Следует также проверить отсутствие ограничений в разных сценариях работы установки: в начале и конце пробега, при малых и максимальных нагрузках, на различном сырье и при разной чистоте свежего водорода, при отключении аминного абсорбера, при высокой и низкой температуре горячего сепаратора.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы:

1. 5ballov.ru
2. Журнал «Переработка нефти».
3. ПОИСК.ru.