Проектирование установки электрообессоливания и обезвоживания нефти производительностью 2, 5 млн. т год

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 26 страниц
В избранное:

Введение ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .. 5
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .
1. Литературный обзор ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 6
1.1 Вредные примеси в 6
нефти ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .
1.2 Подготовка нефти к переработке на промыслах ... ... ... ... ... ... ... 7
1.3 Общее описание основных методов обессоливания и обезвоживания 8
нефтей ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Методы разрушения водонефтяных эмульсий ... ... ... ... ... ... ... . 10
1.5 Обессоливание и обезвоживание нефтей на НПЗ (ЭЛОУ) ... ... ... ... 13
1.6 Электродегидраторы. Конструкция. Принцип действия ... ... ... ... . 14
1.7 Технология обезвоживания и обессоливания нефти ... ... ... ... ... . 17
1.8 Описание проектируемой технологии обезвоживания и 20
электродегидратора на схеме ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2. Технологический расчет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 22
2.1 Материальный баланс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 22
2.2 Технологический расчет электродегидратора ... ... ... ... ... ... ... .. 24
2.3 Расчет основных штуцеров электродегидратора ... ... ... ... ... ... ... 27
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 29
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 30

СОДЕРЖАНИЕ
Приложения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... .

ВВЕДЕНИЕ

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил,
кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно
хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в
начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или
малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и
достигает до (94 ± 4) %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть,
содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и
неорганические (H2S, СО2) газовые компоненты, нельзя транспортировать и
перерабатывать на НПЗ без ее тщательной промысловой подготовки.
Наличие в нефти указанных веществ оказывает вредное влияние на работу
оборудования нефтеперерабатывающих заводов:
1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре
установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает
расход энергии;
2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой
очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную
коррозию;
3) накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне) ухудшают
их качество.

Наличие значительного количества и разнообразия методов обезвоживания и
обессоливания нефти затрудняет выявление наиболее рациональных из них.
Рациональность методов определяется следующими основными показателями их
качественности:
1) эффективность;
2) возможность полного отделения воды и сухих солей;
3) отсутствие необходимости применения подогрева;
4) максимальная простота метода и оборудования;
5) экономичность процесса.
Поэтому чаще применяют на НПЗ комбинацию методов обессоливания и
обезвоживания, например, на ЭЛОУ сочетается четыре фактора воздействия на
эмульсию: подогрев, подача деэмульгатора, электрическое поле и отстой в
гравитационном поле.
Актуальность. Именно на ЭЛОУ закладываются основы качества выпускаемой
продукции, формируются предпосылки благополучной жизнедеятельности сложного
технологического оборудования. Американцы как-то подсчитали, что лишний
миллиграмм соли в литре нефти вызывает коррозию трубопроводов и другого
оборудования нефтеперерабатывающего комплекса на миллиард долларов в год.
Ничего более прогрессивного для подготовки нефти к промышленной
переработке человечество пока не придумало. На принципе электроосаждения
работают практически все нефтеперерабатывающие заводы мира.
Исследования в данном направлении продолжаются, но большинство из них в
итоге сводится лишь к тому, как уменьшить количество необходимой для
процесса пресной воды. Правда, время от времени учёные делают интересные
находки. Недавно, например, выяснилось, что поверхность электродов можно
закрывать изолятором. Это не оказывает влияния на сам процесс, зато
позволяет избежать контакта металла с активной средой, а значит,
препятствует коррозии – главному врагу любого технологического
оборудования.
Цель курсового проекта: расчитать и спроектировать установку
электрообессоливания и обезвоживания нефти производительностью 2,5
млн.тгод.
Задачи:
- изучить основы процесса электрообессоливания и обезвоживания нефти;
- провести анализ технологической схемы и основной аппаратуры;
-провести основные расчеты аппарата установки электродегидратора.

1 Литературный обзор

1.1 Вредные примеси в нефти

Присутствие пластовой воды в нефти удорожает её транспортировку.
Повышает энергозатраты на испарение воды и конденсацию паров. Кроме того,
присутствие балластной воды повышает вязкость нефтяной системы, вызывает
опасность образования кристаллогидратов при пониженной температуре.
Пластовые воды, добываемые с нефтью, содержат, как правило, значительное
количество растворимых минеральных солей, растворимые газы, химические
соединения, образующие неустойчивые коллоидные растворы (золи), твёрдые
неорганические вещества, нерастворимые в воде и находящиеся во взвешенном
состоянии.
Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней
высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород,
адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных
эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению
эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти,
а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при
отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти
сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды.
Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и
накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые
"амбарные" нефти, которые не находят рационального применения или
утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ
труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению
коэффициента теплопередачи и производительности установок.
Ещё более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, на
переработку нефти соли – хлориды, которые попадают в нефть вместе с
эмульгированной водой. Особенно Са и Mg. При их гидролизе (даже при низкой
температуре) образуется соляная кислота. Под действием соляной кислоты
происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических
установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов
конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того,
соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе,
ухудшают их качество.
Наибольшей способностью к гидролизу обладает MgCl2. Гидролиз MgCl2
протекает по следующим уравнениям:

MgCl2 + Н2О → MgOHCl + HCl,
MgCl2 + 2Н2О → Mg(OH)2 + 2HCl.

При наличии Н2S, образующегося в результате разложения сернистых
соединений нефти, и в сочетании с кислотой происходит сильная коррозия
аппаратуры:
Fe + H2S → FeS + H2,
FeS + 2HCl → FeCl2 + H2S.

Хлорид железа переходит в водный раствор, а сероводород вновь реагирует
с железом.
Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и
сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная
реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях
хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку
образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет
металл от дальнейшей коррозии. При снижении концентрации солей в нефти с
40−50 до 3−5 мгдм3 межремонтный пробег установки прямой перегонки нефти
увеличивается с 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры,
снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах, улучшается
качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.
Нефти, поставленные на НПЗ, делятся в соответствии с нормативами ГОСТ
9965-76 на следующие три группы, представленные в таблице 1.[1]

Таблица 1 - Группы нефтей по ГОСТ 9965-76
Номер группы
Показатель
1 2 3
Концентрация хлоридов, мгдм3 не более 100 300 900
Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0
Массовая доля механических примесей, %, 0,05 0,050,05
не более

1.2 Подготовка нефти к переработке на промыслах

Нефть подготавливается к переработке в два этапа – на нефтепромысле и
на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на
обоих этапах входит отделение от нефти примесей. На нефтепромыслах
эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену
негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями
газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные
герметизированные системы сбора, очистки и хранения. На стадии промысловой
подготовки нефти от неё отделяют основное количество попутного газа,
пластовую воду и механические примеси.
Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за
счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от
жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного
конденсата в промежуточных приемниках и направляется на
газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в
них пластового давления). Попутные и растворённые газы отделяются от нефти
в системе трапов – газосепараторов за счёт последовательного снижения
давления – от давления в скважине до атмосферного давления. После этого в
нефти остаются ещё растворённые газы (массовая доля до 4 %). В трапах
одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от
механических примесей и основной массы промысловой воды. Эти аппараты на
промыслах называются отстойниками. Отсюда нефть поступает на промысловые
электрообессоливающие установки, где происходит частичное отделение от
механических примесей, которые затрудняют транспортировку нефти по
трубопроводам и переработку, вызывая эрозию внутренней поверхности труб,
отложения в аппаратуре, что в свою очередь приводит к снижению коэффициента
теплопередачи, повышает зольность остатков перегонки (мазутов, гудронов),
содействует образованию стойких эмульсий.
После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в
количестве до 4 % мас. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные
резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти
(УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации.
После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в
нефти снижается до 40−3600 мгдм3 при остаточном содержании воды 0,2−1,0 %
(мас). Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на
нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мгл и воды не
более 0,2 % (мас).[2]

1.3 Общее описание основных методов обессоливания и обезвоживания
нефтей

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяной эмульсии,
которая образуется при смешении с пресной водой нефти, эмульсия далее
подвергается расслаиванию. При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с
пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью),
которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в
пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти. В связи с
продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и
широким применением каталитических процессов требования к содержанию
хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно
повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мгдм3 из нефти почти
полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и
соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в два раза,
что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных
топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На современных
отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до
содержания хлоридов от 3 до 5 мгдм3 и воды до 0,1 % мас.
Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей
металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь
легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система
нефть − вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.[3]
Водонефтяные дисперсные системы и их свойства
Эмульсия – это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся
или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в
виде мелких капель (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм.
Различают следующие типы нефтяных эмульсий: нефть в воде (гидрофильная
или эмульсия прямого вида) и вода в нефти (гидрофобная или эмульсия
обратного типа). В первом случае капли нефти распределены в водной
дисперсионной среде, во втором – дисперсию сразу образуют капли воды, а
дисперсионной средой является нефть.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе
раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением −
силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.
Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий,
называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную
пленку стойких эмульсий − деэмульгаторами.
Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие, как
смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых
кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в
образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые
углеводороды − парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в
значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы,
обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа вода в нефти, то
есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные − гидрофильную эмульсию типа
нефть в воде. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии
того же типа, что и тип эмульгатора. При наличии эмульгаторов обоих типов
возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим
явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.
На НПЗ поступают эмульсии воды в нефти. Они являются весьма стойкими и
в большинстве случаев не расслаиваются под действием одной только силы
тяжести. Поэтому необходимо создать условия, при которых возможно
укрупнение, слияние глобул воды при их столкновении и выделение из нефтяной
среды. Чем благоприятнее условия для передвижения капель, тем легче
разрушаются эмульсии.
Различные нефти обладают разной склонностью к образованию эмульсии
(эмульсионность) и по этому показателю, измеряемому в процентах, они
разделяются на три группы: высокоэмульсионная (эмульсионность от 80 до 100
%), промежуточная (эмульсионность 40 %), низкоэмульсионная (эмульсионность
1,3-8,0 %). Оценка эмульсионности нефтей позволяет выбирать оптимальный
режим и схему процесса их обезвоживания и обессоливания.[4]

4. Методы разрушения водонефтяных эмульсий

Эмульсии подвергают различным воздействиям, направленным на укрупнение
капель воды, увеличение разности плотностей (движущая сила расслоения),
снижение вязкости нефти.
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие
технологические процессы:
1) гравитационный отстой нефти;
2) горячий отстой нефти;
3) подогрев эмульсии (термообработка);
4) введение в неё деэмульгатора (химическая обработка);
5) применение электрического поля (электрообработка).
Обычно применяют сочетание ряда методов воздействия на эмульсию. Так,
комбинирование обеспечивает наиболее быстрое и эффективное расслоение
эмульсии. На практике в основном применяется сочетание термодинамического и
электрического способов разрушения эмульсии.
Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом
случае нефтью заполняют резервуары большой ёмкости и выдерживают
определённое время (48 часов и более). Во время выдержки происходят
процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под
действием силы тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде
слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти
– малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания
нефти.
Более эффективен горячий отстой обводнённой нефти, когда за счёт
предварительного нагрева нефти до температуры (60 ± 10) °С значительно
облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание
нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является
малая эффективность.
Эффективность механического разделения эмульсии можно существенно
повысить, если вместо сил гравитации использовать центробежную силу, т.е.
подвергать эмульсию центрифугированию. Скорость осаждения частицы в
центрифуге всегда больше, чем скорость свободного осаждения под действием
силы тяжести. Но этот метод не нашёл применения в промышленности из-за
сложности аппаратурного оформления.
Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для
данной нефти температуры (105 ± 45) °С в зависимости от ее плотности,
вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в
электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение
температуры до определенного предела способствует интенсификации всех
стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в
результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и
расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых,
возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и
плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.
Выбор температуры определяется в первую очередь свойствами самой нефти:
для лёгких маловязких нефтей во избежание выкипания нефти применяют более
низкие температуры, а для тяжелых – более высокие в сочетании с повышением
давления. Оптимальной температурой обессоливания следует считать от 100 до
120 °С (прикамская, мангышлакская, туркменская нефти). Температуры от 120
°С до 140 °С – для тяжелых, вязких нефтей (арланская). Обычно как
оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой
вязкость нефти составляет от двух до четырёх сСт. Многие нефти достаточно
хорошо обессоливаются при температуре от 70 до 90 °С. При повышении
температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление,
чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и
пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходимость
увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов
рассчитаны на давление до 1,8 МПа.
Наряду с повышением температуры используют и введение деэмульгатора,
который адсорбируясь на границе раздела фаз, диспергирует и пептизирует
скопившиеся вокруг капелек природные эмульгаторы и тем самым резко снижает
структурно-механическую прочность "бронирующих" слоёв.
При совместном воздействии температуры и деэмульгаторов происходит
интенсивное слияние капелек воды в более крупные капли, способные под
воздействием силы тяжести достаточно быстро выпадать в осадок и отделяться
от нефти.
Деэмульгаторы – это специально синтезированные химические соединения, к
которым предъявляются следующие требования:
- способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами
воды;
- высокая деэмульгирующая способность при малых расходах;
- простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти;
- нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая
стоимость, доступность.
Существует два типа деэмульгаторов – неэлектролитные и коллоидного
типа.
К неэлектролитным деэмульгаторам относятся органические вещества
(бензол, спирты, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие при
этом её вязкость. Это способствует быстрой коалесценции капель воды и их
осаждению. Их используют главным образом в лабораторной и исследовательской
практике. В промышленной технологии обезвоживания нефти неэлектролиты не
применяют из-за большого расхода и высокой стоимости, а также из-за
сложности их отделения от нефти после осаждения воды.
Наиболее широко в промышленности используют поверхностно-активные
вещества (ПАВ) – коллоидного типа. Они бывают трёх видов: анионоактивные,
катионоактивные и неионогенные, то есть не образующие ионов в воде.
Анионоактивные (сульфанол, карбоновые кислоты) в присутствии воды
диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и
положительные ионы металла и водорода.
Катионоактивные в присутствии воды распадаются на положительно
заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. В качестве
деэмульгаторов используются редко.
Неионогенные нашли самое широкое применение в технологии обезвоживания
нефтей.
ПАВ обладают по сравнению с содержащимися в нефтях природными
эмульгаторами более высокой поверхностной активностью. Разрушение нефтяных
эмульсий применением ПАВ может быть результатом:
1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора,
стабилизирующего эмульсию;
2) образования нестабильных эмульсий противоположного типа;
3) химического растворения адсорбционной пленки.
Происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из
стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды
и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации
является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоливания
нефти. Она состоит, в свою очередь, из двух этапов:
а) доставки деэмульгатора на поверхность эмульсии, то есть транспортной
стадии, являющейся диффузионным процессом;
б) разрушения бронирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти,
или кинетической стадии.
При обезвоживании нефти на промыслах методом трубного
деэмульгирования используют в присутствии деэмульгатора гидрозинемические
эффекты, возникающие при турбулентном движении эмульсионной нефти по
трубопроводам, успешно сочетая их с отстоем в трубопроводах.
Термохимические методы разрушения эмульсии применяются в сочетании с
электрохимическими, то есть с созданием сильного электрического поля с
частотой переменного тока, равной 50 с−1 и высоким напряжением от 15 до 44
кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды
поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и
при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается
вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость
осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины
обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и
коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти,
обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до
0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением
напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем
повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы
электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется.
Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать
оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Для повышения
скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до
температуры (60 ± 10) °С.[4]

1.5 Обессоливание и обезвоживание нефтей на НПЗ (ЭЛОУ)

Основная масса промысловой воды и растворённых в ней солей,
механических примесей отделяются на промыслах. Окончательное обезвоживание
и обессоливание проводят на НПЗ на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
Современная ЭЛОУ может быть как автономной, так и блоком в комплексе с
установкой дистилляции нефти.
На НПЗ Казахстана эксплуатируется около 100 ЭЛОУ трех основных типов в
зависимости от типа электродегидраторов и характера их связи с
нефтеперегонными установками.
Первый тип — отдельно стоящие электрообессоливающие установки,
построенные в сороковых годах. На этих установках мощностью 0,6-1,2 млн.
тгод обессоливание нефти осуществляют обычно в одну (реже в две)
электрическую ступень в двенадцати вертикальных электродегидраторах объемом
по 30 м3 каждый. Нагрев нефти осуществляют водяным паром. Как правило,
такие ЭЛОУ не связаны жестко с АВТ, поэтому после ЭЛОУ нефть охлаждают,
сбрасывают в промежуточный резервуар, откуда она сырьевым насосом АВТ
подается на перегонку.
Второй тип — в основном двухступенчатые ЭЛОУ производительностью два-
три млн. тгод, обычно комбинированные с AT или АВТ. В состав ЭЛОУ входят
шаровые электродегидраторы объемом 600 м3, по ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.