Подогрев - сырая нефть
Cтраница 1
Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50 см. Оголение действующих подогревателей может создавать пожарную опасность. [1]
Подогрев сырой нефти или нефтепродукта в резервуаре может осуществляться только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см. Температура подогрева хранящихся в резервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90 С, а для нефти должна быть ниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушение герметичности металлического понтона из-за сильной вибрации. [2]
 |
Технологическая схема топливоподачи УГМГ-9 / 1ЙО.| Схема газоснабжения парогенератора УПГ-9 / 1120. [3] |
После подогрева сырой нефти до необходимой температуры ее направляют к форсунке топливной системы парогенератора. Для этого вентиль 2 закрывают, а вентиль 1 открывают. Насос V7 подачи дизельного топлива отключают. С этого момента парогенератор переходит на сжигание в топке нефти. [4]
В экспериментах, проводимых без подогрева сырой нефти, температура в совмещенном сепараторе на различных режимах его работы устанавливалась самопроизвольно. [5]
Как показали исследования, максимальная температура подогрева сырой нефти по схеме а достигнута 235 С, при этом воздушный холодильник для охлаждения циркуляционного орошения можно исключить. По схеме 6 эта температура уже - 243 С и холодильник для циркуляционного орошения также не требуется. По схеме в температура подогрева повысилась до 248 С, и могут быть исключены воздушные холодильники для охлаждения верхнего продукта и циркуляционного орошения. В схеме в расход топлива снижается на 7 %, расход электроэнергии на 3 7 %, а расход охлаждающей воды остается без изменения. [6]
Интенсивной коррозии на нефтеперерабатывающих заводах подвергаются теплообменники для подогрева сырой нефти, конденсационно-холодипьное и теплообменное оборудование. Агрессивность охлаждающей воды обусловлена накоплением солей, содержанием кислорода, повышенной температурой и наличием микроорганизмов. [7]
Проведены исследования по борьбе с солеотложениями в печах подогрева сырой нефти. [8]
Находят применение в нефтяной промышленности ( рис. 75); предназначены для подогрева сырой нефти, нефтепродуктов. [9]
Например, на установках АВТ для первичной переработки нефти теплообменники прежде всего используют для подогрева сырой нефти до 100 - 120 С и, после отстаивания, для дальнейшего ее нагрева в несколько ступеней до 220 - 260 С за счет тепла бензина 1, 2 и 3-го циркуляционного орошения, высокотемпературных фракций ( 250 - 350 С) ректификационных колонн и мазута. [10]
Обе ступени соединены между собой системой регенераторов тепла, благодаря чему тепло достиллатов используется на подогрев сырой нефти. Мазут из атмосферной ступени горячим насосом передается на вакуумную. Установка допускает 85 - 90 % - ный отбор дестиллатов. Строятся такие установки производительностью 1500 - 5000 т / сутки. [11]
Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давлением подается в межтрубное пространство теплообменников 11 для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих теплообменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается, а холодная ( сырая нефть нагревается. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и вымывания оставшихся в нефти солей. Нефть из товарных резервуаров, имеющих плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18 и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. [12]
 |
Схема нефтеперегонной трубчатой установки с повторным испарением. [13] |
При выходе из печи часть нагретого в печи сырья возвращается в первую колонну и служит для подогрева сырой нефти, поступающей из теплообменных аппаратов. Остальная часть нагретого сырья поступает во вторую фракционирующую колонну, где подвергается фракционировке. В остальных деталях схема с предварительным испарением не отличается от схемы с однократным испарением. [14]
Было установлено, что введение в нефть ингибитора коррозии И-2 Д, представляющего собой смесь алкилпиридинов, выкипающих в пределах 180 - 350 С, обеспечивает эффективную защиту от коррозии теплообменников подогрева сырой нефти. Так как ингибитор вводят в нефть в процессе переработки, то в результате распределения ее в колонне ( К-2) по фракциям может попасть в топливо ТС-1. В связи с этим было необходимо исследовать качество получаемого топлива ТС-1 и установить влияние ингибитора коррозии, вводимого в нефть, на эксплуатационные свойства этого топлива. [15]
Страницы: 1 2