Температура - нагрев - нефть
Cтраница 2
 |
Схема перегонки нефти с однократным испарением. [16] |
По этой схеме совместное испарение легких и тяжелых фракций способствует снижению температуры нагрева нефти перед подачей ее в колонну. Для нефтей с большим содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций применение такой схемы перегонки сопряжено с трудностями, обусловленными: повышением давления на питательном насосе и соответственно во всех аппаратах до печи, в самой печи и в ректификационной колонне, что требует большего расхода металла на изготовление аппаратуры в связи с необходимым увеличением толщины стенок оборудования, и вызовет неизбежное ухудшение погоноразделения. [17]
Определить удельное теплосодержание балаханской иасля-ой нефти на выходе из трубчатой печи, если температура нагрева нефти tK 325 С, а давление в конце печного змеевика р - 13ЪО мм рт. ст. Расчет однократного испарения произвести, используя график Обрядчикова и Смидович [63, 64], изображенный на фиг. Кривые НТК и удельных весов в весовых единицах для данной нефти представлены на фиг. [18]
Постоянная температура на выходе из печи достигается применением автоматических терморегуляторов, которые регулируют температуру нагрева нефти изменением подачи топлива на сжигание посредством пневматических клапанов, установленных на линиях поступления к форсункам газа или жидкого топлива. При повышении температуры количество подаваемого в топку топлива уменьшается и наоборот. Для нормальной работы форсунок давление жидкого топлива в кольцевом трубопроводе поддерживают постоянным ( не ниже 3 am) посредством регулятора давления, помещенного на линии возврата жидкого топлива в топливные бачки. [19]
Регрессионное уравнение может быть использовано для автоматического регулирования и управления качеством продуктов стабилизации нефти в зависимости от температуры нагрева нефти, расхода газа или кратности орошения. Уравнение вида ( 4.2) для разных нефтей имеет различные коэффициенты. [20]
Однако параметры состояния и свойств потоков в том виде, как они представлены, предварительной информации ни о температуре нагрева нефти, ни о количестве рекуперируемого тепла не дают. Для нефти западносибирских месторождений перед блоком ЭЛОУ принимается температура 100 С, а перед К-1 - 300 С. [21]
Однако параметры состояния и свойств потоков в том виде, как они представлены, предварительной информации ни о температуре нагрева нефти, ни о количестве рекуперируемого тепла не дают. [22]
 |
Граничные задачи проектирования второго уровня декомпозиции, полученные из задачи 1, 4. [23] |
Оптимальная технологическая схема тепловой системы позволяет повысить степень рекуперации тепла в ЭЛОУ-АТ-6 на 7 %, в результате чего температура нагрева нефти в подсистеме увеличивается на 15 С. Это приводит к экономии 19 тыс. т топлива в год в трубчатой печи для подогрева отбензинен-ной нефти. Экономия приведенных затрат на нагрев нефти составляет примерно 125 тыс. руб. / год. При этом срок окупаемости дополнительных капитальных затрат равен 1 85 года. [24]
Значительные осложнения возникают из-за кристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуры, в первую очередь теплообменников, в связи с чем уменьшается температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается ее производительность. Кроме того, соли катализируют образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местные перегревы и усиливает коррозию аппаратуры, приводит к прогоранию труб. Косвенным результатом этих явлений является уменьшение производства конечных продуктов. [25]
Промысловые испытания РЭБСТа были осуществлены на трех режимах: расход жидкости - 125, 135, 160 м3 / ч; температура нагрева нефти соответственно составляла 30, 35, 40 С. Технологическая схема обезвоживания нефти с использованием в качестве отстойника трубчатого разделителя эмульсии была принята следующей ( рис. 9.12): сырая нефть после резервуара предварительного сброса воды ( обводненность 25 - 40 %) и ввода деэмульгатора дисолвана 4411 насосом через турбинный расходомер НОРД-100 и через каплеобразователь вводилась в трубный отстойник и объемный расширитель. [26]
 |
Количество хлоридов, переходящихГ в. [27] |
Значительные осложнения возникают из-за кристаллизации солей на поверхности заводской аппаратуфы, в первую очередь теплообменников, в связи с чем уменьшается температура нагрева нефти на входе в колонну и снижается ее производительность. Кроме того, соли катализируют образование кокса, что в свою очередь ухудшает теплопередачу, вызывает местные перегревы и усиливает коррозию аппаратуры, приводит к прогоранию труб. Косвенным результатом этих явлений является уменьшение производства конечных продуктов. [28]
Чем больше загрязнен пучок ( внутренняя и наружная поверхность трубок), тем менее эффективно используется тепло горячего продукта и тем меньше температура нагрева нефти или другого нефтепродукта. Для сохранения коэффициента теплопередачи на должном уровне необходимо проводить очистку трубного пучка. С этой целью пучки время от времени вынимают из корпуса. Если есть запасной пучок, заменяют им загрязненный, а грязный пучок подвергают очистке гидромониторами, которые струей воды под давлением 20 - 30 МПа хорошо очищают поверхность теплообмена. Коэффициент теплопередачи чистого и загрязненного теплообменника отличаются в 3 - 4 раза. Операции отключения теплообменника для чистки должны проводиться очень тщательно. [29]
Блок управления и сигнализации поставляется в утепленном укрытии и служит для автоматического и ручного розжига газовых горелок, сигнализации об отклонении давления и температуры нагрева нефти от заданных. [30]
Страницы: 1 2 3 4