Особенности проектирования установок ЭЛОУ- АТ

Министерство образования и науки  РФ

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный  нефтяной технический университет

Кафедра технологии нефти  и газа

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

по дисциплине «Основы научных исследований и проектирование»

 

на тему:

«Особенности проектирования установок ЭЛОУ- АТ»

 

 

 

 

                                                                                                       

Выполнил: ст. гр. ТП-08-02                                             Н. В. Тимофеева

          Проверил:                                                                           С. В. Дезорцев                             

 

 

 

 

Уфа

2011

СОДЕРЖАНИЕ

С.

Введение

1. Процесс обессоливания нефтей

2. Основные виды электрообессоливающих установок

3. Технология атмосферной перегонки нефти

4. Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АТ.

5. Общие особенности проектирования

6. Описание технологической схемы установки

6.1 Описание схемы теплообмена и блока элоу

6. 2 Атмосферный блок

7 Ошибки, допускаемые при проектировании

8 Особенности ремонта установки АТ

Заключение 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, т.к. в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов  горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания. Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ.

В основе методов переработки  нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных областях промышленности и народного хозяйства  лежат физико-химические процессы.

Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств газа, нефти, нефтяных фракций. Различают  первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются её потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов.

На данном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в  состав всех нефтеперерабатывающих  заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшему использованию на установках вторичной переработки.[2]

Установка ЭЛОУ-АТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание  нефти, а блок АТ - атмосферную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций.[9]

 

 

 

 

1 ПРОЦЕСС ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТЕЙ

При глубоком обезвоживании  некоторых нефтей, в пластовой  воде которых содержится мало солей, происходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается  в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для  обессоливания используется термохимический  метод, но чаще применяется способ, сочетающий термохимическое отстаивание  с обработкой эмульсии в электрическом  поле. Установки последнего типа носят  название электрообессоливающих (ЭЛОУ). [9]

Технологическая схема установки  электрообессоливания нефти приводится на рис. 1. Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обрабатываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник  Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.[7]

 

2 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАЮЩИХ УСТАНОВОК

Главным аппаратом установки является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 2) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м³. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электродам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

 

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмонтированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода - через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емкостью 600 м3 и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 3) равна 300-500 м3/ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их по три.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую производительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат. [7]

 

За последние годы в  нашей стране и за ее пределами  получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструкция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18ат и температуру процесса 140-160°С, приведена на рис. 4. Горизонтальные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м³. Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей. [2]

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществляется через расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное пространство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону сильного электрического поля, расположенную в межэлектродном пространстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

 

 

 

 Сравнение эффективности  электродегидраторов различной конструкции показывает несомненные преимущества горизонтальных аппаратов. Удельная производительность последних в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла - на 25% меньше. [7]

 

3 ТЕХНОЛОГИЯ АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ

Технологические установки  перегонки нефти предназначены  для разделения нефти на фракции  и последующей переработки или  использования их как компонентов  товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех нефтеперерабатывающих  заводов. На них вырабатываются практически  все компоненты моторное топливо, смазочные  масла, сырье для вторичных процессов  и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент  и качество получаемых компонентов, и технико-экономические показатели последующих процессов переработки  нефтяного сырья. Процессы перегонки  нефти осуществляют на так называемые атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных  трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных  трубчатых (АВТ) установках.

 В зависимости от  направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответствующие этому — варианты переработки нефти.

 На установках атмосферных  трубчатых осуществляют неглубокую  перегонку нефти с получением  топливных (бензиновых, керосиновых,  дизельных) фракций и мазута. Современные  процессы перегонки нефти являются  комбинированными с процессами  обезвоживания и обессоливания,  вторичной перегонки и стабилизации  бензиновой фракции: электрообессоливающие  установки – атмосферной трубчатки,  электрообессоливающие установки  - атмосферно-вакуумной трубчатки,  электрообессоливающие установки  - атмосферно-вакуумной трубчатки  - вторичная перегонка и т. д.

 Диапазон мощности  отечественных установок перегонки  нефти — от 0,5 до 8 млн. т/год.  До 1950 г. максимальная мощность  наиболее распространенных установок  атмосферной трубчатки и атмосферно-вакуумной  трубчатки составляла 500…600 тыс.  т/год. В 1950–1960 гг. проектировались  и строились установки мощностью  1; 1,5; 2 и 3 млн. т/год. В 1967 г.  ввели в эксплуатацию высокопроизводительную  установку атмосферно-вакуумной  трубчатки мощностью 6 млн. т/год.  Преимущества установок большой  единичной мощности очевидны: высокая  производительность труда и низкие  капитальные и эксплуатационные  затраты по сравнению с установками  малой производительности.

 Еще более существенные экономические преимущества достигаются комбинированием атмосферной трубчатки и атмосферно-вакуумной трубчатки (или электрообессоливающие установки – атмосферной трубчатки, электрообессоливающие установки - атмосферно-вакуумной трубчатки) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д. Надо отметить, что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2…2,5 раза и более по сравнению с проектной.

 Поскольку в эксплуатации  находятся атмосферные трубчатки  и атмосферно-вакуумные трубчатки  довоенного и последующих поколений, отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинаковой производительности ректификационные колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологические схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки нефти.[9]

4 БЛОК АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АТ.

При выборе технологической  схемы и режима атмосферной перегонки  нефти руководствуются главным  образом ее фракционным составом, и пержде всего содержанием в ней газов и бензиновых фракций. Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2 % по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12…15 %) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) атмосферной трубчатки по схеме с однократным испарением, т. е. с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями.

Установки такого типа широко применяются на зарубежных нефтеперерабатывающих  заводах. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного  испарения легких и тяжелых фракций  требуют минимальная температура  нагрева нефти для обеспечения  заданной доли отгона, характеризуется  низкими энергетическими затратами  и металлоемкостью. Основные их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5…3,0 %) отбор светлых  нефтепродуктов, кроме того, по сравнению  с 2-колонной схемой, они требуют  более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых  газов (1,5… 2,2 %) и бензиновых фракций (до 20…30 %) и фракций до 350 °С (50…60 %) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, т. е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. 2-колонные установки атмосферной перенрнки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, т. к. первая колонна, в которой отбирается 50…60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками 2-колонной атмосферной  трубчатки является более высокая  температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т. д.

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается  в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания 1. Уходящие с верха этой колонны угле- водородный газ и легкий бензин конденсируется и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны 1 в качестве острого орошения. Отбензиненная нефть с низа колонны 1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну 2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качестве горячей струи. С верха колонны 2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны 3 выводятся топливные фракции 180-220(230), 220(230)-280 и 280-350°С. Атмосферная колонна, кроме острого орошения, имеет 2 циркуляционных орошения, которыми отводится тепло ниже тарелок отбора фракций 180-220 и 220-280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Ниже приведены материальный баланс, технологический режим и характеристика ректификационных колонн блока атмосферной перегонки нефти.[1]

Практикой зксплуатации промышленных установок АТ были выявлены следующие недостатки схемы на рис. 5:

- не обеспечиваются проектные показатели по температуре подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легкого бензина в ней;

- способ регулирования температуры низа К-1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

Для интенсификации работы К-1 на ряде НП3 были переобвязаны теплообменники по сырью и теплоносителю с целью повышения температуры подогрева нефти на входе в К-1.[2]

 

5 ОБЩИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Электрообессоливающие установки  проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени - 60-65%(масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92%(масс.) отстоявшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т.е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно, и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: слабое - между зеркалом воды и нижним электродом и сильное - между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-24кВт ) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект - диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.[8]

Температура и давление процесса обессоливания во многом зависят  от конструкции аппарата. Большое  значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повышать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов. [1]

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г/т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для создания при обессоливании нейтральной  или слабощелочной среды. В такой  среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

Технико-экономические показатели электрообессоливающей установки  значительно улучшаются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИПиА и т. д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат, увеличения производительности труда и т. д. (эффект от комбинирования). Так, электрообессоливающая установка с горизонтальными электродегидраторами типа 2ЭГ-160, комбинированная с установкой первичной перегонки нефти (атмосферно-вакуумная трубчатка), по сравнению с отдельно стоящей электрообессоливающей установкой с шаровыми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания.[8]

 В последние годы  за рубежом и в нашей стране  новые атмосферные трубчатки или комбинированые установки (типа ЛК-6у) строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами высокой единичной мощности. В настоящее время разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объемом 200 м3 типа 2ЭГ-200 производительностью 560 м3/ч (D = 3,4 м и L = 23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов. Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в темплообменнике (в отдельно стоящей электрообессоливающей установке дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два после довательно работающих электродегидраторов ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборотная или паровой конденсат) в количестве 5…10 % мас. на нефть. После охлаждения в теплообменнике обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции электрообессоливающих комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.[2]

На современных установках перегонки нефти чаще применяют  комбинированые схемы орошения. Так, сложная ректификационная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционного ороршения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных ректификационных колонн вторичной перегонки мазута отвод тепла осуществляется преимущественно посредством циркуляционного орошения.[3]

 При подводе тепла  в низ ректификационной колонны  кипятильником осуществляют дополнительный  подогрев кубового продукта в  выносном кипятильнике с паровым  пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под нижнюю тарелку ректификационной колонны. Характерной особенностью этого способа является обеспечение в кипятильнике постоянного уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической тарелке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на установках фракционирования попутных нефтей и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процессов нефтепереработки.

 При подводе тепла  в низ колонны трубчатая печь  часть кубового продукта прокачивается  через трубчатую печь, и подогретая  парожидкостная смесь (горячая  струя) вновь поступает в низ  колонны. Этот способ применяют  при необходимости обеспечения  сравнительно высокой температуре  низа колонны, когда применение  обычных теплоносителей (водяной  пар и др.) невозможно или нецелесообразно  (например, в колоннах отбензинивания нефти).

 Выбор давления и  температурного режима в ректификационной  колонне. При принятых значениях  флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наиболее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочих параметра тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.[8]

При оптимизации технологических  параметров ректификационной колонны  целесообразно выбрать такие  значения давления и температуры, которые:

1) обеспечивают состояние  разделяемой системы, далекое  от критического (иначе нельзя  реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение  коэффициента относительной летучести;

2) исключают возможность  термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

3) позволяют использовать  дешевые и доступные хладоагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) (например, в стабилизационных ректификационных колоннах) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников.[3]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6 Принципиальная технологическая схема установки

6.1 ОПИСАНИЕ СХЕМЫ ТЕПЛООБМЕНА И БЛОКА ЭЛОУ

 

Сырая нефть поступает на прием сырьевых насосов прокачивается параллельными потоками через блок сырьевых теплообменников.

Поток сырой нефти прокачивается  через теплообменники, где теплоносителем является отходящие продукты ректификационной колонны К‑2.

Затем нефть четырьмя потоками поступает в электродегидраторы (ЭДГ) первой ступени.

Частично обессоленная и  обезвоженная нефть из верхней части  электродегидраторов направляется в электродегидраторы второй ступени.

Перед каждым электродегидратором в линию нефти насосами через смеситель подается предварительно подогретая в теплообменнике вода. Для лучшего смешения нефть с промывочной водой проходит через смесительные клапаны, установленные на линии входа нефти в электродегидраторы.

Вода, отстоявшаяся в электродегидраторах, поступает в емкость, предназначенную для дополнительного отстоя воды от нефти.

Обессоленная и обезвоженная нефть после электродегидраторов прокачивается через сырьевые теплообменники.

Нефть прокачивается по трубным  пучкам теплообменников и поступает  в колонну К‑101.

 

6. 2 АТМОСФЕРНЫЙ БЛОК

 

Обессоленная и обезвоженная нефть после блока сырьевых теплообменников  поступает в колонну К‑101. С верха колонны К‑101 смесь углеводородных газов, паров бензина и водяного пара отводится через воздушные конденсаторы, где происходит охлаждение и конденсация паров, в водоотделитель Е‑101. Часть бензина из водоотделителя насосом подается на верх колонны К‑1 в качестве острого орошения.

Смесь паров бензина и  углеводородных газов из емкости Е‑101 за счет избыточного давления поступает на доохлаждение в теплообменники, затем в емкость Е‑106. Для улучшения конденсации паров.

Углеводородный газ с  верха емкости Е‑106 поступает в качестве топливного газа в печь.

Бензин из емкости Е‑106 поступает через теплообменники на блок стабилизации.

Отбензиненная нефть с низа колонны К‑101 насосами подается через змеевики печи П‑101 в ректификационную колонну К‑102.