Установка подготовки нефти (теория)

ВВЕДЕНИЕ

Значительную часть в общем объеме капитальных вложений нефтяной отрасли занимают объекты промысловой подготовки нефти. Установки подготовки нефти, как заключительное звено в ряду нефтепромысловых процессов, включают следующие процессы: сепарацию, обезвоживание, обессоливание, стабилизацию нефти и очистку углеводородных фракций. Совершенствование этих процессов позволит значительно упростить технологическую схему подготовки нефти.

Технологическая и преддипломная практики и проектирование по теме «Установка подготовки нефти» позволяют студентам закрепить теоретические знания, полученные в процессе обучения. Кроме того, студенты, находясь на практике, изучают технологию процессов подготовки нефти, знакомятся с оборудованием, аппаратурой и контрольно-измерительными приборами, получают представление о лабораторном контроле и исследованиях, проводимых предприятиями в области усовершенствования технологии процесса, а также мероприятиях по повышению производительности труда и технико-экономических показателях работы установки.

Изучение специальной литературы по вопросам подготовки нефти, сбор материала на практике позволит студентам проанализировать работу установки, внести при проектировании какие-либо изменения в технологическую схему, режим работы установки, аппаратурное оформление процесса и технологические расчеты согласно заданию на проектирование.

1 Процесс обезвоживания нефти. В процессе добычи нефти сопутствующая пластовая вода своим напором вытесняет нефть из пористых пород пласта к скважинам. При этом происходит диспергирование пластовой воды в нефтяной фазе с образованием водонефтяных эмульсий. В начальный период добычи на новом месторождении из скважин часто получают безводную или малообводненную нефть. Однако со временем обводненность добываемой нефти увеличивается с различной скоростью и на старых промыслах иногда достигает 80-90%.

По техническим требованиям (ГОСТ Р 51858-2002) к нефти, производимой нефтегазодобывающими организациями при подготовке к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям нашей страны и на экспорт в зависимости от группы подготовки в ней должно содержаться не более 100-900 мг/л хлористых солей; 0,5-1,0% (мас.) воды; 0,05 % (мас.) механических примесей.

Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование газо-нефте-водных систем практически исключается, а начало процесса их диспергирования наступает в стволе скважин. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию. При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования капель пластовой воды.

После прохождения нефтяного сырья через штуцирующие устройства, газовые сепараторы, центробежные насосы скорость потока и турбулентность возрастают, что приводит к уменьшению диаметра капель воды в десятки и сотни раз. У устья скважины основной объем эмульгированной воды - 98% - сконцентрирован в каплях диаметром около 200 мкм. После газового сепаратора диаметр капель уменьшается до 1 - 15 мкм.

Устойчивость водонефтяных эмульсий определяется дисперсностью и прочностью структуры межфазного стабилизирующего слоя, который формируется с участием присутствующих в нефти эмульгаторов.

На формирование стабилизирующего слоя оказывают влияние много факторов, из которых можно выделить следующие:

-  химический состав;

- физико-химические и коллоидно-химические свойства нефти и пластовой воды;

- обводненность;

- наличие мехпримесей;

-  содержание легких фракций углеводородов;

- технологические параметры подготовки, хранения и транспортирования нефти;

- химические реагенты, применяемые в технологиях добычи и транспортирования нефти. Это синтетические ПАВ, которые были использованы в результате химизации технологических процессов «пласт-скважина»: при вскрытии пласта, обработки призабойных зон, МУН, ГРП и других.

Главными компонентами граничной пленки являются эмульгаторы нефтяного происхождения - асфальтены и смолы. Эти вещества представляют собой полициклические конденсированные соединения, содержащие гетероциклы с серой и азотом. Кроме того, это карбены, карбоиды, порфирины, металл-порфириновые комплексы ванадия, никеля, железа, магния и другие полярные или поляризуемые компоненты нефти.

В формировании стабилизирующего слоя участвуют микрокристаллы высокоплавких парафинов, церезинов, твердые частицы глины, ила, песка, горных пород, продуктов коррозии, солей, гидроксидов, которые содержатся в высокодисперсном состоянии в нефти или пластовой воде.

Некоторые ученые считают, что эмульгаторами водонефтяных эмульсий могут быть все вещества, входящие в состав нефти в виде коллоидных частиц. Это определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов и наличием в них веществ, обладающих дефлокулирующим действием.

Экспериментальными работами показано, что в случае удаления эмульгаторов устойчивые нефтяные эмульсии не образуются. Эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, способствуют образованию эмульсии типа В/М, а эмульгаторы, имеющие гидрофильные свойства, способствуют образованию эмульсии типа М/В.

Добываемая из скважин жидкость представляет собой, главным образом, водонефтяную эмульсию с определенным содержанием растворенных газов или свободной газовой фазы и механических примесей. Добыча и транспорт обводненной газонасыщенной продукции осложняются из-за образования исключительно стойких водонефтяных эмульсий. Часто при достижении обводненности до 40-60% теряется подвижность системы. При внутрипромысловом транспортировании такой продукции может произойти повышение давления на дожимных насосных станциях (ДНС), их отключение, разрывы нефтепроводов, значительное увеличение энергозатрат на перекачку продукции.

Установлено, что:

- вязкость нефти с ростом ее обводненности растет по экспоненциальному закону;

- при обводненности нефти выше некоторого значения появляется аномалия в виде зависимости вязкости от скорости сдвига;

- при снижении температуры аномалии проявляется ярче и при меньшей обводненности;

Как правило, зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от обводненности имеет максимум при обводненности 40-75%, затем снижается. С увеличением температуры вязкость уменьшается, сохраняя при этом аналогичную экстремальную зависимость.

Для предотвращения образования стойких водонефтяных эмульсий и снижения их вязкости практикуется ранний ввод в систему реагента-деэмульгатора. Точками ввода деэмульгатора может быть непосредственно забой скважины (внутрискважинная деэмульсация), выкидные линии и сборные коллекторы (путевая деэмульсация), групповые замерные установки (перед сепарационными установками).

Необходимо отметить, что в данном случае особенно важно не допустить полного расслоения эмульсии, так как перекачивание расслоившейся эмульсии по трубопроводу, ведет к возникновению желобковой (ручейковой) коррозии.

Разрушение водонефтяных эмульсий заключается в превращении их из агрегативно-устойчивого мелкодисперсного состояния в кинетически неустойчивую, крупнодисперсную, расслаивающуюся систему.

Существует условная классификация способов деэмульгирования нефтей на механические (фильтрация, центрифугирование, обработка акустическими и ультразвуковыми колебаниями и др.), термические (подогрев с отстаиванием, промывка горячей водой), электрические (обработка в электромагнитных полях) и химические (обработка реагентами-деэмульгаторами). В основу подобной классификации способов деэмульсации нефтей положена та или иная особенность соответствующего метода на определенной стадии деэмульгрования, поэтому при таком подходе все способы на практике получаются комбинированными, их невозможно сравнить и сопоставить друг с другом.

Выделяют три основные стадии процесса разрушения водонефтяных эмульсий:

- разрушение стабилизирующих (бронирующих) оболочек;

- укрупнение капель;

- разделение фаз.

На первой стадии главным и наиболее универсальным является действие реагентов-деэмульгаторов. В некоторых случаях возможно сильное ослабление и частичное разрушение бронирующих оболочек под действием нагрева или интенсивного перемешивания (передиспергирования). Также частично оболочки могут быть разрушены с помощью электростатического или электромагнитного поля промышленной частоты (ПЧ).

Укрупнению капель после химического разрушения стабилизирующего слоя способствует нагрев, перемешивание, воздействия электростатических и электромагнитных полей, применение коалесцирующих насадок, гидродинамических и акустических эффектов, флоакулянтов, промывки в слое воды. Для разделения фаз эффективно применение электростатического поля, центрифугирование, отстаивание, пенная деэмульсация, флотация.

Сущность химического деэмульгирования состоит во взаимодействии ПАВ деэмульгатора со стабилизирующим слоем водонефтяной эмульсии. Именно индивидуаль­ность состава и строения межфазного стабилизирующего слоя объясняет избирательность действия деэмульгатора.

Механизм действия деэмульгаторов согласно представлениям Ребиндера состоит в следующем. Молекулы ПАВ, входящие в состав деэмульгатора, обладают большей поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы водонефтяных эмульсий, поэтому они вытесняют их с границы раздела фаз и необратимо разрушают прочные гелеобразные адсорбционно-сольватного стабилизирующие слои. При взаимодействии ПАВ-деэмульгатора со стабилизирующим слоем протекают процессы адсорбции, диспергирования, пептизации, солюбилизации, смачивания, что способствует переводу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы. Образующиеся на их месте адсорбционные слои из молекул ПАВ-деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции капель воды при их контакте друг с другом.

Деэмульгаторы - это композиционные составы, которые включают растворитель и активную основу. Активная основа деэмульгатора состоит из поверхностно-активных веществ (ПАВ). Это может быть одно вещество, но, как правило, активная основа эффективных деэмульгаторов содержит несколько ПАВ разной химической структуры. Например, фирма Клариант, производитель деэмульгаторов марки Диссольван, для разработки активной основы деэмульгаторов имеет свыше пятидесяти (50) базовых компонентов. Обычно активная основа современного деэмульгатора содержит от двух до пяти ПАВ.

При подготовке нефти к переработке необходимо учитывать, что свежие эмульсии разрушаются значительно легче и при меньших затратах. Для снижения или прекращения процесса «старения» водонефтяной эмульсии необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с эффективным деэмульгатором, например, подачей деэмульгатора в скважину (внутрискважинная деэмульсация).

Деэмульгатор не только способствует разрушению и пептизации гелеобразного слоя, но и препятствуют дальнейшему его упрочению. Поэтому процесс «старения» высокодисперсной эмульсии, оставшейся в нефти после обезвоживания в присутствии деэмульгатора должен значительно замедлиться или полностью прекратиться. Это имеет большое значение для дальнейшего полного удаления солей из нефти.

Нефть с небольшим содержанием воды в виде высокодисперсной эмульсии, прошедшей стадию «старения», почти невозможно полностью обессолить существующими способами. Та же нефть, подвергнутая на нефтепромысле обезвоживанию с применением деэмульгатора до остаточного содержания хлористых солей 40-50 мг/л, легко и практически полностью обессоливаться на ЭЛОУ НПЗ.

При любой технологии подготовки нефти вопросам подбора эффективных деэмульгаторов, определению их оптимальных расходов и точек ввода должно уделяться особое внимание. Это объясняется тем, что основной выигрыш в снижении затрат на под­готовку нефти (снижение температуры деэмульсации, времени отстаивания, расхода де­эмульгатора и т.д.) всецело зависит от изменений стойкости водонефтяных эмульсий в процессе ее движения по нефтесборной системе.

Для того, чтобы поверхностно-активное вещество приобрело деэмульгирующую активность, оно должно обладать комплексом свойств, наиболее принципиальны из которых:

- высокая поверхностная активность при адсорбции как из водной, так и из нефтяной азы;

- смачивающая (и пептизирующая) способность коллоидно-дисперсных частиц асфальто-смолистых веществ и механических примесей;

- удовлетворительная конвективная и молекулярная диффузия;

- способность формировать в условиях конкурентного взаимодействия с присутствующими в нефти ПАВ адсорбционные слои с низкой структурно-механической прочностью.

В технологическом плане критерии оценки и выбора деэмульгатора следующие:

- полнота отделения воды (хорошая «способность конечного разрушения»);

- скорость отделения воды (хорошее «реагирование»);

- качество отделенной воды (прозрачная водная фаза, не содержащая нефть);

- качество обработанной нефти (низкое содержание остаточной воды и солей);

- эксплуатационная надежность при пониженной дозировке в случае помех на производстве;

- эксплуатационная надежность при колебаниях температуры в случае подготовки сырой нефти;

- эксплуатационная надежность при изменяющихся производственных условиях (хорошая активность по отношению как к свежей, так и стареющей эмульсии, как при подготовке отдельных эмульсий, так и смесей);

- отсутствие редиспергирования при превышении дозировки.

Нефтерастворимые деэмульгаторы имеют по сравнению с водорастворимыми экономические преимущества, т.к. они в условиях подготовки с несколькими последовательными ступенями отделения воды находятся в нефтяной фазе эмульсии и не теряются вместе с водой. Критерием покупки деэмульгатора должно быть соотношение стоимости и эффективности, а не количественная цена.

Деэмульгаторы должны быть совместимы с другими реагентами, используемыми при добыче и транспортировке нефти, не должны оказывать отрицательного влияния на переработку нефти и должны быть безопасными в экологическом и санитарном отношении. В условиях производства отдается предпочтение наиболее универсальным деэмульгаторам, которые могут эффективно работать на всех или большинстве объектах данного района с различными технологическими схемами, параметрами деэмульсации и аппаратурным оснащением.

При любой технологии подготовки нефти вопросам подбора эффективных деэмульгаторов, определению их оптимальных расходов и точек ввода должно уделяться особое внимание. Основной выигрыш в снижении затрат на подготовку нефти (снижение температуры деэмульсации, времени отстаивания, расхода деэмульгатора и т.д.) всецело зависит от изменений стойкости водонефтяных эмульсий в процессе ее движения по нефтесборной системе.

Отделение воды из нефти происходит в отстойниках, куда подается частично или полностью разрушенная эмульсия. В настоящее время имеется большое число отстойников, отличающихся конструктивными элементами, направленными на увеличение их пропускной способности и на улучшение качества разделения воды от нефти. Отличительной особенностью отстойника для глубокого обезвоживания нефти является применение распределителя эмульсии и сборника нефти в виде перфорированных патрубков, расположенных соответственно вдоль и поперек оси цилиндрической емкости в верхней части аппарата. Эти аппараты просты по устройству, универсальны и имеют высокую эффективность. В отстойниках процесс разделения фаз эмульсии (воды от нефти) совершается в условиях ламинарного режима, то есть когда дисперсная фаза (капельки воды) движется в дисперсионной среде с определенными скоростями..

Для интенсификации процесса отстаивания воды от нефти необходимо производить промывку нефти в воде, вводя нефть через маточник через слой воды.

Помимо стандартных отстойников, представленных на рисунках 3.1 и 3.2, на установках подготовки нефти могут применяться деэмульсаторы «Heater-Threater» (рис. 3.3). Их основное отличие - секция подогрева жидкости с жаровой трубой и укороченная секция механической коалесценции.

Рисунок 3.1 – Отстойник ОГ-200П.

Назначения штуцеров: 1 – ввод нефтяной эмульсии, 2 – выход газа; 3,4 – выход нефти; 5 – выход пластовой воды; 6 – для дренажа, очистки; 7,8 – для промывки; 9 – для предохранительного клапана; 10 – люк-лаз.

 

Рисунок 3.2 – Отстойник О-2 V-80 м³:

Назначения штуцеров: 1 – ввод нефтяной эмульсии; 2 – выход нефти; 3 – ввод воды на промывку; 4,5 – дренаж; 6 – для дренажа, очистки; 7 – сброс с ППК; 8 – люк-лаз.

 

Рисунок 3.3 – Отстойник «Heater-Threater»:

1 – вход нефти; 2 – выход нефти; 3 – выход воды; 4 – выход газа; 5 – дренаж; 6 – жаровая труба; 7 – газовый шкаф; 8 – дымогарная труба; 9 – отбойники нефти; 10 – коалесцентные решетки.

Нагреваясь в начале, в секции жаровых труб, жидкость проходит через располагающуюся в задней части емкости, секцию механической коалесценции, что в совокупности обеспечивает необходимое качество нефти и воды на выходе из установки. Вода, собираясь ниже нефтяной фазы, и проходя через набор отбойных пластин, сбрасывается через выходной патрубок, расположенный в конце емкости. Погашение колебаний, вызванных неравномерностью входящего потока, отделение газа от жидкости и разрушение пены (в случае ее образовании) происходит в верхней части сосуда, по всей его длине. Выходной патрубок газа расположен вверху емкости, близко к ее торцу.

В условиях, когда требования к нагреву жидкости относительно умеренны, секция нагрева установки оборудуется одной жаровой трубой, которая устанавливается горизонтально, заметно выше центральной осевой линии сосуда. Так как уровень воды в установке предварительного сброса воды может достигать 50-70% от уровня емкости, то конструктивно высокое расположение жаровой трубы обеспечивает ее минимальное погружение в водяную фазу, уменьшая тем самым потери тепла на нагрев воды.

 

2 Процесс обессоливания нефти. Нефтяное сырье, которое извлекается из недр земли на поверхность, содержит нефть и сопутствующие примеси. Очистка нефти от вредных примесей занимает важное место среди основных процессов, связанных с добычей, сбором и транспортировкой товарной нефти потребителю: нефтеперерабатывающим заводам или на экспорт.

Вредные примеси нефти можно разделить на две группы: гидрофильные (липофобные) и гидрофобные (липофильные). Гидрофобные примеси растворимы в нефти. Это металлорганические соединения (металлпорфириновые комплексы), органические кислоты, среди которых наиболее нежелательны хлорорганические соединения.

К гидрофильным примесям относятся те, которые по своей природе не растворимы в нефти - это вода и растворенные в ней неорганические соли, а также твердые соли, механические примеси (песок, глина), сероводород и др. Эти примеси находятся в другой фазе - диспергированных в нефти глобулах пластовой воды.

Степень очистки углеводородного сырья от исходных загрязнений - воды, солей, механических примесей - существенно влияет на его транспортировку, переработку, эксплуатационные характеристики и экологическую безопасность нефтепродуктов.

Степень очистки или подготовки нефти в районах ее добычи существенно влияет на эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта. Перекачка вместе с нефтью даже 1-2 % балласта способствует:

- более интенсивному коррозионному износу насосного оборудования, 

- снижению пропускной способности трубопроводов,

- повышению опасности их порывов.

Повышенное содержание воды, хлористых солей и механических примесей в нефтях, поступающих на переработку (на НПЗ):

- ухудшает качество получаемых из нее продуктов и эффективность вторичных термических и каталитических процессов,

- создает проблемы борьбы с коррозией,

- происходит закупорка теплообменной и нефтеперегонной аппаратуры,

- требуется утилизация солесодержащих стоков, исключающих возможность их использования в системе оборотного водоснабжения; сброс даже хорошо очищенных от нефтепродуктов и других примесей стоков НПЗ в открытые водоемы запрещен.

При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой (5-10 % мас.). Перемешивание нефти с промывочной водой проводится за счет перепада давления на клапане или задвижке. Образуется искусственная эмульсия, которая затем разрушается. При этом пресная вода экстрагирует остаточные соли и дренажная вода отделяется из обессоленной нефти в отстойнике.

Для удаления солей из тяжелых нефтей применение только пресной воды недостаточно и обессоливание осуществляется в электрическом поле, в аппаратах-электродегидраторах (блок ЭЛОУ). Это емкости, снабженные электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. Сейчас используют горизонтальные электродегидраторы объемом 80, 160 и 200 м³. Электроды в них расположены почти посередине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом, расстояние между ними – 25-40 см.

В результате индукции электрического поля диспергированные капли минерализованной воды поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположным зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием сил, определяемых формулой (1):

,                                                              (1)

где К – коэффициент пропорциональности;

Е – напряженность электрического поля;

r – радиус глобулы;

e – расстояние между центрами капель.

Если расстояние между каплями незначительно, а их размер сравнительно велик, то сила притяжения становится настолько большой, что адсорбированная на поверхности капель воды «бронирующая» оболочка, отделяющая их от нефти, сдавливается и разрушается, в результате чего происходит коалесценция капель воды.

Эффективность разрушения эмульсий в поле переменного тока значительно выше, чем в поле постоянного тока. В поле переменного тока происходит циклическое изменение направление движения тока и напряженность поля, в результате чего капли воды изменяют направление своего движения синхронно основному полю и поэтому все время находятся в состоянии колебания. Под действием сил электрического поля форма капель постоянно меняется и капли воды непрерывно деформируются, что способствует разрушению адсорбированных оболочек на них и слиянию этих капель. В настоящее время электроды работают на переменном токе промышленной частоты (50 Гц).

В горизонтальных электродегидраторах крупные глобулы 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. Следует иметь в виду, что повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изолятора.

Из-за высокого напряжения электрического тока аппараты представляют повышенную опасность. Верхняя площадка на аппарате, где расположены трансформатор и реактивные катушки, имеет сетчатое и решетчатое ограждение. На лестнице, служащей для подъема на электродегидратор, предусматривается блокировочное устройство, отключающее главную цепь электропитания при открытой дверце лестницы. Устройство для отключения напряжения при понижении уровня нефти в электродегидраторе имеет каждый аппарат.

Товарная нефть с промыслов, поступающая на переработку, подвергается доочистке - глубокому обессоливанию на блоках ЭЛОУ НПЗ. В настоящее время требования по обессоливанию очень жесткие: 2-3 мг/л и менее хлористых солей.

Глубина обессоливания влияет на степень удаления металлов из нефти. Исследования показали, что наибольшее снижение содержания металлов в нефти наблюдается при достижении глубокого обессоливания нефти до остаточного содержания хлористых солей 1-2 мг/л. При этом значительно снижается содержание натрия, кальция, частично удаляется калий, магний, железо, никель. Содержание ванадия в обессоленной нефти остается та­ким же, как в сырой нефти, и не зависит от глубины обессоливания.

Удаление соединений металлов способствует уменьшению зольности в продуктах переработки нефти - мазуте, коксе и т.д. Глубокое обессоливание нефти обеспечивает более эффективную работу установок каталитического крекинга. Металлы натрий и никель, содержащиеся в вакуумном дистилляте - сырье установок каталитического крекинга - способствуют дезактивации катализатора и снижают селективность процесса, что приводит к уменьшению глубины крекинга и выхода бензина вследствие большого коксо- и газообразования.

Вид электродегидратора представлен на рис. 3.4.

Рисунок 3.4 – Электродегидратор горизонтальный.

Назначение штуцеров: 1 – вход нефти; 2 – выход нефти; 3 – для откачки нефи; 4 – вход воды на промывку; 5 – вывод соленой воды; 6 – для удаления шлама; 7,8 – для регулятора уровня; 9 – для проходного изолятора; 10 – для предохранительного клапана; 11 – для сигнализатора уровня.

В верхней половине аппарата размещена электродная система, состоящая из нижнего электрода, верхнего электрода и размещенного на нём настила, выполняющего функцию площадки обслуживания изоляторов.

В верхней части аппарата размещена система электропитания, включающая установленные на площадке обслуживания высоковольтные источники питания типа, ввод высокого напряжения, изоляторы проходные типа и токоведущие тросики, соединяющие проходные изоляторы со стержнями токоведущими верхнего и нижнего электродов.

Аппарат снабжен люками-лазами, расположенными в днищах аппарата для возможности доступа в нижнюю и верхнюю его часть, а также по верхней образующей двумя люками для вентиляции аппарата во время остановок и для обслуживания верхнего электрода.

Сырая нефть в смеси с промывочной водой поступает через штуцер в распределитель сырья, истекает из его отверстий и движется вверх через слой отстоявшейся воды, а затем через слабое электрическое поле между уровнем воды и нижним электродом, далее в сильном электрическом поле между верхним и нижним электродами. При этом движении капли воды укрупняются и осаждаются в нижнюю часть аппарата. Обезвоженная нефть собирается двумя сборниками и через штуцера выводится из аппарата.

Вода собирается в нижней части аппарата и через коллектор вывода воды выводится из аппарата. Уровень воды автоматически поддерживается между распределителем сырья и нижним электродом.