Реферат Технология получения ДТ З
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОУ СПО «Омский химико-механический колледж»
Специальность: 240404 «Переработка нефти и газа»
ЗАДАНИЕ
на курсовое проектирование
(фамилия, имя, отчество)
группы: Н-416
Тема
СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА
Введение
1 Теоретическая часть
1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов
1.3 Теоретические основы процесса
1.4 Описание технологической схемы процесса. Нормы технологического режима
1.5 Охрана труда
1.6 Охрана окружающей среды
2 Расчетная часть
2.1 Материальный баланс процесса
2.2 Материальный баланс аппаратов
2.3 Тепловые балансы аппаратов
2.4 Расчёт конструктивных размеров аппаратов
3 Графическая часть
3.1 Технологическая схема процесса
3.2 Чертёж основного аппарата
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОУ СПО «Омский химико-механический колледж»
Специальность: 240404 «Переработка нефти и газа»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту
на тему: Технология получения ДТ «З» в соответствии с ЕВРО стандартом. Рассчитать реактор гидроочистки. Производительность установки по сырью 840 тыс.т/год.
Введение………………............................................................................................4
1 Теоретическая часть
1.1 Назначение, краткая характеристика установки гидроочистки дизельного топлива..……………………………………………………..…7
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов …………………………………………………………………..8
1.3 Теоретические основы процесса гидроочистки дизельного
топлива……………………………………………………………………..15
1.4 Описание технологической схемы процесса гидроочистки дизельного топлива. Нормы технологического режима……………………....……...23
1.5 Охрана труда………………………………………………………………38
1.6 Охрана окружающей среды………………………………………………51
2 Расчетная часть
2.1 Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива……………………….....................................................................54
2.2 Материальный баланс реактора Р-1……………………………………
2.3 Тепловой баланс реактора Р-1…………………………………………
2.4 Расчёт конструктивных размеров реактора Р-1………………………
Заключение……………………………………………………………………..
Литература………………………………………………………………………
Введение
На протяжении последних лет во всем мире возрастают требования к качеству дизельного топлива, связанные в первую очередь с его экологическими характеристиками: уменьшением содержания серы, ограничением содержания полициклических углеводородов.
Получение дизельного топлива, соответствующего условиям Технического регламента РФ «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу и топливу для реактивных двигателей», базируется на интесификации процессов гидрооблагораживания дизельных фракций. Последняя, при прочих равных условиях, существенно зависит от потенциала применяемого катализатора.
В основе производства ряда эффективных катализаторов лежат технологии, обеспечивающие:
· получение алюмооксидной матрицы катализатора с заданными текстурными характеристиками;
· введение в алюмооксидную матрицу соединений металлов в виде водного раствора биметаллического комплексного соединения, содержащего в своем составе ионы молибдена (или вольфрама) и никеля (или кобальта).
Но в большинстве случаев задача получения дизельных фракций с содержанием серы на уровне 0,001-0,005% масс. не решается только заменой катализаторной системы. Видно, что качество получаемого продукта зависит от совокупности параметров.
С повышением температуры степень превращения сероорганических соединений повышается. Однако, при одной и той же температуре конверсия серы повышается по мере снижения объемной скорости подачи сырья. Например, при температуре 330ºС снижение объемной скорости подачи сырья с 2,0 до 0,8 ч¹ приводит к повышению конверсии серы на 15%.
Зафиксировав при повышении расхода сырья до объемной скорости 2,0 ч¹ практическое отсутствие серы в температурном интервале 350-360ºС является следствием недостаточного для максимального использования потенциала катализатора количества подаваемого в зону реакции водорода.
Для дизельных топлив, также как и для бензинов, определен ЕВРО стандарт, требованиям которого дизельное топливо в идеале должно соответствовать. Ниже приведены требования к качеству дизельного топлива.
Таблица 1.1 - Требования к качеству ДТ «З»
| Показатели | ЕВРО - 3 | ЕВРО - 4 | ЕВРО - 5 |
| Цетановое число, не менее | 51 | 55 | 51-55 |
| Содержание, % (масс) -серы, не более -полициклических ароматических у/в | 0,035 11 | 0,005 11 | 0,001 11 |
| Диаметр пятна износа, мкм | 460 | 460 | 460 |
Рассмотрим основные показатели, представленные в таблице:
1) Цетановым числом называется объемная доля (в %) цетана в смеси с α-метилнафталином, эквивалентной по самовоспламеняемости испытуемому топливу, при сравнении в стандартных условиях испытания. Цетановое число характеризует не только воспламенительные качества дизельного топлива: чем выше цетановое число дизельного топлива, тем лучше его пусковые свойства, тем менее длителен период задержки самовоспламенения, больше полнота сгорания топлива, меньше задымленность выхлопных газов и склонность топлива к отложениям нагаров в камере сгорания и форсунках.
2) По содержанию серы требования различных стран для основных сортов дизельного топлива находились до
В зарубежных странах также ограничивается содержание ароматических углеводородов, а в последнее время - содержание полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) как наиболее токсичных соединений. Пары ароматических у/в в высоких концентрациях обладают наркотическим действием. Наблюдается заметное различие между 2 группами АУВ. К одной группе относятся бензол и его производные с 2 алкильными группами в пара-положении. Эти АУВ вызывают у животных тремор, переходящий в судороги всего тела, остальные АУВ — постепенно нарастающее угнетение, изредка клонические судороги. Рефлексы при действии большинства АУВ сохраняются почти до самой смерти, наступающей от паралича дыхательного центра. Продолжительность наркотического действия увеличивается с удлинением и разветвлением боковой цепи. Соединения с разветвленной боковой цепью более токсичны, чем с прямыми цепями; однозамещенные действуют сильнее, чем соответствующие дву- и трехзамещенные. Хроническое отравление АУВ характеризуется поражением нервной, сердечно-сосудистой, кроветворной систем, а также печени и почек, однако могут отмечаться изменения и в др. органах и системах. Основные пути поступления АУВ в организм: ингаляционный, через желудочно-кишечный тракт и неповрежденную кожу.
смазывающие характеристики дизельного топлива. Смысл метода состоит в том, что измеряется пятно износа, которое формируется в процессе трения качения между шариком и пластиной при температуре 600º С под влиянием приложенной нагрузки
С 1 января
В
Удаление сернистых соединений из дизельных фракций существенно сложнее, чем из бензиновых, так как они менее реакционноспособны.
Для доведения качества получаемого топлива до требований европейского стандарта и улучшения его потребительских свойств в него добавляются присадки: цетаноповышающая, противоизносная, депрессорно-диспергирующая, антистатическая, а с июля
По результатам эксплуатации производство экологически чистого дизельного топлива, отвечающего требованиям стандартов ЕВРО – 3 и ЕВРО – 4 возможно при условии ввода в товарный продукт противоизносной и цетаноповышающей присадок, а с учетом проведенных систематических исследований была разработана и внедрена технология компаундирования товарных дизельных топлив с ультранизким содержанием серы ЕВРО – 4 и ЕВРО – 5.
1.1 Назначение, краткая характеристика установки гидроочистки дизельного топлива
Установка гидроочистки дизельных топлив предназначена для удаления органических сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации.
Производительность по сырью – 2000,0 тыс.т/г, (количество часов работы в году 8000).
Ввод установки в эксплуатацию - 1980г.
Проект установки разработан Ленгипронефтехимом. Проект реконструкции установки разработан ГУП « Башгипронефтехимом» в 2008 году.
Технологическая схема установки однопоточная.
Установка состоит из следующих технологически взаимосвязанных блоков (узлов):
- реакторного блока, предназначенного для гидрирования соединений содержащих серу, азот, кислород, а также для насыщения непредельных углеводородов, адсорбции катализатором металлоорганических соединений;
- блока стабилизации – для отпарки летучих сернистых, азотистых и кислородосодержащих соединений (сероводорода, аммиака, воды), углеводородных газов, легких бензиновых фракций;
- блока очистки – для очистки циркулирующего водородсодержащего газа, углеводородных газов и бензин – отгона от сероводорода и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА);
- узла дозирования присадок, предназначенного для хранения и организации подачи присадок (противоизносной, депрессорно-диспергирующей, цетаноповышающей) в потоки дизельных топлив установок Л-24-9, Л-24-6, Л-24-7.
топлива
Сущность процесса гидроочистки состоит в превращении соединений, содержащих серу, азот, кислород и дальнейшем гидрировании их на катализаторе с образованием летучих сернистых, азотистых, кислородосодержащих соединений (сероводорода, аммиака, воды), которые удаляются путем отпарки в ректифика-
ционных колоннах. Одновременно происходит насыщение непредельных углеводородов, частичное гидрирование полициклических ароматических углеводородов. Кроме того, протекают реакции изомеризации парафиновых, нафтеновых углеводородов, а также реакции гидрокрекинга.
Содержащиеся в сырье металлорганические соединения подвергаются разрушению, и выделяющиеся металлы адсорбируются на катализаторе.
Реакции сернистых соединений
Сернистые соединения представлены меркаптанами, сульфидами, дисульфидами, тиофенами. В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические с выделением сероводорода.
Примеры реакций гидрирования сернистых соединений:
- меркаптаны: 2R-S + 3H2 à 2RH + 2H2S
- сульфиды: R-S-R1 + 2H2 à RH-R1H + H2S
- дисульфиды: RS-SR + 3H2 à 2RH + 2H2S
-
|| ||
S
В зависимости от строения сернистых соединений скорости реакций гидрообессеривания различны. Так, устойчивость вышеуказанных сернистых соединений увеличивается в следующем ряду:
меркаптан < дисульфид < сульфид < тиофен.
Реакции превращения азотистых соединений
Азотистые соединения представлены пирролами, пиридинами, хинолинами. При гидроочистке азотистые соединения превращаются следующим образом:
-
|| || + 4H2 à C4H10 + NH3
NН
CH
// \
- пиридины: HC CH
| || + 5H2 à C5H12 + NH3
HC CH
\\ /
N
Кислородсодержащие соединения (спирты, эфиры, перекиси, фенолы), а также растворенный кислород при гидроочистке разлагаются с выделением воды.
- фенол:
|
|
|
|
|
|
|
|
+ H2O
|
|
- гидроперикись гептана:
С7Н15ООН + 2Н2 ® С7Н16 + 2Н2О
Реакции превращения непредельных углеводородов
При гидроочистке олефины гидрируются, превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды:
CH3—CH=CH—CH2—CH2—CH3 + H2 à C6H14
Реакции превращения органических галоидов
Органические галоиды (обычно хлор) в процессе гидроочистки разлагаются с образованием хлористого водорода. Разложение органических галоидов идет гораздо сложнее обессеривания. Предполагается, что максимальное удаление галоидов составляет 90 %, но в рабочих условиях, предусмотренных для удаления серы и азота, фактическое удаление значительно меньше. Типовая реакция разложения органического хлорида представлена ниже:
CH3—CHCl—CH2—CH2—CH2—CH3 + H2 à C6H14 + HCl
Образующийся хлористый водород взаимодействует с аммиаком, который образуется в результате разложения азотистых соединений, с образованием хлорида аммония. При охлаждении потока после реактора происходит десублимация хлорида аммония – откладывание хлорида аммония на стенках трубопроводов, аппаратов, что приводит к росту перепада давления, снижению коэффициента теплопередачи, к точечной коррозии под этими отложениями. Для устранения данных эффектов на установках гидроочисток предусматривают водную промывку потоков после реактора, как правило, место подачи воды после сырьевых теплообменников.
Удаление металлов
Применяемый катализатор в рабочем интервале температур разрушает, имеющиеся металлорганические соединения, адсорбируя металлы на своей поверхности. При достижении на катализаторе некоторого объема металлов (примерно 2…3 % масс.), катализатор начинает терять активность и может произойти «пробой» – пропускание металлов через катализатор.
Скорости и теплота реакций
Ниже приводятся относительные скорости трех основных реакций:
- Обессеривание 100
- Насыщение олефинов 80
- Удаление азота 20
Выделяемое тепло данных реакций в КДж на кг сырья на м3 потребляемого водорода составляет:
- Обессеривание 8,1
- Насыщение олефинов 40,6
- Удаление азота 0,8
Из вышеприведенных данных видно, что обессеривание является самой быстрой реакцией, а насыщение олефинов дает самое высокое выделение тепла. По мере увеличения содержания серы в сырье – выделение тепла за счет этой реакции также увеличивается. Поэтому при гидроочистке дизельных топлив температура на выходе из реактора всегда выше, чем на входе (в отличие от гидроочисток прямогонных бензинов).
Основные параметры процесса гидроочистки
Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, является:
- температура,
- давление,
- объемная скорость подачи сырья,
- кратность циркуляции водородсодержащего газа.
Температура
Правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность межрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Для всех видов сырья сохраняется закономерность: степень обессеривания возрастает с повышением температуры при том же уровне активности катализатора. Однако рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температуры, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса.
Давление
Давление в реакторе выбирается исходя из срока службы катализатора, качества и количества получаемого продукта. Процесс проводится под давлением 30…50 кгс/см2. Повышение давления (точнее парциального давления водорода, поскольку процесс протекает в среде водорода) способствует увеличению глубины очистки и увеличению срока службы катализатора, но вблизи верхнего предела глубина обессеривания замедляется. Давление является независимым регулируемым параметром и должно постоянно поддерживаться на определенном уровне для каждой технологической установки, процесса.
Объемная скорость подачи сырья
Объемная скорость - VL (ч-1) - определяется отношением объема сырья, подаваемого в реактор в час, к объему катализатора. Уменьшение объемной скорости приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, к
углублению протекания реакций как основных, так и побочных, с возрастанием реакций коксообразования. Увеличение объемной скорости влияет с точностью наоборот.
При выборе объемной скорости учитывают состав сырья, температуру, давление, состояние катализатора.
Обычно в зависимости от требуемой чистоты выбирают объемную скорость в пределах 1,0…5,0 ч-1.
Кратность циркуляции ВСГ
С точки зрения химизма процесса, определяющим является молярное
соотношение водород/сырье (Н2/НС). На практике пользуются понятием «кратность циркуляции», т. е. отношение общего количества ВСГ (м3/ч при н.у.), подаваемого на смешение, к сырью (в м3/ч). Уменьшение кратности циркуляции ВСГ приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, повышению очистки и увеличению реакций коксообразования. Повышение кратности циркуляции аналогично повышению давления в реакторе, т. е. увеличивается парциальное давление Н2, стабилизируется активность катализатора, снижается протекание реакции коксообразования.
Для гидроочистки дизельных фракций и вакуумного газойля рекомендуемая кратность не менее 200 м3при н.у./м3, при концентрации водорода не менее 70 % об. и его парциальным давлением не менее 26 кгс/см2.
Влияние качества сырья на процесс гидроочистки
Глубина гидрообессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Это объясняется увеличением содержания в сырье более трудно удаляемых соединений серы и в частности гомологов тиофена, бензотиофена, дибензотиофена.
По рекомендациям различных фирм, производящих катализатор, содержание вторичных продуктов в составе сырья может варьироваться от 15 % до 30 % масс..
Содержание в сырье механических примесей приводит к увеличению перепада давления по реактору (вследствие их отложения на поверхности катализа-
тора), к общему росту перепада давления в целом по системе реакторного блока (отложение мехпримесей в сырьевых теплообменниках). Это может привести к необходимости проведения регенерации (пассивации) катализатора при его рабочей активности.
Влияние активности катализатора на процесс гидроочистки
Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и достигать большей глубины обессеривания.
С течением времени активность катализатора падает за счет отложения кокса и металлов на его поверхности.
Снижение парциального давления водорода в циркулирующем газе и ужесточение режима процесса способствует закоксовыванию катализатора.
Поэтому периодически проводят регенерацию катализатора, в результате которой выжигается кокс и сера, отложившиеся на катализаторе, и активность катализатора в значительной мере восстанавливается.
Постепенно катализатор «стареет» за счет рекристаллизации и изменения структуры поверхности, а также за счет адсорбции на поверхности катализатора металлоорганических и других веществ, блокирующих активные центры.
В этом случае каталитическая активность снижается безвозвратно, и катализатор заменяется на свежий.
Стабилизация гидрогенизата
Газообразные продукты реакций и пары воды удаляются из гидрогенизата путем их отпарки в ректификационных колоннах, при этом отгоняются и бензиновые фракции.
Отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата в стабилизационной колонне зависит от стабильности поддержания технологических параметров в колонне.
Влияние основных параметров:
Давление
При увеличении давления в стабилизационной колонне уменьшается степень выделения сероводорода из гидрогенизата, это связано с повышением растворимости газов в жидком нефтепродукте.
Температура
Значительное повышение температуры низа стабилизационных колонн влечет избыточное испарение не только вышеперечисленных компонентов гидрогенизата, но и дизельного топлива. Это приводит к снижению выхода целевого продукта, перегрузке теплообменной аппаратуры, нежелательному повышению давления в системе блоков стабилизации и очистки.
Отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата в стабилизационных колоннах зависит от стабильности поддержания технологических параметров в колонне. При повышении уровня нефтепродукта выше верхнего предела, а также резкие колебания уровня от нижнего к верхнему пределу, ухудшают степень отпарки сероводорода и воды.
Количество орошения
Увеличение количества орошения верха колонн выше оптимального снижает отпарку газа и бензиновых фракций, а также сероводорода и воды. Снижение количества орошения может привести к потерям целевого продукта.
Очистка от сероводорода
Очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов от сероводорода проводится в абсорберах водным раствором моноэтаноламина,
который в результате абсорбции образует с сероводородом соединение:
2 (С2Н4ОН)NH2+H2S ® (CH2-CH2OHNH3)2S
с последующей десорбцией сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина.
Полученное при абсорбции сероводорода из газов соединение (CH2‑CH2OHNH3)2S при нагревании легко разлагается с образованием моноэтаноламина и сероводорода.
Влияние основных параметров:
Температура водного раствора МЭА и газов
С увеличением температуры раствора МЭА и газов, подаваемых в абсорбер, уменьшается степень абсорбции сероводорода из газов, соответственно ухудшается очистка газов от сероводорода.
Количество раствора МЭА, подаваемого в абсорберы
При увеличении кратности циркуляции раствора МЭА, увеличивается степень очистки газов от сероводорода.
Концентрация моноэтаноламина в водном растворе
При понижении концентрации МЭА в водном растворе, уменьшается степень абсорбции (поглощения) сероводорода из газов.
Величина десорбции сероводорода из насыщенного раствора МЭА зависит от стабильной температуры низа и верха в десорбере в пределах норм технологического режима. При понижении температуры низа и верха десорбера ниже установленных норм, ухудшается десорбция сероводорода, т.е. процесс десорбции происходит не полностью, с последующим ухудшением очистки от сероводорода в соответствующих колоннах блока очистки. При увеличении температуры верха и низа десорбера, выше регламентированных температур, возможна выпарка из насыщенного водного раствора МЭА вместе с сероводородом и углеводородных фракций, что приводит к ухудшению качества сероводорода.
Химизм коррозии
Насыщенный водный раствор МЭА является коррозионным агентом, но особенно увеличивается степень коррозии оборудования по следующим причинам:
- перегрев регенерируемого раствора МЭА, что приводит к выделению кислых продуктов разложения МЭА и взаимодействию их с металлом оборудования в местах перегрева;
- наличие в растворах кислорода, кислородосодержащих сернистых соединений, ионов железа, углекислого газа;
- работа с растворами моноэтаноламина с концентрацией ниже 8 %, степенью
насыщения более 0,4 моль H2S /моль МЭА и концентрацией выше 15 % приводит к
перенасыщению раствора МЭА кислыми газами, разложению амина с образованием коррозионно-активных соединений.
Основным аппаратом, определяющим эффективность этого процесса и глубину превращения сырья, является реактор, который по своему технологическому оформлению должен обеспечивать заданную производительность, иметь необходимый реакционный объем, создавать требуемую для процесса поверхность контакта взаимодействующих фаз, поддерживать необходимый теплообмен в процессе и уровень активности катализатора. Его конструкция должна обладать минимальным гидравлическим сопротивлением и обеспечивать равномерное распределение газосырьевого потока по всему реакционному объему. Как правило, на отечественных установках гидроочистки дизельных топлив используются реакторы с аксиальным вводом газосырьевой смеси.
Реактор представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд с шаровыми днищами. Внутри реактора устанавливают стальной перфорированный стакан, между стенкой которого и стенкой аппарата имеется газовый слой. Различают реакторы с аксиальным и радиальным вводом. Реактор с аксиальным (вдоль оси аппарата) движением газосырьевого потока имеет верхний штуцер для ввода и нижний штуцер для вывода продуктов, также существуют реакторы , в которых штуцеры для ввода сырья и вывода продукта находятся вверху аппарата. Катализатор загружают в аппараты через верхний штуцер и выгружают через нижний. В связи с большим перепадом давления (1,3-1,5 МПа) в реакторах с аксиальным движением потока в последнее время стали применять реакторы с радиальным движением газосырьевого потока (реакционная смесь движется в реакторе через слой катализатора в радиальном направлении, а катализатор - вертикально). Реакторы такого типа характеризуются малым гидравлическим сопротивлением (не более 0,8 МПа).
1.4 Описание технологической схемы процесса гидроочистки дизельного топлива. Нормы технологического режима
Сырье, прямогонная дизельная фракция, из резервуаров № 1164,1165,1166 товарного парка гидроочисток тит. № 2115 поступает в горизонтальный отстойник О-1, где от дизельной фракции отделяется вода (схемой предусмотрена подача сырья помимо отстойника О-1). Для поддержания необходимого давления в О-1 подается инертный газ с отводом избытка газа через гидрозатвор Е-24. В качестве затворной жидкости в Е-24 используется дизельное топливо, которое закачивается ручным насосом Н-26 из бочек.
Предусмотрена подача газойля каталитического крекинга и легкого газойля коксования в трубопровод входа в отстойник О-1 из товарного парка насосами Н‑20/1, 2.
Дизельная фракция из О-1 поступает на прием сырьевых насосов Н‑1/1÷4, затем проходит через фильтры Ф-101/1, 2 разделяется на 2 параллельных потока в соотношении 50 : 50 и подается на 2 щита смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ).
С нагнетания компрессоров ПК-1/1÷3 поток ВСГ разделяется на два параллельных потока в соотношении 50:50 и подается на 2 щита смешения с дизельным топливом, расходом 30000…80000 м3/ч при н.у. по каждому потоку. При снижении расхода до 25000 м3/ч при н.у. по каждому потоку срабатывает блокировка: закрывается электрозадвижка № 1, останавливаются насосы Н-1/1÷4 и закрываются отсекатели по топливу на печи П‑1 пр, лев.
Газосырьевая смесь от левого щита смешения направляется в межтрубное пространство последовательно соединенных теплообменных аппаратов Т-1/1в, Т-1/1б, Т-1/1a, где нагревается за счет тепла продуктов реакции из Р-1 лев. Затем газосырьевая смесь разделяется на 4 потока, проходит змеевики печи П-1 лев., где нагревается до температуры не выше 400 °С и объединившись в один поток, поступает в реактор Р-1 лев.
Пары газосырьевой смеси внутри реактора проходят через слой катализатора сверху вниз. Реактор разделен на две части квенчинговой зоной, куда с выкида компрессоров ПК-1/1, 2, 3 поступает поток холодного ВСГ для предотвращения перегрева нижнего слоя катализатора. Температура слоя катализатора в реакторе не
Газосырьевая смесь от правого щита смешения направляется в межтрубное пространство последовательно соединенных теплообменных аппаратов Т-1/2в, Т-1/2б, Т-1/2а, где нагревается за счет тепла продуктов реакции из Р-1 прав. Затем газосырьевая смесь разделяется на 4 потока, проходит змеевики печи П-1 прав., где нагревается до температуры не выше 400 °С, и объединившись в один поток, поступает в реактор Р-1 прав.
Пары газосырьевой смеси внутри реактора проходят через слой катализатора сверху вниз. Реактор разделен на две части квенчинговой зоной, куда с выкида компрессоров ПК-1/1, 2, 3 поступает поток холодного ВСГ. для предотвращения перегрева нижнего слоя катализатора. Температура слоя катализатора в реакторе не
должна превышать 425 °. Перепад давления в Р-1 прав. должен быть не более 4,0 кгс/см2 и контролируется прибором поз. PDIRA 2117.
. Из реактора Р-1 лев. газопродуктовая смесь с температурой не выше 425 0С поступает в трубное пространство теплообменников Т-1/1а, 1б, 1в, где отдает тепло газосырьевой смеси. Из реактора Р-1 прав. газопродуктовая смесь с температурой не выше 425 оС поступает в трубное пространство теплообменников Т-1/2а, 2б, 2в, где отдает тепло газосырьевой смеси. Из теплообменников газопродуктовая смесь двумя потоками поступает в сепаратор горячей сепарации С-1а.
В сепараторе С-1а происходит отделение циркуляционного ВСГ и паров легкого гидрогенизата от тяжелого гидрогенизата. С верха С-1а смесь ВСГ с парами легкого гидрогенизата и воды поступает в аппараты воздушного охлаждения Х-1/1, 2, 3, доохлаждается в водяном холодильнике Х-1/4 и поступает в сепаратор холодной сепарации С-1.
Для обеспечения промывки трубок аппарата воздушного охлаждения Х-1/1, 2, 3 от солевых отложений в линию из С-1а в Х-1/1, 2, 3 насосом Н‑27/1, 2 через емкость Е-23 периодически подается промывочная вода (пароконденсат) из заводского напорного трубопровода пароконденсата, которая вместе с ВСГ и парами легкого гидрогенизата через X-1/1, 2, 3 и Х‑1/4 поступает в сепаратор С-1.
В сепараторе С-1 происходит разделение ВСГ, легкого гидрогенизата и промывочной воды. Промывочная вода из С-1 поступает в подземную
ВСГ из сепаратора С-1 поступает в абсорбер К-2 на очистку от сероводорода раствором МЭА.
Предусмотрен сброс ВСГ из С-1 в линию ВСГ на установки Л‑24‑6, 7. Сброс осуществляется путем открытия ручной запорной арматуры, на время проведения операций сульфидирования катализаторов на установках Л‑24‑6, 7. Циркулирующий ВСГ из абсорбера очистки К-2 поступает в сепаратор С-3 для отделения от унесенного раствора МЭА. Для поддержания заданных параметров процесса и концентрации водорода в циркулирующем газе не менее 83 % об. из заводского трубопровода через сепаратор С-8 в сепаратор С‑3 подается свежий ВСГ. Из С-3 отделившийся раствор МЭА поступает в сепаратор С‑7.
Циркулирующий ВСГ в смеси со свежим ВСГ из С-3 поступает через фильтр Ф-102 на прием компрессоров ПК-1/1, 2, 3.
Легкий гидрогенизат из С-1 поступает на 25-ую тарелку стабилизационной колонны К-1.
С низа С-1а тяжелый гидрогенизат направляется через теплообменники Т‑2/1, 2, 3, где нагревается за счет стабильного дизельного топлива, на 21‑ую тарелку в колонну К-1.
Блок стабилизации
В колонне К-1 осуществляется стабилизация дизельного топлива от легких углеводородов и воды. Сырье в К-1 – легкий гидрогенизат и тяжелый
гидрогенизат поступают на 25 и 21 тарелки, соответственно.
Пары углеводородов и воды с верха колонны К-1 поступают через аппарат
воздушного охлаждения ХК-1/1, 2 и водяной холодильник Х-10 в сепаратор С-5, где разделяются на углеводородный газ, бензин и воду. Кислая вода из отстойника С-5 поступает на прием насоса Н-7/1, 2 или в промканализацию.
Бензин из С-5 забирается насосом Н-3/1, 2, 3 и подается в качестве орошения наверх К-1, балансовое количество бензина направляется на прием насосов Н-8/1, 2 и далее выводится с установки. Возможен вывод бензина с установки помимо насосов Н-8/1, 2 от насосов Н‑3/1, 2, 3. Углеводородный газ из С-5 направляется на очистку от сероводорода в К-4.
С низа колонны К-1 стабильное дизельное топливо насосами Н‑2/1, 2, 3 подается в качестве рециркулята (теплоносителя) в левую и правую камеры печи П-2 (по четыре потока в каждую камеру). На выходе из печи рециркулят объединяется в один поток и с температурой не выше 350 °С по позициям TIRA 1220 ÷ 1231 поступает в куб колонны К-1.
Балансовое количество стабильного дизельного топлива с выкида насоса Н-2/1, 2, 3 подается в межтрубное пространство теплообменников Т‑2/1, 2, 3, где охлаждается, отдавая тепло тяжелому гидрогенизату. Затем стабильное дизельное
топливо направляется в термосифонный рибойлер Т‑4 отпарной колонны сероводорода К-5, в качестве теплоносителя. Часть стабильного дизельного топлива, отделившись от основного потока, проходит через теплообменник Т-5 для подогрева топливного газа и далее, объединившись с основным потоком, поступает в аппараты воздушного охлаждения Х‑5/1, 2, 3.
После Х-5/1, 2, 3 балансовое количество стабильного дизельного топлива откачивается с установки, контроль расхода осуществляется прибором поз. FIR 3136. С линии вывода стабильного дизельного топлива с
Блок очистки газов
Циркуляционный ВСГ из сепаратора С-1 поступает в низ абсорбера К-2 противотоком водному раствору моноэтаноламина (МЭА), подаваемого на верх К-2 насосом Н-4/1, 2
Углеводородный газ из С-5 направляется на очистку от сероводорода в низ абсорбера К-4 противотоком раствору МЭА, подаваемого на верх К‑4 насосом Н-5/1, 2 через фильтр Ф-103.
Углеводородный газ из К-4 направляется через подогреватель Т‑5 к форсункам печей П-1, 2. Для поддержания необходимого давления в линии топливного газа перед Т‑5 часть углеводородного газа из К‑4 сбрасывается на факел.
Насыщенный раствор МЭА из К-2, К-4, С-3, поступает в сепаратор С‑7, где выделяется поглощенный углеводородный газ, который с верхней части сепаратора возвращается в К-4. В случае нехватки давления в С-7 от собственных углеводородных газов, открывается клапан поз. PV 2130-1 (подача топливного газа) и наоборот при повышении давления в С-7, данный клапан закрывается.
Насыщенный раствор МЭА из С-7 поступает в трубное пространство теплообменников Т-3/1, 2, 3, где нагревается регенерированным раствором МЭА.
Насыщенный раствор МЭА из Т-3/1, 2, 3 поступает в отпарную колонну К‑5. С низа К-5 часть раствора МЭА подается в рибойлер Т-4, где нагревается за счет тепла стабильного дизельного топлива. В период проведения пусковых операций возможен нагрев МЭА в рибойлере Т‑4 острым паром. Остальная
С верха колонны К-5 отпаренный сероводород через аппарат воздушного охлаждения ХК-2 и водяной холодильник Х-8 поступает в сепаратор сероводорода С-6, затем через сепаратор Е-5а выводится на установку производства серы. Раствор МЭА с низа С-6 и Е-5а забирается насосом Н‑7/1, 2 и подается на верх колонны К-5.
Узел дозирования присадок
Узел дозирования присадок установки Л-24-9 предназначен для подачи
присадок вгидроочищеное дизельное топливо, уходящее с установок Л‑24-6, 7, 9. Противоизносная присадка, цетанповышающая присадка и депрессорно – диспергирующая присадка служат для улучшения свойств дизельного топлива.
Подача противоизносной присадки
Подача противоизносной присадки в гидроочищенное дизельное топливо установок Л-24-6, 7, 9 осуществляется в товарной форме. Температура застывания противоизносной присадки плюс 5 °С.
Бочки с противоизносной присадкой помещаются в плавильник ПЛ‑1 для разогрева водяным паром, подаваемым в змеевик плавильника. По мере разогрева противоизносная присадка из бочек откачивается погружным бочковым насосом Н-904/1, 4 в емкость Е-901. Предусмотрена также возможность подачи противоизносной присадки в емкость Е-901 из контейнеров.
Противоизносная присадка из емкости Е-901 подается насосом Н‑901/1, 2 в трубопроводы откачки гидроочищенного дизельного топлива в парк ТП.
Подача цетаноповышающей присадки
Подача цетаноповышающей присадки в гидроочищеное дизельное топливо установок осуществляется в товарной форме.
Цетаноповышающая присадка из бочек откачивается погружным бочковым насосом Н-904/2 в емкость Е-902. Предусмотрена также возможность подачи цетаноповышающей присадки в емкость Е-902 из контейнеров.
Цетаноповышающая присадка подается насосом Н-902/1, 2 в трубопроводы гидроочищенного дизельного топлива в парк.
Подача депрессорно – диспергирующей присадки в гидроочищенное дизельное топливо
Подача депрессорно – диспергирующей присадки в гидроочищенное дизельное топливо установок осуществляется в товарной форме.
Температура застывания депрессорно – диспергирующей присадок – 10…28 °С (зависит от вида присадок).
Бочки с депрессорно-диспергирующей присадкой помещаются в плавильник ПЛ-2 для разогрева теплофикационной водой, подаваемой в змеевик плавильника. По мере разогрева депрессорно – диспергирующая присадка из бочек откачивается погружным бочковым насосом Н-904/3 в емкости Е-903/1, Е-903/2. Предусмотрена также возможность подачи депрессорно – диспергирующей присадки в емкости Е-903/1, Е-903/2 из автоцистерны.
Депрессорно – диспергирующая присадка подается насосом Н‑903/1, 2 в трубопроводы гидроочищенного дизельного топлива в парк.
Для обеспечения избыточного давления в емкостях Е-903/1, Е-903/2 подается азот, со сбросом в факельную линию.
Описание работы системы оборотного водоснабжения установки запитываемой от внешних источников
На установке используется вода 1 и 2 системы.
Вода 1ой системы поступает на установку через фильтр Ф-104 и далее на холодильники:
Х-6 (для захолаживания регенерированного раствора МЭА);
Х-8 (для захолаживания паров из К-5);
Х-10 (для захолаживания паров из К-1);
Х-11 (для захолаживания дизельного топлива поступающего на охлаждение картеров и торцевых уплотнений насосов);
Х-4 (для захолаживания пароконденсата с установки).
Вода 2ой системы поступает на установку через фильтр Ф-105 и используется для охлаждения:
- электродвигателей компрессоров ПК-1/1÷3;
- масляных холодильников компрессоров МХ-1, 2, 3;
- сальниковых коробок компрессоров ПК-1/1÷3.
Таблица 1.3 – Нормы технологического режима
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Уровень в отстойнике О-1 | % | 20 ÷ 80 |
| Раздел фаз дизтоплива и воды в О-1 | % | 10 ÷ 55 |
| Расход сырья на щит смешения на левый поток | м3/ч | 75 ÷ 160 |
| Расход сырья на щит смешения на правый поток | м3/ч | 75 ÷ 160 |
| Расход сырья на установку | м3/ч | 150 ÷ 320 |
| Соотношение количества циркуляционного газа к сырью по потокам: | | |
| левый поток | м3/ч при н.у. / м3/ч | не менее 350:1 |
| правый поток | м3/ч при н.у. / м3/ч | не менее 350:1 |
| Содержание вторичных продуктов в составе прямогонного сырья | м3/ч | не более 15 % к расходу прямогонного сырья на установку |
| Свежий водородсодержащий газ | | |
| Расход ВСГ | м3/ч при н.у | не менее 5000 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| | % об. | не менее 83 |
| Давление ВСГ | кгс/см2 | 23 ÷ 35 |
| Циркуляционный водородсодержащий газ с нагнетания компрессоров ПК-1/1, 2, 3 | | |
| Расход на левый поток | м3/ч при н.у | не менее 35000 |
| Расход на правый поток | м3/ч при н.у | не менее 35000 |
| Объемная концентрация водорода | % об. | не менее 83 |
| Давление на приеме ПК-1/1, 2, 3 | кгс/см2 | 20 ÷ 35 |
| Расход ВСГ в зону квенчинга Р‑1 лев. | м3/ч при н.у. | не более 10000 |
| Расход ВСГ в зону квенчинга Р‑1 прав. | м3/ч при н.у. | не более 10000 |
| Реактор Р-1 лев., Р-1 прав | | |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Температура газосырьевой смеси на входе Р-1 лев. | 0С | не выше 400 |
| Температура газопродуктовой смеси на выходе Р-1 лев. | 0С | не выше 425 |
| Давление на входе Р-1 лев. | кгс/см2 | 27 ÷ 46 |
| Давление на выходе Р-1 лев. | кгс/см2 | 25 ÷ 42 |
| Перепад давления по Р-1 лев. | кгс/см2 | не более 4,0 |
| Температура газосырьевой смеси на входе Р-1 прав. | 0С | не выше 400 |
| Температура газопродуктовой смеси на выходе Р-1 прав. | 0С | не выше 425 |
| Давление на входе Р-1 прав | кгс/см2 | 27 ÷ 46 |
| Давление на выходе Р-1 прав | кгс/см2 | 25 ÷ 42 |
| Перепад давления по Р-1 прав | кгс/см2 | не более 4,0 |
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Реакторный блок: | | |
| Общий перепад давления в системе реакторного блока по левому потоку | кгс/см2 | не более 19 |
| Общий перепад давления в системе реакторного блока по правому потоку | кгс/см2 | не более 19 |
| Максимальное давление на выкиде компрессоров: | | |
| ПК-1/1 | кгс/см2 | не более 53 |
| ПК-1/2 | кгс/см2 | не более 53 |
| ПК-1/3 | кгс/см2 | не более 53 |
| Печь П-1лев, П-1 прав: | | |
| Температура газов на перевалах печи П-1 лев. | 0С | не выше 850 |
| Температура газосырьевой смеси на входе в печь П-1 лев. | 0С | не выше 350 |
| Температура газопродуктовой смеси на выходе из П-1 лев. | 0С | не выше 400 |
Продолжение таблицы 1.3
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Содержание кислорода в дымовых газах печи П-1 лев. | % об. | не более 5 |
| Разрежение по тракту печи П‑1 лев. | мм вод. ст. | от минус 3 до минус 20 |
| Температура отходящих газов после конвекции печи П-1 лев. | 0С | не выше 450 |
| Температура газов на перевалах печи П-1 прав. | 0С | не выше 850 |
| Температура газосырьевой смеси на входе в печь П-1 прав. | 0С | не выше 350 |
| Температура газопродуктовой смеси на выходе из П-1 прав. | 0С | не выше 400 |
| Содержание кислорода в дымовых газах печи П-1 прав. | % об. | не более 5 |
| Разрежение по тракту печи П‑1 прав. | мм вод. ст. | от минус 3 до минус 20 |
| Температура отходящих газов после конвекции печи П‑1 прав. | 0С | не выше 450 |
| Сепаратор С-1а | | |
| Температура | 0С | не выше 200 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Давление | кгс/см2 | 25 ÷ 36 |
| Уровень | % | 20 ÷ 80 |
| Сепаратор С-1 | | |
| Давление | кгс/см2 | 25 ÷ 36 |
| Уровень | % | 20 ÷ 80 |
| Раздел фаз дизтоплива и кислой воды | % | 20 ÷ 80 |
| Температура | 0С | не выше 50 |
| Стабилизационная колонна К-1 | | |
| Температура верха | 0С | 85 ÷ 170 |
| Температура низа | 0С | 250 ÷ 310 |
| Температура орошения (после Х-10) | 0С | не выше 40 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Температура питания | 0С | 200 ÷ 240 |
| Расход орошения | м3/ч | 20 ÷ 100 |
| Давление в К-1 | кгс/см2 | не менее 0,2 |
| Уровень | % | 20 ÷ 80 |
| Печь стабилизации П-2 | | |
| Температура теплоносителя на выходе: левой камеры печи | 0С | не выше 350 |
| правой камеры печи | 0С | не выше 350 |
| Расход циркулирующего теплоносителя (рециркулята) в печь | м3/ч | 240 ÷ 400 |
| Температура газов на перевалах печи П-2: левой камеры | 0С | не выше 800 |
| правой камеры | 0С | не выше 800 |
| Содержание кислорода в дымовых газах П-2 | % об. | не более 7,0 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Разряжение по тракту: левой камеры печи | мм вод. ст. | от минус 3 до минус 20 |
| правой камеры печи | мм вод. ст. | от минус 3 до минус 20 |
| Температура отходящих газов после конвекции: левой камеры печи | 0С | не выше 400 |
| правой камеры печи | 0С | не выше 400 |
| Расход теплофикационной воды, подаваемой в водоподогреватели П-2 | м3/ч | не менее 20 |
| Температура гидроочищенного дизельного топлива после Х‑5/1, 2, 3 на выходе с установки | 0С | не выше 60 |
| Концентрация регенерированного раствора МЭА | % об. | 8 ÷ 15 |
| Температура регенерированного раствора МЭА на выходе из Х‑6 | 0С | не выше 50 |
| Абсорбер К-2 | | |
| Содержание сероводорода в очищенном циркуляционном газе | % об. | не более 0,2 |
| Расход раствора МЭА, подаваемого в абсорбер | м3/ч | не менее 30 |
| Давление в абсорбере | кгс/см2 | 25 ÷ 36 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Уровень | % | 20 ÷ 80 |
| Абсорбер очистки углеводородного газа К-4 | | |
| Давление в абсорбере | кгс/см2 | 0,4 ÷ 1,0 |
| Расход раствора МЭА, подаваемого в абсорбер | м3/ч | 10 ÷ 20 |
| Уровень | % | 20 ÷ 80 |
| Десорбер К-5: | | |
| Температура верха | оС | 100 ÷ 110 |
| Температура низа | оС | 105 ÷ 125 |
| Температура питания | оС | 90 ÷ 105 |
| Давление в десорбере | кгс/см2 | 0,6 ÷ 1,5 |
| Температура сероводорода с установки | оС | не выше 50 |
Продолжение таблицы 1.3
| Наименование аппаратов и показатели режима | Единицы измерения | Допустимые пределы |
| Давление топливного газа перед печами | кгс/см2 | 0,4 ÷ 0,7 |
| Температура топливного газа перед печами | оС | 70 ÷ 130 |
| Температура жидкого топлива перед печами | оС | 95 ÷ 130 |
| Температура оборотной воды на установку: | | |
| I системы | оС | не выше 28 |
| II системы | оС | не выше 25 |
| Температура оборотной воды с установки: | | |
| I системы | оС | не ниже 45 |
| II системы | оС | не ниже 40 |
| Емкость Е-23 | | |
| Уровень в емкости | % | 20 ÷ 80 |
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов
Таблица 1.2 – Качество сырья готовой продукции и вспомогательных материалов
Ccv
Т
М м
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы |
| Сырье | |||
| Топливо дизельное «Зимнее» | ГОСТ 305-82 с изм.1, 2, 3, 4, 5 | 1. Цетановое число, не менее | 45 |
| | | 2. Фракционный состав: - 50% перегоняются при температуре, ºС, не выше – 96% перегоняются при температуре, (конец перегонки), ºС, не выше | 280,0 340,0 |
| | | 3. Кинематическая вязкость при 20ºС, мм2/с (сСт) | 1,8 – 5,0 |
| | | 4. Температура застывания, ºС, не выше, для климатической зоны: -умеренной -холодной | минус 35 минус 45 |
| | | 5. Температура помутнения, ºС, не выше, для кинематической зоны: -умеренной -холодной | минус 25 минус 35 |
| | | 6. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более | 0,01 |
| | | 7. Содержание сероводорода | отсутствие |
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы |
| | | 8.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ºС, не ниже: -для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин -для дизелей общего назначения | 40 35 |
| | | 9. Массовая доля серы, %, не более, в топливе: вида 1 вида 2 | 0,20 0,50 |
| | | 10. Испытание на медной пластинке | выдерживает |
| | | 11. Содержание водорастворимых кислот и щелочей | 30 |
| | | 12. Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 топлива, не более | 5 |
| | | 13. Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более | 5 |
| | | 14. Йодное число, г йода на | 6 |
| | | 15. Зольность,%, не более | 0,01 |
| | | 16. Коксуемость 10% - го остатка, %, не более | 0,30 |
| | | 17. Коэффициент фильтруемости, не более | 3 |
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы | |
| | | 18. Содержание механических примесей | Отсутствие | |
| | | 19. Содержание воды | Отсутствие | |
| | | 20. Плотность при 20ºС, кг/м3, не более | 840,0 | |
| Фракция дизельного топлива «Летнее» прямогонная (АВТ, АТ) | СТО 7.401105-2007 | 1. Фракционный состав: - температура 50 % отгона, оС, не выше - процент отгона при 360 оС, %, не менее | 1 вариант | 2 вариант |
280,0 95,0 | 305,0 95,0 | |||
| | | 2. Температура помутнения, 0С, не выше | минус 3 | минус 1 |
| | | 3. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже | 62 | 62 |
| | | 4. Массовая доля серы, %, не более | не нормируется, определение обязательно | |
| | | 5. Содержание воды, %, не более | следы | следы |
| | | 6. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более | 2,0 | 2,0 |
| | | 7. Плотность при 20 0С, кг/м3, не более | 860 | 860 |
Продолжение таблицы 1.2
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы | ||
| Фракции дизельные установки КТ-1/1 | СТО 7.401220-98 изм. №1÷6 | 1.Фракционный состав: - 50% перегоняется при температуре, оС, не выше - 96 % перегоняется при температуре (конец перегонки), оС, не выше - выкипаемость до 360 оС, % не ниже | С-001 (в/п) | С-001 (в/б) | С-100 (г/о) |
| - - 94 | 275 360 - | - - 96 | |||
| | | 2. Температура помутнения, 0С, не выше | - | - | минус 1 |
| | | 3. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже | - | - | 62 |
| | | 4. Массовая доля серы, %, не более | Не нормируется, определение обязательно | 0,2 | |
Продолжение таблицы 1.2
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы |
| | | Примечания: 1. Показатель по п.2 определяется периодически. При появлении некондиции по любому показателю таблицы - определяется обязательно. 2. При направлении газойля легкого процессов каталитического крекинга и коксования на установки гидроочистки (Л‑24‑6,7, 9) показатель по п.4 не считать браковочным. | |
| Газ водородсодержащий | СТО 7.401703-95 изм. 1 | Содержание водорода, % об., не менее | 70 |
| Готовая продукция | |||
| Фракция дизельного топлива «Летнее» гидроочищенная | СТО 7.401203-2007 изм. 1 | 1.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже | 621 553 |
| | | 2.Массовая доля серы1, %, (мг/кг), не более вид 1 вид 2 вид 3 вид 4 вид 5 вид 6 | 0,20 (2000) 0,10 (1000) 0,05 (500,0) 0,035 (350,0) 0,005 (50,0) 0,001 (10,0) |
| | | 3.Содержание сероводорода | отсутствие |
| | | 4.Плотность, кг/м3, не более при 20 оС при 15 оС | 8602 8453 |
Продолжение таблицы 1.2
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы |
| | | Примечания: 1. Нормы по показателям 1, 2 для установок Л-24-6, 7, 9 устанавливаются на уровне планово нормируемых показателей. При отсутствии норм в ежемесячных планах производства контролировать качества и учет некондиции вести по нормам, установленным в таблице 1 настоящего СТО для соответствующего вида топлива. 2. Показатель по п. 4 для установок Л-24-6, 7, 9 не является браковочным. Нормирование и определение показателей качества по п.п. 1, 4 производятся при направлении потока фракции дизельного топлива гидроочищенной в приготовление товарного дизельного топлива Евро по ГОСТ Р 52368. | |
| Газ кислый | СТО 7.401216-2004 | 1. Массовая доля Н2S+СО2, %, не менее 2. Массовая доля углеводородов, % не более | 98,0 2,0 |
| Газ сухой углеводородный | СТО 7.401102-2001 изм. 1÷5 | 1. Массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более 2. Содержание сероводорода, % об., не более | 5,0 0,005 |
| Бензин-отгон | | 1. Фракционный состав 2. Плотность при 20 0С, кг/м3 3. Испытание на медной пластине | Не нормируется Не нормируется Не нормируется, определение обязательно |
Продолжение таблицы 1.2
| Наименование продукта | ГОСТ, ТУ, СТП | Показатели по ГОСТ, ТУ, СТП | Допустимые пределы |
| Вспомогательные материалы | |||
| Моноэтаноламин технический Первый сорт | ТУ 2423-159-00203335-2004 | 1. Массовая доля моноэтаноламина, %, не менее | 98,0 |
| | | 2. Массовая доля диэтаноламина, %, не более | 1,0 |
| | | 3. Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| | | 4. Цветность, единицы Хазена, не более | - |
| | | 5. Плотность при 20 °С, г/см3 | 1,015÷1,018 |
| Газ инертный | СТО 7.401205-95 изм.1, 2 | 1. Объемная доля кислорода, %, не более | 0,50 |
| | | 2. Объемная доля СО, %, не более | 0,10 |
| | | 3. Объемная доля СО2, %, не более | 1,20 |
| | | 4. Объемная доля суммы углеводородов, %, не более | 0,50 |
| | | 5. Точка росы, оС, не выше | Минус 40 |
