Главная Коллекция "Otherreferats" Химия Технология переработки нефтяного сырья

Технология переработки нефтяного сырья

Принцип работы установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, готовой продукции. Вакуумная перегонка мазута. Безопасная эксплуатация производства. Нормы и контроль технологического процесса.

Рубрика	Химия
Вид	отчет по практике
Язык	русский
Дата добавления	10.03.2011
Размер файла	278,1 K

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Установка является структурным подразделением производства моторных топлив, которое объединяет установки первичной переработки нефти АВТ-1,2,5, АВТ-6, локальный водоблок оборотного водоснабжения БОВ-6.

Установка первичной переработки нефти АВТ-6, комбинированная с ЭЛОУ, предназначена для подготовки сырого нефтяного сырья (сырой нефти) к переработке и первичной переработке обессоленной и обезвоженной нефти. Допускается подкачка стабильного газового конденсата в нефтяные резервуары или в линию сырой нефти товарно-сырьевого цеха, ловушечного продукта товарного производства, ловушечного продукта ООО «Экоин» в линию сырой нефти в суммарном количестве не более 10% (на нефть). При подкачке ловушечного продукта работа установки с выводом керосиновой фракции не допускается.

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-6 включает следующие процессы:

Ш электрообессоливание и электрообезвоживание нефтяного сырья на блоке ЭЛОУ

Ш подготовка сырья к переработке на установке;

Ш атмосферная перегонка нефтяного сырья;

Ш стабилизация бензина;

Ш вторичная перегонка стабильного бензина;

Ш вакуумная разгонка мазута;

Ш утилизация тепла дымовых газов с целью получения водяного пара.

Подготовка нефтяного сырья к переработке осуществляется на блоке ЭЛОУ способом трехступенчатого обессоливания и обезвоживания при прохождении нефтяного сырья через электродегидраторы.

Процесс первичной переработки нефтяного сырья включает в себя двукратное испарение нефти и ректификацию до мазута на блоке атмосферной перегонки, стабилизацию бензина, вторичную перегонку стабильного бензина, вакуумную разгонку мазута.

При первичной переработке нефтяного сырья происходит его разделение на фракции бензина, уайт-спирита, керосина, дизельного топлива (компонент топлива маловязкого судового) и мазута.

Стабилизация бензина предназначена для отделения углеводородного газа от бензиновых фракций, поступающих с верхней части колонн блока атмосферной перегонки.

В процессе вторичной перегонки бензина происходит разделение стабильного бензина на узкие фракции.

При вакуумной разгонке мазута происходит его разделение на дизельную фракцию, вакуумный газойль и кубовый остаток вакуумной колонны.

Установленная мощность по переработке обессоленной нефти 7000 тыс. тонн в год.

Предусматривается непрерывная работа в течение 8000 часов в год.

Установка введена в действие в июле 1975 года.

Разработчик проекта ВНИПИНефть г. Москва.

Привязка проекта выполнена генеральным проектировщиком предприятия - проектным институтом «Горькгипронефтехим», в настоящее время - «НижегородНИИнефтепроект», г. Нижний Новгород.

Технологический расчет и проект по дооборудованию установки АТ-6 вакуумным блоком выполнен проектно-конструкторским отделом ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеорг-синтез» в 2005 году.

Процесс разделения нефти на фракции и мазута на вакуумный газойль и гудрон является взрывопожароопасным процессом.

Продуктами, определяющими взрывоопасность процесса, являются: нефть, углеводородный газ, сжиженная головка, бензиновые фракции, уайт-спирит, керосиновая и дизельные фракции. А также вакуумный газойль с рабочей температурой выше температуры вспышки и которые в соответствии с п.7.3.12 ПУЭ относятся к взрывоопасным. Эти продукты в смеси с кислородом воздуха образуют смеси взрывающиеся при наличии огня и искры.

Взрывопожароопасность установки обусловлена следующими факторами:

Ш транспортировка высоконагретых нефти и нефтепродуктов по разветвленной сети трубопроводов, деформация и потеря герметичности которых от механических и температурных колебаний, а также от коррозии при недостаточном контроле может привести к самовоспламенению выходящего наружу нефтепродукта;

Ш в применении аппаратов с электрическим разделением нефти (электродегидраторы),

Ш при работе которых с пониженным уровнем возможны взрывы с разрушением

Ш аппаратов;

Ш применение факельных печей, при эксплуатации которых возможны прогары и разрывы труб с нефтепродуктом от коксовых отложений и др. причин;

Ш возможность разрыва аппарата или трубопровода в результате внезапного повышения в них давления;

наличия пирофорных соединений, образующихся вследствие воздействия на железо и обеспечения минимального уровня взрывоопасности блоков и установки в целом.

Для каждого блока выполнена оценка энергетического уровня и определена категория его взрывоопасности.

Технологическая схема по функциональному назначению разделена на 12 технологических блоков:

№1 - блок подачи нефтяного сырья на установку;

№2 - блок электродигидраторов;

№3 - блок отбензинивания нефти;

№4 - блок колонны К-2 (атмосферной перегонки нефти)

№5 - блок стабилизации бензина;

№6 - блок вторичной перегонки бензина;

№7 - блок охлаждающей и затоворной жидкости

№8 - блок вакуумной разгонки мазута;

№9 - топливный блок;

№10 - блок раздачи 2% раствора реагента (на АВТ-6)

№11 - блок дренажной емкости

№12 - блок факельной емкости.

Ш его окислы сероводорода, содержащегося в парах нефтепродуктов, и способных самовозгораться.

Согласно требованиям «Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-540-03 технологические процессы установки разбиты на отдельные технологические блоки (группы аппаратов), в которых предусмотрены отключающие устройства, средства контроля, управления и противоаварийной защиты.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

Таблица 1

№ п / п	Наименование сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, тех.условий, стандарта предприятия	Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
1	2	3	4	5
1.	Сырье
1.1	Сырая нефть	ГОСТ Р 51858-2002	1. Массовая доля серы, %	до 1,80 и более
			2. Плотность при 15^оС, кг/м³	854,5 - 874,4
			3. Массовая доля воды, %, не более	0,5
			4. Концентрация хлористых солей, мг/дм³^, не более	300
			5. Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
1.2	Газовый конденсат стабильный	По паспорту качества предприятия-	1. Плотность при 15^оС, кг/см³, не более	не нормир-ся, определение обязательно
		поставщика
			2. Фракционный состав	не нормир-ся, определение обязательно
			3. Массовая доля общей серы, %, не более	не нормир-ся, определение обязательно
			5. Концентрация хлористых солей, мг/дм³	не нормир-ся, определение обязательно
1.3	Ловушечный продукт ТСЦ	СТП 4.18-02	1. Содержание воды, % вес., не более	1,0
			2. Плотность при 20^оС, г/см³	не нормир. определение обязательно
			3. Содержание механических	не нормир.
			примесей, % вес.	определение обязательно
1.4	Ловушечный продукт	СТП 4.17-05	1. Массовая доля воды, % вес., не более	6

			2. Содержание механических примессей, % вес.	не нормир. определение обязательно

			3. Плотность при 15^оС, кг/м³	не нормир. определение обязательно
1.5	Отсепарированная нефть с установки «Флоттвег»	СТП 4.31-05	1. Массовая доля нефтепродуктов, %, не менее	91,5
			2. Массовая доля воды, %, не более	6
			3. Массовая доля механических примесей, %, не более	0,5
			4. Плотность при 15^оС, г/см³	не нормир. определение обязательно
2.	Нефть обессоленная	СТП 1.1- 06	1.Содержание солей в мг/дм³, не более 2.Содержание воды, %, не более	3 0,2
			3. Плотность при 15^оС, кг/м³	не нормир. определение обязательно
3.	Бензин прямогонный с установок АВТ-1,2,5,6	СТП 2.1-05	1. Фракционный состав, ^оС, - конец кипения, не выше	175
			2. Цвет	бесцветный
			3. Содержание механических примесей и воды	отсутствие
4.	Смесь бензинов-отгонов с установок Л-24/7, ЛЧ-24/2000, блока 24/300-1 установки 35/5	СТП 2.12-06	1. Фракционный состав: - конец кипения, ^оС, не выше 2. Массовая доля серы, %, не более	180 0,08
2.	Реагенты:
2.1	Деэмульгатор Диссольван- 3359	сертификат	1.Внешний вид	жидкость желто-коричн. цвета
			2.Плотность при 20^оС, кг/ м³	890
			3. Вязкость при 40^оС, мм²/с	77
			4. Температура вспышки, ^оС	28

			5. Температура начала кипения, ^оС	108
2.2	Натр едкий технический	ГОСТ 2263-79 (марка РД)	1.Внешний вид	бесцветная или окрашенная жидкость
			2.Массовая доля гидроокиси натрия (NaOH), %вес., не менее	сорт высший- 46 сорт I - 44
2.3	Ингибитор коррозии Додиген 481	Сертификат (поставка по импорту)	1.Внешний вид	Жидкость темно-коричневого цвета
			2.Плотность при 20 ^оС, кг/ м³,не менее	940

2.4	Нейтрализующий амин Додикор- 1830	Сертификат (поставка по импорту)	1.Внешний вид	жидкость от бесцветного до коричневатого цвета
			2.Плотность при 20 ^оС,
			кг/ м³, не менее	830
3	Получаемые продукты:
3.1	Углеводородный газ	СТП 3.11-05	Массовая доля суммы углеводородов С₅ и выше, % масс., не более	5
3.2	Бензин нестабильный газовый	ТУ 38.601-07-09-02	1. Массовая доля компонентов, %, сумма углеводородов:
			-С₁ и С₂, не более	3,0
			- С₃ и С₄, не менее	60,0
			- С₆ и выше, не более	6,0
			2. Давление насыщенных паров, мПа, при температуре плюс 45^оС, не более	1,6
			3. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,05
			4. Внешний вид	бесцв. прозрачная жидкость
			5. Содержание свободной воды и щелочи	отс.
3.3	Фракция НК-85^оС	СТП 2.3-06	1.Фракционный состав, ^оС: - начало кипения	32 - 42
			-конец кипения,не выше	85
			2.Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст), не более,	105 (788)

			3.Цвет	бесцветный

			4.Содержание механических примесей и воды	отсутствие

			5.Испытание на медной пластинке	выдержив.

			6.Октановое число по моторному методу	не нормир. определен. обязат-но
			7. Содержание углеводородов С₇, % масс., не более (определяется по требованию для сырья Пар-Изом)	3
3.4	Фракция 85-180^оС	СТП 2.4а-05	1.Фракционный состав^оС, - конец кипения, не выше	180
			2.Цвет	бесцветный
			3.Содержание механических при -месей и воды	отсутствие
			4.Содержание хлорорганических	не нормир.
			соединений, ppm	определен. обязат-но
3.5	Прямогонная фракция уайт-спирита	СТП 2.15-05	1.Фракционный состав, ^оС: -начало кипения, не выше	160
			- 98% выкипает при температуре, не выше	195
			2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже	33
			3. Массовая доля ароматических углеводородов, %, не более	16*
			* По согласованию с потребителем допускается не более 18%
3.6	Прямогонный компонент авиационного топлива для газотурбинных	СТП 4.8-05	1.Фракционный состав,^оС: -начало кипения, не выше -90 % перегоняется при температуре, не выше	148 230
	двигателей Джет А-1		-температура конца кипения, не выше	300
			2.Температура вспышки, опреде- ляемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже	38
			3.Массовая доля меркаптановой серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			4.Цвет	бесцветн.

			5.Содержание воды	отсутствие
			6.Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отсутствие
			7. Удельная электрическая проводимость, пСм/м, не более (без присадки)	10
3.7	Прямогонный компонент топлива для реактивных	СТП 4.21 -05	1.Фракционный состав,^оС: -начало кипения, не ниже	135
	двигателей ТС-1		-90 % перегоняется при температуре, не выше -температура конца кипения, не выше	230 300
			2.Температура вспышки, опреде- ляемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже:	28
			3.Массовая доля меркаптановой серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			4.Цвет	бесцветн.

			5.Содержание воды	отсутствие

			6.Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отсутствие
			7. Удельная электрическая проводимость, пСм/м, не более (без присадки)	10
3.8	Прямогонная керосиновая фракция с установки - сырье для топлива РТ	СТП 4.23 - 05	1.Фракционный состав, ^оС: -начало кипения, в пределах -10 % перегоняется при температуре, не выше -98 % перегоняется при температуре, не выше	135 - 155 175 260
			2.Плотность при 20^оС, кг/м³ не менее	775
			3.Температура вспышки в закрытом тигле,^оС, не ниже	28
			4.Высота некоптящего пламени, мм, не менее	25
3.9	Компонент топлива дизельного	СТП 4.2а-05	1.Фракционный состав, ^оС -начало кипения, не ниже	140
	зимнего с установки		-96% перегоняется при температуре, не выше	340
			2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже	40
			3. Температура помутнения, ^оС, не выше	минус 25
			4. Температура застывания, ^оС, не выше	минус 35
			5. Цвет	от бесцветного до светло-желтого
			6. Массовая доля серы, %	не нормир. определен. обязат-но
3.10	Компонент топлива дизельного летнего с установки	СТП 4.1а-05	1.Фракционный состав,^оС: -50% перегоняется при температуре, не выше	280
			-90% перегоняется при температуре,не выше	345
			-96% перегоняется при температуре, не выше	360
			2.Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	65
			3.Температура помутнения, ^оС, не выше	минус 5
			4.Содержание воды	отсутствие

			5.Массовая доля серы, %	не нормир. определ. обязат-но
3.11	Второе дизельное топливо с установки	СТП 4.3-05	Сырье установок Л-24/7, ЛЧ-24/2000: 1.Фракционный состав: -50% перегоняется при температуре,^о С, в пределах	290-320
			-96% перегоняется при температуре,^о С, не выше	360

			2.Содержание серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			3.Температура застывания	не нормир. определен. обязат-но
			Компонент топлив: ТПБ, судовых ИФО, мазута топочного:
			1.Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	75
			-для судовых ИФО, ^оС, не ниже	65
			2.Содержание серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			3. Температура застывания, ^оС	не нормир. определен.
				обязат-но
			4.Массовая доля ванадия, %	не нормир. определен.
				обязат-но (по требованию)
			5. Вязкость кинематическая, мм²/с - при 50^оС - при 100^оС	не нормир. определен. обязат-но
3.12	Дизельное топливо с вакуумной колонны К-5	СТП 4.4-05	Компонент сырья установок Л-24/7, ЛЧ-24/2000: 1. Фракционный состав, ^оС:
			- 50% перегоняется при температуре, не выше	335
			- 96% перегоняется при температуре, не выше	360
			2. Содержание серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			3. Температура застывания, ^оС:	не нормир. определен. обязат-но
			4. Содержание воды	не нормир. определен. обязат-но
			Компонент топлива дизельного, топлива печного, мазута топочного:
			1.Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	75
			2. Содержание серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			3. Температура застывания, ^оС:	не нормир. определен. обязат-но
			4. Содержание воды	отсутствие
3.13	Компонент топлив маловязкого судового и печного бытового	СТП 4.5а-05	Для компонента ТПБ: 1. Фракционный состав, ^оС: - 50% перегоняется при температуре, не выше	280
			- 90% перегоняется при температуре, не выше	345
			- 96% перегоняется при температуре, не выше	360
			2. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	45
			3. Содержание воды	отс.
			4. Массовая доля серы, %	не нормир. определен. обязат-но
			Для компонента топлива судового маловязкого:
			1. Фракционный состав, ^оС: - 50% перегоняется при температуре, не выше	290
			- 96% перегоняется при температуре, не выше	360
3.14	Компонент вакуумного газойля	СТП 5.19-05	1. Вязкость кинематическая при 50^оС, мм²/сек (сст), в пределах	5,0-60,0

	с установки		2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже	80
			3. Массовая доля серы, %, не более	2,2

3.15	Мазут с установки	СТП-4.10-05	1. В качестве компонента топочного мазута: 1.Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, ^оС, не ниже	110
			2.Вакуумная разгонка -выкипаемость до 360^оС, % об., не более	8
			2. В качестве компонента топлив судовых ИФО:
			1. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС,
			не ниже	70
			2. Массовая доля ванадия, %	не нормир. определен. обязат-но
			3. Вязкость кинематическая, мм²/с: - при 50^оС - при 100^оС	не нормир. определен. обязат-но
3.16	Вакуумный гудрон с установки	СТП 4.11-05	1. Вязкость условная при 80^оС, сек. в пределах	30-60

			2. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	220
			Сырье для производства мастики МБР:
			1. Вязкость условная при 80^оС, сек. в пределах	10-30
4	Вспомогательные материалы:
4.1	Жидкое топливо	СТП 4.16а-06	1.Массовая доля серы, %, не более	1,8

			2.Температура вспышки в открытом тигле,^оС, не ниже	110

			3. Испытание на медной пластинке	выдерживает

			4.Температура застывания,^оС	Не нормир-ся, опред. обязат.

			5. Содержание воды	отсутствие

4.2	Топливный газ	СТП 3.12-05	1. Плотность, г/дм³, не более	0,8

			2. Объемная доля сероводорода, %, не более	1,0
			3. Объемная доля С₅+ С₆, %, не более	1,0

			4. Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	11000
4.3	Инертный газ и азот для всех процессов	СТП 3.3-02	Компонентный состав, % об.: -содержание кислорода, не более	0,5
			-содержание окиси углерода: в инертном газе, не более	0,5
			в азоте	отсутствие
			-содержание влаги, г/м³, не более: в летний период	10
			в зимний период	5

нефть переработка установка мазут

Принципиальная технологическая схема блока

Вакуумная перегонка мазута.

Колонна К-5 работает при вакууме вверху колонны - 40-80 мм.рт.ст. и с вводом в низ колонны К-5 перегретого пара из пароперегревателя, находящегося в конвекционной части П-1/3. Давление пара и температура контролируется поз. PR-65Р и ТR-65Т. Расход пара в К-5 регистрируется и регулируется клапаном-регулятором поз. FRC-65.

Вакуум в К-5 создается поверхностными конденсаторами Х-25/1, Х-25/2, Х-25/3 и трехступенчатым эжектором:

Э-1/1, Э-1/2 - параллельно работающие эжектора I ступени с поверхностным конденсатором КП-1;

Э-2/1, Э-2/2 - эжектора II ступени с поверхностным конденсатором КП-2;

Э-3/1, Э-3/2 - эжектора III ступени с поверхностным конденсатором КП-3.

Давление вверху К-5 регистрируется прибором поз. PRAL-105, внизу колонны поз. PRAL-105/1

В вакуумной колонне К-5 мазут разгоняется на 2 вакуумных газойля с условными пределами кипения:

- легкий вакуумный газойль - фракция 350-450^оС;

- тяжелый вакуумный газойль - фракция 450-550^оС.

Мазут из колонны К-2 насосом Н-21, 21а, 21б прокачивается 8^ю потоками через печь П-1/4. Расход каждого потока мазута через П-1/4 регистрируется и регулируется. Клапан-регулятор типа ВЗ установлен на линии потоков в печь, поз. FRCAS-41,42,43,44 на левой стороне печи и поз. FRCASL-45,46,47,48 на правой стороне печи П-1/4. При понижении расхода потоков в змеевик печи срабатывает блокировка по закрытию электрозадвижек на линии жидкого топлива З-42, З-43 и на линии газообразного топлива З-56, З-57 к П-1/4, по закрытию электрозадвижки З-100 на выкиде насосов Н-21, 21а, 21б.

Давление по потокам мазута через П-1/4 регистрируется поз. РRASL-141,142,143,144 на левой стороне печи и поз. РRASL-145,146,147,148 на правой стороне печи П-1/4. При понижении давления на входе потоков в змеевик печи срабатывает блокировка по закрытию электрозадвижек на линии жидкого и газообразного топлива к П-1/4 (З-42, 43, 56, 47) и по закрытию электрозадвижки З-100 на выкиде насосов Н-21, 21а, 21б.

Для уменьшения коксования печных труб П-1/4 на входе в печные потоки подается перегретый пар в количестве не более 0,5 т/час по каждому потоку. Расход пара по потокам регистрируется приборами поз. FR-64/1 - 64/8.

Температура мазута на выходе из печи по потокам регистрируется и контролируется приборами поз. ТRAS 341-348.

Из печи П-1/4 мазут, нагретый до температуры 380-395^оС, двумя потоками поступает в зону питания колонны К-5. Температура мазута на входе в колонну К-5 контролируется и регистрируется поз. TR-351, 352.

Пары дизельного топлива, водяной пар с верха К-5 по шлемовым трубопроводам двумя параллельными потоками поступают в Х-25/1, Х-25/2, последовательно в Х-25/3. Температура и давление парогазовой смеси в Х-25/1 регистрируется поз. 305А, РR-125/1, в Х-25/2 - поз. 305В, РR-125/2. Несконденсировавшиеся пары забираются эжектором Э-1/1, Э-1/2, после чего парогазовая смесь поступает в промежуточный конденсатор КП-1. Давление в линии от Х-25/3 к Э-1/1,2 регулируется клапаном-регулятором поз. PRC-125/3. На выходе из КП-1 парогазовая смесь разъединяется на два потока, отсасывается эжекторами II ступени Э-2/1, Э-2/2 и поступает на конденсацию в промежуточный конденсатор II ступени КП-2. Давление в линии от КП-1 к Э-2/1,2 регистрируется поз. PR-125/4.

Несконденсировавшиеся в КП-2 пары забираются эжекторами III ступени Э-3/1, Э-3/2 и подаются на конденсацию в промежуточный конденсатор III ступени КП-3. Давление в линии от КП-2 к Э-3/1,2 регистрируется поз. PR-125/5.

Несконденсировавшиеся газы разложения поступают на дожиг в П-1/4 (на 4 форсунки) через трубный расширитель, в котором от газов разложения отделяется остаточный конденсат, сбрасываемый в Е-25.

Конденсат из Х-25/1, Х-25/2, Х-25/3, КП-1, КП-2, КП-3, С-1 поступает в барометрическую емкость Е-25. Температура конденсата, поступающего в Е-25, регистрируется:

- конденсат из Х-25/1 поз. TR-580,

- конденсат из Х-25/2 поз. TR-581,

- конденсат из Х-25/3 поз. TR-582,

- конденсат из КП-1 поз. TR-583,

- конденсат из КП-2 поз. TR-584,

- конденсат из КП-3 поз. TR-585.

Оборотная вода с БОВ-6 поступает в трубное пространство поверхностного конденсатора Х-25/3, затем параллельными потоками поступает в в трубное пространство поверхностных конденсаторов Х-25/1, Х-25/2.

После Х-25/1,2 вода параллельными потоками проходит по трубному пространству поверхностных конденсаторов КП-1,2,3.

Расход воды с БОВ-6 в Х-25/1,2,3 регистрируется поз. FR-88, температура и давление воды регистрируется приборами поз. TR-88 и PR-88Р.

После конденсаторов вода возвращается на БОВ-6.

Предусмотрена подача пара на эжекторы Э-1/1,2, Э-2/1,2, Э-3/1,2 от собственных котлов-утилизаторов КУ-125М. Расход пара регистрируется поз. FR-К-5, температура пара регистрируется поз. ТR-К-5Т, давление пара регистрируется поз. РR-К-5Р.

Уровень дизельного топлива в Е-25 регистрируется и регулируется клапаном на линии откачки дизельного топлива поз. LRCAH-225, 225/1 с выводом на щит в операторной сигнализации по нижнему и верхнему уровню. Вода из Е-25 дренируется в канализацию, уровень раздела фаз контролируется и регулируется. Клапан-регулятор установлен на линии дренажа поз. LRCAH-225/.2,3 с выводом на щит в операторной сигнализации по нижнему и верхнему уровню раздела фаз.

Из емкости Е-25 дизельное топливо откачивается насосами Н-67, 67а на узел вывода нефтепродуктов с установки, где смешивается с дизельным топливом атмосферного блока.

Расход дизельного топлива из Е-25 регистрируется поз. FR-87, температура регистрируется поз. ТR-87Т, давление в линии выкида насосов Н-67, 67а регистрируется поз. РR-87Р.

Для аварийного прекращения поступления дизельного топлива из Е-25 на насосы Н-67, 67а на линии приема насосов установлена электрозадвижка З-159. На выкиде насосов Н-67, 67а установлена электрозадвижка З-160.

Внутри колонны К-5 установлено 4 пакета насадки, которые позволяют получать газойль нужного качества.

Пары из зоны питания поднимаются вверх вакуумной колонны К-5, где происходит их постепенное фракционирование и конденсация на пакетах насадки. Со сборной тарелки 1-го пакета выводится фракция, выкипающая до 350^оС. Насосами Н-60, 60а прокачивается через теплообменники Т-3/1, Т-1/1, где охлаждается и с температурой около 55^оС возвращается в колонну К-5 в качестве верхнего циркуляционного орошения.

Температура верха колонны К-5 регистрируется поз. TRC-305 и регулируется с коррекцией по расходу верхнего ц.о., клапан-регулятор установлен на линии верхнего ц.о. в К-5 поз. FRCAL- 55.

При снижении расхода верхнего ц.о в К-5 срабатывает сигнализация.

Температура вывода верхнего циркуляционного орошения регистрируется прибором поз. TR-560.

Избыток дизельной фракции откачивается насосами Н-60, Н-60а на узел вывода нефтепродуктов с установки, где смешивается с дизельным топливом атмосферного блока.

Уровень на сборной тарелке 1-го пакета насадки регистрируется и регистрируется. Клапан регулятора расположен на линии вывода избытка дизельной фракции К-5 с установки.

Температура на сборной тарелке 1-го пакета насадки регистрируется прибором поз. ТR-305/2.

Температура и давление дизельной фракции на выходе с установки контролируется и регистрируется приборами поз. TR-80Т, РR-80Р.

Расход дизельной фракции регистрируется прибором поз. FR-80.

Со сборной тарелки 2-го пакета насадки выводится легкий вакуумный газойль и насосами Н-61, 61а прокачивается через теплообменник Т-1/3, трубное пространство теплообменника Т-10, подогревателя топливного газа, межтрубное пространство теплообменника Т-9, подогревателя жидкого топлива, межтрубное пространство Т-11, подогревателя теплофикационной воды, и подается на смешение с тяжелым вакуумным газойлем перед АВГ-1,2. Расход легкого вакуумного газойля регистрируется прибором поз. FR- 81, температура и давление регистрируются соответственно поз. TR-81Т, РR-81Р.

Часть жидкости со 2-го пакета насадки через распределители самотеком равномерно орошает верхнюю часть 3-го пакета. Уровень на сборной тарелке 2-го пакета регистрируется и регулируется, клапан-регулятор расположен на линии вывода легкого вакуумного погона поз. LRCAL-251. Температура на сборной тарелке 2-го пакета насадки регистрируется прибором поз. ТR-305/3,4.

Тяжелый вакуумный газойль из кармана 3-го пакета насадки поступает на прием насоса Н-63, Н-63а. Уровень на сборной тарелке 3-го пакета регистрируется и регулируется, клапан-регулятор расположен на линии вывода тяжелого вакуумного погона поз. LRCAL-252. Температура на сборной тарелке 3-го пакета насадки регистрируется прибором поз. ТR-305/5.

Тяжелый вакуумный газойль насосом Н-63, 63а прокачивается через теплообменники Т-6/3,2,1, где отдает тепло обессоленной нефти, и вместе с легким вакуумным газойлем доохлаждается в воздушных холодильниках АВГ-1,2 и выводится с установки.

Расход тяжелого вакуумного газойля регистрируется прибором поз. FR- 83, температура и давление регистрируются соответственно поз. TR-83Т, РRАН-83Р. При повышении давления в линии вывода тяжелого вакуумного погона срабатывает сигнализация.

Температура вакуумного газойля на выходе с установки регистрируется прибором поз. TR- 82Т.

Часть фракции тяжелого вакуумного газойля после Т- 6/2 с температурой до 200^оС направляется обратно в К-5 в качестве нижнего циркуляционного орошения на III пакет насадки. Расход нижнего циркуляционного орошения регулируется и регистрируется прибором поз. FRС-55/1. Клапан регулятора расположен на линии нижнего циркуляционного орошения от Н-63, 63а в К-5. Температура нижнего циркуляционного орошения регистрируется поз. ТR-55/1Т.

С выкида насоса Н-63, 63а предусмотрена подача горячего продукта (т.в.г.) на промывку 4-го пакета насадки. Расход промывочной жидкости регистрируется и регулируется прибором поз. FRC-55/2, клапан-регулятор расположен на линии подачи промывочной жидкости на 4-й пакет насадки. Температура промывочной жидкости регистрируется прибором поз. ТR-55/2Т.

Жидкость с 3-го пакета насадки через распределительное устройство равномерно орошает 4-й пакет насадки.

Гудрон с низа колонны К-5 насосом Н-65, Н-65а прокачивается через теплообменники Т-5/3, Т-4/3, Т-5/1 и выводится с установки по горячей схеме с температурой не выше 185^оС. Давление в линии гудрона на выходе из Т-5/1 регистрируется поз. PR-85Р, расход гудрона регистрируется поз. FR-85, температура гудрона на выходе из Т-5/1 регистрируется поз. ТR-85Т, на выходе с установки поз. ТR-555.

Предусмотрена возможность доохлаждение гудрона в АВГ-3,4,5,6,7, после чего гудрон выводится с установки по линии мазута.

Часть гудрона после теплообменника Т-5/3 подается вниз колонны по схеме «квенча» для снижения температуры низа колонны К-5. Расход «квенча» регистрируется и регулируется. Клапан регулятора расположен на линии гудрона после Т-5/3 в К-5 поз. FRC-86. Температура «квенча» регистрируется поз. ТR-86Т.

Температура низа колонны регистрируется и регулируется прибором поз. TRC-305/1. Клапан-регулятор расположен на линии подачи «квенч» с выкида насоса Н-65 после Т-5/3 в низ колонны К-5 поз. FRC-86.

Уровень в К-5 регулируется регулятором уровня. Клапан регулятора установлен на выкиде насоса Н-65, Н-65а с коррекцией по расходу гудрона с установки, прибор поз.

LRCAHL-205. По минимальному и максимальному уровню К-5 предусмотрена сигнализация.

Характеристика опасностей производства

Продуктами, определяющими взрывоопасность процесса, являются: нефть, углеводородный газ, сжиженная головка, бензиновые фракции, уайт-спирит, керосиновая и дизельные фракции, а также вакуумный газойль с рабочей температурой выше температуры вспышки и которые в соответствии с п.7.3.12 ПУЭ относятся к взрывоопасным. Эти продукты в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня и искры.

Взрывопожароопасность установки обусловлена следующими факторами:

транспортировка высоконагретых нефти и нефтепродуктов по разветвленной сети трубопроводов, деформация и потеря герметичности которых от механических и температурных колебаний, а также от коррозии при недостаточном контроле может привести к самовоспламенению выходящего наружу нефтепродукта;

в применении аппаратов с электрическим разделением нефти (электродегидраторы ),

при работе которых с пониженным уровнем возможны взрывы с разрушением аппаратов;

применение факельных печей, при эксплуатации которых возможны прогары и разрывы труб с нефтепродуктом от коксовых отложений и др. причин;

возможность разрыва аппарата или трубопровода в результате внезапного повышения в них давления;

наличия пирофорных соединений, образующихся вследствие воздействия на железо и его окислы сероводорода, содержащегося в парах нефтепродуктов, и способных самовозгораться.

Для предупреждения взрыва предусмотрены меры, исключающие образование взрывоопасной среды и возникновение источников инициирования взрыва:

контроль состава воздушной среды газоанализаторами с выдачей звуковой предупредительной сигнализации по месту и с выполнением светозвуковой предупредительной сигнализации в операторной;

применение рабочей и аварийной вентиляции;

отвод взрывоопасной среды;

регламентация огневых работ;

применение материалов, не создающих при ударе искр;

применение средств защиты от статического и атмосферного электричества;

применение взрывозащищенного оборудования.

Необходимо знать и строго соблюдать правила техники безопасности. Индивидуальные и коллективные средства защиты должны содержаться в полном порядке и готовности и регулярно проверяться.

К работе допускаются только лица, прошедшие соответствующую подготовку и сдавшие экзамен по технике безопасности.

Безопасная работа установки зависит от соблюдения персоналом правил техники безопасности, инструкции по эксплуатации и действующих норм и требований Ростехнадзора.

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

	Вакуумная разгонка мазута
	Колонна К-5
66.	Производительность К-5 по мазуту не более	FRСАL- 41-48	м³/час	80	+ 1,7%	Регистрация

67.	Давление в верху колонны (вакуум), в пределах	PRAН-105	мм.рт.ст.	680-760	+ 0,2%	Регистрация

68	Температура верха, не выше	TRC-305	^оС	125	+ 3,1^оС	Регулирование

69	Температура ввода сырья, не выше	TRАН-351, 352	^оС	395	+ 5,5^оС	Регистрация

70	Температура низа, не выше	TRC-305/1	^оС	380	+ 5,5^оС	Регулирование

71	Расход пара, не более	FRС-65	т/час	5	+ 1,7%	Регулирование

72	Температура вывода диз. топлива из К-5, не выше	TR-560	^оС	190	+ 3,1^оС	Регистрация

73	Температура вывода легкого вакуумного газойля из К-5, не выше	TR-561	^оС	260	+ 3,1^оС	Регистрация

74	Температура вывода тяжелого вакуумного газойля из К-5, не выше	TR-563	^оС	320	+ 3,7^оС	Регистрация

75.	Уровень куба К-5, в пределах	LRCA-205, 205/1	%	20 - 80	0,5%	Регулирование
76.	Уровень раздела фаз Е-25, в пределах	LRCA- 225, 225/1	%	20 - 80	0,5%	Регулирование

	Печь П-1/4

77	Температура мазута на выходе из П-1/4 (1-8 потоки)	TRС-341-348	^оС	395	+ 5,5^оС	Регулирование

78	Температура дымовых газов над перевалом, не выше	TR-340	^оС	800	+ 7,3^оС	Регистрация

79	Давление в линии затворной жидкости к насосам, не менее	РRСА 184	кгс/см²	11	0,2%	регулирование

	Температура продуктов на выходе с установки

80.	Бензин нестабильный газовый, не выше	TR-72Тк	^оС	65	+ 3,1^оС	показание

81.	Бензин прямогон-ный, не выше	TR-75Тк	^оС	50	+ 3,1^оС	показание

82	Фракция НК-85^оС, (АВЗ-12), не выше	TR-74Тк	^оС	50	+ 3,1^оС	показание
83.	Фракция 85-180^оС (АВЗ-12а), не выше	TR-75Тк	^оС	50	+ 3,1^оС	показание

84.	Фракция керосина (АВЗ-14), не выше	TR-77Тк	^оС	50	+ 3,1^оС	показание
85.	Прямогонная фракция уайт-спирита, (АВЗ-13), не выше	TR-97Тк	^оС	50	+ 3,1^оС	показание
86.	Фракция диз. топлива зимнего, не выше	TR-79/1Тк	^оС	80	+ 3,1^оС	показание

87.	Фракция 1диз топлива, не выше	TR-79/1Тк	^оС	80	+ 3,1^оС	показание
88.	Фракция II диз. топлива (Т-47а,б), не выше	TR-79/2Тк	^оС	70	+ 3,1^оС	показание
89	Дизельное топливо К-5, не выше	TR-550	^оС	80	+ 3,1^оС	показание

90	Вакуумный газойль, не выше	TR-82Т	^оС	90	+ 3,1^оС	показание

91	Мазут, не выше	TR-70/1Т	^оС	120	+ 3,1^оС	показание

91а	Мазут на береговую нефтебазу, не выше	TR-70/1Т	^оС	97	+ 3,1^оС	показание

92	Гудрон, не выше	TR-85Т	^оС	185	+ 3,1^оС	показание

КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Аналитический контроль технологического процесса

№ пп	Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средствизмерения)	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика анализа, государственный или отраслевой стандарт)	Норма	Частота контроля
1	2	3	4	5	6	7
1.	Сырье установки
1.1.	Сырая нефть	Узлы учета	1.Массовая доля воды, %, не более	ГОСТ 2477-65	0,5	1 раз в сутки каждый узел
		нефти
			2.Концентрация хлористых солей, мг/дм³^, не более	ГОСТ 21534-76	300	1 раз в сутки каждый узел

			3.Массовая доля механических примесей, %, не более	ГОСТ 6370-83	0,05	1 раз в сутки

			4.Содержание серы, %	ГОСТ 1437-75	до 1,80 (и более)	1 раз в сутки

			5.Плотность при 15^оС кг/м³	ГОСТ 3900-85	854,5 - 874,4	1 раз в сутки каждый узел

1.2.	Конденсат газовый стабильный	вагоно-цистерна	1.Фракционный состав	ГОСТ 2177-99	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна

			2.Плотность при 15^оС, г/см³,	ГОСТ 3900-85	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна
			3.Цвет	визуально	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна

			4.Содержание серы, %	ГОСТ 1437-75	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна

			5. Массовая доля меркаптановой серы (от С₃ и выше), %, не более	ГОСТ 17323	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна
			6. Концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более	ГОСТ 21534	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна

			7. Давление насыщенных паров, мм рт. ст.	ГОСТ 1756	не нормир. опред. обязат-но	каждая цистерна

1.3.	Ловушечный продукт ТСЦ	Р-1,2,2а	1.Содержание воды, %вес., не более	ГОСТ 2477-65	1,0	по заказу

			2.Плотность при 20^оС, г/см³	ГОСТ 3900-85	не норм. опр. обяз.	по заказу

			3.Содержание механических примесей	ГОСТ 6370-83	не нормир. опред. обязат-но	по заказу

1.4	Ловушечный продукт	рез-ры ООО «Экоин»	1.Массовая доля воды, % вес., не более	ГОСТ 2477-65	6	по заказу
			2.Плотность при 15^оС, г/см³	ГОСТ 3900-85	не нормир. опред. обязат-но	по заказу
			3.Содержание механических примесей	ГОСТ 6370-83	не нормир. опред. обязат-но	по заказу

1.5	Отсепарирлванная нефть с установки «Флоттвег»	рез-ры ООО «Экоин»	1. Массовая доля нефтепродуктов, %, не менее	ТУ 38.601-13-055-89	91,5	по заказу
			2. Массовая доля воды, % вес., не более	ГОСТ 2477-65	6	по заказу

			3.. Массовая доля механических примесей, %, не более	ГОСТ 6370-83	0,5	по заказу

			4. Плотность при 15^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир. опред. обязат-но	по заказу
	Вырабатываемая продукция
2.	Обессоленная нефть	Из трубопровода перед	1.Содержание солей, мг/дм³ не более 2.Содержание воды,	ГОСТ 21534-76 ГОСТ	3	1 раз в сутки
		т/о	%, не более	2477-65	0,2	1 раз в сутки
			3.Плотность при 15^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир. опред. обязат-но	1 раз в сутки
3.	Углеводородный газ	На выходе из Е-1	1.Массовая доля суммы углеводородов С₅ и выше, % масс., не более	ГОСТ 10679-76	5	1 раз в неделю

			2. Плотность, г/дм³	ГОСТ 22667-82	не номир-ся, опред. обязат.	1 раз в неделю

			3. Содержание сероводорода, % масс.	ГОСТ 22985-90	Не нормир-ся	1 раз в неделю

4.	Бензин нестабильный газовый	На выходе с установки	1.Массовая доля компонентов, %, сумма углеводородов: - С₁ и С₂ не более - С₃ и С₄ не менее - С₆ и выше, не более	ГОСТ 10679-76	3,0 60,0 6,0	1 раз в неделю
			2. Плотность, кг/м³	ГОСТ 22667-82	не номир-ся, опред. обязат.	1 раз в неделю
			3. Содержание сероводорода, % масс.	ГОСТ 22985-90	Не нормир-ся	1 раз в неделю

5.	Бензин прямо-гонный с установки	На выходе с установки	1.Фракционный состав,^оС: -конец кипения, не выше	ГОСТ 2177-99	175	2 раза в сутки
			2.Цвет	визуально	бесцветн.	2 раза в сутки (каждые 2 часа-оператор)
			3.Содержание механических примесей и воды	визуально	отсутствие	1 раз в сутки каждые 2 часа-оператор
			4. Плотность, кг/м³	ГОСТ 3900-85	Не нормир.	1 раз в сутки
			5. Групповой у/в состав	ASTM-5134	Не нормир.	1 раз в месяц
			6. Сера общая, %	ГОСТ 19121-73	Не нормир.	1 раз в декаду
6.	Фракция НК - 85 ^оС	Узел счетчиков до секущей	1.Фракционный состав: - начало кипения, ^оС	ГОСТ 2177-99	32-42	3 раза в сутки
		задвиж-ки	- конец кипения, ^оС, не выше		85
			2.Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более	ГОСТ 1756-2000	105 (788)	2 раза в сутки
			3.Цвет	визуально	бесцвет.	каждые 2 часа-оператор

			4.Содержание механических примесей и воды	визуально	отсутствие	1 раз в сутки (каждые 2 часа-оператор)

			5.Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321-99	выдержив.	1 раз в сутки

			6. Хим. состав в т.ч. содержание углеводородов С₇, %масс, не более	ASTM 5134	7	2 раза в неделю

			7. Содержание общей серы, % масс.	ASTM 4294	не нормир.	1 раз в декаду

			8.Октановое число по моторному методу	ГОСТ 511-82	не нормир. определе-ние обязат.	1 раз в квартал

			9. Плотность, кг/м³	ГОСТ Р 51069-97	не нормир.	1 раз в сутки

7.	Фракция 85 - 180 ^оС	Узел счетчиков до секущей	1.Фракционный состав, ^оС: - конец кипения, не выше	ГОСТ 2177-99	180	2 раза в сутки
		задвижки	2.Цвет	визуально	бесцветн.	2 раза в сутки (каждые 2 часа-оператор)

			3.Содержание механических примесей и воды	визуально	отсутствие	2 раза в сутки (каждые 2 часа-оператор)

			4. Содержание хлор- органических соединений, ppm	ASTM D 4929	не нормир.	по заказу
			5. Хим. состав в т.ч. содержание хлорорганических соединений, ppm	ASTM 5134 ASTM 4929	не нормир. определение обязат.	2 раза в неделю

			6. Содержание общей серы, % масс.	ASTM 4294	не нормир.	1 раз в декаду

			7. Плотность, кг/м³	ГОСТ Р 51069-97	не нормир.	1 раз в сутки

8.	Прямогонная фракция уайт-спирита	Узел счетчиков до секущей задвиж	1. Фракционный состав, ^оС: - НК, не выше - 98% выкипает при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	160 195	2 раза в сутки
			2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	33	1 раз в сутки

			3. Плотность, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормируется	1 раз в сутки

			4. Массовая доля ароматических углеводородов, %, не более	ГОСТ 12329	16*	1 раз в сутки
			Примечание: * - по согласованию с потребителем допускается содержание ароматических углеводородов не более 18 % масс.

9.	Прямогонный компонент авиационного топлива для реактивных двигателей, Джет А-1	Узел счетчиков до секущей задвижки	1.Фракционный состав,^оС: - начало кипения, не ниже - 90% перегоняется при температуре, не выше	ASTM D 86	148 230	3 раза в сутки
			- температура конца кипения, не выше		300

			2.Температура вспышки в закры- том тигле,^оС, не ниже:	ASTM D 56	38	3 раза в сутки

			3.Массовая доля меркаптановой серы, %	ASTM D 3227 ГОСТ 17323-71	не нормир. опред. обязат.	2 раза в сутки

			4.Цвет	визуально	бесцветн.	3 раза в сутки (ЦЗЛ) каждые 2 часа-оператор

			5.Содержание воды	визуально	отсутствие	3 раза в сутки (ЦЗЛ) каждые 2 часа-оператор

			6.Содержание водо- растворимых кислот и щелочей	ГОСТ 6307 - 75	отсутствие	1 раз в сутки

			7.Плотность при 20^оС, кг/см³	ГОСТ 3900-85	не нормир. опр. обяз.	1 раз в сутки
			8.Удельная электрическая проводимость, пСм/м, не более (без присадки)	ASTM D 2624	10	1 раз в неделю
10.	Прямогонный компонент топлива для реактивных двигателей ТС-1	Узел счетчиков до секущей задвижки	1.Фракционный состав: - начало кипения,^оС,	ГОСТ 2177-99		3 раза в сутки
			не ниже -90% перегоняется при температуре,		135
			^оС, не выше -температура конца кипения, ^оС, не выше		230 300

			2.Температура вспышки в закрытом тигле,^оС, не ниже:	ГОСТ 6356 - 75	28	1 раз в сутки

			3.Массовая доля меркаптановой серы, %	ГОСТ 17323 - 71	не нормир.	2 раза в сутки

			4.Цвет	визуально	бесцветн.	3 раза в сутки (ЦЗЛ) каждые 2 часа-оператор

			5.Содержание воды	визуально	отсутствие	3 раза в сутки (ЦЗЛ) каждые 2 часа-оператор
			6.Содержание водо- растворимых кислот и щелочей	ГОСТ 6307 - 75	отсутствие	1 раз в сутки

			7.Плотность при 20^оС, кг/см³	ГОСТ 3900-85	не нормир. опр. обяз.	1 раз в cутки

			8.Удельная электрическая проводимость, пСм/м, не более (без присадки)	ГОСТ 25950-83	10	1 раз в неделю
11.	Прямогонная керосиновая	Узел счетчиков до секущей задвижки	1.Фракционный состав, ^оС:	ГОСТ 2177-99		3 раза в сутки
	фракция - сырье для топлива РТ		- начало кипения, в пределах		135 - 155

			-10% перегоняется при температуре, не выше		175
			-98% перегоняется при температуре, не выше		260

			2.Плотность при 20 ^оС, кг/м³ не менее	ГОСТ 3900-85	775	1 раз в сутки

			3.Температура вспышки в закрытом тигле,^оС, не ниже	ГОСТ 6356 - 75	28	3 раза в сутки

			4.Высота некоптяще го пламени, мм, не менее	ГОСТ 4338-91	25	1 раз в сутки

12.	Компонент топлива дизельного зимнего	Узел счетчиков до секущей задвижки	1.Фракционный состав, ^оС -начало кипения, не ниже -96% перегоняется при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	140 340	1 раз в сутки

			2.Температура вспышки, определяемая в закрытом	ГОСТ 6356-75		1 раз в неделю
			тигле, ^оС, не ниже		40
			3.Температура помутнения, ^оС, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 25	1 раз в сутки

			4.Температура застывания, ^оС, не выше	ГОСТ 20287--91	минус 35	1 раз в сутки

			5.Цвет	визуально	от бесцветного до светло-желтого	каждые 2 часа-оператор

			6.Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормир.	1 раз в декаду

			7. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки
13.	Компонент топлива дизельного летнего	Узел счетчиков до секущей задвиж.	1.Фракционный состав: -50% перегоняется при температуре,^оС, не выше	ГОСТ 2177-99	280	1 раз в сутки
			- 90% перегоняется при температуре, ^оС, не выше		345
			-96% перегоняется при температуре, ^оС, не выше		360

			2.Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	65	1 раз в неделю

			3.Температура помутнения, ^оС, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 5	1 раз в сутки

			4.Содержание воды	визуально	отсутствие	каждые 2 часа-оператор

			5.Массовая до- ля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормир. определен. обязат.	1 раз в декаду
			6. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

14.	II дизельное топливо с установки	на линии II	Сырье установок Л-24/7, ЛЧ-24/2000:
		диз.топлва на	1.Фракционный состав:	ГОСТ 2177-99		1 раз в сутки
		выходе с установки	- 50% перегоняется при температуре, ^оС, в пределах		290-320
			-96% перегоняется при температуре, ^оС, не выше		360
			2.Содержание серы, %	ГОСТ 19121-73	не норм.	1 раз в декаду

			3.Температура застывания, ^оС	ГОСТ 20287-91	не норм.	1 раз в сутки
			4. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

			Компонент топлив ТПБ, судовых ИФО, мазута топочного:
			1.Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	75	1 раз в неделю или по заказу
			-для судовых ИФО, ^оС, не ниже		65
			2.Содержание серы, %	ГОСТ Р 51947	не нормир.	1 раз в декаду
			3.Температура застывания, ^оС	ГОСТ 20287-91	не норм.	1 раз в сутки
			4.Массовая доля ванадия, %	ГОСТ 10364-90 IP 228	не норм.	по заказу
			5.Вязкость кинематическая, мм²/с, -при 50^оС	ГОСТ 33-2000	не норм.	по заказу
			-при 100^оС		не норм.

			6. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

15	Компонент топлив маловязкого судового и печного бытового	На выходе с установки	Для компонента ТПБ 1. Фракционный состав, ^оС:	ГОСТ 2177-99		1 раз в сутки
			-50% перегоняется при температуре, не выше		280
			-90% перегоняется при температуре, не выше		345
			-96% перегоняется при температуре, не выше		360
			2. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	45	1 раз в неделю
			3. Содержание воды	визуально	отс.	каждые 2 часа - оператор

			4. Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947	не нормируется	1 раз в декаду
			5. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

			Для компонента топлива судового маловязкого:
			1. Фракционный состав, ^оС:	ГОСТ 2177-99		1 раз в сутки
			-50% перегоняется при температуре,
			не выше		290
			-96% перегоняется при температуре, не выше		360
			2. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

16	Дизельное топливо с вакуумной колонны К-5	На выходе с установ-	Компонент сырья установок Л-24/7, ЛЧ-24/2000:
		ки до секущей	1. Фракционный состав, ^оС:	ГОСТ 2177-99		1 раз в неделю
		задвижки	-50% перегоняется при температуре, не выше		335
			-96% перегоняется при температуре, не выше		360

			2. Содержание серы, % масс.	ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947	не нормируется	1 раз в месяц

			3.Температура застывания, ^оС	ГОСТ 20287-91	не норм.	1 раз в месяц

			4. Содержание воды	визуально	отсутствие	каждые 2 часа - оператор
			5. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки
			Компонент топлива дизельного, топлива печного, мазута топочного:

			1. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	75	по заказу

			2. Содержание серы, % масс.	ГОСТ 19121-73 ГОСТ Р 51947	не нормируется	1 раз в месяц

			3.Температура застывания, ^оС	ГОСТ 20287-91	не норм.	1 раз в месяц

			4. Содержание воды	визуально	отсутствие	каждые 2 часа - оператор
			5. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

17	Компонент вакуумного газойля	Трубопр-д вак. газойля на выхо-	1. Плотность при 15^оС, кг/м³ 2.Вязкость кинематическая при	ГОСТ Р 51069 ГОСТ 33-2000	не нормируется	1 раз в неделю 2 раза в сутки
		де с установки	50^оС, мм²/с (сСт), в пределах		5,0 - 60,0
			3. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	80	2 раза в сутки

			4. Массовая доля серы, %, не более	ГОСТ Р 51947	2,2	2 раза в сутки

			5. Цвет на колориметре ЦНТ, ед. ЦНТ	ГОСТ 20284	не нормируется	2 раза в сутки

			6. Плотность при 20 ^оС, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в сутки

18	Вакуумный гудрон	На выходе с установки	1. Вязкость условная при 80^оС, сек, в пределах 2. Температура вспышки в закрытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 11503-74 ГОСТ 6356-75	30-60 220	1 раз в сутки 1 раз в сутки
			Сырье для производства мастики МБР
			1. Вязкость условная при 80^оС, сек, в пределах	ГОСТ 11503-74	10-30	1 раз в сутки

19.	Мазут с установки	Линия мазута на выходе с установки	В качестве компонента топочного мазута:
			1.Температура вспышки в открытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 4333	110	1 раз в декаду или по заказу
			2.Вакуумная разгонка: -выкипаемость до 360^оС, % об, не более	ГОСТ Р 50837.1	8	1 раз в декаду или по заказу
			3. Плотность, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в декаду

			В качестве компонента топлив судовых ИФО:
			1.Температура вспышки в закрытом тигле,^оС, не ниже	ГОСТ 6356-75	70	1 раз в декаду или по заказу

			2.Массовая доля ванадия, %	ГОСТ 10364-90 IР 228	не нормир.	по заказу

			3.Вязкость кинематическая, мм²/с -при 50^оС -при 100^оС	ГОСТ 33-2000	не нормир.	1 раз в декаду или по заказу
			4. Плотность, кг/м³	ГОСТ 3900-85	не нормир.	1 раз в декаду

20.	Дренажная вода Е-1, Е-2, Е-4	Линия сброса воды в ПЛК	1.Содержание железа, мг/л, не более	методика №5/27	1,0	2 раза в сутки
			2. рН среды	инстр.	6,0 - 6,5	2 раза в сутки
			3. рН среды	лакмус. бумага	6,0 - 6,5	каждые 2 часа оператор

21.	Дымовые газы печей	На вы-ходе из П-1/1-4, П-2	1.Содержание кислорода в дымовых газах печей, %, не более	методика	7	по графику
	Вспомогательные вещества и реагенты

22.	Раствор Додигена-481в бензине	Е-16а	Концентрация, %	методика	1-5	по заказу

23.	Раствор Додикора-1830 в бензине	Е-17а	Концентрация, %	методика	10-25	по заказу
24.	Топливный газ	Тр-д после	1.Плотность, г/дм³, не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц или по заказу
		Т-10	2.Объемная доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 11382-76	1,0	1 раз в месяц или по заказу

			3.Объемная доля С5 + С6, %,не более	ГОСТ 10679--76	1,0	1 раз в месяц или по заказу

			4.Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	ГОСТ 22667-82	11000	1 раз в месяц или по заказу

26.	Жидкое топливо	Е-8	1.Массовая доля серы, %, не более	ГОСТ 19121 или ГОСТ1437	1,8	1 раз в неделю

			2.Температура вспышки в открытом тигле, ^оС, не ниже	ГОСТ 4333-87	110	1 раз в неделю
			3. Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321	вадерживает	1 раз в неделю

			4.Температура застывания, ^оС	ГОСТ 20287-91	Не нормир-ся	1 раз в неделю
			5. Содержание воды	ГОСТ2477	отсутствие	1 раз в неделю

			6. Плотность при 20 ^оС, г/см³	ГОСТ 3900-85	Не нормир-ся	1 раз в неделю

27.	Питательная вода	Е-30	1.Общая жесткость, мг-экв/кг, не более	РД 34.37.523. 8-88	10	2 раза в сутки
			2.Содержание соединений железа, мкг/кг, не более	ОСТ34-70-953.23-92	100	2 раза в сутки
			3.Содержание нефтепродукта, мг/кг, не более	ОСТ34-70-953.18-90	1	1 раз в неделю
			4.Прозрачность по штифту, см, не менее	РД 24.031. 01-91	40	2 раза в сутки
			5. рН, в пределах	методика	8,5-9,5	2 раза в сутки

28.	Котловая вода	КУ-1, КУ-2	1.Общее солесодержание, мг/кг, не более	ОСТ34-70- 953.14-90	3000	2 раз в сутки

			2.Общая щелочность мг-экв/кг	РД 34. 37. 523.7-88	не нормир.	2 раза в сутки

			3.Значение рН, в пределах	методика	9,0-10,0	2 раза в сутки
			4.Прозрачность по штифту, см	РД 24.031. 01-91	не нормир.	2 раза в сутки
29.	Насыщенный пар	трубопровод насыщ. пара	1.Содержание натрия, мкг/кг, не более	РД 34. 37528-94	160	1 раз в неделю

Страница:

отчет по практике "Технология переработки нефтяного сырья" скачать

Подобные документы

Процессы первичной переработки нефти
Сущность нефтеперерабатывающего производства. Разделение нефтяного сырья на фракции. Переработка фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти.

презентация [157,1 K], добавлен 29.04.2014
Основные этапы переработки нефти
Задачи и цели переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и нефтехимический варианты переработки нефти. Подготовка нефти к переработке, ее первичная перегонка. Методы вторичной переработки нефти. Очистка нефтепродуктов. Продукты переработки нефти.

курсовая работа [809,2 K], добавлен 10.05.2012
Термолиз как один из вариантов переработки мазута и утилизации отработанного масла
Характеристика факторов, влияющих на процесс термолиза нефтяного остаточного сырья с серосодержащей добавкой. Рассмотрение способов переработки и утилизации тяжелых продуктов нефтяного происхождения. Анализ конструктивных особенностей дуктилометра.

дипломная работа [5,7 M], добавлен 25.07.2015
Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области
Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее переработки. Физические основы дистилляции нефти на фракции. Установки первичной перегонки нефти. Технологические расчеты процесса и аппаратов. Характеристика качества нефтепродуктов.

курсовая работа [684,7 K], добавлен 25.04.2013
Синтез и анализ ХТС в производстве бензина
Первичные и основные способы переработки нефти. Увеличения выхода бензина и других светлых продуктов. Процессы деструктивной переработки нефтяного сырья. Состав продуктов прямой гонки. Виды крекинг-процесса. Технологическая схема установки крекинга.

курсовая работа [1,8 M], добавлен 29.03.2009
Усовершенствование технологии установки висбрекинга
Основные источники энергии в современном мире. Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции. Техническая характеристика основного технологического оборудования. Висбрекинг как особая разновидность термического крекинга.

курсовая работа [142,2 K], добавлен 26.07.2009
Производство и рынок полиэтилентерефталата
Общая характеристика полиэтиленовой тары, технологические особенности и этапы ее производства, оценка влияния ацетальдегида на свойства. Выбор и обоснование способа производства, контроль исходного сырья и готовой продукции. Нормы и параметры технологии.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 28.01.2014
Переработка золотосодержащего сырья
Характеристика золотосодержащего сырья и методы его переработки. Технологическая схема переработки сырья и описание основных этапов. Процесс выделения золота из тиомочевинных элюатов. Химизм процесса осаждения золота из тиомочевинных растворов.

курсовая работа [4,1 M], добавлен 26.03.2008
Анализ процесса термоконтактного крекинга на примере установки непрерывного коксования в псевдоожиженном слое
Характеристика сырья и готовой продукции. Описание технологической схемы. Принцип работы оборудования. Этапы процесса термолиза высших алкенов при умеренных температурах. Термические превращения высокомолекулярных компонентов нефти в жидкой фазе.

курсовая работа [885,4 K], добавлен 27.05.2014
Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти
Индексация нефтей, ее связь с технологией их переработки. Физические основы подготовки и первичной переработки нефти. Факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН. Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН.

курсовая работа [5,0 M], добавлен 03.12.2010

Другие документы, подобные "Технология переработки нефтяного сырья"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

Технология переработки нефтяного сырья

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

ВВЕДЕНИЕ

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-6 включает следующие процессы:

Деэмульгатор

2.Плотность при 20 о С,

кг/ м3

Натр едкий

ГОСТ

2263-79

бесцветная или окрашенная

жидкость

1.Фракционный состав, о С:

2.Давление насыщенных

не нормир. определен.

7. Содержание углеводородов С7, % масс., не более

Фракция

СТП 2.4а-05

1.Фракционный состав о С,

определен.

1.Фракционный состав, о С:

2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС,

Прямогонный

1.Фракционный состав,о С:

-начало кипения, не выше

-90 % перегоняется при

148

-температура конца кипения,

2.Температура вспышки, опреде- ляемая в закрытом тигле, о С,

не нормир.

определен.

1.Фракционный состав, оС:

-начало кипения, в пределах

-10 % перегоняется при температуре, не выше

135 - 155

175

2.Плотность при 20 о С, кг/м3

3.Температура вспышки в

4.Высота некоптящего

1.Фракционный состав, оС

2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС,

3. Температура помутнения, оС,

4. Температура застывания, оС,

не нормир.

определен.

1.Фракционный состав, о С:

3.Температура помутнения, о С,

не нормир.

определ.

Компонент сырья установок

Л-24/7, ЛЧ-24/2000:

не нормир.

определен.

не нормир.

определен.

не нормир.

определен.

не нормир.

определен.

не нормир.

определен.

Для компонента ТПБ:

1. Фракционный состав, оС:

не нормир.

определен.

1. Фракционный состав, оС:

2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС,

1. В качестве компонента топочного мазута:

1.Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, о С,

2.Вакуумная разгонка

-выкипаемость до 360 о С, % об.,

не нормир.

определен.

3. Вязкость кинематическая, мм2/с: - при 50 о С

не нормир.

определен.

1. Вязкость условная при 80оС, сек.

1. Вязкость условная при 80оС, сек.

1.Массовая доля серы,

4.Температура застывания, о С

2.Плотность при 20^оС,

кг/ м³

1.Фракционный состав, ^оС:

7. Содержание углеводородов С₇, % масс., не более

1.Фракционный состав^оС,

1.Фракционный состав, ^оС:

2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС,

1.Фракционный состав,^оС:

2.Температура вспышки, опреде- ляемая в закрытом тигле, ^оС,

1.Фракционный состав, ^оС:

2.Плотность при 20^оС, кг/м³

1.Фракционный состав, ^оС

2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС,

3. Температура помутнения, ^оС,

4. Температура застывания, ^оС,

1.Фракционный состав,^оС:

3.Температура помутнения, ^оС,

1. Фракционный состав, ^оС:

1. Фракционный состав, ^оС:

2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ^оС,

1.Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, ^оС,

-выкипаемость до 360^оС, % об.,

3. Вязкость кинематическая, мм²/с: - при 50^оС

1. Вязкость условная при 80^оС, сек.

1. Вязкость условная при 80^оС, сек.

4.Температура застывания,^оС

3. Объемная доля С₅+ С₆, %,

Фракция НК-85^оС, (АВЗ-12), не выше