Проект установки гідроочищення дизельного палива потужністю 2050 тис т/рік
Реферат
Пояснювальна записка.
У даному дипломному проекті розглядається процес
гідроочищення дизельного палива, проведені основні проектувальні розрахунки
(матеріальний, енергетичні і технологічні розрахунки устаткування).
У проекті представлені фізико-хімічні характеристики
сировини, основних і проміжних продуктів процесу, описана технологічна схема
процесу гідроочищення дизельного палива, вказані норми технологічного режиму.
Вказані характеристики і норми утворення відходів; дана характеристика виробничих
небезпек. Підібрані засоби контролю і автоматизації технологічного процесу.
Метою роботи є проектування процесу гідроочищення дизельного
палива заданої потужності із розробкою технологічної схеми і підбором основного
технологічного устаткування.
У даному дипломному проекті як нове технологічне рішення
запропонована оптимізація схеми теплообміну установки гідроочищення дизельних
палив в частині схеми теплообміну блоку гідроочищення вихідної сировини з метою
її оптимізації для зменшення споживання паливного газу та електроенергії.
У дипломному проекті річна продуктивність по гідроочищеному
дизельному паливу складає 2050 тис. т/рік. Сировина змішується з водневовмісним
газом, який нагнітається компресором, підігрівається до 320-400оС і
подається в реактор процесу гідроочищення, де відбуваються реакції деструкції
сіркоорганічних, кисень- і азотовмісних сполук. Продукти розкладання
насичуються воднем із заснуванням сірководню, води, аміаку і граничних чи
ароматичних вуглеводнів. У процесі гідроочищення застосовуються
алюмокобальтмолібденовый (АКМ) і алюмонікельмолібденовый ( АНМ ) каталізатори.
Запропоноване нове технологічне рішення - з метою зниження
втрат вуглеводнів запропоновано використовувати вуглеводневий газ, який
виділяється очищеного дизельного палива у ємності С-225, як паливо установки
гідроочищення. Очікуваний економічний ефект від впровадження даного технічного
рішення складає 9 712 560 грн/рік, що вказує на доцільність упровадження
запропонованого технологічного рішення.
Ключові слова: сировина, гідроочищення дизельного палива,
гідрогенізат, вуглеводневий газ, сірководень, каталізатор, реактор.
Зміст
Вступ
. Аналітичний огляд
2. Характеристика сировини, реагентів, готової
продукції
. Нові технічні рішення, прийняті у проекті
. Опис технологічної схеми
. Матеріальний і тепловий баланси
. Вибір і розрахунок основного апарату
. Вибір допоміжного обладнання
. Автоматизація реакційного вузла
. Використання ЕОМ у дипломному проекті
. Техніко-економічне обґрунтування виробництва
Висновки
Список використаної літератури
Вступ
У багатьох країнах світу нафтопереробна промисловість міркує
над рішенням проблем, пов'язаних із впровадженням більш суворих специфікацій на
моторні палива й зі зміною попиту на них. Особливо швидко за кордоном
змінюються специфікації на бензин і дизельне паливо, змушуючи нафтопереробників
інвестувати кошти на будівництво нових, або в реконструкцію діючих установок. З
01.01.2005р. у ЄС діють норми із викидами шкідливих речовин для автомобільної
техніки Євро 4, які регламентують вміст сірки в дизельному паливі до 0,05%. До
2015 року планується весь дизельний транспорт перевести на пальне з ультра
низьким змістом сірки до 0,01%. Зниження вмісту сірки в дизельному паливі можна
досягнути шляхом гідроочищення, яке проводять у жорсткіших умовах. Зазначена
мета також може бути досягнута добором нового, ефективнішого для такого типу
сировини, каталізатора . Більшість реакторів переробки нафтової сировини, що
зараз знаходяться в експлуатації, спроектовані і побудовані у середині 1970-х років.
Оскільки виходи продуктів та їх якість змінилися, багато нафтопереробників
змогли одержати переваги від використання прогресу з розробки каталізаторів й
уникнути великих капіталовкладень до своїх установок. Але, щоб надалі повністю
реалізувати потенціал реакторної системи економічно ефективно, необхідна
докладна оцінка робочих характеристик і конструкції існуючих реакторних систем
разом із ретельним розглядом наявних варіантів модернізації реакторів. По
вдосконаленню якості дизельних палив великих зусиль докладають європейські
країни. Вони ухвалюють концепцію жорсткості вимог до цього виду палива,
особливо з змісту у ньому сірчистих сполук. Нині обмежена кількість
нафтопереробних заводів у світі може отримувати дизельне пальне з ультранизким
змістом сірчистих сполук. Крім цього, у цих паливах передбачається зменшення
присутності ароматичних вуглеводнів, 98%-й точки википання фракції і підвищення
цетанового числа (нині 52 пункту, а перспективі до 55-58 пунктів).
Процес гідроочищення - одноступінчатий процес, який проходить
при найбільш м'яких, проти гидрокрекинга і деструктивної гидрогенизації,
умовах. Процес протікає при 320-410°С , 3,0-6,0 МПа , циркуляції
водородовмісного газу 200-800 нм3/м3 сировини й об'ємної
швидкості 3 - 10год-1 із застосуванням каталізатора (зазвичай
алюмокобальтмолибденовий чи алюмонікельмолібденовий ). Гідроочищення може
зазнавати різна сировина, одержувана як із первинної перегонці нафти, так і при
термокаталітичних процесах, від газу до олій і парафіну. Найбільше застосування
гидроочищення має для одержання реактивного і малосірчаного дизельного палива з
сірчистих і высокосірчастих нафт. При гідроочищенні відбувається часткова
деструкція переважно сіркоорганічних і лише частково кисень- і азотовмісних
сполук. Продукти розкладання насичуються воднем із заснуванням сірководню,
води, аміаку і граничних чи ароматичних вуглеводнів. Видалення гетероатомов
відбувається внаслідок розриву зв'язків C-S , C-N і C-O та реакції взаємодії
вуглеводнів з воднем. При цьому сірка, азот і кисень виділяються відповідно у
вигляді H2S , NH3 і H2O.
гідроочищення паливо автоматизація теплообмін
1. Аналітичний огляд
Процес призначений для видалення сірчистих, азотистих,
кисневмісних з'єднань з прямогонного дизельного палива (фракції 180 (230)-3600С)
і гасової фракції (140-270 °С). У прямогонну сировину можливо залучення до 30%
фракцій, отриманих вторинною переробкою нафти. Побічними продуктами процесу
гідроочищення є низькооктановий бензин (відгін), вуглеводневий газ і
сірководень.
Хімізм процесу гідроочищення.
Процес гідроочищення грунтується на реакції помірної
гідрогенізації, в результаті якої сполуки сірки , кисню та азоту перетворюються
у присутності водню і каталізатора у вуглеводні з виділенням сірководню, води й
аміаку, олефіни перетворюються в більш стабільні вуглеводні парафінового або
нафтенового рядів у залежності від природи олефінів у вихідної сировині.
Оскільки процеси протікають при високих температурах, можливий частковий
гідрокрекінг вуглеводнів , що супроводжується розривом зв'язків С-С і
гідруванням утворених більш низькомолекулярних фрагментів.
Відносна швидкість і глибина протікання реакції залежить від
умов процесу , фізико-хімічних властивостей сировини, що переробляється,
застосовуваного каталізатора і його стану.
Нижче наведені схеми основних реакцій гідроочищення .
а) Реакція сірчистих сполук
Залежно від будови сірчистих сполук меркаптани, сульфіди
ациклічного або циклічного будов, дисульфіди і прості тіофени при гідроочищенні
перетворюються на парафінові або ароматичні вуглеводні з виділенням сірководню.
. Меркаптани:
¾SH + H2 ¾® RH + H2S
2. Сульфіди:
а) ациклічні
¾S¾R" + 2H2 ¾® RH + R"H + H2S
б) моноциклічні
в) біциклічні
. Дисульфіди:
¾SS¾R" + 3H2 ¾® RH + R"H + 2H2S
. Тіофени:
5. Бензотіофени:
У перерахованих реакціях первинною є розрив зв'язку С-S і
приєднання водню до утворених осколків. У результаті утворюються насичений
вуглеводень і сірководень.
При гідроочищенні найбільш реакційно-здатними є меркаптани,
сульфіди, дисульфіди. Стійкість сірчистих сполук при гідроочищенні зростає в
наступному ряду:
меркаптани < дисульфіди < сульфіди < тіофени.
За одних і тих умов перші гідруються на 95 % , ступінь
гідрування тіофенів становить 40-50%. Збільшити перетворення тіофена можна
підвищенням загального тиску і молярного співвідношення водню до сировини. При
практичному здійсненні гідроочищення нафтових фракцій, що містять тиофен,
досягти повного видалення сірки не вдається.
Усередині групи сірчистих сполук швидкість гідроочищення
знижується з збільшенням молекулярної маси.
Швидкість гідроочищення зменшується зі збільшенням
молекулярної ваги нафтових фракцій. Легкі прямогонні фракції бензин, гас
очищаються значно легше , ніж фракції дизельного палива, що характеризується
більш високою молекулярною вагою і вмістом сірчистих сполук, близьких до
тіофенів.
Сірчисті сполуки взаємодіють також з металевими і
окіснометалевими каталізаторами, переводячи їх в сульфідну форму. Залежно від
складу каталізатора це призводить до його активуванню або викликає його
отруєння або дезактивацію.
б) Реакції кисневмісних і азотовмісних сполук
При гідроочищенні одночасно з знесірчюванням відбувається
конверсія азото- і кисневмісних сполук з утворенням відповідно аміаку і води, а
також вуглеводнів. Кисень в середніх дистилятах може бути представлений
сполуками типу спиртів, ефірів, фенолів і нафтенових кислот. Азот у
нафтопродуктах знаходиться в основному в гетероциклах - у вигляді похідних
піролу і піридину. При однакової будові стійкість щодо гідрування зростає в
ряду сполук:
сіркорганічні < киснеорганічні < < азоторганічні
.Фенол:
. Гідроперекись циклогексану:
. Гідроперекись гептану:
С7H15¾OOH + 2H2 ¾® C7H16
+ 2H2O
4. Піридин:
. Хінолін:
. Піррол:
У зв'язку з високою стійкістю азоторганічних з'єднань азот
видаляється при гідроочищенні з великими труднощами. Сполуки, що містять азот в
циклічних структурах, гідруются значно важче, ніж містяться в аміногруппах.
Встановлено, що піридин, піперидин, пірол видаляються
порівняно легко, хінолін, м-крезол та анілін - більш стійкі, особливо м-крезол.
У процесі гідроочищення в значній мірі руйнуються
металоорганічні з'єднання. Виділені при цьому метали відкладаються на
каталізаторі. Ванадій відаляється на 98-100%, нікель на 93-98 %. Вміст металів
у продуктах вторинного походження в кілька разів вище, ніж у прямогонних
фракціях.
в) Реакції вуглеводнів
У процесі гідроочищення одночасно з реакціями сірчистих,
азотистих і кисневих сполук протікають численні реакції вуглеводнів:
Ізомеризація парафінових і нафтенових вуглеводнів,
Насичення неграничних сполук,
Гідрокрекінг,
Гідрування ароматичних вуглеводнів та ін..
Ізомеризація парафінових і нафтенових вуглеводнів
відбувається при будь-яких умовах знесірчення, інтенсивність гідрокрекінгу
посилюється з підвищенням температури і тиску.
При більш високих температурах і низьких тисках відбувається
часткове дегідрування нафтенових і дегідроциклізація парафінових вуглеводнів. У
деяких випадках гідрогенізаційного знесірчювання ці реакції можуть служити
джерелом отримання водню для реакцій власне знесірчювання, тобто забезпечують протікання
процесу автогідроочищення.
Із супутніх до знесірчювання реакцій вуглеводнів особливий
інтерес представляє насичення олефінових і ароматичних вуглеводнів.
Як показали дослідження, найбільш стійкими в процесі
гідрування є ароматичні вуглеводні.
Моноциклічні (бензол і його гомологи) в помітній кількості
гидруются при високому парціальному тиску водню (200 кгс/см2 і
вище).
Гідрування ароматичних вуглеводнів з конденсованими кільцями
протікає легше і може відбуватися в умовах процесу гідроочищення.
При температурі 350-500 оС відбувається практично
повне гідрування неграничних з'єднань за порівняно низькому парціальному тиску
водню.
Основні умови проведення процесу
Умови проведення процесу гідроочищення залежать від
фракційного і хімічного складу сировини, від необхідного ступеня знесірчювання,
застосовуваного каталізатора і його стану.
Основними параметрами гідроочищення є температура, тиск,
об'ємна швидкість подачі сировини, кратність циркуляції водородовмісного газу,
концентрація в ньому водню і активність каталізатора.
а) Температура
Підбір оптимальних температур гідроочищення забезпечує як
необхідну якість, так і тривалість безрегенераційного пробігу каталізатора і
загального терміну служби каталізатора.
Для всіх типів сировини при тому ж рівні активності
каталізатора ступінь знесірчювання зростає з підвищенням температури. Однак
верхня межа підйому температури обмежена 400-420 оС. При подальшому
підвищенні температури ступінь гідрування знижується: для сірчистих сполук
незначно, для ненасичених вуглеводнів досить різко. При підвищеній температурі
відбуваються реакції гідрокрекінгу, в результаті яких знижується вихід рідких
продуктів і збільшується вихід газів і відкладення коксу на каталізаторі.
З плином часу зміст коксу на каталізаторі збільшується, і
активність його поступово зменшується. Для збереження постійної глибини процесу
гідрознесірчювання температуру в реакторі з часом доводиться підвищувати.
Оптимальним інтервалом робочих температур залежно від сировини, що
переробляється лежить в межах:
Таблиця 1 - інтервал робочих температур залежно від сировини,
що переробляється.
|
Начало циклу
|
Кінець циклу
|
|
фракція 180 (230) -360 оС
|
340-380 оС
|
400-410 оС
|
|
фракція 140-230 оС
|
280-300 оС
|
350-380 оС
|
При підвищенні температури кінця кипіння сировини на 5 оC
середня температура в реакторі має бути збільшена на 3-5 °C для досягнення
результату по сірці, що в свою чергу призводить до збільшення швидкості
дезактивації каталізатора.
Найбільш доцільно вести процес гідроочищення при мінімальній
температурі, що не викликає виникнення коксу.
Знесірчювання нафтових фракцій процес екзотермічний, тому
температура суміші при проходженні нею шару каталізатора підвищується.
Кількість тепла, що виділяється залежить від вмісту сірки і неграничних
вуглеводнів в сировині.
б) Тиск
З підвищенням тиску в системі збільшується ступінь
знесірчювання сировини, зменшується коксоутворення і збільшується термін служби
каталізатора.
При вивченні факторів, що впливають на глибину гідроочищення,
було визначено, що гидруванню, в основному, сприяє не підвищення загального
тиску в системі, а те, що з підвищенням загального тиску в системі
гідроочищення зростає парціальний тиск водню. Загальна витрата водню з ростом
тиску збільшується.
При гідроочищенні легких нафтових фракцій з збільшенням парціального
тиску водню до 3,0 МПа ( 30 кгс/см2 ) ступінь гідрування сірчистих
сполук збільшується досить різко, а вище 3,0 МПа ( 30 кгс/см2) вплив
тиску на якість гідроочищення незначний. При очищенні більш висококиплячих
фракцій підвищення тиску водню до дуже високих значень збільшує швидкість
реакції, прискорюючи транспортування водню через плівку рідини до поверхні
каталізатора. Межа підвищення тиску обмежується подорожчанням обладнання.
в) Об'ємна швидкість подачі сировини
Об'ємною швидкістю називається відношення об'єму рідкої
сировини, що подається в реактор протягом 1 години, до обсягу каталізатора, що
знаходиться у реакторі.
Із збільшенням об'ємної швидкості зменшується час перебування
сировини в реакторі і навпаки, із зменшенням об'ємної швидкості збільшується
час контакту парів сировини з каталізатором і поглиблюється ступінь очищення.
Одночасно зі збільшенням об'ємної швидкості зменшується витрата водню і ступінь
закоксовування каталізатора.
Для кожного виду сировини визначається оптимальна об'ємна
швидкість, при цьому необхідно враховувати й інші фактори: тип і стан
каталізатора, температуру, парціальний тиск водню. Для досягнення необхідної
якості палив при високих об'ємних швидкостях потрібне збільшення жорсткості
режиму, тобто застосування більш високих температур і парціальних тисків.
При гідроочищенні легких дистилятів об'ємна швидкість може
бути значно вище, ніж при гідроочищенні важких фракцій.
Оптимальна об'ємна швидкість подачі сировини при
гідроочищенні гасових і дизельних фракцій знаходиться в межах 2-5 год-1.
г) Кратність циркуляції водородовмістного газу і сировини
Термодинамічні розрахунки показують, що вже в присутності
теоретично необхідної кількості водню реакції гідрування можуть протікати до
практично повного завершення. Однак швидкість реакцій при цьому буде вкрай мала
внаслідок низького парціального тиску водню. Тому процес гідрознесірчювання
проводять з надмірною кількістю водню.
При підвищенні вмісту водню в газосировинної суміші швидкість
процесу збільшується, проте помітне зростання швидкості реакції при цьому
відбувається тільки до певної межі. Збільшення обсягу циркулюючого водню знижує
також коксоутворення на каталізаторі.
В даний час в промисловості застосовується в основному
гидроочищення з рециркуляцією водородовмістного газу.
Відносна кількість подаваного водородовмістного газу
виражається обсягом циркулюючого газу в нормальних кубометрах, що припадають на
1м3 рідкої сировини. Чим вище концентрація водню в циркуляційному
газі, тим нижче може бути кратність циркуляції.
Для процесу гідроочищення дизельного палива рекомендується
кратність циркуляції 125 нм3/м3 сировини з об'ємною
часткою водню 100 %.
Концентрація водню в циркулюючому газі, в об'ємних частках,
не менше 65 %. Парціальний тиск водню в циркулюючому газі 1,8 МПа ( 18 кгс/см2).
Для процесу гідроочищення гасу рекомендується кратність
циркуляції не менше 200 нм3/м3 сировини. Концентрація
водню в циркулюючому ВВГ, в об'ємних частках, не менше 70%.
д) Активність каталізатора
Чим вище активність каталізатора, тим з більш високою
об'ємною швидкістю можна проводити процес і досягати більшої глибини
знесірчення .
З часом активність каталізатора падає за рахунок відкладення
сірки і коксу на його поверхні.
Зниження парціального тиску водню в циркулюючому газі і
жорсткість режиму процесу сприяє закоксовуванню каталізатора.
Тому періодично раз на рік проводять регенерацію
каталізатора, в результаті якої випалюється кокс і сірка, що відклалися на
каталізаторі, і активність каталізатора відновлюється. Регенерацію каталізатора
краще здійснювати на спеціалізованому підприємстві.
Поступово каталізатор '' старіє '' за рахунок рекристалізації
і зміни структури поверхні, а також за рахунок адсорбції поверхнею каталізатора
металоорганічних та інших речовин, що блокують активні центри.
У цьому випадку каталітична активність знижується
безповоротно, і каталізатор замінюється на свіжий.
. Характеристика сировини, реагентів, готової продукції
Таблиця 2 - Характеристика вихідної сировини.
|
№ п/п
|
Найменування сировини
|
Найменування показників якості
|
Величина показників якості
|
|
1
|
Дизельне паливо прямогонне (фракція дизельна
230-360°С)
|
Густина при 20 °С, кг/м3
|
не більш 860
|
|
|
Массовя доля загальної сірки, % мас.
|
не більш е 1,3
|
|
|
Температура спалаху в закритому тиглі, оС
|
не нижче 62
|
|
|
В’язкість кінематична при 20 °С, мм2/с
|
від 3,5 до 8,5
|
|
|
Фракційний склад:
|
|
|
|
- випарюється при температурі 250 ○C, % об.
|
не більш 65
|
|
|
- випарюється при температурі 350 ○C, % об.
|
не менш 85
|
|
|
- 50 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 280
|
|
|
- 95 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 360
|
|
|
- 96 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 370
|
|
|
Випробування на мідній пластинці
|
витримує
|
|
2
|
Фракція гасова 140-270 оС, очищена
|
Густина при 20 оС, кг/м3
|
не менш 775
|
|
|
Фракційний склад:
|
|
|
|
- температура начала кипіння, оС
|
не нормуєтся (визначення обов'язково)
|
|
|
- 10 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 175
|
|
|
- 50 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 225
|
|
|
- 90 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 270
|
|
|
- 98 % переганяється при температурі, оС
|
не вище 280
|
|
3
|
Циркулюуючий очищений ВВГ та свіжий ВВГ
|
|
|
|
- з утановки виробництва водню
|
Густина за нормальних умов, кг/м3
|
не нормуєтся
|
|
- з КЦА
|
Густина за нормальних умов, кг/м3
|
не нормуєтся
|
|
- з установки ЛЧ-35-11/1000
|
Густина за нормальних умов, кг/м3
|
не нормуєтся
|
Таблиця 3 - Характеристика реагентів та допоміжних
матеріалів.
|
№ п/п
|
Найменування
|
Найменування показників якості
|
Величина показників якості
|
|
Реагенти
|
|
1
|
Регенерований розчин моноетаноламіна (МЕА)
|
Масова доля моноетаноламіна, % мас.
|
від 7 до 15
|
|
|
Вміст сірководню і сульфідів, г/дм3
|
не більш 6,0
|
|
2
|
Раствор моноэтаноламина (МЭА), насичений сірководнем
|
Масова доля моноетаноламіна, % мас.
|
від 7 до 15
|
|
|
Вміст сірководню і сульфідів, г/дм3
|
не більш 32,0
|
|
3
|
Присадка ПМС-200А, антівспеніватель (або інші
поліметил-силоксанові рідини)
|
Зовнішний вигляд
|
безбарвна рідина без механічних домішок
|
|
|
Густина при 20 оС, кг/м3
|
відповідність сертифікату якості
|
|
4
|
Присадка депрессорно-диспергуюча (Infineum R478 чи
інші)
|
В'язкість кінематична при 100 °С, мм2/с
|
Відповідність сертифікату якості
|
|
|
Густин при 50 °С, кг/м3
|
|
|
|
Температура вспышки в закрытом тигле, °С
|
|
|
5
|
Сульфідуючий реагент (діметилдісульфід чи інші)
|
Зовнішний вигляд
|
Відповідність сертифікату якості
|
|
|
Густина при 20 оС, кг/м3
|
|
|
6
|
Паливний газ із заводської мережі
|
Компонентний склад, % об.:
|
|
|
|
- об'ємна частка вуглеводнів С1-С6
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка водня
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка азота
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка кисню
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка СО
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка Н2S
|
не нормуєтся
|
|
|
- об'ємна частка СО2
|
не нормуєтся
|
|
|
Густина за нормальних умов
|
не нормуєтся
|
|
|
Теплотворна здатність
|
не нормуєтся
|
|
Допоміжні матеріали
|
|
1
|
Каталізатор гідроочищення (алюмокобальтмолібденовий
чи алюмонікельмолібденовий)
|
Номінальний розмір
|
Відповідність сертифікату якості
|
|
|
Номінальна довжина, мм
|
|
|
|
Тип екструдата
|
|
|
|
Масова доля сірки, %
|
|
|
|
Насипна густина, кг/м3
|
|
|
|
Абразивний знос (масова частка), %
|
|
|
|
Масова частка пилу і крихти , %
|
|
|
|
Індекс міцності на розколювання, фунт / мм
|
|
|
2
|
Каталізатор захисного шару (окис алюмінію і кремнію
)
|
Номінальний диаметр, мм
|
Відповідність сертифікату якості
|
|
|
Тип екструдата
|
|
|
|
Масова доля сірки , %
|
|
|
|
Питома поверхня , м2/г
|
|
|
|
Насипна густина , кг/м3
|
|
|
|
Індекс міцності на розколювання, фунт / мм
|
|
|
3
|
Масло турбінне Тп-30 А) Маслобак компресора поз.
ЦК-201 Б) Ємність Поз. Е-218, Е-219.
|
Масова частка механічних домішок, %
|
не більш 0,06
|
|
|
Масова частка води, %
|
відсутність
|
|
|
В’язкість кінематична при 40 °С, мм2/с
|
від 41,5 до 63,25
|
|
|
Температура спалаху в відкритому тиглі , оС
|
не нижче 170
|
|
|
Кіслотне число, мг КОН на 1 г масла
|
не більш 1,0
|
|
4
|
Азот технічний низького тиску (НТ)
|
Содержание азота, % об.
|
не менш 99,6
|
|
|
Об'ємна частка кисню, % об
|
не більш 0,5
|
|
|
Об'ємна частка СО2, % об
|
відсутність
|
|
5
|
Азот технічний високого тиску (ВТ)
|
Вміст азоту, % об.
|
не менш 99,6
|
|
|
Об'ємна частка кисню, % об
|
не більш 0,5
|
|
|
Об'ємна частка СО2, % об
|
відсутність
|
|
6
|
Воздух технічний
|
Не регламентується
|
|
|
7
|
Воздух КВПтаА
|
Точка роси, оС
|
не выще мінус 40
|
|
|
Клас забрудненості
|
не нижче 1 Класу
|
|
8
|
Пара водяна
|
Показники якості не контролюються
|
|
|
9
|
Конденсат водяної пари з заводської мережі
|
Жорсткість загальна, мг-екв/дм3
|
не більш 10
|
|
|
Вміст розчиненого кисню, % мас.
|
від 0,0015 до 0,005
|
|
|
Вміст цианідів, % мас.
|
відсутність
|
|
|
Вміст з'єднань заліза в перерахунку на Fe, мкг/кг
|
не більш 200
|
|
|
Масова концентрация масел і нафтопродуктів, мкг/кг
|
не більш 1,0
|
|
|
Вміст азоту амонійного, мкг/кг
|
не більш 1000
|
|
|
Вміст нітратів, мкг/кг
|
не більш 20
|
|
|
Вміст нітритів, мкг/кг
|
не більш 20
|
|
|
Вміст сульфідів, мкг/кг
|
не більш 2
|
|
10
|
Вода оборотна (I системи)
|
Зважених речовин, мг/л
|
не більш 25
|
|
|
Нафтопродукти, мг/л
|
не більш 15
|
|
|
Карбонатна жорсткість, мг-евк/л
|
не більш 3,0
|
|
|
Загальна солевмісткість, мг/л
|
не більш 2000
|
|
|
Хлоріди (Cl-), мг/л
|
не більш 300
|
|
|
Сульфати, мг/л
|
от 350 до 500
|
|
|
РН
|
от 6,5 до 8,5
|
|
|
БПК полн, мг/л О2
|
не більш 25
|
|
11
|
Вода оборотна (II системи)
|
Зважених речовин, мг/л
|
не більш 15
|
|
|
Нафтопродукти, мг/л
|
не більш 5
|
|
|
БПК полн, мг/л О2
|
не більш 15
|
|
12
|
Приймається за сертифікатом якості
|
Відповідність сертифікату якості
|
|
|
|
|
|
|
Таблиця 4 - Характеристика готової продукції.
|
№ п/п
|
Найменування готової продукції
|
Найменування показників якості
|
Величина показників якості
|
|
1
|
Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом
сірки до 0,2% мас.
|
Густина при 20 °С, кг/м3
|
не більш 860
|
|
|
Вміст сірководню, %
|
відсутність
|
|
|
В’язкість кінематична при 40 °С, мм2/с
|
от 3,0 до 6,0
|
|
|
Температура спалаху в закритому тиглі , оC
|
не нижче 62
|
|
|
Температура застигання
|
не вище мінус 250 С
|
|
|
Коксівність 10 % залишка, % мас.
|
не більш 0,3
|
|
|
Гранична температура фільтрування, оС
|
не вище мінус15
|
|
|
Коефіцієнт фільтрування
|
не більш 3
|
|
|
Масова частка поліциклічних ароматичних вуглеводнів,
%
|
не більш 11
|
|
|
Цетанове число
|
не більш 45
|
|
|
Температура помутніння, оС
|
не вище 0
|
|
2
|
Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом
сірки не більш 50 ррm.
|
Густина при 15 °С, кг/м3
|
не більш 845
|
|
|
Густина при 20 °С, кг/м3
|
не більш 860
|
|
|
Масова частка загальної сірки, ppm
|
не більш 50
|
|
|
Температура спалаху в закритому тиглі , оC
|
не ниже 55
|
|
|
Вміст сірководню, % мас.
|
відсутність
|
|
|
Температура помутніння, оC
|
не вище 0
|
|
|
Гранична температура фільтрування, оC
|
не вище мінус 5
|
|
|
Зольність, % мас.
|
не більш 0,01
|
|
|
Вміст води, % мас.
|
відсутність
|
|
|
Випробування на мідній пластинці при 50оС протягом
3-х годин
|
витримує
|
|
|
Цетанове число
|
не менш 51
|
|
3
|
Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом
сірки не більш 10 ррm.
|
Масова частка загальної сірки, ppm
|
не більш 10
|
|
|
Вміст сірководню, % масс.
|
відсутність
|
|
|
Температура помутніння , оC
|
не вище 0
|
|
|
Гранична температура фільтрування, оC
|
не вище мінус 15
|
|
|
Цетанове число
|
не менш 51
|
|
4
|
Гідроочищенний компонент для виробництва палива ТС-1
(гасова фракція 140-270 оС)
|
Фракційний склад:
|
|
|
|
- 10 % переганяється при температурі , оС
|
не вище 175
|
|
|
- 50 % переганяється при температурі , оС
|
не вище 225
|
|
|
- 90 % переганяється при температурі , оС
|
не вище 270
|
|
|
- 98 % переганяється при температурі , оС
|
не вище 280
|
|
|
Температура спалаху в закритому тиглі, оС
|
не менш 28
|
|
|
Масова частка меркаптанової сірки (по аналізатору),
% мас.
|
не більш 0,0005
|
|
|
Масова частка загальної сірки, %
|
не більш 0,1
|
. Нові технічні рішення, прийняті у проекті
Проектною технологічною схемою установки гідроочищення
передбачено виведення надлишку вуглеводневого газу, що утворюється в процесі
стабілізації, з ємності стабільного дизельного палива (сепаратора) С-225:
на факел;
в лінію виведення вуглеводневого газу з колони К-204 на печі.
Виведення вуглеводневого газу з С-225 постійно проводиться за
першим варіантом (на факел ), тому що тиск в лінії виведення вуглеводневого
газу з колони К-204 на печі постійно знаходиться в межах 1,5 - 2кгс/см2,
а тиск в сепараторі С-225 - 0,01-0,3 кгс/см2. Кількість виводимого
на факел вуглеводневого газу 200-250м3/час і є безповоротними
втратами установки гідроочищення. Кількість скидного газу визначено по газовому
витратоміру, встановленому на лінії факельних скидів з установки. Якісний склад
газу, що скидається на факел з С-225, наступний:
Таблиця 5 - Якісний склад газу, що скидається на факел з
С-225.
|
№
|
Найменування показників
|
Результати випробувань
|
|
|
Дата відбору
|
|
|
23.05.14
|
24.05.14
|
25.05.14
|
26.05.14
|
|
1
|
сірководень, %об.
|
0,2
|
0,37
|
0,22
|
0,24
|
|
2
|
водень, %об.
|
35,74
|
25,45
|
27,42
|
32
|
|
3
|
азот, %об.
|
0,7
|
4,42
|
0,38
|
3,65
|
|
4
|
кисень, %об.
|
0,16
|
1,26
|
0,12
|
1,17
|
|
5
|
двоокис вуглецю, %об.
|
0,01
|
0,04
|
0,06
|
0,16
|
|
6
|
окис вуглецю, %об.
|
0,02
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
|
7
|
Вуглеводневий склад, % об.:
|
|
|
|
|
|
- метан
|
5,7
|
5,3
|
2,54
|
5,54
|
|
- етан
|
16,4
|
16,25
|
16,75
|
12,52
|
|
- етилен
|
0,27
|
0,19
|
0
|
0
|
|
- пропан
|
25,47
|
27,55
|
29,06
|
21,62
|
|
- пропілен
|
0,04
|
0,03
|
0,03
|
0
|
|
- ізобутан
|
7,69
|
9,07
|
12,22
|
10,49
|
|
- нормальний бутан
|
3,77
|
5,96
|
6,85
|
8,03
|
|
- сума бутиленів
|
0,04
|
0,05
|
0,13
|
0,08
|
|
- циклопентан
|
0,05
|
0,04
|
0,04
|
0,04
|
|
- ізопентан
|
1,64
|
1,67
|
1,96
|
1,93
|
|
- нормальний пентан
|
0,73
|
0,97
|
0,89
|
0,81
|
|
- дивінил
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
- сума пентенів
|
0
|
0
|
0,09
|
0
|
|
- сума вуглеводнів С6
|
1,37
|
1,37
|
1,23
|
1,71
|
|
8
|
Густина при нормальних умовах, кг/м3
|
1,27
|
1,47
|
1,54
|
1,41
|
|
9
|
Теплотворна здатність, ккал/м3
|
14501,6
|
15786,9
|
17240,8
|
15256,6
|
При розгляді якісних показників описаного складу
вуглеводневого газу був зроблений висновок про те, що він може бути ефективним
газовим паливом в печах установки гідроочищення.
Економічний ефект, від використання в якості палива скидного
на факел вуглеводневого газу в кількості 200 м3/год (усереднено),
наступний:
) Середня щільність вуглеводневого газу, що скидається на
факел:
(1,27+1,47+1,54+1,41)/4 = 1,42 кг/м3;
) Масова витрата вуглеводневого газу, що скидається на факел:
м3/год * 1,42 кг/м3 = 285 кг/год
) Середня величина теплотворної здатності вуглеводневого
газу, що скидається на факел:
(14501,6+15786,9+17240,8+15256,6)/4 = 15699 ккал/м3;
) Розрахунок коефіцієнта переводу вуглеводневого газу в
т.у.п.:
ккал/м3 : 1,42кг/м3 = 11056 ккал/кг
ккал/кг : 7000ккал/кг = 1,58 - коефіцієнт переводу
вуглеводневого газу в т.у.п.
) Розрахунок еквівалентної кількості природного газу:
м3 природного газу - 1,15 т.у.п.
кг вуглеводного газу - 1,58 т.у.п.
Отже
,58 т.у.п. - 1374м3
тобто
кг/год вуглеводневого газу = 1374 м3/год
природного газу
або
кг/год вуглеводневого газу = 390 м3/год природного
газу
) Вартість природного газу, прийнята для оцінки реалізації
проекту, становить 3113 грн. за 1000м3 (квітень 2014р)
) Річний економічний ефект від економії розрахованої витрати
природного газу:
м3/год * 8000ч * 3113 грн. = 9 712 560грн/рік.
При цьому 8000 годин взято з урахуванням зупинкового ремонту,
який може проводитися 1 раз на 2 роки. Тим не менш, в розрахунок приймається
8000год, на випадок проведення чистки теплообмінного устаткування і можливих
незапланованих зупинок.
Опис рішення
З метою зниження втрат вуглеводнів запропоновано
використовувати даний вуглеводневий газ, як паливо установки гідроочищення. Для
транспортування вуглеводневого газу запропоновано додатково змонтувати 190п.м.
труби Ду100, починаючи від місця врізки проектної лінії з С-225 в лінію
виведення вуглеводневого газу з колони К-204 (попередньо відключивши її від
старої схеми), до печі П-201.
. Опис технологічної схеми
Сировина ( фракція 230 - 3600С або фракція 140 -
2700С ) насосами поз. Н- 1, 2,3 з промпарка дизельного палива
подається у фільтр поз. Ф- 207/1,2 установки гідроочищення, де очищається від
можливих механічних домішок і надходить на прийом сировинних насосів поз. Н-
201/1,2,3,4. Далі сировина подається на змішання з циркулюючим водневомісним
газом, нагнітається відцентровим компресором поз.ЦК- 201. Отримана після
змішання газосировинна суміш ( ГСС) нагрівається до температури 160 - 1800С
в міжтрубному просторі сировинних теплообмінників поз. Т- 202/4,3,2,1 потоком
стабільного палива, що надходить з нижньої частини стабілізаційної колони поз.
К- 201 в трубне простір теплообмінників.
Далі ГСС нагрівається до 250 - 3200С в міжтрубному
просторі послідовно встановлених пар теплообмінників поз. Т- 201 / 1,2 потоком
газопродуктовой суміші ( ГПС ) і догрівається до 300 - 4000С в печі
поз. П- 201, температурний режим якої регулюється подачею паливного газу. Після
печі поз. П- 201 газосировинна суміш прямує в реактори поз. Р- 201А і Р- 201,
встановлені послідовно, де на каталізаторі відбувається гідрування сірчистих і
азотистих сполук, що містяться в сировині, з утворенням сірководню та аміаку, а
також відбувається частковий гідрокрекінг з утворенням вуглеводневого газу і
легких бензинових фракцій. Настає у реакторі поз. Р- 201 газопродуктова суміш
віддає своє тепло газосировинної суміші послідовно в теплообмінниках поз. Т-
201 /1,2 і з температурою 240 - 3000С направляється в « гарячий»
сепаратор поз. С- 201, де розділяється на газову і рідку фази .
Парогазова суміш після сепаратора поз. С- 201 охолоджується
спочатку в теплообміннику поз.Т- 205 (до 2400С ), потім у повітряних
холодильниках поз. Х- 201 / 1,2,3 і водяному холодильнику поз. Х- 202 / 1,2 (до
400С), після чого направляється в « холодний» продуктовий сепаратор
поз. С- 202. У сепараторі поз.С- 202 відбувається поділ парогазової суміші на
нестабільний гидрогенизат і циркуляційний водородсодержащий газ, а також
відділення води з нестабільного гідрогенізату . Виділився в сепараторі поз. С-
202 водневовмісний газ (газова фаза ) направляється в абсорбер поз. К- 202 на
очищення від сірководню 15 % - м розчином моноетаноламіна. Гідрогенізат з
холодного сепаратора поз. С- 202, попередньо нагрітий у теплообміннику поз. Т-
205 парогазовою сумішшю з гарячого сепаратора поз. С- 201, змішується з
гідрогенізатом з гарячого сепаратора поз.С- 201 і прямує в колону стабілізації
поз. К- 201.
Стабілізація дизельного палива здійснюється шляхом поддува
водневовмісного газу з метою зниження парціального тиску парів нафтопродуктів.
В якості газу поддува використовується віддуватися циркуляційний водневовмісний
газ або свіжий в водневовмісний газ зі щита скидання на прийомі компресора поз.
ЦК- 201. З метою підтримки температури нестабільного продукту на вході в колону
поз. К- 201 ( для випадку низької продуктивності установки) передбачається
організація байпасу між лініями газопродуктової суміші на виході з першої і
другої пари теплообмінників поз. Т- 201. Стабільне паливо знизу колони поз. К-
201 виводиться через теплообмінники поз. Т- 202 / 1,2,3,4 і повітряні
холодильники поз. Х- 204 / 1,2,3 в розділову ємність стабільного дизельного
палива поз. С- 225, в якій відбувається виділення розчиненого в ньому в процесі
стабілізації вуглеводневого газу (який після впровадження нового технічного
рішення буде спрямовуватися до печі П-201 у якості палива). Стабільне дизельне
паливо з розділової ємності поз. С- 225 насосами поз. Н- 225 / 1,2 виводиться з
установки в парк готової продукції .
. Матеріальний і тепловий баланси
1. Потужність установки за сировиною
G = 2050 тис.т/рік.
2. Характеристика сировини:
фракційний состав 190-360 оС; густина
ρ0=840 кг/м3; вміст
сірки So = 0,6 % (мас.), у тому числі меркаптанової Sм =
0,03 % (мас.), сульфідної Sc= 0,3 % (мас.), дисульфідної Sд
= 0,06 % (мас.) та тіофенової Sт = 0,21 % (мас.); вміст ненасичених
вуглеводнів 10 % (мас.) на сировину.
. Залишковий вміст сірки в очищеному
дизельному паливі Sк <0,05% (мас.), тобто ступінь або глибина
гідрознесіркування повинна бути 92%.
. Гідроочищення проводиться на
алюмокобальтмолібденовом каталізаторі за тиском P=4 МПа, кратності циркуляції
водневовмісного газу до сировини χ = 177 нм3/м3.
. Кінетичні константи процесу: k0
= 4,62 ∙ 106,Е=67040 кДж/моль, n= 2.
Вихід гідроочищенного дизельного
палива Вд.п,% (мас.) на вихідну сировину дорівнює:
ВД.П. = 100 - Вб
- Вг - ∆S, (1)
де Вб, Вг, ∆S
-выхіди бензину, газу и кількість видаленої із сировини сірки відповідно на
сировину, % (мас.).
Бензин і газ утворюються переважно
при гідрогенолізу сірчистих сполук. При середньої молекулярної масі 209 в 100
кг сировини міститься 100:209 = 0,48 кмоль, 2 кг сірки містять 2:32 = 0,06
кмоль сірки, тобто сірковмісні молекули складають 13% від загального числа
молекул. Якщо прийняти рівномірний розподіл атомів сірки по довжині
вуглеводневого ланцюжка, то при гідрогенолізу сіркоорганічних з'єднань з
розривом у атома сірки вихід бензину і газу складе:
В6 = ∆S = 0,55 %
(мас.); Вг = 0,3∆S = 0,17 % (мас.). (2),(3)
∆S = 0,6 - 0,05 = 0,55
Тоді вихід дизельного палива буде
дорівнювати:
ВД.П. = 100 - 0,55 - 0,17
- 0,55 = 98,73 % (мас.).
Отримана величина в подальших
розрахунках уточнюється після визначення кількості водню, що увійшов до складу
дизельного палива при гідрогенолізу сірчистих сполук і гідруванні неграничних
вуглеводнів. Отримані значення виходу газу, бензину та дизельного палива далі
будуть використані при складанні матеріального балансу установки і реактора
гідроочищення.
Витрата водню на гідроочищення.
Водень у процесі гідроочищення витрачається на: 1) гідрогеноліз
сіркоорганічних сполук; 2) гідрування ненасичених вуглеводнів; 3) втрати
водню з відходячими потоками (віддуву і рідким гідрогенізатом). Витрата водню
на гідрогеноліз сіркоорганічних з'єднань можна знайти за формулою:
1 = m∆S, (4)
де G1
-витрата 100%-го водню, % (мас.) на сировину;
∆S- кількість сірки, що видаляється при гідроочищенні,%
(мас.) на сировину;
m - коефіцієнт, що залежить від
характеру сірчистих сполук. Оскільки в нафтовій сировині присутні різні
сірчисті сполуки , визначається витрата водню на гідрогеноліз кожного з них, і
отримані результати сумуються. Значення m для вільної сірки дорівнює 0,0625,
для меркаптанів - 0,062, циклічних і аліфатичних сульфідів - 0,125, дисульфідів
- 0,0938, тіофенів - 0,250 і бензотіофенів -0,187.
Найбільш стабільні при гідроочищенні
тіофеновані з'єднання, тому при розрахунку приймаємо, що вся залишкова сірка
(0,05% мас . на сировину ) в гідрогенізаті - тіофенова , а решта
сіркоорганічнихе сполук розкладається повністю.
При цьому отримаємо:1=0,03∙0,062
+ 0,3∙0,125 + 0,06∙0,0938 + (0,21-0,06) ∙0,25 = 0,0825.
Витрата водню на гідрування
ненасичених вуглеводнів дорівнює:
2 = 2∆CH /M, (5)
де G2 - витрата 100%-го
водню,% (мас.) на сировину;
ΔCH
- різниця змісту
ненасичених вуглеводнів в сировину і гідрогенізат,% (мас.) на сировину, рахуючи
на моноолефіни. М - середня молекулярна маса сировини. Середню молекулярну
масу сировини розраховуємо за такою емпіричною формулою:
= 44,29d1515 /
(1,03 - d1515) = (44,29 ∙ 0,85)/(1,03 - 0,85) = 209
(6)
Приймаючи, що ступінь гідрування
ненасичених вуглеводнів і гідрогенолізу сірчистих сполук однакова, знаходимо:2
= 2∙10∙0,9/209 = 0,086.
Мольну частку водню, розчиненого в
гідрогенізаті, можна розрахувати з умов фазової рівноваги в газосепараторі
високого тиску:
’H2 = y’H2/Kp
= 0,8/30 = 0,027 (7)
де y'H2, x'H2 -
молярні частки водню в паровій і рідкій фазах (у розглянутому прикладі y'H2
дорівнює мольній або об'ємній концентрації водню в циркулюючому газі); Kp-константа
фазової рівноваги (для умов газосепаратора високого тиску при 40 °С і 4 МПа KР
= 30). Втрати водню від розчинення в гідрогенізаті G3 (% мас.) на
сировину складають:
3 = (x’H2MH2∙100)/(
x’H2MH2 + (1- x’H2)M) =
= (0,027∙2∙100)/(0,027∙2
+ 0,973∙209) = 0,026% (мас.) (8)
Крім цих втрат мають місце втрати
водню за рахунок дифузії водню через стінки апаратів і витоку через
нещільності, так звані механічні втрати. З практичних даних, ці втрати
становлять близько 1% від загального обсягу циркулюючого газу.
Механічні втрати G4 (%
мас.) на сировину рівні:
4
= χ∙0,01∙MH2∙100/(ρ∙22,4) (9)
где χ
- кратність
циркуляції водневовмісного газу, нм3/м3;
ρ - густина сировини, кг/м3.
Таким чином:
G4 =177∙0,01∙2∙100/(840∙22,4)
= 0,019% (мас.)
Приймаємо склад ВВГ (таблиця 6):
Таблица 6 - Склад водневовмісного
газу.
|
Вміст компоненту
|
Н2
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
С4Н10
|
|
% (об.)
|
85,0
|
7,0
|
5,0
|
2,0
|
1,0
|
|
% (мас.)
|
29,4
|
19,4
|
26,06
|
15,2
|
10,0
|
Для нормальної експлуатації установок
гідроочищення вміст водню в циркулюючому газі має бути не нижче 80% (об.).
Зменшенню концентрації водню сприяють такі чинники: - Хімічне споживання водню
на реакції гідрування і гідрогенолізу; - Розчинення водню в рідкому
гідрогенізаті, виведеному з установки; - Утворення газів гідрокрекінгу, які, накопичуються
в циркулюючому ВВГ, розбавляють водень.
Концентрація водню в системі
підвищується за рахунок розчинення вуглеводневих газів в рідкому гідрогенізаті
і збільшення концентрації Н2 в водневовмісному газі. Для підтримки
постійного тиску в системі обсяг надходячого і утворюємого газу має дорівнювати
обсягу газу, що відходить з системи і поглиненого в ході хімічної реакції.
Об'ємний баланс за воднем і
вуглеводневим газам записують у наступному вигляді:
оy'о = Vр + Vотд
y' (10)о(1 - y'о ) + Vг.к = Vа +
Vотд(1 - y' ) (11)
де Vо, Vр, Vотд,
Vг.к, Vа ,- обсяги свіжого ВСГ, хімічно реагуючого і
сорбуємого гідрогенізатом водню, віддуву, газів гідрокрекінгу і газів,
абсорбуємих рідким гідрогенізатом, м3/год.'о, y' -
об'ємні концентрації водню в свіжому і циркулюючому ВВГ.
Найбільш економічний по витраті водню
режим без віддуву ВВГ можна підтримувати, якщо гази, що утворюються при
гідрокрекінгу, і гази, які надходять у систему зі свіжим ВВГ, повністю
сорбуются в газосепараторі в рідкому гідрогенізаті, тобто:
о(1 - y'о ) + Vг.к
< Vа (12)
Реалізації цієї умови сприяє
збільшення концентрації водню в свіжому ВВГ, зменшення реакцій гідрокрекінгу і
підвищення тиску в системі. Якщо балансові вуглеводневі гази повністю не
сорбуються, то частина їх виводиться з віддувом. Рішенням системи рівнянь
отримуємо об'єм газів віддуву:
(13)
Обсяг водню в віддуваємому газі
дорівнює Vотд y'. Тоді загальна витрата водню при гідроочищенні з
урахуванням газу віддуву складе:
(14)
Розрахунок рекомендується вести на
100 кг вихідної сировини, так як при цьому абсолютні значення витратних
показників (у % мас.) Можна використовувати з розмірністю кг:р=0,387·22,4/2
= 4,34 м3
г.к=0,54·22,4/Мг.к=0,54·22,4/37=0,33
м3 (15)
де Мг.к - середня
молекулярна маса газів гідрокрекінгу; при однаковому мольному змісті газів С1,
С2, С3, С4 вона дорівнює:
Мг.к = (16 +30 +44 +58) /
4 = 37
Кількість вуглеводневих газів,
абсорбуємих рідким гідрогенізатом, можна визначити, якщо допустити, що
циркулюючий водневовмісний газ прийнятого складу знаходиться в рівновазі з
рідким гідрогенізатом. Зміст окремих компонентів в циркулюючому газі і
константи фазової рівноваги в умовах газосепаратора високого тиску (40 0С
і 4,0 МПа) наведені нижче (таблиця 7):
Таблица 7 - Константи фазовоі
рівноваги.
|
Вміст компонента yi/, мол. частки
|
0,20
|
0,05
|
0,02
|
0,01
|
|
Константа фазової рівноваги Крi
|
3,85
|
1,2
|
0,47
|
0,18
|
Кількість абсорбованого компонента i
в кг на 100 кг гідрогенізату дорівнює:
i = xi/Mi·100
/ Mг (16)
Кількість абсорбованого компонента I
(vi, м3 на 100 кг гідрогенізату) становить:
t = gi·22.4 / Mi
= xi/·100·22.4/Mг (17)
Підставляючи в це рівняння відповідні
значення xi/ = yi/ / Kpi
отримаємо об'єм кожного компонента, розчиненого в гідрогенізаті.
Сумарний об'єм абсорбованих газів
буде дорівнювати Σvi = 2.052 м3. Балансовий
об'єм вуглеводневих газів, що надходять в газосепаратор (гази гідрокрекінгу і
внесені зі свіжим ВВГ) становить:
,34(1 - 0,85) + 0,33 = 0,98 < vа
Оскільки дана вимога виконується, то
можлива робота без віддуву частини циркуляційного газу ВВГ. Таким чином,
загальна витрата в процесі гідроочищення буде складатися з водню, що
поглинається при хімічній реакції, що абсорбується в сепараторі високого тиску
і механічно втрачаємого:
H2 = G1 +G2+G3+G4
= 0,083 + 0,036 + 0,026 + 0,019 = 0,214% (мас.). (18)
Витрата свіжого ВВГ на гідроочищення
дорівнює:
0H2 = GH2/0,29 = 0,214/0,29=
0,74% (мас.), (19)
де 0,29 - вміст водню у свіжому
водневовмісному газі,% (мас.).
Матеріальний баланс установки
На основі отриманих даних можна скласти матеріальний баланс
установки (таблиця 7).
Спочатку розраховуємо вихід сірководню:
H2S =∆SM H2S /MS = 0,55∙34/32=
0,58% (мас.) (20)
Таким чином, балансовим сірководнем поглинається 0,03% (мас.)
водню (0,58 - 0,55 = 0,03%).
Кількість водню, що увійшов при гідруванні до складу
дизельного палива, так само:
G1 + G2-0,03= 0,0825 + 0,086-0,03 =
0,139% (мас.)
Уточнений вихід гідроочищеного дизельного палива:
,73 + 0,139 = 98,869% (мас.)
Вихід сухого газу, що виводиться з установки, складається з
вуглеводневих газів, що надходять зі свіжим ВВГ, газів, що утворюються при
гідрогенолізу, а також абсорбованого гідрогенізатом водню:
,74∙(1 - 0,29) + 0,17 + 0,026= 0,721% (мас.)
На основі отриманого матеріального балансу проводимо
розрахунок реакторного блоку установки гідроочищення.
Таблиця 8 - Матеріальний баланс гідроочищення
|
Найменування
|
% (мас)
|
т/рік
|
т/доб
|
кг/год
|
|
Взято Сировина Водневовмісний газ у тому числі 100%
Н2
|
100,0 0,74 0,21
|
2050000 15170 4305
|
5616,44 41,56 11,79
|
234018,26 1731,74 491,44
|
|
Всього
|
100,95
|
2069475
|
5669,79
|
236241,44
|
|
Отримано Дизельне паливо очищене Сірководень Сухий
газ Бензин
|
98,87 0,58 0,95 0,55
|
2026835 11890 19475 11275
|
5552,97 32,57 53,36 30,89
|
231373,75 1357,26 2223,33 1287,10
|
|
Всього
|
100,95
|
2069475
|
5669,79
|
236241,44
|
Матеріальний баланс реактора
У реактор надходить сировина, свіжий водневовмісний газ і
циркулючий водневовмісний газ (ЦВВГ). Склад ЦВВГ наведений нижче:
Таблица 9 - Склад водневовмісного газу.
|
Н2
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
С4Н10
|
|
Мольна частка у′
|
0,720
|
0,200
|
0,050
|
0,020
|
0,010
|
|
Масова частка у
|
0,192
|
0,427
|
0,201
|
0,103
|
0,077
|
Середня молекулярна маса ЦВВГ Мц дорівнює:
Мц = ∑Мiyi’
=2∙0,72+16∙0,2+30∙0,05+44∙0,02+58∙0,01= 7,6
кг/кмоль (21)
Витрата ЦВВГ на 100 кг сировини Gu
можно знайти за формулою:
ц
= (100χMц/ρC)22,4 = 100∙177∙7,6/ 840∙22,4
= 7,14 (22)
Складаємо матеріальний баланс реактора гідроочищення.
Таблица 10 - Матеріальний баланс
реактора гідроочищення.
|
Найменування
|
% (мас.)
|
кг/год
|
|
Взято Сировина Свіжий водневовмісний газ у тому
числі 100% Н2 Циркулюючий водневовмісний газ
|
100,00 0,74 0,21 7,14
|
234018,26 1731,74 491,44 16708,90
|
|
Всього
|
108,09
|
252950,34
|
|
Отримано Дизельне паливо очищене Сірководень Сухий
газ Бензин Циркулюючий водневовмісний газ
|
98,87 0,58 0,95 0,55 7,14
|
231373,75 1357,26 2223,33 1287,10 16708,90
|
|
Всього
|
108,09
|
252950,34
|
Тепловий баланс реактора
Рівняння теплового балансу реактора
гідроочищення можна записати так:
C + QЦ + QS + QГ.Н
= ∑QСМ (23)
де Qс, Qц-тепло,
внесене в реактор зі свіжою сировиною і циркулюючим водневовмісним газом;S,
QГ..Н - тепло, що виділяється при протіканні реакцій гідрогенолізу
сірчистих і гідрування неграничних з'єднань;
∑QСМ -тепло, що
відводиться з реактора реакційною сумішшю.
Середня теплоємність реакційної
суміші при гідроочищенні незначно змінюється в ході процесу, тому тепловий
баланс реактора можна записати в наступному вигляді:
0 + ∆SqS + ∆CHqH
= Gct (24)= t0 + (∆SqS + ∆CHqH)/(Gc)
(25)
де G - сумарна кількість реакційної
суміші, % (мас.);
c - середня теплоємність реакційної
суміші, кДж/(кг∙К);
∆S, ∆CH -
кількість сірки і неграничних вуглеводнів, видалених з сировини, % (мас.);, t0
- температури на вході в реактор і при видаленні сірки ∆S, оС;
qS,qH- теплові
ефекти гідрування сірчистих неграничних з'єднань, кДж/кг
) Значення t0 визначають
для кожної пари каталізатор - сировина в інтервалі 250 - 380 °С. При
оптимізації t0 враховують такі два фактори, діючі в протилежних
напрямках: з підвищенням t0 зменшується завантаження каталізатора,
яке потрібне для досягнення заданої глибини знесірчення ΔS,
але, з іншого
боку, збільшується швидкість дезактивації каталізатора і, отже, збільшуються
витрати, пов'язані з більш частими регенераціями і великими днями простою
установки за календарний рік.
Мінімум сумарних витрат, визначить
оптимальне значення t0 Для заданої пари каталізатор - сировина t0
= 350 °С.
) Сумарна кількість реакційної суміші
на вході в реактор становить 108,09 кг.
) Кількість сірки, віддалену із
сировини, ΔS = 0,55% (мас.). Глибину гідрування ненасичених
вуглеводнів можна прийняти рівною глибині знесірчування ∆CH =
Сн∙0,9 = 10∙0,9 = 9 % (мас.).
) Кількість тепла, що виділяється при
гідрогенолізу сірчистих сполук (на 100 кг сировини) при заданій глибині
знесірчування, рівний 0,9, складе:
S = ∑ qSi gSi (26)
де qSi - теплові ефекти
гідрогенізату окремих сіркоорганічних з'єднань, кДж/кгSi- кількість
розкладених сіркоорганічних з'єднань, кг (при розрахунку на 100 кг сировини
воно чисельно дорівнює змісту окремих сіркоорганічних сполук у % мас.).
Таким чином:S = 0,03∙2100
+ 0,3∙3810 + 0,06∙5060 + 0,15∙8700= =2815 кДж.
) Кількість тепла, що виділяється при
гідруванні ненасичених вуглеводнів, дорівнює 126000 кДж / моль. тоді :
H =∆CHqH
/М= 9∙126000/209=5421 кДж. (27)
) Середню теплоємність циркулюючого
водневовмісного газу знаходять на підставі даних теплоємності окремих
компонентів.
Таблица 11 - Теплоємність
індивідуальних компонентів.
|
Теплоємність
|
H2
|
CH4
|
C2H6
|
C3H8
|
C4H10
|
|
cP, кДж/(кг∙К) сP, ккал/(кг∙°С)
|
14,57 3,48
|
3,35 0,8
|
3,29 0,786
|
3,23 0,772
|
3,18 0,760
|
Теплоємність циркулюючого
водневовмісного газу можна знайти за формулою:
сц = ∑ сPi yi
(28)
де сPi - теплоємність
окремих компонентів з урахуванням поправок на температуру і тиск, кДж/(кг∙К);
i - масова частка кожного компонента в циркулюючому газі.
Тоді:
сц = 14,57∙0,192 +
3,35∙0,427 + 3,29∙0,201 + 3,23∙0,103 + 3,18∙0,077 =
=5,45кДж/(кг∙К).
7) Ентальпія пари сировини при 350 оС,
I350 = 1050 кДж / кг. Абсолютна критична температура сировини ТКР
= 460 +273 = 733 К. Наведена температура дорівнює ТПР = 350 +
273/733 = 0,845. Критичний тиск сировини обчислюють за формулою:
РКР = 0,1КТКР/МС
= 0,1∙11,66∙733/209=: 4,09 МПа. (29)
де К = (1,216 3√ТСР)/d1515
= (1,216 3√275 + 273 ) / 0,850 = 11,66
Тоді:
РПР = Р/РКР =
4/4,09 = 0,98 (30)
Для знайдених значень ТПР
и РПР:
∆IM/(4,2T) = 4,19 (31)
∆I = 4,19∙4,2∙623/209
= 52,6 кДж/кг
Ентальпія сировини з поправкою на
тиск дорівнює I350 =1050-52,6=997,4 кДж/кг
Теплоємність сировини з поправкою на
тиск дорівнює cC = 997,4:350 = 2,85 кДж/(кг∙К)
) Середня теплоємність реакційної
суміші становить:
с = (сс100 + сц17,44)/107,88
= (2,85∙100 + 5,45∙17,44)/107,88 = 3,52 кДж/(кг∙К)
Підставивши знайдені величини в
рівняння, знаходимо температуру на виході з реактора t:=350 + (2815 +5421)/
(107,88323) = 386,6 °С.
. Вибір і розрахунок основного апарату
Основним обладнанням обраної технологічної схеми є реактор
гідроочищення дизельного палива. Реактор гідроочищення дизельних палив
відрізняється меншим відношенням висоти апарату до діаметру і наявністю
декількох шарів каталізатора. Шари каталізатора засипаються на порцелянові
кульки, якими заповнюється сферична частина нижнього днища.
Сировина, що подається через штуцер у верхньому днище,
одномірно розподіляється по всьому перетину, за допомогою розподільчої тарілки,
встановленої у верхній частині реактора.
Реактор є циліндрична вертикальна посудина з кульовими
днищами. Каталізатор завантажують в реактор через верхній штуцер, а
вивантажують через нижній . Щоб уникнути «удару» парів продукту і газу і
внаслідок цього стирання каталізатора у верхній частині реактора мається
розподільна тарілка. Парогазова суміш через шар каталізатора проходить в
аксіальному напрямку. По закінченні процесу гідрування, тривалість якого
визначається ступенем падіння активності каталізатора, каталізатор
гідроочищення вивантажують з реактора і відправляють на регенерацію на
спеціалізованому підприємстві. . Завантаження каталізатора. Завантажують
каталізатор через брезентовий рукав, опущений до рівня загружаємої тарілки; по
мірі завантаження рукав піднімають для зменшення механічного руйнування гранул
каталізатора. З цією ж метою в нижній частині апарату перед завантаженням
каталізатора розміщують шар порцелянових кульок; такими ж кульками покривають
верхній шар каталізатора (після його завантаження в реактор) . Реактор
установки гідроочищення працює в умовах хімічної та електрохімічної корозії, а
також механічного зносу металу апаратів каталізатором. Хімічна корозія реак
тора зумовлена вмістом у високотемпературних газових потоках
сірководню і водню, а електрохімічна корозія - вмістом в циркулюючих димових
газах регенерації парів води і діоксиду сірки. Сірководнева корозія металу
апаратів реакторного блоку установок тим сильніше, чим більше концентрація
сірки в сировині і чим вищий вміст сірководню в циркулюючому газі. Водень, що
циркулює в системі реакторного блоку, викликає міжкристалітну корозію металу,
що супроводжується зниженням його міцності і збільшенням крихкості.
Міжкристалітне растріскування, утворення раковин і здуття в металі обладнання
під дією водню посилюються при підвищенні температури і тиску в системі.
Сульфідна корозія практично протікає дуже повільно, проте
продукти корозії засмічують каталізатор, забівають пори між таблетками, а також
труби теплообмінників, що порушує технологічний режим процесу гідроочищення,
погіршує теплопередачу і призводить до неприпустимого зростання гідравлічного
опору. За виникнення великого перепаду тиску між входом в реактор і виходом з
нього часто судять про ступінь сульфідної корозії. Реактор і каталізатор
засмічуються також через присутність в газових потоках кисню і азотовмісних
сполук. Кисень сприяє окисленню сірчистих сполук, тому його концентрація в
циркулюючому газі повинна бути обмежена ( 0,0002-0,0006 %).
Розрахунок основних параметрів реактора гідроочищення
Для того, щоб розрахувати діаметр і висоту реактора, спочатку
необхідно розрахувати об’єм каталізатора. Необхідний об’єм каталізатора в
реакторі Vк обчислюють за формулою:
VK = G’∫dS/r = 278,59∙0,2235 = 62,27 м3
(32)
Значення G' знаходим з співвідношення:
' = G/ρ =234018,26/840 = 278,59 м3/год.
(33)
Зазвичай для характеристики процесу застосовують показник -
об'ємну швидкість подачі сировини, тобто відношення обсягу рідкої сировини, що
подається на об'єм каталізатора на годину (ω, год-1)
ω = G’/VK =
278,59/62,27 = 4,47 год-1. (34)
По знайденому значенню VK обчислюємо геометричні
розміри реактора гідроочищення. Приймаємо циліндричну форму реактора і
співвідношення висоти до діаметра рівним 2:1 чи Н = 2D. Тоді
K = πD2H = πD22D = 2πD3 (35)
Діаметр реактора дорівнює:
= [VK/(2π)]1/3 = [62,27/(2π)]1/3 = 3,3 м.
(36)
Висота шару каталізатора становить H = 2D = 6,6 м.
Прийнятність прийнятої форми реактора додатково перевіряється гідравлічним
розрахунком реактора. Втрати напору в шарі каталізатора не повинні перевищувати
0,2-0,3 МПа.
Розрахунок втрати напору в шарі каталізатора
Втрату напору в шарі каталізатора обчислюють за формулою:
∆P/H = [(150(1 - ε)20,1μu)/(ε3d2)] + [(1,75(1 - ε)ρu2)/( ε3dg)] (37)
де ε - порозность шару;- лінійна
швидкість руху потоку, фільтруючогося через шар каталізатора, м/с;
μ-динамічна в’язкість, Па*с;- середній діаметр
часток, м;
ρ
-густина газа, кг/м3;-
прискорення сили тяжіння, кг/с2.
Порозность шару
обчислюють за формулою:
ε = 1 - γH/γK
где γH - насипна щільність каталізатора, рівна 640 кг/м3;
γK - уявна густина каталізатора, рівна 1210 кг/м3.
Таким чином
ε = 1-640/12810 = 0,48
Лінійна швидкість
потоку дорівнює u
= 4V/πD2,
де V - об'єм
реакційної суміші, що включає обсяг сировини VC, і об'єм
циркулюючого водневмісного газу Vц, тобто,
= VC + VЦ
(38)
Обсяг сировини
розраховують за формулою:
C = [GC22,4zC(tCP
+ 273)]/(MCP273) (39)
де Gc -
витрата сировини в реактор, кг/год;c- коефіцієнт стисливості (при TПР=0,845
и РПР=0,98 коефіцієнт стисливості дорівнює 0,25);СР -
середня температура в реакторі, ˚С.
Величина Tср
може бути знайдена як середня арифметична між температурою введення сировини t0
= 350 °С і температурою на виході з реактора, рівний 386,65 °С:СР =
0,5(350 + 371,7) = 360,85 ˚С.
Тоді, C =
[234018,26∙22,4∙0,1∙0,25∙(360,85 +273)] / [209∙4∙273]
= 363,96 м3/год
Об’єм циркулюючого
газу складе:
Ц =[GЦ∙22,4zЦ(tCP
+ 273)] / [MЦP∙273] (40)
Ц = [16708,90∙22,4∙0,1∙1∙(360,85
+ 273)] / [7,6∙4∙273] = 2858,55 м3/год
=VC+ VЦ
= 363,96 + 2858,55 = 3222,51 м3/год (41)
= (4∙3222,51)/(π∙4∙3300) = 0,31м/c
Динамічну в'язкість
суміші визначають за її середньою молекулярною масою, рівній:
МСР = (GC
+ GЦ) / (GC/MC + GЦ/МЦ)
= (234018,26 + 16708,90)/( 234018,26 /209 + 16708,90/7,6) =75,56 (42)
За рівнянням Фроста
знаходять динамічну в'язкість суміші:
μ
= 1,87∙10-6 кг∙с/м2
Середній діаметр
частинок каталізатора d = 4 ∙ 10-3м. Щільність реакційної
суміші в умовах процесу дорівнює:
γ=(GC+GЦ)/(VC+VЦ)=(234018,3+16708,9)/(364+2858,55)=77,8кг/м3
(43)
Таким чином,
∆P/H = 150∙[(1
- 0,48)2∙1,8710-6∙0,21] / [0,483∙(4∙10-3)2]
+ 1,75∙[(1 -
0,48)∙39,7∙0,212]
/ [0,483∙4∙10-3∙9,81] = 376,7 кг/(м2∙м)
∆P = H∙376,7
= 4∙376,7 = 1506,8 кг/м2 (44)
Таким чином, втрата
напору каталізатора не перевищує гранично допустимих значень 0,2-0,3 МПа. Тому
до проектування приймають реактор циліндричної форми з висотою і діаметром
реакційної зони 6,6 і 3,3 м відповідно.
Механічний розрахунок
Визначити товщину
стінки обичайки працюючої під внутрішнім тиском вертикального апарату за
наступними даними:
1) матеріал - сталь Х18Н12Т;
2) t = 420 ºС;
) Дв = 3,3 м;
) Н = 10 м;
) Р = 4 МПа;
) шов зварний, подвійний, автоматичне зварювання
) умови - апарат для обробки суміші під тиском;
) Ск= 1 мм = 0,001 м;
Сэ = 1 мм = 0,001 м.
Виходячи з графіка σ* = 85
Визначити допустиме напруження за формулою:
σ0=η·σ* (45)
де η - поправочний коефіцієнт, що враховує
умови апарату.
Величина поправочного коефіцієнта (згідно 
коливається в межах 0,9-1,0)
визначається при проектуванні в залежності від умов експлуатації, небезпеки і
шкідливості оброблюваних середовищ. Значення η
рекомендується
вибрати виходячи з таких міркувань: - Для вузлів і деталей апаратів,
призначених для обробки або зберігання під тиском або без нього, вибухо- і
пожежонебезпечних продуктів, а також продуктів високої токсичності - з
обігрівом цих вузлів і деталей відкритим полум'ям, точними газами або
відкритими електронагрівачами η=0,9;
те ж, але для необігріваємих вузлів і деталей або при
обігріві, але з надійною ізоляцією їх від джерел нагріву, а також для вузлів і
деталей апаратів, призначених для обробки або зберігання під тиском або без
нього всіх інших продуктів з обігрівом цих вузлів і деталей відкритим полум'ям,
топковими газами або відкритими електронагрівачами η=0,95;
у всіх інших випадках η=1,0.
Виходячи з даних η= 0,95, і отже
σ0=0,95· 85 = 80,75
Знаходимо значення міцності зварного шва (φш) за довідковими даними. Виходячи з
даних таблиці, φш = 0,95.
Знаходимо φ0 за формулою:
φ0=(Н-∑d)/Н (46)
Отримуємо φ0= 0,875
Оскільки φш більше, ніж φ0, надалі за розрахункове значення
коефіцієнта беремо φ=φ0.
Знаходимо значення визначальних параметрів за формулою:
А=(σ*/р)·φ (47)
А = (85/4)0,875= 18,593
Визначаємо розрахункову стінку обичайки:
(48)
Повну товщину стінки обичайки знаходимо за формулою:
= S' +С = 57+1+1+1 +х = 60 мм (49)
де С - прибавка
С = Ск + Сэ + Сд +Со = 1+ 1+1+ х= 3мм (50)
Знаходимо допустимий тиск з урахуванням товщини за формулою:
(51)
Так як 4,62 >4, то умови міцності виконуються.
Розрахунок днищ обичайки
Матеріал днища Х18Н10Т, Dв = 3,3 м; hв-0,5
м; в днищі є центрально розташований неукріплений отвір d = 0,2 м; днище зварне
з двох частин, зварений шов ручний електродуговий двосторонній. В низу днища є
отвір з діаметром 0,2 метра, φш
=0,95, σ = 110.
(52)
φ0 =
φш = 0,9 (53)
σ/р * φш =
24,75 (54)
' = 0,07 м = 70 мм
С = Ск + Сэ + Сд +Со = 1+ 1+1+ х =3 +х (55)
= 70 + 3 + х =43 мм або 0,043 м
Рд = 4,6 МПа
Умова виконується, так як допустимий тиск більше робочого.
. Вибір допоміжного обладнання
Таблиця 12 - Допоміжне обладнання процесу гідроочищення.
|
Найменування устаткування (тип, призначення)
|
Номер позиції за схемою, індекс
|
Кіл-ть, од.
|
Матеріал
|
Технічна характеристика (паспортні дані)
|
|
Реактор
|
Р-201
|
1
|
Кожух: 13СrМо44-5ХСr Ni Nb 1910 (вітч. аналог- 12ХМ,
підставка: 15121+11419, Внутр.обладнання: 17248.4, 17246.4 (вітч. аналог
12Х18Н10Т)
|
D=3800 мм, Н = 12900 мм, V = 97,2 м3, Vкат = 70,0
м3 Ррозр.= 6,325 МПа, Трозр.= 430оС При реакции: Рраб.= 5,50 МПа Траб.=
340-430°С
|
|
Реактор
|
Р-201А
|
1
|
Кожух: 13СrМо44-5ХСr Ni Nb 1910 (отеч. аналог- 12ХМ,
подставка: 15121+11419, Внутр.оборудование: 17248.4, 17246.4 (отеч. аналог
12Х18Н10Т)
|
D=3800 мм, Н = 12900 мм, V = 97,2 м3, Vкат = 70,0 м3
Ррозр.= 6,325 МПа, Трозр.= 430оС При реакции: Рраб.= 5,50 МПа Траб.= 340-430°С
|
|
Колона стабілізаційна
|
К-201
|
1
|
Кожух-днища: 11419.5+17020 (вітч. аналог 16ГС +
08Х18Н10Т), клапани: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13)
|
D = 2612/1600 мм, Н = 32015 мм, Тарілки: D=2612, n=
20 шт, D=1600, n= 5 шт, Ррозр.= 1,08 МПа, Рраб.=0,5-0,7 МПа, Трозр. = 300 °С,
Траб.=240-250°С
|
|
Абсорбер очищення циркуляційного газу
|
К-202
|
1
|
Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
тарілки, відбійник: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13), 17246 (вітч. аналог
12Х18Н10Т)
|
D = 2000 мм, Н = 28580 мм, Тарілки S-образні:
Кількість - 20 шт. Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 55°С Траб.=
40-50°С
|
|
Абсорбер очищення вуглеводневого газу стабілізації
|
К-203
|
1
|
Кожух - днища: 11419.1(вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
тарілки: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13), відбійник: 17246 (вітч. аналог
12Х18Н10Т)
|
D = 2000/800 мм, Н = 22000 мм, Тарілки S-образні
Кількість - 20 шт. Ррозр. =1,08 МПа Рраб.=0,45-0,7МПа Трозр.= 50оС
Траб.=40-50°С
|
|
Абсорбер очищення вуглеводневого газу
|
К-204
|
1
|
Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
тарілки: 11373.0, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)
|
D = 800/600 мм, Н = 15550 мм. Насадка : кільця
„Рашига” Ррозр.= 0,59 МПа Рраб.=0,2-0,3МПа Трозр.= 50°С Траб.= 40-50°С
|
|
Буфер азоту
|
К-205
|
1
|
Кожух - днища: 11419.5 + 17020 (вітч. аналог 16ГС +
08Х18Н10Т), тарілки: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13)
|
D =2200 мм, Н = 26950 мм, Тарілки S-образні
Кількість - 21 шт Ррозр.=0,5 МПа Рраб.=0,45МПа Трозр.= 150°С Траб.=50°С
|
|
Колона віддуву сірководню з бензину
|
К-206
|
1
|
Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
тарілки: 11373.0, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)
|
D = 800 мм, Н = 14840 мм, Насадка - кільця „Рашига”
Ррозр.=1,08 МПа Рраб.= 0,35МПа Трозр. = 50°С Траб.=40-45°С
|
|
Ємність циркулюючої присадки
|
Е-201
|
1
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог: ст.20), R 52.7b (вітч.
аналог 09Г2С + 16ГС)
|
L =8300 мм, V = 25 м3, Dвнутр = 2000 мм, Ррозр.=0,59
МПа Рраб.=0,1МПа Трозр. = 130°С Траб.= 50°С
|
|
Приймальна ємність МЕА
|
Е-202
|
1
|
Кожух: R 52.6b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
Н = 14786 мм, V = 78,6 м3, Dвнут = 3000 мм, Змеевик:
труба ø32х2,5 F =6 м2 Кожух: Ррозр.=0,5 МПа
Трозр.= 50°С Рраб.= 0,35 МПа Траб.=40°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Трозр.=
165°С Рраб.= 0,5 МПа Траб.=150°С
|
|
Дренажна ємність
|
Е-205
|
1
|
Кожух: R 52.4b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
D = 2400 мм, L = 9740 мм, V = 42,18 м3 Ррозр.= 0,07
МПа Рраб.= атм. Трозр.= 100°С Траб.=80°С
|
|
Факельна ємність горючих газів
|
Е-206
|
1
|
Кожух: R 52.7b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС) змійовик:
ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)
|
D = 2400 мм, L = 9690 мм, V = 40 м3 Змеевик: труба ø30х2,9 мм, L=5000 мм, F=5 м2
Кожух: Рраcч.= 0,29 МПа, Рраб.= 0,05 МПа, Трозр.= 200°С, Траб.=200°С
Змійовик:, Ррозр.= 0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа, Трозр.= 165°С, Траб.= 150°С
|
|
Ємність антівспенівателя
|
Е-207
|
1
|
Кожух: 11416 (вітч. аналог: ст.20), R 52.6b (вітч.
аналог 09Г2С + 16ГС), змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), ТТSt35V (вітч.
аналог: 09Г2С, 10Г2)
|
D =1200 мм, L = 4666 мм, V = 5 м3, Змеевик: труба ø25х2,6 мм, L= 900 мм, Кожух:
Ррозр.= гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 50°С, Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.=
0,5: Ррозр.= 0,6 МПа, Рраб.= 0,5МПа, Трозр.= 165°С, Траб.=150°С
|
|
Ємність парового конденсату
|
Е-209
|
1
|
Кожух-днища: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)
|
D =1200 мм, L = 4666 мм, V = 5 м3, Змійовик: труба ø25х2,6 мм, L= 900 мм, Кожух:
Ррозр.= гідростат. Рраб.= атм., Трозр.= 50°С, Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.=
0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С, Траб.=150°С
|
|
Ємність охолоджуючої рідини
|
Е-210
|
1
|
Кожух-днища: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
D =1200 мм, L = 4660 мм, V = 5 м3, Ррозр. =
гідростат. Рраб.= атм. Трозр. = 50°С, Траб.=50°С
|
|
Факельна ємність сірководнева
|
Е-214
|
1
|
Кожух: R 52.7b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
змійовик: ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)
|
Dвнут = 2400 мм, L = 9690 мм, V = 40 м3, Змійовик:
труба ø30х2,9 мм, L= 5000 мм, Fто=5 м2,
Кожух:Ррозр.= 0,3 МПа, Рраб.= атм. Трозр.= 200°С, Траб.= 200°С, Змійовик:
Ррозр.= 0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа , Трозр.= 165°С, Траб.=150°С
|
|
Деаератор з холодильником
|
Е-215
|
1
|
Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
Dвнут = 1200 мм, L = 3690 мм, V = 4,3 м3,
Холодильник: F=1,26 м2, Ємність: Корпус: Ррозр. =0,3МПа, Рраб.= 0,05 МПа,
Трозр. = 120°С, Траб.=120°С, Змійовик: Ррозр. = 0,6 МПа, Рраб.= 0,5 МПа,
Трозр. = 160 °С, Траб.= 150°С, Холодильник: Корпус: Ррозр. = 0,5 МПа, Рраб.=
0,05 МПа, Трозр. = 40°С, Траб.=40°С, Змійовик: Ррозр. = 0, МПа, Рраб.= 0,35
МПа, Трозр. = °С, Траб.= 35°С
|
|
Ємність повітря для КВПтаА
|
Е-216
|
1
|
Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
|
Dвнут = 2000 мм, H = 6510 мм, V = 16 м3 Змійовик:
труба ø32х2,5 мм, L=2000 мм Кожух: Ррозр.=
1,0 МПа ,Рраб.= 0,8 МПа Трозр.= 50°С Траб.=50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа
Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°С
|
|
Ємність масла для турбокомпресора
|
Е-218
|
1
|
Кожух: 11416.1 (вітч. аналог: ст.20)
|
Н = 2200 мм, L = 1500 мм, В = 1500 мм, V = 5 м3.
Ррозр. = гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 40°С Траб.=40°С
|
|
Ємність масла для турбокомпресора
|
Е-219
|
1
|
Кожух: 11416.1 (вітч. аналог: ст.20)
|
Н = 2200 мм, L = 1500 мм, В = 1500 мм, V = 5 м3.
Ррозр. = гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 40°С Траб.=40°С
|
|
Демпферна ємність
|
Е-220
|
1
|
Кожух: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С)
|
D = 377,9 мм, Н = 1740 мм, V = 0,1 м3 Ррозр. = 6,4
МПа Рраб.= до1,5 МПа Трозр. = 50°С Траб.=50°С
|
|
Сепаратор продуктовий
|
С-201
|
1
|
Кожух: 12ХМ-3
|
D=3200 мм, L=7050 мм, V=50 м3 Ррозр.= 6,3 МПа Рраб.=
5,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= до 280°С
|
|
Сепаратор продуктовый
|
С-202
|
Кожух: R 52.46 (вітч. аналог 16ГС), змійовик: OLT
35K, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)
|
D=3000 мм, H=10185 мм, V=60 м3 Кожух: Ррозр.= 6,325
МПа, Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= до50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа
Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°С
|
|
Сепаратор циркуляційного газу
|
С-203
|
1
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), внутр.
оборуд.: сталь кл.11+спец. текстильный материал
|
D=1200 мм, H=7340 мм, V=6,5 м3 Ррозр.= 6,325 МПа,
Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 40°С
|
|
Сепаратор циркуляційного газу
|
С-203А
|
1
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), внутр.
оборуд.: сталь кл.11+спец. текстильный материал
|
D=1200 мм, H=7340 мм, V=6,5 м3 Ррозр.= 6,325 МПа,
Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.=40°С
|
|
Сепаратор відбору проб
|
С-204
|
1
|
Корпус: OLT 35R (вітч. аналог 09Г2С) Днища: R52.6а
(вітч. аналог 09Г2С/16ГС)
|
D=324 мм, H=1330 мм, V=0,032 м3 Ррозр.= 6,325 МПа
Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С
|
|
Сепаратор відбору проб
|
С-204А
|
1
|
Корпус: OLT 35R (вітч. аналог 09Г2С) Днища: R52.6а
(вітч. аналог 09Г2С/16ГС)
|
D=324 мм, H=1330 мм, V=0,032 м3 Ррозр.= 6,325 МПа
Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С
|
|
Сепаратор бензину
|
С-205
|
1
|
Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), змійовик:
TTSt.35V, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)
|
Dвнут =2400 мм, L=7678 мм, V=32 м3 Кожух: Ррозр.=
1,08 МПа Рраб= до 0,7 МПа Трозр.= 100°С Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.= 0,6
МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°С
|
|
Сепаратор насиченого розчину МЕА
|
С-207
|
1
|
Кожух: R 52.6b (вітч. аналог 09Г2С /16ГС),
відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)
|
D=3000 мм, H=11000 мм, V=50 м3 Кожух: Ррозр.= 1,08
МПа Рраб.= до 0,7 МПа Трозр.= 60°С Траб.= до 50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6
МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°С
|
|
Сепаратор паливного газу
|
С-216
|
1
|
Ст.20
|
D=2000 мм, H=5500 мм, V=16 м3 Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.=
до 0,5 МПа Трозр.= 60°С Траб.= до 60°С
|
|
Розділова ємність стабільного дизельного палива
|
С-225
|
1
|
Сталь вуглецева
|
D = 3000 мм, L = 10000 мм, V = 80 м3 Ррозр. = до 0,6
МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр. = 100°С Траб.=100°С
|
|
Теплообмінник сировини
|
Т-201/1,2
|
1 здвоєний
|
Кожух :15121+17247 (вітч. аналог 12ХМ+08Х18Н10Т),
трубы: 17248 (вітч. аналог 08Х18Н10Т), решітка: 17248 (вітч. аналог
08Х18Н10Т), камери: 15121+17247 (вітч. аналог 12ХМ+08Х18Н10Т)
|
Dвнут = 1312 мм, Lтр = 6000 мм, F = 621м2 х 2 = 1242
м2. Цикл реакції: Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.=5,5 МПа Трозр.= 340°С
Траб.=от 200°С до 320°С Трубний простір: Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.=4,56-4,19
МПа Трозр.= 425°С Траб.=от 400°С до 250°С
|
|
Теплообмінник сировини
|
Т-202/1,2
|
1 здвоєний
|
Кожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
Dвнут = 1036 мм, Lтр = 6000 мм, F = 387 м2х2 = 774
м2. Корпус: Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.= до 165°С
Трубний простір: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= 250°С
|
|
Теплообмінник сировини
|
Т-202/3,4
|
1 здвоєний
|
Кожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)
|
Dвнут = 1036 мм, Lтр = 6000 мм, F = 387 м2х2 = 774
м2. Корпус: Ррозр.= 5,5МПа Рраб.= до 5,5 МПа Трозр.= 165 С Траб.= от 500С до
130°С Трубний простір: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 300°С
Траб.= от 180°С до 140°С
|
|
Теплообмінник суміші
|
Т-205
|
1
|
Кожух :11419.1 +17020 (вітч. аналог 16ГС+08Х18Н10Т),
труби: 17246.1 (вітч. аналог 12Х18Н10Т), камери: 1419.1+ 17020 (вітч. аналог
16ГС+08Х18Н10Т)
|
Dвнут = 800 мм, Lтр = 6000 мм, F = 194 м2. Корпус:
Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.=280 °С Траб.= 170°С Трубний простір:
Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= до 1,1 МПа Трозр.=280°С Траб.= 170°С
|
|
Підігрівач паливного газу
|
Т-206
|
1
|
Кожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12021 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1
|
Dвнут = 600 мм, Lтр = 6000 мм, F = 121 м2. Корпус:
Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= 150°С Трубний простір:
Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 50°С
|
|
Повітряний холодильник парогазової суміші
|
Х-201/1,2,3,4,5,6
|
1 блок з 6-ти одиниць
|
Труби: 12022.1, ребра: 424005, камери: 11484.1
|
Fпо оребрению=2345х3х3=21105 м2 Трубний простір:
Ррозр..= 6,325 МПа Рраб.= до 5,5 МПа Трозр..= 260°С Траб.= до 220°С
Електродвигун: АОМ - 7206 22 кВт, 965 об/хв, 300 В
|
|
Холодильник суміші
|
Х-202/1,2
|
1 здвоєний
|
Кожух: 09Г2С-12 труби: 10Х17Н13М2
|
Dвнут = 800 мм, Lтр = 6000 мм, F = 176х2=352 м2.
Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 40°С Трубний
простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,3 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 35°С
|
|
Холодильник відбору проб
|
Х-203
|
1
|
Кожух: ОLT 35R, змійовик: W1.4541
|
D = 324 мм, L = 1330 мм (загальна з С-204), F = 0,33
м2. Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 35°С
Змійовик: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 425°С Траб.= 400°С
|
|
Холодильник відбору проб
|
Х-203А
|
1
|
Кожух: ОLT 35R, змійовик: W1.4541
|
D = 324 мм, L = 1330 мм (загальна з С-204), F = 0,33
м2. Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.=0,45 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 35°С
Трубний простір: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 425°С Траб.= 400°С
|
|
Повітряний холодильник стабільного палива
|
Х-204/1,2,3
|
1 блок з 3-х одиниць
|
Труби: 12022.1(вітч. аналог: ст.20), ребра: 424005,
камери: 11484.1
|
Fпо оребрению = 2345х3х3=21105 м2. Трубний простір:
Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 120°С Траб.= 120 °С
Електродвигун: АОМ - 8106 30 кВт, 965 об/хв, 380 В
|
|
Холодильник
|
Х-207/1,2
|
1
|
Кожух :17347.4, труби: 17347.4, камери: 11416.1
(вітч. аналог: ст.20)
|
Dвнут = 426 мм, Lтр = 6000 мм, F = 41,5 м2. Корпус:
Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.= 0,7 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С Трубний простір:
Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 75°С Траб.=50°С
|
|
Холодильник бензину стабілізаційної колони
|
Х-209/1,2
|
1 здвоєний
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
423239.22+As, камери: 11419.1
|
Dвнут = 700 мм, Lтр = 6000 мм, F = 166х2=332 м2.
Корпус: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,7 МПа Трозр.= 65°С Траб.= 50 °С Трубний
простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 40°С Траб.= 35°С
|
|
Холодильник охолоджуючої рідини
|
Х-210/1,2
|
2
|
Кожух: 11419.1(вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),.
|
Dвнут = 324 мм, Lтр = 3000 мм, F = 11,7х2=23,4 м2.
Корпус: Ррозр.= 1,6 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50 °С Трубний
простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 45°С Траб.= 35°С
|
|
Холодильник сірководневої води
|
Х-213
|
1
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12022.1, камери: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),
|
Dвнут = 426 мм, Lтр = 6000 мм, Fто = 48 м2. Корпус:
Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,01 МПа Трозр.= 120°С Траб.=120 °С Трубний простір:
Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 110°С Траб.= 35°С
|
|
Холодильник антипомпажний
|
Х-217
|
1
|
Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби:
12022.1 (вітч. аналог 10Г2 /09Г2С /Ст20), камери: 11419.1
|
D = 800 мм, Lтр = 4000мм F=150 м2. Цикл реакції:
Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 4,5-5,5 МПа Трозр.= 175°С Траб.= 110 °С
Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 40°С Траб.= 35°С
|
|
Повітряний конденсатор-холодильник стабілізаційної
колони
|
ХК-201
|
1
|
Труби: 12022.1 (вітч. аналог 10Г2 /09Г2С /Ст20),
ребра: 424005, камери: 11484.1
|
F(по оребрению)=2345х3х1=7035 м2. Трубний простір: Ррозр.
=1,08 МПа Рраб.= 0,5-0,7 МПа Трозр.=160°С Траб.= 150°С Електродвигун: АОМ -
8106 30 кВт, 965 об/хв, 380 В
|
|
Масло охолоджувач
|
МО-1 МО-2
|
2
|
Матіриал трубок - латунь
|
Габариты: Н=2881мм, Dвнут = 500 мм F = 43,5 м2.
Количество трубок: 440 шт.
|
|
Масло охолоджувач
|
МО-1А МО-2А
|
2
|
Матіриал трубок - латунь
|
Габариты: Н=2881мм, Dвнут = 500 мм F = 43,5 м2.
Количество трубок: 440 шт.
|
|
Фільтр на всасі ЦК-201
|
Ф-206
|
1
|
Кожух: R52.7a (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), решітка:
08Н 18N 10T (17248.1)
|
Dвнут = 600 мм, H=1900 мм, Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.=
5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 45°С
|
|
Фільтр на всасі Н-201/1,2,3,4
|
Ф-207/1,2
|
2
|
Кожух: R52.6a (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), решітка:
17248
|
Dвнут = 800 мм, H=2525 мм, Ррозр.= 1,8 МПа Рраб.=
0,6 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С
|
|
Фільтр самопромивний безперервної дії з зворотним
промиванням на оборотній воді II системи (SAB-F450-DN100PN10)
|
F450/1
|
1
|
Корпус: 1.4541/1.4571 (А321/А316Ti)
|
Dвнут = 100 мм, H=1344 мм Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.=
0,45 МПа Трозр.= 25°С Траб.= 25°С
|
|
Фільтр самопромивний безперервної дії з зворотним
промиванням на оборотній воді I системи (SAB-F450-DN100PN10)
|
F450/2
|
1
|
Корпус: 1.4541/1.4571 (А321/А316Ti)
|
Dвнут = 100 мм, H=1344 мм Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.=
0,45 МПа Трозр.= 25°С Траб.= 25°С
|
|
Піч трубчаста
|
П-201
|
1
|
Труби: 8Х18Н10Т, змійовик нагріву газу продувки:
15Х5М
|
Вертикально-секційна піч Кількість секцій: 2 шт /
Теплова потужність: 8,8 Гкал /год. Продуктивність по продукту: 260780 кг/год.
Паливо: Газ
|
|
Насос сировини НСД 200/700-1Б-ХОНТ вик.У2,
відцентровий, горизонтальний
|
Н-201/1,2,3
|
3
|
3 Сталь 40Х
|
Q = 174 м3/год, Н = 630 м ст. рід. Траб.= 60°С
Електродвигун: ВАО2 450-ЛВ2 N = 400 кВт, n = 2950 об/хв, 6000В
|
|
Насос сировини НСД 200/700-1Б-ХОТ вик.У2,
відцентровий, горизонтальний
|
Н-201/4
|
1
|
3 Сталь 40Х
|
Q = 174 м3/год, Н = 630 м ст. рід. Траб.= 60°С
Електродвигун: ВАО2-450 ЛВ2 N = 400 кВт, n = 2850 об/хв, 6000В
|
|
Насос зрошення стабілізаційної колони К-201
CNF50-315, герметичний, одноступінчатий
|
Н-203/1,2
|
2
|
1.4408 1.4571
|
Q =32 м3/год, Н = 108 м ст. рід. Траб.= 40°С
Електродвигун: СКР Х74m-2 N = 25,5 кВт, n = 2910 об/хв, 380В
|
|
Насос подачі розчину МЕА в К-202 НПС 120/65-750,
відцентровий, горизонтальний
|
Н-204/1,2
|
2
|
Сталь 40Х Отливка 25Л-11
|
Q = 120 м3/год, Н= 750 м ст. рід. Траб.= 35 °С
Електродвигун: ВАО2-450LB-2, N =400 кВт, n = 2960 об/хв, 380В
|
|
Насос подачі розчину МЕА в К-203 и в К-204 НК 65/35
- 125Г-2а СОП, відцентровий, горизонтальний
|
Н-205/1,2
|
2
|
Сталь 40Х вуглицева
|
Q = 35 м3/год, Н = 125 м ст. рід. Траб.= 50 °С
Електродвигун: ВАО-81-2, N = 40 кВт, n = 2950 об/хв, 380В
|
|
Насос подачі присадки CN 32-250, герметичний,
одноступінчатий
|
Н-207/1,2
|
2
|
1.4408 1.4571
|
Q = 3 м3/год, Н= 70 м ст. рід. Траб.= 40°С
Електродвигун: CКР 54m-2, N = 6,1 кВт, n = 2750 об/хв, 380В
|
|
Насос відкачування бензину з колони К-206 CN 32-250,
герметичний, одноступінчатий
|
Н-208/1,2
|
2
|
1.4408 1.4571
|
Q = 5 м3/год, Н = 65 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: CКР 54m-2, N = 6,1 кВт, n = 2750 об/хв, 380В
|
|
Насос відкачування і подачі МЕА, ПМС, ДМДС PIM G
3900 A/11 Ex, поршневий, дозувальний
|
Н-209
|
1
|
|
Q = 3,9 м3/год, Н = 15 ата, Траб.= 40°С,
Електродвигун: D3A 160M-4, N = 11 кВт, n = 2910 об/хв, 380В
|
|
Насос охолоджуючої рідини ЦГ 25/50-К-5,5-2
герметичний, одноступінчатий
|
Н-210/1,2
|
2
|
Сталь 12Х18Н10Т
|
Q = 25 м3/год, Н = 50 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: N = 5,5 кВт, n = 2900 об/хв, 380В
|
|
Насос подачі конденсату на промивку Х-201/1,2,3 НК
65/35-70С, відцентровий, консольний, горизонтальний
|
Н-212
|
1
|
Сталь 20 (вуглицева)
|
Q = 35 м3/год, Н = 70 м ст. рід. Траб.= 50°С,
Електродвигун: ВА 180 S2N N= 22 кВт, n = 2950 об/хв, 380В
|
|
Насос некондиційної сировини N100-250, відцентровий,
всмоктуючий, одноступінчатий
|
Н-214
|
1
|
GS-C25 1.44 08 C 45N
|
Q = 250м3/год, Н= 77 м ст. рід. Траб.= 60°С,
Електродвигун: DAM 280SX2, N = 75 кВт, n = 2980 об/хв, 380В
|
|
Насос дренажу 2НВ 9х4, відцентровий, вертикальний
|
Н-215
|
1
|
Сталь 40 вуглицева
|
Q = 40 м3/год, Н = 46 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: ВАО-61-4, N = 13 кВт, n = 1460 об/хв, 380В
|
|
Насос відкачування розчину МЕА з К-204 CN32-250,
герметичний, одноступінчатий
|
Н-216/1,2
|
2
|
1.4408
|
Q = 5 м3/год, Н = 67 м ст. рід. Траб.= 45°С,
Електродвигун: CКРХ 54М-2, N = 6,1 кВт,n = 2750 об/хв, 380В
|
|
Насос подачі мастила 100 ZOP -630 -16 -LO -00 FE
|
Н-221
|
1
|
|
Q = 35 м3/год, Н= 100 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: 1МJ4 207 N = 2,2 кВт, n = 975 об/хв, 380В
|
|
Насос подачи мастила I ZOP -32 -10 -LO -02 -FE
|
Н-223/1,2
|
2
|
Вуглец. сталь
|
Q = 0,55 л/сек Н = 50 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: ASA-100L-6, N = 1,5 кВт, n = 955 об/хв, 380В
|
|
Насос відкачування стабільного дизельного палива НК
560/335-120-В-2в СОНТ У2, відцентровий нафтовий консольний
|
Н-225/1,2
|
2
|
Сталь 40Х вуглецева
|
Q = 335 м3/год, Н= 99 м ст. рід. Траб.= 40°С,
Електродвигун: ВАО 52-2-У2 N = 132 кВт, n = 2950 об/хв, 380В
|
|
Компресор циркуляційного газу 5RSA-39РИНА,
відцентровий
|
ЦК-201
|
1
|
422430 422420 12020.9
|
Цикл реакції: Q = 80000 м3/год, Рвc. = 3,4-4,5 МПа.
Твс.= 45оС, наг. = 4,5-5,5 МПа, Тнаг.= 100оС, n = 11800 об/хв, Електродвигун
2V 225-04H, N = 2200 кВт, n = 1490 об/хв 6000В
|
|
|
|
|
|
|
. Автоматизація реакційного вузла
Вибір та обгрунтування параметрів процесу.
Контроль технологічного процесу включає такі види контролю:
Аналітичний контроль технологічного процесу, що включає в
себе лабораторний контроль технологічного процесу, контроль процесу за
допомогою поточних газоаналізаторів, контроль повітряного середовища в
приміщеннях і на території установок за допомогою автоматизованих
газоаналізаторів, лабораторний аналіз повітря в будівлях і на майданчику;
Контроль технологічного процесу за допомогою систем
сигналізації та блокувань.
Регулювання основних параметрів процесу.
На установках гідроочищення дизельних палив прийнята
комплексна автоматизація процесу, яка досягається централізацією управління
технологічним процесом, широким застосуванням схем каскадного і
взаємопов'язаного регулювання, що базуються на приладах малогабаритної
уніфікованої системи, і використання аналізаторів фізико-хімічного складу
речовин.
Основним фактором, що впливає на якість одержуваного
продукту, є температура в реакторі. Регулювання заданої температури на вході в
реактор здійснюється автоматично шляхом зміни подачі опалювального газу до
форсуно к реакторної печі. Температурний режим в реакторі по висоті і по
перетину контролюють багатозонними термопарами. Опір в реакторі визначається
перепадом тиску за допомогою дифманометра.
Для забезпечення нормального процесу нагрівання продуктів у
печах і правильного горіння палива передбачені відповідні
контрольно-вимірювальні прилади і автоматика. Температура нагріву продукту в
печі автоматично регулюється подачею топлівного газу до пальників печі. Контроль
за нагріванням продукту в паралельних потоках здійснюється за допомогою
термопар, установлених на виході продукту з печі по кожному потоку.
Температуру продуктів згоряння контролюють за допомогою
термопар, встановлених на виході з радіантних камер (над перевалами) і на
виході з конвекційної камери. У цих же точках контролюють розрідження димових
газів.
Постійний тиск паливного газу підтримується автоматично
регулятором тиску. Температура нагріву палива в підігрівачі паливного газу
регулюється клапаном, встановленим на лінії подачі пари до підігрівника. Процес
горіння палива в печі контролюється автоматичними газоаналізаторами за змістом
окису вуглецю і кисню в димових газах, що виходять з конвекційних камер. Для
налагодження роботи пальників на трубопроводах газу перед входом в пальник
встановлюють манометри.
Для підтримки режиму стабілізаційної колони, працюючою з
гарячим струменем, необхідно: подавати в колону визначену кількість зрошення,
причому основним регульованим параметром є витрата зрошення, а заданим -
витрата живлення; подачу тепла автоматично регулювати температурою на тарілці
випарної секції колони; контролювати і регулювати температуру, тиск і рівень
рідини в нижній частині колони.
Автоматизація реакторного блоку гідроочищення.
На малюнку 1 представлена функціональна схема автоматизації
реакторного блоку установки гідроочищення дизельного палива (спрощенно), де з
прямогонного дизельного палива видаляються сірчисті та інші сполуки. Показником
ефективності цього процесу є склад гідроочищеного палива (гідрогенізату).
Малюнок 1 - Автоматизація реакторного блоку гідроочищення
Сировина, витрата якої стабілізується (позиція 1-5),
смішується в трійнику змішання з циркуляційним водневовмісним газом, і газосировинна
суміш, пройшовши попередньо теплообмінник Т- 201/1,2 , нагрівається в печі
П-201 до температури реакції (регулятор температури поз. 3-1 ... 3-6 управляє
подачею палива в піч ) і надходить у реактори Р- 201А і Р- 201 (оскільки
автоматизація обох реакторів аналогічна, вона показана на прикладі реактора Р-
201А ). У реакторах сірка, яка знаходиться в дизельному паливі, з'єднується з
воднем циркуляційного газу. При роботі реакторів особливу увагу приділяють
контролю їх теплового режиму - всередині них встановлені багатозонні
термоелектричні перетворювачі, підключені до багатоточковому автоматичному
потенціометру ( позиція 4 - 1 , 4 - 2 і 7-1 , 7-2 ). У багатьох точках
вимірюється і температура зовнішніх стінок реакторів ( позиція 5-1 ... 5-13 ,
6-1 ... 6-13 ). Стан каталізатора ( ступінь його закоксування ) побічно
оцінюють за величиною перепаду тисків на вході і виході реакторів (позиція 8-1
... 8-2) . Перед поділом продуктів реакції їх тепло використовується для
нагрівання газосировинної суміші в теплообміннику Т- 201/1,2 , а поділ їх
відбувається в сепараторах С- 201 і С -202. З верхньої частини сепаратора С-
201 відводиться насичений сірководнем циркуляційний газ, а знизу гидрогенизат,
який в сепараторі С-202 частково звільняється від розчиненого в ньому так
званого жирного газу, що містить ряд компонентів. З сепаратора С-202
гідроочищенедизельне паливо направляється на стабілізацію. Рівень у сепараторах
регулюється відбором гідрогенізату, а тиск - скиданням газу. Відхилення рівня
сигналізується ( позиція 10-5 ... 10-7 ... 11-5 ... 11-7 ) , як і ряд інших
параметрів процесу.
Вибір та обгрунтування технічних засобів автоматизації
Сучасна розподілена багаторівнева автоматизована система
управління, підтримувана обладнанням та програмними продуктами різних фірм,
таких як Honeywell, Modicon, Alan Bredly, Rosemount Fisher, Wika і т.ін.
НРМ працює з наступними типами ЮР: DI, DI SOE, DO, HLAI,
LLAI, АТ, LLMUX, PI, SDI, SI і STI.
РМ - Process Manager; АРМ - Advanced Process Manager - це
попередні виконання менеджер. Процесу фірми Honeywell .
Користувачі мережі мають доступ до даних LCN реального часу
через мнемосхеми, електронні таблиці або інші програми третіх будів.
Основний модуль в системі TPS, що працює в середовищі Windows
NT, безпосередньо підключається до загальнозаводської комп'ютерної мережі (PIN)
та локальної мережі управління реального часу фірми Honeywell (LCN). GUS
побудована за стандартами Microsoft Desktop і представляє новий стандарт
інтерфейсу оператора. На одну GUS одночасно може бути викликано до чотирьох
користувальницьких мнемосхем. GUS є двухпроцессорной системою: LCNP, який
управляє мережевою операційною системою реального часу Honeywell - RNOS і
процесор ПК, який управляє Windows NT, дисплейним програмним забезпеченням GUS,
додатками третіх сторін і виводить всю відео інформацію на екран. GUS працює з
програмним забезпеченням LCN R510 і вище.
. Використання ЕОМ у дипломному проекті
У дипломному проекті використані наступні програми для
розрахунку формул:
Microsoft Exsel;
Microsoft Equation 3.0.
Графічна частина проекту (креслення технологічної схеми,
основного апарату, допоміжного обладнання) виконана за допомогою програми Auto
CAD.
Ресурсозбереження і охорона навколишнього середовища
Таблиця 13 - Характеристика токсичних властивостей вихідної
сировини, матеріалів, реагентів, каталізаторів, напівфабрикатів, продукції, що
виготовляється і відходів виробництва.
|
Найменування вихідної сировини, матеріалів,
реагентів, каталізаторів, напівфабрикатів, продукції, що виготовляється,
відходів виробництва
|
Клас небезпеки (ГОСТ 12.1.007)
|
Агрегатний стан при нормальних умовах
|
ГДК в повітрі робочої зони, мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88)
|
Характеристика токсичності, вплив на організм
людини, (НД)
|
|
1. Прямогонний фракція з межами википання
180(230)-370°С
|
4
|
Рідина
|
300 (пари)
|
Подразнює слизову оболонку і шкіру людини. Діє на
центральну нервову систему.
|
|
2. Прямогонний фракція з межами википання 140-270°С
|
4
|
Рідина
|
300 (пари)
|
Подразнює слизову оболонку і шкіру людини. Діє на
центральну нервову систему.
|
|
3. Водневовмісний газ
|
4
|
Газ
|
300
|
Надає наркотичну дію. При високій концентрації
водню, метану може викликати задуху через нестачу кисню.
|
|
4. Сірководень
|
2 3 (в суміші з вуглеводнями С1-С5)
|
Газ
|
10 3 (в суміші з вуглеводнями С1-С5)
|
Сірководень подразнює слизові оболонки дихальних
шляхів і очей, діє на нервові центри контролюючі дихання і серцеву
діяльність. Ознаки отруєння: різь в очах, світлобоязнь, головний біль,
кашель, серцебиття; спостерігається нудота, блювота, слабкість втрата
свідомості. При концентрації Н2S 1000 мг/м3 і вище отруєння настає миттєво -
втрата свідомості, не встигнувши покликати на допомогу.
|
|
5. Розчин моноетаноламіна (МЕА) насичений
сірководнем
|
2
|
Рідина
|
0,5 (по МЕА)
|
При попаданні на шкіру і в очі викликає
роздратування шкірного покриву і слизової оболонки очей. Токсична дія
моноетаноламіна характеризується ураженням центральної нервової системи,
печінки, нирок. Викликає захворювання шкіри. Насичений сірководнем розчин
моноетаноламіна інтенсивно виділяє Н2S. Сірководень подразнює слизові
оболонки дихальних шляхів і очей, діє на нервові центри контролюючі дихання і
серцеву діяльність. При сильному отруєнні спостерігається: нудота, блювання,
втрата свідомості.
|
|
6. Розчин моноетаноламіна (МЕА) регенерований
|
2
|
Рідина
|
0,5 (по МЕА)
|
При попаданні на шкіру і в очі викликає
роздратування шкірного покриву і слизової оболонки очей. Токсична дія
моноетаноламіна характеризується ураженням центральної нервової системи,
печінки, нирок. Викликає захворювання шкіри.
|
|
7. Азот технічний
|
-
|
Газ
|
-
|
Інертний газ, нетоксичний. При великих концентраціях
через нестачу кисню викликає задуху.
|
|
8. Паливний газ
|
4
|
Газ
|
300
|
Наркотична дія. Прискорене серцебиття, задишка, при
високих концентраціях метан може викликати задуху через нестачу кисню.
|
|
9. Етиленгліколь
|
3
|
Рідина
|
5
|
Етиленгліколь отруйний, має наркотичну дію .
Небезпечний при : - Вдиханні (слабкість, головний біль, запаморочення,
задишка, серцебиття, болі в грудях), - Ковтанні (нудота, пронос, слабкість),
- Попаданні на шкіру (почервоніння, набряк), - Попаданні в очі (різь, сльозотеча).
При попаданні всередину може викликати хронічне отруєння з ураженням життєво
важливих органів (діє на судини, нирки, нервову систему). Етиленгліколь може
проникати через шкірні покриви. Через низьку пружність парів не представляє
небезпеки гострих отруєнь при вдиханні.
|
|
11. Масло турбінне Тп-30
|
4 (пари вуглеводнів) 3 (масляний туман)
|
Рідина
|
300 (пари вуглеводнів) 5 (масляний туман)
|
Не токсичне. Вдихання летких вуглеводнів, що входять
до складу масел і утворюються при загартування нагрітих деталей, викликає
загальну слабкість, втома, головний біль.
|
|
12. Масло індустріальне І-20А, І-40А
|
4 (пари вуглеводнів) 3 (масляний туман)
|
Рідина
|
300 (пари вуглеводнів) 5 (масляний туман)
|
Не токсичне. Вдихання летких вуглеводнів, що входять
до складу масел і утворюються при загартування нагрітих деталей, викликає
загальну слабкість, втома, головний біль.
|
|
13. Присадка ПМС-200А (антівспеніватель)
|
4
|
Рідина
|
Не визначена
|
Інертна рідина не має токсичної дії на шкіру і
слизові оболонки очей.
|
|
14. Присадка депрессорнойдиспергуюча (Infineum R478
або інш.)
|
Не визначен
|
Рідина
|
Не визначена
|
Не визначена
|
|
15. Діметілдісульфід (сульфідуючий реагент)
|
2
|
Рідина
|
0,7 (при одноразовому впливі)
|
Надає отруйну дію на організм людини. При гострому
отруєнні - роздратування, порушення координації руху, бічне положення,
порушення дихання. Дратує шкіру, проникаючи через неї, викликає типову
картину отруєння.
|
|
16. . Каталізатор гідроочищення
(алюмокобальтмолібденовий або алюмонікельмолібденовий)
|
4 (за основною речовиною оксиду алюмінію)
|
Тверда речовина
|
Не визначена
|
Каталізатор за змістом і токсичності основних
компонентів відносяться до малонебезпечних речовин для людини і навколишнього
середовища. Основний компонентоксид алюмінію викликає подразнення органів
дихання, шкіри і слизових оболонок.
|
4 (за основною речовиною оксиду алюмінію)
|
Тверда речовина
|
Не визначена
|
Каталізатор за змістом і токсичності основних
компонентів відносяться до малонебезпечних речовин для людини і навколишнього
середовища. Основний компонентоксид алюмінію викликає подразнення органів
дихання, шкіри і слизових оболонок.
|
|
18. Бензин (при перегонці нафтової фракції
230-360°С, і фракції 140-270°С)
|
4
|
Рідина
|
100 (пари)
|
Пари бензинів викликають наркотичну дію. При легкому
отруєнні відчувається головний біль, запаморочення, психічне збудження,
безпричинна веселість, сухість у роті, нудоту. При високих концентраціях пари
бензину можливі блискавичні отруєння. Настає втрата свідомості, смерть.
|
|
19. Вуглеводневий газ
|
4
|
Газ
|
300
|
Наркотична дія. При високій концентрації метан може
викликати задуху через нестачу кисню.
|
|
20. Компонент дизельного палива
|
4
|
Рідина
|
300 (пары)
|
Подразнює слизові оболонки і шкіру людини. Впливає
на центральну нервову систему.
|
|
21. Компонент палива ТС-1 сумішевого (гідроочищених
фракція 140-270°С)
|
4
|
Рідина
|
300 (пари)
|
Подразнює слизові оболонки і шкіру людини. Впливає
на центральну нервову систему.
|
Таблиця 14 - Тверді і рідкі відходи виробництва.
|
Найменування відходів
|
Місце складування, транспорт, тара
|
Умова (метод) і місце поховання, знешкодження,
утилізації
|
Примітка
|
|
1.Отработанний каталізатор гідроочищення
(алюмокобальт-молібденовий або алюмонікельмолібденовий) і каталізатор
верхнього шару (окис алюмінію і кремнію). Клас небезпеки - IV Код -
2320.2.9.13
|
Складується у міру накопичення на майданчику
тимчасового зберігання цеху, бочки. Вивозиться залізничним та автомобільним
транспортом
|
Реалізація спеціалізованим підприємствам для
вилучення металів
|
При утилізації витягуються містяться у
відпрацьованому каталізаторі ресурсоцінні метали
|
|
2.Лампи люмінесцентні та відходи, що містять ртуть
(лампи дугові натрієві відпрацьовані) Клас небезпеки - I Код - 7710.3.1.26
|
Складується у міру накопичення в металевому
контейнері. Вивозиться спеціалізованим транспортом
|
Прямує на спеціалізовані підприємства для переробки
та утилізації
|
-
|
Таблиця 15 - Стічні води на виробництві.
|
Найменування скидалися стічні води, джерело
|
Кількість стоків м3/год
|
Умови (метод) ліквідації, знешкодження, утилізації
|
Періодичність скидів
|
Напрямок скидання
|
Встановлена норма вмісту забруднень в стоках
|
|
1. Водяний конденсат
|
2 (при 45oC)
|
Очищення на очисних спорудах заводу
|
У міру утворення
|
У промканалізацію I системи
|
Амонійні солі - не більше 200 мг/дм3 Нафтопродукти -
сліди Сірководень Н2S - сліди
|
|
2. Вода після пропарювання і промивання апаратури
|
5-8 (при 45oC)
|
Очищення на очисних спорудах заводу
|
1-2 рази на рік
|
У промканалізацію I системи
|
Нафтопродукти - не більше 200 мг/дм3 водневий
показник рН - не більше 8,5 Амонійні солі - не більше 200 мг/дм3
|
|
3. Вода після прибирання приміщень насосної і
компресорної
|
1,5
|
Очищення на очисних спорудах заводу
|
Один раз на добу
|
У промканалізацію I системи
|
Нафтопродукти - сліди водневий показник рН - не
більше 8,5
|
|
4. Зливові води з території установки
|
1,3
|
Очищення на очисних спорудах заводу
|
-
|
У промканалізацію I системи
|
-
|
Таблиця 16 - Викиди в атмосферу.
|
Найменування викиду, джерело
|
Кількість викидів за видами, т/рік (г/сек)
|
Періодичність
|
Умова (метод) і місце ліквідації, знешкодження,
утилізації
|
Встановлена норма вмісту забруднень у викидах, мг/м3
|
|
1. Джерело №0011 Двосекційна технологічна піч П-201
(секції: 200, 201) Дымові гази. У тому числі:
|
Сумарний об'єм димових газів: Qс=16,97 нм3/с (61092
нм3/ч) Т=320°С
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері. Викид димових газів через
димову трубу Висота 40 м Діаметр 0,94 м
|
|
|
метан
|
1,3005 (0,0565)
|
|
|
ГДК р.з. =300 мг/м3;
|
|
ангідрид сірковий (SO2)
|
53,0610 (2,8163)
|
|
|
ГДК р.з SO2.=10 мг/м3;
|
|
Вуглецю окис (СО)
|
8,0060 (0,3478)
|
|
|
ГДК р.з СО = 20 мг/м3;
|
|
азоту оксиди (в перерахунку на NO2)
|
94,2482 (4,0939)
|
|
|
ГДК р.з. =5 мг/м3 (в перерахунку на NO2)
|
|
2. Джерело № 0014 Вентиляційні викиди з компресорної
метан
|
1,8189 (0,0867)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері. Викид через вентиляційну
трубу на висоті 17,2 м
|
ГДК р.з. = 300 мг/м3
|
|
3. Джерело № 6004 Викиди з ємності Е-210 граничні
вуглеводні С12-С19
|
4,8*10-6 (1,65*10-4)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері неорганізований викид
|
ГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на
сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)
|
|
4. Джерело № 6023 Викиди з ємності Е-205 граничні
вуглеводні С12-С19
|
0,0240 (0,0023)
|
Постійно
|
Рассеивание в атмосфере. Неорганизованный выброс на
высоте 10,0 м
|
ГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на
сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)
|
|
5. Источник № 6024 Выбросы МЭА из емкости Е-202
моноэтанолахв
|
9,0*10-6 (2,64*10-6)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері неорганізований викид на
висоті 15,0м
|
ГДК р.з. = 0,5 мг/м3
|
|
6. Джерело № 6025 Викиди від маслобака. вуглеводні
граничні С12-С19
|
0,0104 (0,0004)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері неорганізований викид на
висоті
|
ГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на
сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)
|
|
7. Джерело № 6026 Викиди з приймальної ємності МЕА
Е-202 моноетаноламін
|
1,24*10-5 (5,52*10-6)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері неорганізований викид на
висоті 7,0 м
|
ГДК р.з. = 0,5 мг/м3;
|
|
8. Джерело № 6027 Викиди від нещільностей обладнання
(апаратний двір) У тому числі: бензин нафтовий
|
114,9684 (7,5040)
|
Постійно
|
Розсіювання в атмосфері неорганізований викид на
висоті 20,0м
|
ГДК р.з. = 100 мг/м3; (Бензин нафтової
малосернистого в перерахунку на вуглець)
|
. Техніко-економічне обґрунтування виробництва
Розрахунок балансу робочого часу робітника
Розрахунок робочого часу робітника здійснюється для
шестигодинного робочого дня при восьмигодинній робочій зміні. Розрахунок
виконується в таблиці 17.
Таблиця 17 - Баланс робочого часу робітника.
|
Показники
|
Дні
|
Години
|
|
1 Кількість календарних днів 2 Вихідні дні (за
графіком) 3 Номінальний фонд робочого часу 4 Невиходи на роботу, з них -
відпустки - виконання державних обов’язків - захворювання Разом 5 Ефективний
фонд часу за рік
|
365 135 230 24 2 6 32 198
|
2920 1080 1840 192 16 48 256 1584
|
Коефіцієнт переходу від явочної чисельності до спискової
визначається за формулою
, (56)
де Тном = 230 днів - номінальний фонд робочого часу;
Теф = 198 днів - ефективний фонд робочого часу.
Розрахунок чисельності промислово-виробничого персоналу
Чисельність робітників технологічної установки визначається
на підставі нормативу штату, тривалості робочого дня, балансу робочого часу,
кількості бригад.
Розрахунок чисельності робітників технологічної установки
виконується в таблиці 18, а керівників і фахівців установки в таблиці 19.
Розрахунок фонду заробітної плати промислово-виробничого
персоналу
Річний фонд заробітної плати основним виробничим робітникам
розраховується на підставі діючих тарифних ставок та ефективного робочого часу.
Таблиця 18 - Розрахунок чисельності робітників технологічної
установки.
|
Назва професії
|
Тарифний розряд
|
Явочна чисельність, осіб
|
Чисельність штата, осіб
|
Коефіцієнт переходу
|
Спискова чисельність, осіб
|
|
|
зміна
|
доба
|
|
|
|
|
1 Старший оператор
|
6
|
1
|
3
|
5
|
1,16
|
6
|
|
2 Оператор
|
5
|
2
|
6
|
10
|
1,16
|
12
|
|
3 Оператор
|
4
|
2
|
6
|
10
|
1,16
|
12
|
|
4 Машиніст насосів
|
5
|
1
|
3
|
5
|
1,16
|
6
|
|
5 Машиніст компресорів
|
5
|
1
|
3
|
5
|
1,16
|
6
|
|
Разом
|
|
7
|
21
|
35
|
|
42
|
Таблиця 19 - Розрахунок чисельності керівників і фахівців.
|
Назва посад
|
Явочна чисельність, осіб
|
Спискова чисельність, осіб
|
|
зміна
|
доба
|
|
|
1 Начальник установки 2 Механік установки Разом
|
1 1 2
|
1 1 2
|
1 1 2
|
Розрахунок заробітної плати наведений на прикладі старшого
оператора технологічної установки.
Річний фонд заробітної плати визначається за формулою
грн, (57)
Де Фосн - фонд основної заробітної плати, грн;
Фдод - фонд додаткової заробітної плати, грн.;
Фвідп - фонд оплати відпусток та днів виконання державних
обов’язків, грн.
Основна заробітна плата - це винагорода за виконану роботу відповідно
до встановлених норм праці (часу, виробітку, обслуговування), посадових
зобов’язань. Вона встановлюється у вигляді тарифних ставок (окладів) і
відрядних розцінок для робітників і посадових окладів для службовців.
Фонд основної заробітної плати визначається за формулою:
, (58)
Де Чсп = 6 осіб - спискова чисельність робітників;
Тст = 12,0 грн - - годинна тарифна ставка;
Теф =1584 год. - ефективний фонд робочого час.
Додаткова заробітна плата - це винагорода за працю понад встановлені
норми, за трудові досягнення і винахідництво, гарантійні й компенсаційні
виплати, передбачені чинним законодавством, премії за виконання виробничих
завдань і функцій.
(59)
Де П - сума премії, грн.;
Дв- доплата за роботу у вечірній та нічний час,
грн;
Дсв - доплата за роботу у святкові дні, грн;
Д бр - доплата за керівництво бригадою, грн.
Розмір премії за 100% виконання плану планується у розмірі
15% від оплати за тарифом і розраховується за формулою
(60)
Де %Пр = 15 - плануємий відсоток премії.
Доплата за роботу у вечірній та нічний час
,
(61)
Де % Дв =20 - відсоток доплати за роботу у вечірній та нічний
час.
Доплата за роботу у святкові дні
(62)
Де tзм = 8 год. - тривалість робочої зміни;зм = 3
- кількість змін на добу;
Дсв = 10 дн. - кількість святкових днів на рік;
Чяв = 1 осіб - явочна чисельність робітників на зміну.
Доплата за керівництво бригадою, яка містить менше 10 чоловік
планується у розмірі 5% від оплати за тарифом. Якщо склад бригади більше 10
чоловік, то відсоток доплати за керівництво бригадою планується у розмірі 10%.
(63)
Де % Бр = 5 - плануємий відсоток за керівництво бригадою;
Чбр - чисельність бригадирів, осіб.
Результати отримані внаслідок розрахунку формул (60)-(63)
підставляються в формулу (59) і результат складає:
Фонд оплати чергових відпусток та днів виконання державних обов’язків
розраховується за формулою
(64)
Де ДВ = 26 дн. - тривалість чергової відпустки та днів
виконання державних обов’язків.
Результати отримані внаслідок розрахунку формул (58) - (59) та (64)
підставляються в формулу (57) і результат складає:
Розрахунок річного фонду заробітної плати робітників технологічної
установки виконується в таблиці 20.
Таблиця 20 - Розрахунок річного фонду заробітної плати робітників
технологічної установки.
|
Назва професій
|
Спискова чисельність, чол.
|
Умови праці
|
Тарифний розряд
|
Годинна тарифна ставка, грн
|
Треба відпрацювати
|
Фонд заробітної плати за тарифом, грн
|
|
|
|
|
|
одним робітником
|
всіма робітниками
|
|
|
1 Старший оператор
|
6
|
шк
|
6
|
12,0
|
1584
|
9504
|
114048
|
|
2 Оператор
|
12
|
шк
|
5
|
9,23
|
1584
|
19008
|
175443,84
|
|
3 Оператор
|
12
|
шк
|
4
|
7,10
|
1584
|
19008
|
134956,8
|
|
4 Машиніст насосів
|
6
|
шк
|
5
|
9,23
|
1584
|
9504
|
87721,92
|
|
5 Машиніст компресорів
|
6
|
шк
|
5
|
9,23
|
1584
|
9504
|
87721,92
|
|
Разом
|
42
|
|
|
|
|
|
599892,48
|
Таблиця 21
|
Назва професій
|
Доплати до додаткової заробітної плати, грн
|
Фонд додаткової заробітної плати, грн
|
Фонд оплати відпусток, грн за роботу в вечірній та
нічний час, грн
|
Річний фонд заробітної плати, гон за роботу в
святкові дні, грн
|
|
%
|
премія, грн
|
за роботу в вечірній та нічний час, грн
|
за роботу в святкові дні, грн
|
%
|
|
|
|
|
1 Старший оператор
|
15
|
17107,20
|
22809,6
|
2880,0
|
15
|
17107,2
|
22809,6
|
2880,0
|
|
2 Оператор
|
15
|
26316,58
|
35088,77
|
4430,4
|
15
|
26316,5
|
35088,7
|
4430,4
|
|
3 Оператор
|
15
|
20243,52
|
26991,36
|
3408,0
|
15
|
20243,5
|
26991,3
|
3408,0
|
|
4 Машиніст насосів
|
15
|
13158,29
|
17544,38
|
2215,2
|
15
|
13158,2
|
17544,3
|
2215,2
|
|
5 Машиніст компресорів
|
15
|
13158,29
|
17544,38
|
2215,2
|
15
|
17544,3
|
2215,2
|
|
Разом
|
|
89983,87
|
119978,5
|
15148,8
|
|
89983,8
|
119978,5
|
15148,8
|
Річний фонд заробітної плати керівників і фахівців
визначається на підставі штатної чисельності і посадових окладів.
Приклад розрахунку річного фонду заробітної плати наведений
для начальника установки.
Річний фонд заробітної плати для керівника розраховується за
формулою 57.
Фонд основної заробітної плати керівників і фахівців
становить
(65)
Де Опос = 3030 грн - посадовий оклад;
Чсп = 1 ос. - спискова чисельність керівників;
- кількість робочих місяців.
Фонд оплати чергової відпустки та днів виконання державних обов’язків
для керівників та фахівців визначається за формулою (64)
Річний фонд заробітної плати становить:
Розрахунок річного фонду заробітної плати керівників і фахівців
виконується в таблиці 22.
Таблиця 22 - Розрахунок річного фонду заробітної плати керівників і
фахівців.
|
Назва посад
|
Спискова чисельність, осіб
|
Посадовий оклад, грн
|
Фонд основної заробітної плати, грн
|
Фонд оплати відпусток, грн
|
Річний фонд заробітної плати, грн
|
|
1 Начальник установки
|
1
|
3030,0
|
33330,0
|
2441,10
|
35771,1
|
|
2 Механік установки
|
1
|
2960,0
|
32560,0
|
2384,68
|
34944,0
|
|
Разом
|
2
|
|
65890,0
|
4825,10
|
70715,1
|
Розрахунок виробничої програми
Виробнича програма технологічної установки розраховується на
підставі річної продуктивності установки та вихідних даних про відбір основної
та попутної продукції.
Таблиця 23 - Розрахунок виробничої програми.
|
Вид сировини і продукції
|
Відсотки відбору, %
|
Річний обсяг, ис. т
|
|
1 Поступило: прямогонна дизельна фракція
Водневовмісний газ у тому числі 100% Н2
|
100 0,74 0,21
|
2050 15,17 4,305
|
|
Разом
|
100,95
|
2069,475
|
|
2 Отримано: Основна продукція дизельне паливо
|
98,87
|
2026,835
|
|
Разом
|
98,87
|
2026,835
|
|
2.1 Попутна продукція: сірководень вуглеводневий газ
бензин відгін
|
0,58 0,95 0,55
|
11,89 19,475 11,275
|
|
Разом
|
2,08
|
42,64
|
|
Всього
|
100,95
|
2069,475
|
Розрахунок структури основних фондів
Структура основних виробничих фондів визначається часткою
кожної групи основних фондів у загальній вартості. Наприклад, будівлі в
загальній вартості основних фондів складають:
(66)
де ОФбуд = 48269,716 тис. грн - вартість будівель;
ОФзаг = 1311677,075 тис. грн - загальна вартість основних
фондів технологічної установки.
Розрахунок структури основних фондів технологічної установки
виконується в таблиці 24.
Таблиця 24 - Розрахунок структури основних фондів.
|
Назва груп основних фондів
|
Балансова вартість, тис. грн
|
Структура, %
|
|
1 Будівлі 2 Споруди 3 Передавальні пристрої 4 Силові
машини і устаткування 5 Робочі машини і устаткування 6 Вимірювальні та
регулюючі прилади та пристрої 7 Транспортні засоби 8 Інструмент
|
48269,716 83291,494 39350,312 59025,468 1016549,733
61255,319 2623,354 1311,677
|
3,68 6,35 3,00 4,50 77,50 4,67 0,20 0,10
|
|
Разом
|
1311677,075
|
100,0
|
Розрахунок суми амортизаційних відрахувань основних фондів
Розрахунок суми амортизаційних відрахувань виконується на
прикладі будівель, за формулою
(67)
де Набуд = 5 % - норма амортизації будівель.
Розрахунок річної суми амортизаційних відрахувань виконується в таблиці
25.
Таблиця 25 - Розрахунок річної суми амортизаційних відрахувань.
|
Назва груп основних фондів
|
Балансова вартість, тис. грн
|
Норма амортизації, %
|
Сума амортизаційних відрахувань, тис. грн
|
|
1 Будівлі 2 Споруди
|
48269,71636 83291,494
|
5,00 5,00
|
2413,485818 4164,57471
|
|
Разом
|
131561,211
|
|
6578,06053
|
|
3 Передавальні пристрої 4 Силові машини та
устаткування 5 Робочі машини та устаткування 6 Вимірювальні та регулюючі
прилади і пристрої 7 Транспортні засоби 8 Інвентар
|
39350,312 59025,468 1016549,733 61255,319 2623,354
1311,677
|
15,00 15,00 15,00 25,00 15,00 25,00
|
5902,54684 8853,82026 152482,45997 15313,82985
393,50312 327,91927
|
|
Разом
|
1180115,864
|
|
183274,0793
|
|
Всього
|
1311677,075
|
|
189852,1399
|
Розрахунок собівартості продукції
Витрати на сировину і допоміжні матеріали визначаються на
підставі виробничої програми технологічної установки (таблиця 22) норм витрат і
діючих оптових цін.
Затрати на сировину (прямогонна дизельна фракція)
(68)
Де Ос = 2050 тис. т - річний обсяг сировини;
Цс = 10200,0 грн - оптова ціна 1 т сировини.
Розрахунок вартості попутних нафтопродуктів виконується в табл. 26.
Таблиця 26 - Розрахунок вартості попутних нафтопродуктів.
|
Назва попутних нафтопродуктів
|
Кількість, тис. т
|
Ціна, грн
|
Сума, тис. грн
|
|
сірководень вуглеводневий газ бензин відгін
|
11,89 19,475 11,275
|
600 9000 8000
|
7134,0 175275,0 90200,0
|
|
Разом
|
42,64
|
|
272609
|
Розрахунок витрат на сировину й матеріали виконується в
таблиці 27.
Таблиця 27 - Розрахунок витрат сировини і матеріалів.
|
Назва сировини
|
На одиницю, 1 т
|
На всю сировину, 2050,0 тис. т
|
|
норма витрат
|
ціна, грн
|
сума, грн
|
кіл-ть
|
Ціна, грн
|
сума, тис. грн
|
|
1 Сировина і основні матеріали: - прямогонна
дизельна фракція попутна продукція (вираховується) Разом витрат на сировину
|
1,00
|
10200
|
10200,00 132,98 10067,02
|
2050 272,609
|
10200,0
|
20910000,0 272609,0 20637391,0
|
|
2 Допоміжні матеріали: - каталізатор КF-757,кг -
присадка, кг - присадка зимова,кг - етиленгліколь, кг - МЕА, кг Разом
|
0,0138 0,0021 0,004 0,0026 0,0018
|
470,0 2,70 1,73 100,0 5,00
|
6,486 0,00987 0,0108 0,26 0,009 6,77567
|
28290 4305 8200 5330 3690
|
470,0 2,70 1,73 100,0 5,00
|
13296,3 11,6235 14,186 5330 18,45 18670,5595
|
|
Всього
|
|
|
10073,8
|
|
|
20819039,56
|
Затрати на паливо і енергію визначаються аналогічно затратам
на допоміжні матеріали на підставі витратних норм, оптових цін та енергоносіїв.
Розрахунок витрат на паливо та енергію виконується в таблиці 28.
Таблиця 28 - Розрахунок затрат на паливо і енергію.
|
Назва палива і енергоносіїв
|
На одиницю, 1 т
|
На всю сировину, 2050 тис. т
|
|
норма витрат
|
ціна, грн
|
сума, грн
|
кіл-ть
|
ціна, грн
|
сума, тис. грн
|
|
1 Паливо, т 2 Пара, Гкал 3 Вода, тис.м3 4 Стисле
повітря, тис.м3 5 Електроенергія, тис. кВт год 6 Азот, тис. м3
|
0,1 0,00084 0,0157 0,0009 0,105 0,00033
|
3113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80
|
311,3 0,13 5,03 0,06 30,00 0,08
|
205000 1722,6 32185 1845 215250 676,5
|
3113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80
|
638165,0 270,9567 10317,224 120,294 61496,925
167,6367
|
|
Разом
|
|
|
346,6
|
|
|
710538,0364
|
Кошторис витрат на утримання та експлуатацію обладнання
відображає затрати на амортизацію обладнання, утримання на поточний ремонт
установки. Затрати на утримання обладнання беруться у відсотках від балансової
вартості обладнання (4 %), затрати на поточний ремонт обладнання складають 6,5
% від вартості обладнання.
Розрахунок затрат на утримання і експлуатацію обладнання
виконується в таблиці 29.
Таблиця 29 - Кошторис витрат на утримання і експлуатацію
обладнання.
|
Назва статей
|
Розрахунок
|
Сума, тис. грн
|
|
Амортизація обладнання Експлуатація обладнання
Поточний ремонт обладнання Разом
|
табл. 3.8 1180115,864 0,04 1180115,8640,065183274,0793 47 204,63456 76
707,53116 307 186,245
|
|
У статті «Внутрішньозаводські перекачки» відображаються
послуги товарно-сировинного цеху. Затрати на внутрішньозаводську перекачку по
установці визначаються множенням собівартості 1 т перекачки та планової
кількості сировини, що переробляється на установці.
Цехові, загальнозаводські та інші виробничі витрати розподіляються за
технологічним переділом пропорційно сумі прямих затрат на обробку. Розрахунок
прямих витрат виконується в таблиці 29.
Таблиця 29 - Розрахунок прямих витрат.
|
Назва витрат
|
Сума, тис. грн
|
|
1 Паливо та енергія на технологічні цілі 2 Основна і
додаткова зарплата промислово-виробничого персоналу 3 Відрахування на
соціальне страхування 4 Затрати на утримання і експлуатацію обладнання 5
Внутрішньозаводська перекачка Разом
|
710538,0364 962,262 357,96 307186,245 10250,0
1029294,5
|
Цехові витрати складають 10 % від прямих затрат:
Загальнозаводські витрати складають 15 % від прямих затрат:
Розрахунок затрат на обробку сировини виконується в таблиці 30 дані для
заповнення беруться з попередніх розрахунків.
Таблиця 30 - Собівартість продукції (затрати на переробку).
|
Назва статей витрат
|
Сума на 1т продукції грн
|
Сума на весь випуск сировини, 2050 тис. т
|
|
|
кіл-ть
|
ціна, грн
|
сума, тис.грн
|
|
1 Сировина і основні матеріали: прямогона дизельна
фракція, тис.т Попутна продукція (вираховується) Разом по статті 1
|
10200,00 132,98 10067,02
|
2050 272,609
|
10200,0
|
20910000,0 2726091,0 20637391,0
|
|
2 Допоміжні матеріали: - каталізатор КF-757,кг -
присадка, кг - присадка зимова,кг - етиленгліколь, кг - МЕА, кг Разом
|
6,486 0,00987 0,0108 0,26 0,009 6,77567
|
28290 4305 8200 5330 3690
|
470,0 2,70 1,73 100,0 5,00
|
13296,3 11,6235 14,186 5330 18,45 18670,5595
|
|
3 Паливо та енергія на технологічні цілі: Паливо, т
Пара, Гкал Вода, тис.м3 Стисле повітря, тис.м3 Електроенергія, тис. кВт год
Азот, тис. м3 Разом по статті 3
|
311,3 0,13 5,03 0,06 30,00 0,08 346,6
|
205000 1722,6 32185 1845 215250 676,5
|
3113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80
|
638165,0 270,9567 10317,224 120,294 61496,925
167,6367 710538,036
|
|
4 Заробітна плата основних робітників
|
1063,43
|
|
|
891,55
|
|
5 Відрахування на соціальне страхування
|
0,39
|
|
|
331,66
|
|
6 Витрати на утримання і експлуатацію обладнання
|
363,34
|
|
|
307186,245
|
|
7 Внутрішньозаводська перекачка
|
5,0
|
|
|
10250,0
|
|
8 Цехові витрати
|
50,2
|
|
|
102929,45
|
|
9 Загальнозаводські витрати
|
75,31
|
|
|
154394,175
|
|
10 Виробнича собівартість
|
3143,81
|
|
|
21942582,68
|
Затрати на виробництво без вартості сировини і матеріалів
визначаємо як різницю між сумою скалькульованої продукції та затратами на
сировину
(21942582,68+272609) - 20910000,0 = 1305191,68 тис. грн
Розрахунок техніко-економічних показників
Обсяг реалізованої продукції розраховується за формулою
, (69)
де Qк =2050 тис. т - обсяг випуску і-того виду основної
продукції;
Цк =15595,24 грн - ціна 1 т основної продукції
Продуктивність праці одного працівника
- у вартісному вираженні
(70)
де Чсп = 44 осіб - спискова чисельність працівників.
- у натуральному вираженні
(71)
Прибуток даної установки розраховується за формулою
(72)
Де С = 21942582,68 тис. грн - затрати на виробництво основної
продукції.
Середня заробітна плата одного працівника розраховується за
формулою
(73)
Де ФЗП = 962261,59 грн - річний фонд заробітної плати
працівників.
Фондомісткість
(74)
Фондовіддача
(75)
Рентабельність
(76)
Розраховані техніко-економічні показники наведені в таблиці 31.
Таблиця 31 - Техніко-економічні показники установки.
|
Показники
|
|
|
1 Обсяг реалізованої продукції, тис. грн 2
Собівартість основної продукції, тис. грн 3 Прибуток, тис. грн 4 Собівартість
1 т основної продукції, грн 5 Рентабельність продукції, % 6 Фондовіддача,
грн/грн 7 Фондомісткість, грн/грн 8 Продуктивність праці: - у натуральному
вираженні, тис. т/ос. - у вартісному вираженні, тис. грн/ос. 9 Чисельність
працівників, ос. 10 Середньорічна заробітна плата, грн./ос.
|
31970238,1 21942582,68 10027655,42 10703,69 45,7%
24,37 0,041 46,59 726596,3 44 21869,58
|
Висновки
В дипломному проекті виконані розрахунки матеріального і
теплового балансу процесу гідроочищення, розрахунок основного апарату (реактора
гідроочищення), розрахунок чисельності промислово-виробничого персоналу, фонду
заробітної плати, структури основних фондів, визначена собівартість продукції.
Установка з річною потужністю 2,05 млн. т/рік дозволяє
отримати очищене дизельне паливо обсягом 2026,835 тис. т.
Запропоноване нове технічне рішення дозволяє заощадити 9 712
560 грн/рік.
Розрахунки дипломного проекту показали, що вартість основної
продукції складе 21942582,68 тис. грн. Обсяг реалізованої продукції становитиме
31970238,1 тис. грн.
Собівартість однієї тони готової продукції складе
10703,69грн. При такому графіку роботи розмір прибутку буде дорівнювати
10027655,42 тис. грн.
При розрахованій рентабельності, яка складає 45,7% показник
фондовіддачі складатиме 24,37 грн/грн, а показник фондомісткості - 0,041
грн/грн.
В дипломному проекті розрахована кількість робітників, яка
становить 44 працівника, з них 42 робітника технологічної установки
(оператори), а також начальник і механік установки, які відносяться до
керівників і фахівців. Річний фонд заробітної плати на рік при такому штаті
склав 962616,41 грн.
Середня заробітна плата одного робітника складе 21869,58
грн/ос., продуктивність праці у вартісному вираженні - 726596,3 тис. грн/ос. і
46,59 тис. т/ос. - у натуральному вираженні.
Розраховані техніко-економічні показники характеризують
ефективну діяльність даної установки.
Список використаної літератури
1. Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты
установок переработки нефти. М. 1977
2. Кузнецов А.А. Расчеты процессов и аппаратов
нефтеперерабатывающей промышленности. М. 1974
. Рудин М.Г., Драпкин А.Е. Краткий справочник
нефтепереработчика. Ленинград, "Химия", 1980
. Под редакцией Судакова Расчеты основных
процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник
. Герасименко Н.М. и др. Гидроочистка
нефтепродуктов. М, 1962.
6. Бесков В.С., Сафронов В.С. Общая химическая
технология и основы промышленной экологии: Учебник для вузов. - М.: Химия,
1999. - 472 с.
7. Основи екології: Підручник / Г.О. Білявський,
Р.С. Фурдуй, І.Ю. Костіков.- К.: Либідь, 2004. - 408 с.
. Основные процессы и аппараты химической
технологии: Пособие по проектированию/ Г.С. Борисов, В.П. Брыков, Ю.И.
Дытнерский и др. Под ред. Ю.И. Дытнерского, 2-е изд., перераб. и дополн. - М.:
Химия, 1991. - 496 с.
. Плановский А.И., Рамм В.М., Коган С.З.
Процессы и аппараты химической технологии. - М.: Химия, 1968.
. Стенсель Й.І. Автоматизація технологічних
процесів хімічних виробництв: Навч. посібник. - К.: ІСДО, 1995. - 360 с.
. Продиус Ю.И. Экономика предприятия: Учебное
пособие. - Харьков: ООО «Одиссей», 2004. - 416 с.
. Свойства органических соединений.
Справочник/Под. ред. А.А. Потехина. - Л.: Химия, 1984. - 520 с.
. Краткий справочник физико-химических величин.
Сост. Н.М. Барон и др/Под ред. К.П. Мищенко, А.А. Равделя. - Л.: Химия, 1972. -
200 с.
. Эрих В. Н., Расина М, Г., Рудин М. Г. Химия и
технология нефти и газа. - Л.: Химия, 1977 г.
. Суханов В.П. Переработка нефти. Учебник для
профессионально -технических учебных заведений. - М.: Высшая школа, 1974 г.
. Справочник нефтехимика/ Часть 1. - Л.:
Наука,1978 г.
. Танатаров Т.А.Основы расчетов технологических
установок переработки нефти. - М.: Химия, 1985 г.
. Итинская Н.И. Топливо, смазочные материалы и
технические жидкости. Изд.2-е, переработанное и дополненное. - М.: Колос, 1974
г.
. Справочник по пожарной безопасности и
противопожарной защите на предприятиях химической, нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1975 г.
. Справочник об охране труда и технике
безопасности в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Новые
пересмотренные правила, нормативы и инструкции. - М.: Химия, 1976 г.
. Кобевник В.Ф. Охрана труда на производстве. -
Киев: Высшая школа, 1990 г.
. Давыдова С.А., Тагасов В.И. Нефть как
топливный ресурс и загрязнитель окружающей среды: Учебное пособие. - М.: РУДН,
2004 г.
. Технологический регламент установки
гидроочистки дизельного топлива и прямогонной фракции 140-270 0С
ЛЧ-24-2000 №2 производства 2 по переработке и крекированию сернистой нефти ЧАО
«ЛИНИК» ТР 32292929.002:2014.
. Инструкция №5-43ЦЭ по эксплуатации установки
гидкроочистки дизельных топлив ЛЧ-24-2000 №2 производства 2 ЧАО «ЛИНИК»