Переработка нефти и газа на ОАО "Татанефтегазопереработка" (стр. 2 из 10)

- фракция изобутановая по ТУ 0272-025-99151638-99;

- фракция нормального бутана по ТУ 0272-026-00151638-99;

- фракция пентан-изопентановая по ТУ 0272-030-00151638-99;

- фракция гексановая по ТУ 2411-032-05766801-95.

Таблица 1

Наименованиепродукции	ОбозначениеНД	Характеристика качества		Примечание
		Наименованиепоказателя	Нормы по маркам
1. Фракция пропановая	ТУ 0272-023-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %:- å С1¸С2, не более- å С3, не менеев т. ч. пропилена,не более- å С4, не более- å С5+выше, не более	Марка "А"296,00,23,0Отсутствие
2. Массовая доля сероводорода, %, не более	0,003
3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
2. Фракция изобутановая	ТУ 0272-025-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %:- å С1¸С2- С3, не более- i-С4Н10, не менее- å бутиленов, не более- n-С4Н10, не более- å С5+выше, не более	Марка "высшая"Не норм.1,398,00,50,7Отсутствие
2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,005
3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
3. Фракция нормального бутана	ТУ 0272-026-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %:- С3, не более- i-С4Н10, не более- å бутиленов, не более- n-С4Н10, не менее- åi-C5H12 - n-С5+выше, не более	Марка "высшая"0,30,90,598,60,4
2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,005
3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
4. Фракция пентан-изопентановая	ТУ 0272-030-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %:- å С4, не более- i-C5H12, не менее- å С6+выше, не более	Марка "А"0,650,00,8	Фракцияпентан-изо-пентановая направляет-ся на изоме-ризацию в“Нижнекамск- нефтехим“
2. Массовая доля серы, %, не более	0,005
3. Содержание щелочи	Отсутствие
4. Содержание воды и механических примесей	Отсутствие
5. Фракция гексановая	ТУ 2411-032-05766801-95* с изменениями	1 . Фракционный состав:- начало кипения, °С, не ниже- конец кипения, °С, не выше	Марка «А»32165
2. Массовая доля серы, %, не более	0,1
3. Содержание фактических смол,мг/100 мл, не более	5,0
4. Испытание на медной пластинке	Выдер-живает
5. Внешний вид	Бесцветнаяпрозрачнаяжидкость
2. Массовая доля серы, %, не более	0,1
3. Содержание фактических смол,мг/100 мл, не более	5,0
4. Испытание на медной пластинке	Выдер-живает
5. Внешний вид	Бесцветнаяпрозрачнаяжидкость

3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Наименование сырья, материалов и полупродуктов		Государственный и отраслевой стандарт, СТП, технические условия, регламент или методика на подготовку сырья		Показатели по стандарту, обязательные для проверки		Регламентируемые показатели
3.1. Сырье
3.1.1. Компрессионный бензин (КБ)		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, % масс.:- метан, СН4- этан, С2Н6- пропан, С3Н8- изобутан, i-С4Н10- бутан, n-С4Н10- изопентан, i-C5H12- пентан, n-C5H12- С6 +выше		Не нормируется0,066,8830,258,2422,139,019,3414,14
3.1.2. Сырьевой поток - смеси ШФЛУ и КБ		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, % масс.:- метан, СН4- этан, С2Н6- пропан, С3Н8- изобутан, i-С4Н10- бутан, n-С4Н10- изопентан, i-C5H12- пентан, n-C5H12- С6 +выше		Не нормируется0,42,17-6,1219,14-23,224,52-8,4117,12-21,27,1-11,49,0-13,226-35
3.1.3. Углеводородный конденсатс установки НТКР		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, % масс.:- метан, СН4- этан, С2Н6- пропан, С3Н8- изобутан, i-С4Н10- бутан, n-С4Н10- изопентан, i-C5H12- пентан, n-C5H12- С6 +выше		Не нормируется0,000,2762,519,3918,993,873,261,71
3.1.4. Дебутанизированный остаток с ГФУ-2		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, % масс.:- пропан, С3Н8- изобутан, i-С4Н10- бутан, n-С4Н10- изопентан, i-C5H12- пентан, n-C5H12- С6 +выше		Не нормируется0,000,147,5620,0020,9351,38
Примечание: Компонентные составы потоков приняты по данным лабораторных анализов, выданных управлением “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“
3.2. Полупродукты
3.2.1. Газ деэтанизации		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, %, масс.- метан, СН4- этан, С2Н6- пропан, СзН8- изобутан, i-C4H10- бутан, n-C4H10- изопентан, i-C5H12- пентан, n-C5H12- гексан, С6+ выше		0,8325,8546,015,7312,933,663,010,60
3.3. Вспомогательные материалы
3.3.1. Осветительный керосин		ТУ 38.401-58-10-90		1. Плотность при 20°С, кг/м3, не более		Марка"КО-20"830
2. Фракционный состав:- до 200 (270) °С перегоняется, %(об.), не менее- 98%(об.) перегоняется при температуре, °С, не выше- конец кипения, °С, не выше	(80)310-
3. Цвет, ед. КНС, не более	15
4. Высота некоптящего пламени, мм, не менее	20
5. Температура помутнения, °С, не выше	минус 12
6. Кислотность, мг КОН/100см3, не выше	1,3
7. Зольность, %, не выше	0,005
8. Массовая доля серы, %, не более	0,1
9. Содержание водорастворимых кислот, щелочей, механических примесей и воды	Отсутствие
10. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
3.3.2. Газ отбензиненный		Стандарт предприятия		1. Компонентный состав, % об.
- кислород	0,04
- двуокись углерода	0,05
- азот	17,66
- метан, СН4	61,61
- этан, С2Н6	17,15
- пропан, С3Н8	2,68
- изобутан, i-C4H10	0,49
- бутан, n-С4Н10	0,27
- пентан +выше, n-С5Н12 + выше	0,05
2. Молекулярная масса	21,68
3. Температура, оС	От 20 до 50
4. Давление на границе установки, МПа	От 3,5 до 3,9
5. Плотность (0 оС и 0,1013 МПа), кг/м3	0,97
3.3.3. Воздух КИП и А		ГОСТ 17433-80		1. Промышленная чистота, не ниже	класс "1"
2. Точка росы, ниже	на 10 0С абсолютной ми-нимальной температуры окружающего воздуха
3. Содержание твёрдых частиц размером 0,5 – 5 мкм, мг/м3, не более	1,0
4. Содержание воды в жидком состоянии	Отсутствие
5. Содержание масла	Отсутствие
6. Давление, МПа	0,6
3.3.4. Азот газообразный и жидкий		ГОСТ 9293-74* с изменениями		1. Объёмная доля азота, %. не менее2. Объёмная доля кислорода, %, не более	"2 сорт"99,01,0
3. Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	Выдерживает испытание по п. 3,6
4. Содержание масла в газообразном азоте	Выдерживает испытание по п. 3,7
5. Температура, оС	От минус 44 До 40
6. Давление, МПа	0,8
3.3.5. Жидкость охлаждаю-щая низкозамерзающая (антифриз)		ГОСТ 159-52* с изменениями		1. Внешний вид	Марка "65"Слабо-мутная оранжеваяжидкость
2. Плотность при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м3	От 1085 до1090
3. Коэффициент преломления, не менее	1,4
4. Разгонка:
- фракция, выкипающая до 150°С, % масс., не более	35
- остаток, кипящий выше 150°С, % масс., не менее	64
- потери, % масс., не более	1,0
5. Содержание механических примесей, %, не более	0,005
6. Содержание золы, %, не более	0,4
7. рН, не более	8,5
8. Декстрин	Выдерживает испытание по п. 17
9. Температура замерзания, °С, не более	Минус 65
10. Содержание хлоридов (CI), %, не более	0,0007
3.3.6. Пар водяной насыщенный		Стандарт предприятия		1. Температура, оС2. Давление, МПа	До 179От 0,3 до 1,0(1,0 - максимально)
3.3.7. Горячая вода		Стандарт предприятия		1. Температура, оС2. Давление, МПа	1300,8 (максимально)
3.3.8. Вода оборотная охлаждающая		Стандарт предприятия		1. Температура, оС2. Давление, МПа	От 20 до 300,55(максимально)

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧСЕКОГО ПРОЦЕСА И СХЕМЫ

Разделение сырья (ШФЛУ + КБ, УЖ НТКР и дебутанизированного остатка ГФУ-2) на индивидуальные углеводородные фракции осуществляется на газофракционирующей установке. Технология основана на широком использовании процессов ректификации. Ректификация это процесс разделения смеси на индивидуальные компоненты. Процесс осуществляется путем многократного, двустороннего массообмена между паровой и жидкой фазами, движущимися противотоком.