ТОХФ / 2 группа (ООНХС) / Технологические схемы - Крюков - 1997 / TS088
.DOCТехнологический режим установки:
|
Продолжительность стадий, мин |
|
|
комплексообразования |
30 |
|
промывки и разделения фаз |
15 |
|
разложения комплекса |
15 |
|
Температура, °C |
|
|
комплексообразования и промывки комплекса |
20 |
|
разложения комплекса |
70 85 |
|
Кратность реагентов к сырью, % (масс.) |
|
|
карбамид кристаллический |
(70 — 120) : 100 |
|
активатор |
2 : 100 |
|
бензин на разбавление сырья |
(0 — 100) : 100 |
|
бензин на разбавление комплекса |
(140—200) : 100 |
|
Расход, кг/т сырья |
|
|
карбамида |
1,8 — 2,0 |
|
бензина |
3,2 — 3,8 |
|
метанола |
0,02 — 0,03 |
Надежность процесса в значительной мере зависит от содержания влаги в сырье и растворителе. В случае превышения нормы влагосодержания (0,7— 1,5 % масс. на стадии комплексообразования, 0,2— 0,5 % масс. на стадии промывки и 0,1 % масс. на стадии разложения комплекса) начинается постепенное осаждение, налипание или комкование твердой фазы, закупоривание коммуникаций, насосов и другого оборудования, что ведет к остановке процесса. Избыточную влагу отделяют в электроотделителе, а регенерированный растворитель предварительно отстаивают в резервуаре.
Выходы и качество продуктов, получаемых при депарафинизации дизельных фракций на установке ИНХП АН АзССР и ВНИПИнефти [18]:
|
Показатели |
Гидроочищенное сырье из сернистых нефтей |
Негидроочищенное сырье из мангышлакской нефти |
|
|
фракция 190310 °C |
Фракция 190350 °C |
||
|
Выход, % (масс.) |
|
|
|
|
депарафинированного дизельного топлива |
80 |
70 |
67 |
|
жидкого парафина |
810 |
1416 |
1718 |
|
промежуточной фракции |
911 |
1315 |
1415 |
|
Характеристика депарафинированного дизельного топлива |
|||
|
Плотность, кг/м3 |
831 |
800 |
807 |
|
Пределы выкипания, °C |
187355 |
177310 |
185345 |
|
Температура, °C |
|
|
|
|
застывания |
—35 |
—40 |
—37 |
|
помутнения |
—25 |
—18 |
—16 |
|
вспышки |
65 |
51 |
56 |
|
Содержание общей серы, % (масс.) |
0,120 |
0,040 |
0,045 |
|
Дизельный индекс |
56 |
69 |
72 |
|
Цетановое число |
42 |
50 |
54 |
|
Кислотность, мг КОН / 100 г |
0,19 |
0,87 |
0,87 |
Продолжение
|
Показатели |
Гидроочищенное сырье из сернистых нефтей |
Негидроочищенное сырье из мангышлакской нефти |
|
|
фракция 190310 °C |
фракция 190350 °C |
||
|
Характеристика жидкого парафина |
|||
|
Плотность, кг/м3 |
800 |
770 |
780 |
|
Пределы выкипания, °C |
255350 |
260322 |
256345 |
|
Температура застывания, °C |
16 |
12 |
18 |
|
Содержание, % (масс.) |
|
|
|
|
ароматических углеводородов |
0,48 |
0,40 |
0,45 |
|
серы |
0,050 |
0,035 |
0,040 |
|
комплексообразующих углеводородов |
92 |
93 |
93 |
|
н-алканов (в комплексообразующих) |
97 |
99 |
99,2 |
Выходы и качество сырья и продуктов, получаемых при депарафинизации дизельных фракций на установке ГрозНИИ и Грозгипронефтехима [18, 20]:
|
Показатели |
Фракции ромашкинской нефти |
Фракции туймазинской нефти |
||
|
240350 °C |
240350 °C (гидроочищенная) |
200320 °C |
240350 °C |
|
|
Выход, % (масс.) |
|
|
|
|
|
дизельного топлива |
8589 |
8587 |
8485 |
8485 |
|
жидкого парафина |
1112 |
1218 |
1415 |
1415 |
|
Характеристика сырья |
||||
|
Плотность, кг/м3 |
855 |
845 |
830 |
860 |
|
Температура застывания, °C |
—10 |
—10 |
—25 |
—10 |
|
Цетановое число |
54 |
56 |
48 |
53 |
|
Содержание, % (масс.) |
|
|
|
|
|
серы |
1,32 |
0,20 |
0,60 |
1,10 |
|
комплексообразующих углеводородов |
13 |
14 |
16 |
16 |
|
Характеристика депарафинированного дизельного топлива |
||||
|
Плотность, кг/м3 |
868 |
850 |
835 |
878 |
|
Температура застывания, °C |
—35 |
—35 |
—46 |
—35 |
|
Цетановое число |
50 |
51 |
45 |
46 |
|
Содержание серы, %(масс.) |
1,40 |
0,25 |
0,70 |
1,15 |
|
Характеристика жидкого парафина |
||||
|
Плотность, кг/м3 |
768 |
768 |
820 |
783 |
|
Температура плавления, °C |
16 |
16 |
14 |
23 |
|
Содержание, %(масс.) |
|
|
|
|
|
ароматических |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
углеводородов |
|
|
|
|
|
комплексообразующих углеводородов |
75—85 |
75—85 |
75—85 |
75—85 |
|
н-алканов в комплексообразующих |
98 |
98 |
97 |
98 |