Отработанная вода из сепаратора С-231 выводится в промливневую канализацию (далее по тексту ПЛК).

Уровень воды в сепараторе С-231 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-582 посредством клапана поз. LUV-582, установленного на линии вывода оборотной воды из сепаратора С-231 в ПЛК. Минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Жидкий нефтепродукт из газов дегазации дизельного топлива после захолаживания в холодильнике Х-207/1,2 собирается в емкости Е-204. Из емкости Е-204 жидкий нефтепродукт по мере накопления насосом Н-253/1,2 откачивается через клапан-отсекатель UV-358 по линии некондиции в парк сырья.

Уровень нефтепродукта в емкости Е-204 регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-998 посредством клапана поз. LV-998, установленного на линии вывода некондиционного продукта от Н-253/1,2 с установки. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Имеется возможность сброса жидкого нефтепродукта из газов дегазации дизельного топлива после Х-207/1,2 в дренажную емкость Е-205.

С низа колонны К-207а (через гидрозатвор) в емкость Е-225 выводится стабильный гидрогенизат, который забирается насосами Н-225/1,2 и выводится через клапан-отсекатель поз. UV - 373 с установки в парк готовой продукции.

В режиме горячей дегазации перед выводом с установки стабильныйгидрогенизат охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-204/1-6 до температуры не выше 60 °С. В режиме получения дизельного топлива в зимних условиях максимальная температура вывода продукта с установки не должна превышать 80 °С.

Уровень в емкости Е-225 регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-553 посредством клапана поз. LV-553, установленного на линии нагнетания стабильного гидрогенизата от насосов Н-225/1,2. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-225/1,2) по минимальному уровню поступает от контура LRAS-553/2 в системе ПАЗ.

Температура гидроочищенного дизельного топлива на выходе с установки регулируется в РСУ контуром поз. TR-700, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзей на Х-204/1-6.

Расход и давление гидроочищенного дизельного топлива на выходе с установки контролируется в РСУ контуром поз. FQR-92 и поз. PR-701, соответственно.

Блок очистки газов

Очистка углеводородного газа, выводимого из сепаратора С-205, осуществляется 35-45 % регенерированным раствором МДЭА, подаваемым насосами Н-205/1,2 в абсорбер К-203.

В абсорбере К-203 при давлении 4,8 кгс/см² в противотоке УВГ, подаваемого в нижнюю часть абсорбера, и раствора МДЭА, подаваемого в верхнюю часть в качестве орошения, происходит химическое взаимодействие сероводорода и МДЭА.

Очищенный УВГ выводится с верха абсорбера, насыщенный сероводородом раствор МДЭА выводится с низа К-203.

Давление в абсорбере К-203 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-140 посредством клапана поз. PV-140, установленного на линии вывода очищенного углеводородного газа из абсорбера К-203 в сепаратор топливного газа С-251.

Температура верха и низа абсорбера К-203 контролируется в РСУ контуром поз. TR-151B и поз. TR-136 соответственно.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер К-203 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-148 посредством клапана поз. FV-148, установленного на линии нагнетания регенерированного раствора МДЭА от насосов Н-205/1,2 в абсорбер К-203.

Уровень МДЭА в кубе абсорбера К-203 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-156 посредством клапана поз. LV-156, установленного на линии вывода насыщенного МДЭА из К-203 в С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Очищенный углеводородный газ, выходящий из абсорбера К-203, делится на два потока. Основной поток через клапан-отсекатель поз. UV-380 поступает в топливную сеть (сепаратор топливного газа С-251) и используется на отопление печи установки П-201/1,2.

Второй поток (в случае необходимости) используется в качестве рабочей среды в эжекторе А-207 для выделения сероводорода из сероводородной воды в деаэраторе Е-215 (во время остановки производства элементарной серы)

Расход рабочей среды в эжекторе А-207 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-548 посредством клапана поз. FV-548, установленного на линии вывода очищенного углеводородного газа из абсорбера К-203 в эжектор А-207.

Выходящий из эжектора А-207 неочищенный углеводородный газ объединяется с газом, выходящим из сепаратора насыщенного раствора МДЭА С-207, и направляется на очистку в абсорбер К-204.

Давление в абсорбере К-204 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-141 посредством клапана поз. PV-141, установленного на линии вывода очищенного газа изабсорбера К-204 в печь П-201. Минимальное и максимальное значение давления сигнализируются в РСУ.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер К-204 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-149 посредством клапана поз. FV-149, установленного на линии нагнетания регенерированного раствора МДЭА от насосов Н-205/1,2 в абсорбер К-204.

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-204 поступает на прием насосов Н-216/1,2, которыми подается в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.

Уровень МДЭА в кубе абсорбера К-204 регулируется РСУ контуром поз. LRC-157 посредством клапана поз. LV-157, установленного на линии нагнетания насыщенного раствора МДЭА от насосов Н-216/1,2 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Блок регенерации раствора МДЭА

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорберов К-202, К-203, К-204 объединяется с насыщенным раствором МДЭА, поступающим на установку через клапан-отсекатель поз. UV-378 с установки АГФУ, установки комплексной подготовки газов (далее по тексту УКПГ) 30/4 и висбрекинга.

Общий поток насыщенного раствора МДЭА проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-255/1,2 и поступает в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207. В сепараторе происходит разделение растворенного углеводородного газа, жидких углеводородов и насыщенного МДЭА.

Углеводородный газ с верха сепаратора через клапан-отсекатель поз. UV-357 направляется на очистку в абсорбер К-204.

Насыщенный раствор МДЭА из сепаратора С-207 с давлением не ниже 3,0 кгс/см² поступает в пластинчатый теплообменник Т-203, где нагревается до температуры 110 °С за счет тепла регенерированного раствора МДЭА и далее направляется на регенерацию в колонну К-205.

Перепад давления на фильтрах Ф-255/1,2 контролируется в РСУ контуром поз. PDIR-962C. Давление в сепараторе С-207 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-142 посредством клапана поз. PV-142, установленного на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-207 в абсорбер К-204, а также контуром поз. PRC-143 посредством клапана поз. PV-143, установленного на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-205 в С-207.

Уровень насыщенного МДЭА в сепараторе С-207 регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-154 посредством клапана поз. LV-154, установленного на линии вывода МДЭА из сепаратора С-207 в теплообменник Т-203. Минимальное значение уровня насыщенного МДЭА сигнализируется в РСУ.

Углеводородный конденсат из сепаратора С-207 выводится по уровню раздела фаз на прием насосов Н-203/2,3 и откачивается с установки. Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-997 посредством клапана поз. LUV-997, установленного на линии вывода углеводородного конденсата из сепаратора С-207 на прием насосов Н-203/2,3. Максимальное значение уровня раздела фаз сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку по максимальному значению уровня раздела фаз поступает от контура LS-994 в системе ПАЗ на закрытие клапана поз. LUV-997. Уровень углеводородного конденсата в сепараторе С-207 контролируется РСУ контуром LA-155 с сигнализацией минимального и максимального значения. Сигнал на блокировку (автоматическое закрытие клапана поз.LUV-997) по минимальному значению уровня поступает от контура поз. LS-155 в системе ПАЗ.

В колонне регенерации К-205 происходит термическое разложение насыщенного раствора на МДЭА и сероводород. Давление в колонне регенерации К-205 поддерживается на уровне 1,0-1,1 кгс/см², а температура - 114°С /124 °С (верх/куб), питание 110 °С.

Температура питания колонны К-205 контролируется в РСУ контуром поз. TR-106, температура верха колонны ? контуром поз. TR-105.

Температура куба колонны К-205 регулируется в РСУ контуром поз. TRC-112 посредством клапана поз. TUV-112, установленного на линии подачи водяного пара из струйного охладительного устройства (далее по тексту ОУС) А-251 в рибойлер Т-204.

Сероводород, пары воды и легкие углеводородные газы с верха колонны регенерации поступают в пластинчатый холодильник-конденсатор ХК-207, установленный на верхнем штуцере колонны К-205.

Сконденсированные в холодильнике ХК-207 пары воды и легкие углеводороды возвращаются в качестве орошения в колонну регенерации К-205.

В случае необходимости возможно использование ХК-202 для охлаждения паров с верха колонны К-205.

Выделившийся сероводород из ХК-207 с температурой не более 50 °С поступает в сепаратор С-206, где происходит отделение воды, унесенной с сероводородом.

Температура сероводородного газа после холодильника-конденсатора ХК-207 регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-922 посредством клапана поз. TV-922, установленного на линии подачи охлаждающей воды в ХК-207 от фильтров Ф-253/1,2. Перепад давления на фильтрах Ф-253/1,2 контролируется в РСУ контуром поз. PDIR-962B.

Сероводород из сепаратора С-206 через клапан-отсекатель поз. UV-374 выводится с установки на производство серной кислоты или элементарной серы.

Давление в блоке регенерации раствора МДЭА регулируется в РСУ контуром поз. PIC-113 посредством клапана поз. PV-113, установленного на линии вывода сероводорода из сепаратора С-206 с установки (на производство серной кислоты или элементарной серы).

Расход, давление и температура сероводорода, выводимого с установки, контролируется в РСУ контурами поз.FQR-119, PR-119A и TR-104, соответственно.

Сероводородная вода из сепаратора С-206 забирается насосами Н-207/1,2 и подается на 21 тарелку колонны регенерации К-205 в качестве орошения (в случае необходимости) или выводится для утилизации на установку производства элементарной серы, а в случае остановки последней в деаэратор Е-215. В качестве орошения К-205 может подаваться кислая вода из С-205.

Постоянство расхода сероводородной воды, подаваемой в колонну К-205 на орошение, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-116 посредством клапана поз. FV-116, установленного на линии подачи сероводородной воды от насосов Н-207/1,2 в колонну К-205.

Уровень сероводородной воды в сепараторе С-206 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-120 посредством клапана поз. LV-120, установленного на линии вывода сероводородной воды с нагнетания насосов Н-207/1,2 на установку производства элементарной серы или в деаэратор Е-215. Максимальное и минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-207/1,2) по минимального уровню на приеме насосов поступает от контуров поз. LSA-207/1, поз. LSA-207/2 в системе ПАЗ.

Расход сероводородной и промывной воды, выводимой на установку производства элементарной серы, контролируется РСУ контуром поз. FQIR-991.

В деаэраторе Е-215 происходит отпаривание сероводорода, растворенного в воде.

После деаэрации отпаренная от сероводорода вода охлаждается в холодильнике Х-213 и сбрасывается в ПЛК.

Уровень сероводородной воды в деаэраторе Е-215 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-162 посредством клапана поз. LUV-162, установленного на линии сброса сероводородной воды из холодильника Х-213 в ПЛК. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Регенерированный раствор МДЭА из куба колонны К-205 поступает в емкость Е-201, откуда направляется в теплообменник Т-203, где охлаждается до 65 °С, отдавая тепло насыщенному раствору МДЭА, доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения ХВ-253 до 45 °С, и поступает на прием насосов Н-204/1,2 и Н-205/1,2.

Далее регенерированный раствор МДЭА насосами Н-204/1,2 подается через клапан-отсекатель поз.UV-361 в абсорбер К-202, через клапан-отсекатель поз. UV-363 на установки АГФУ, УКПГ 30/4, висбрекинга гудрона , а насосами Н-205/1,2 через клапан-отсекатель поз. UV-375 в абсорберы К-203 и К-204.

Уровень в емкости Е-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-121 посредством воздействия на регулирующие контуры поз. FRC-148 и FRC-149.

Максимальное и минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-204/1,2, Н-205/1,2) поступает от контура поз. LAS-121/2 в системе ПАЗ.

Для удаления механических примесей из раствора МДЭА на линии нагнетания насосов Н-205/1,2 установлен фильтр Ф-201.

Расход регенерированного раствора МДЭА, циркулирующего через фильтр, регулируется РСУ контуром поз. FRC-117 посредством клапана поз. FV-117, установленного на линии подачи регенерированного МДЭА от насосов Н-205/1,2 в фильтр Ф-201.

Расход регенерированного раствора МДЭА выводимого на установки УКПГ и висбрекинга регулируется РСУ контуром поз. FRC-245 посредством клапана поз. FV-245, установленного на линии вывода регенерированного МДЭА от насосов Н-204/1,2 с установки.

Предусмотрена возможность вывода насыщенного МДЭА из сепаратора С-207 через клапан регулятора уровня С-207 поз. LV-154 на установку производства элементарной серы для регенерации, расход насыщенного раствора МДЭА контролируется прибором поз.FR-246.

Прием регенерированного МДЭА с установки производства элементарной серы осуществляется в емкость Е-202 через клапан регулятора уровня емкости поз.LV_127. Расход регенерированного МДЭА контролируется прибором поз.FR-247.

Предусмотрена возможность разделения циркуляции МДЭА насосами Н-204/1,2 с Е-201, насосами Н-205/1,2 с Е-202.(изм.№9 утв.29.05.2014г)

Узел аварийного освобождения, дренажа и приема факельных сбросов

После сброса давления из аппаратов и охлаждения, жидкие продукты дренируются в заглубленную емкость Е-205, откуда насосом Н-215 откачиваются по линии некондиции в парк сырья.

Вода, попадающая в емкость в процессе пропарки оборудования, откачивается в ПЛК.

Аварийное освобождение оборудования установки от газообразных взрывопожароопасных продуктов, а также сброс горючих газов и паров от предохранительных клапанов осуществляется на факел через емкость углеводородного факела Е-206.

Температура в емкости Е-206 контролируется в РСУ поз. TRA-563 с сигнализацией максимального значения.

Давление в Е-206 составляет 0,5 кгс/см² и измеряется техническим манометром.

Уровень в факельной емкости Е-206 контролируется в РСУ контуром поз. LA-161 и LRA-560 с сигнализацией минимального и максимального значения.

Факельный конденсат из емкости Е-206 откачивается с установки насосами Н-206/1,2 по линии некондиции в парк.

Сигналы на блокировку (остановку насосов Н-206/1,2) по минимальному уровню жидкости на приеме насосов Н-206/1,2 поступают от контуров поз. LSA-510 и LSA-511 в системе ПАЗ, а по минимальному перепаду давления на насосах Н-206/1,2 поступают от контуров поз. PDS-410 и PDS-411 в систему ПАЗ.

Сбросы от предохранительных клапанов, а также аварийное освобождение оборудования от газовой фазы, содержание сероводорода в которых превышает 8 % об., направляются в емкость сероводородного факела Е-214, из которой газы отправляются на сероводородный факел завода.

Температура в емкости Е-214 контролируется в РСУ контуром поз. TRA-564 с сигнализацией максимального значения.

Давление в Е-214 составляет 0,5 кгс/см² и измеряется техническим манометром.

Уровень сероводородной воды в емкости Е-214 контролируется в РСУ контуром поз. LA-163 с сигнализацией максимального и минимального значения. Сброс сероводородной воды предусмотрен в ПЛК.

Арматура на линии вывода горючих газов на углеводородный факел завода, арматура на линии вывода сероводородного газа на сероводородный факел завода опломбированы в открытом состоянии в режиме работы установки.

Для аварийного освобождения оборудования установки от жидких взрывопожароопасных продуктов предусмотрена заглубленная аварийно-дренажная емкость Е-252, где жидкие нефтепродукты остывают и при достижении температуры транспортирования и хранения в резервуарах парка (не выше 80 °С) погружным насосом Н-252 через клапан-отсекатель поз. UV-384 откачиваются по линии некондиции в парк.

Давление в аварийно-дренажной емкости Е-252 при работе установки составляет 0,5 кгс/см² и контролируется в РСУ контуром поз. PIR-944. Температура в емкости Е-252 контролируется в РСУ контуром поз. ТIR-916. Уровень в аварийно-дренажной емкости контролируется в РСУ контуром поз. LIA-996 с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку (остановку насоса Н-252) по минимальному значению уровня поступает от контура поз. LSA-995 в системе ПАЗ.

Насос Н-252 включается автоматически при достижении в емкости Е-252 максимального уровня на закрытый клапан-отсекатель UV-384. Клапан-отсекатель UV-384 открывается с задержкой 5 с. Сигнал на блокировку (включение насоса Н-252) по максимальному значению уровня поступает от контура поз. LSA-995 в системе ПАЗ.

При поступлении горячего продукта в аварийно-дренажную емкость Е-252 некоторое количество легких углеводородов может испаряться в результате снижения давления. Образующиеся пары поступают в холодильник-дефлегматор дыхательной линии Х-252, в котором частично конденсируются и стекают обратно в емкость. Несконденсировавшиеся углеводороды через клапан-отсекатель UV-381 направляются в емкость углеводородного факела Е-206. Температура горючих газов на выходе из холодильника Х-252 контролируется в РСУ контуром поз. TIR-917.

Узел охлаждения подшипников насосов

Узел предназначен для съема тепла с подшипников и систем уплотнений насосов.

В качестве охлаждающей жидкости в этом узле используется дизельное топливо, циркулирующее по замкнутому контуру.

Дизельное топливо закачивается в емкость Е-210 насосами Н-225/1,2 (после

Х-204/1-6). Из емкости Е-210 охлаждающая жидкость забирается насосами Н-210/1,2 и подается к подшипникам и системам уплотнений насосов установки

На линии закачки дизельного топлива в емкость Е-210 смонтирована задвижка с электроприводом Z-222, на линии приема насосов Н-210/1,2 - задвижка с электроприводом Z-220, на линии нагнетания насосов Н-210/1,2 - задвижка с электроприводом Z-221.

Предусмотрена линия подачи азота низкого давления для продувки насосов Н-210/1,2, линия подачи пара для пропарки приемного и нагнетательного трубопроводов насосов Н-210/1,2 и АВГ-210. Освобождение Е-210, АВГ-210, Н-210/1,2 производится в емкость Е-205.

Уровень в емкости Е-210 контролируется в РСУ контуром LR-122. Максимальное и минимальное значение сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов поз.Н-210/1,2) по минимальному уровню поступает от контура поз. LIRSA-122 в системе ПАЗ.

От подшипников и систем уплотнения насосов нагретое дизельное топливо поступает на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения АВГ-210, после чего возвращается в емкость Е-210. Температура охлаждающей жидкости перед АВГ -210 контролируется в РСУ контуром поз.TR-101, после АВГ-210 - контуром поз. TR-102.

Контроль за температурой подшипников осуществляется в РСУ с сигнализацией максимального значения:

- для насоса Н-201/1 - от контура поз.TRSA-506/1 и поз. TRSA-506/2;

- для насоса Н-201/2 - от контура поз. TRSA-506/3 и поз. TRSA-506/4;

- для насоса Н-201/3 - от контура поз. TRSA-506/5 и поз. TRSA-506/6;

- для насоса Н-201/4 - от контура поз. TRSA-506/7 и поз. TRSA-506/8;

- для насоса Н-204/1 - от контура поз. TRSA-508/1 и поз. TRSA-508/2;

- для насоса Н-204/2 - от контура поз. TRSA-508/3 и поз. TRSA-508/4;

- для насоса Н-205/1 - от контура поз. TRSA-509/1;

- для насоса Н-205/2 - от контура поз. TRSA-509/2;

- для насоса Н-225/1 - от контура поз. TRSA-514/1;

- для насоса Н-225/2 - от контура поз. TRSA-514/2.

Также для насосов Н-201/1-4 и Н-204/1,2 предусмотрен контроль температуры подшипников электродвигателя, сигнал при достижении максимального значения температуры поступает в РСУ:

- для насоса Н-201/1 - от контура поз.TRSA-516/1 и поз. TRSA-516/2;

- для насоса Н-201/2 - от контура поз. TRSA-516/3 и поз. TRSA-516/4;

- для насоса Н-201/3 - от контура поз. TRSA-516/5 и поз. TRSA-516/6;

- для насоса Н-201/4 - от контура поз. TRSA-516/7 и поз. TRSA-516/8;

- для насоса Н-204/1 - от контура поз.TRSA-517/1 и поз. TRSA-517/2;

- для насоса Н-204/2 - от контура поз.TRSA-517/3 и поз. TRSA-517/4.

Предусмотрена автоматическая остановка насосов при достижении температуры подшипников 80 °С.

Предусмотрен контроль температуры подшипников погружного насоса Н-252 в РСУ с сигнализацией максимального значения 70 °С и автоматическая остановка насоса Н-252 при достижении температуры подшипников 80 °С из системы ПАЗ контурами TISA-920А,В. Автоматическая остановка насоса Н-252 из системы ПАЗ происходит и при снижении уровня затворной жидкости в бачке до 30% (контур LSA-1006). Давление затворной жидкости в бачке насоса Н-252 контролируется в РСУ контуром поз. PIRA-967 с сигнализацией максимального значения 0,5 кгс/см².

Для безаварийной работы насосов Н-201/1-3, Н-201/4, Н-203/1,-3, Н-207/1,2, Н-210/1,2, Н-216/1,2, предусмотрен контроль наличия уровня жидкости на приеме насосов. Сигнал на блокировку по понижению уровня жидкости поступает из системы ПАЗ от контуров поз. LS-997A, LS-997B, LS-203/1,2,3, LS-207/1,2, LS-210/1,2, LS-216/1,2 соответственно. При достижении минимального уровня предусмотрена автоматическая остановка вышеперечисленных насосов.

Также предусмотрен контроль наличия уровня уплотнительной жидкости в бачках насоса Н-201/4. При достижении минимального уровня насос останавливается. Сигнал на блокировку (остановку насоса Н-201/4) поступает от контуров поз. LSA-334/1 и LSA-334/2 в системе ПАЗ. Давление уплотнительной жидкости в бачках насоса Н-201/4, контролируется в РСУ контурами поз. PRA-314/1 и поз. PRA-314/2. При достижении максимального значения давления насос Н-201/4 останавливается (контуры PS-314/1 и поз.PS-314/2 в системе ПАЗ).

Узел приготовления свежего раствора МДЭА

Концентрированный раствор МДЭА поступает на установку в автоцистернах и насосом Н-209 откачивается в емкость Е-202.

Свежий раствор МДЭА готовится в емкости Е-202 разбавлением концентрированного МДЭА конденсатом водяного пара, который подается насосом Н-209 из емкости Е-203.

В емкости Е-202 азотной "подушкой" поддерживается избыточное давление

0,8 кгс/см², которое регулируется в РСУ контуром поз. PRC-114 посредством клапана поз. PV-114, установленного на линии подвода азота низкого давления в емкость Е-202, а также контуром поз. PRC-115 посредством клапана поз. PV-115, установленного на линии сдувки газа из емкости Е-202 на факел.

Уровень в емкости Е-202 контролируется в РСУ контуром поз. LRА-125. Максимальное значение сигнализируется в РСУ.

Подпитка контура регенерированного раствора МДЭА осуществляется концентрированным раствором МДЭА или конденсатом водяного пара, подаваемыми насосом Н-209 в коллектор приема насосов Н-204/1,2, Н-205/1,2.

Чистка фильтра Ф-201

Перед проведением чистки фильтра Ф-201 освободить фильтр от остатков раствора МДЭА путем дренирования в линию освобождения МДЭА.

Производится пропарка фильтра в течение 24-х часов. Подача пара осуществляется по шлангу через штуцер в крышке фильтра с выходом пара в воздушник, сброс пароконденсата через дренаж на трубопроводе освобождения.

Затем по наряду-допуску на газоопасные работы 1 группы открыть заслонку на днище фильтра и выгрузить шлам в бочку из нижней части фильтра. Вскрыть верхнюю крышку фильтра, не вынимая фильтрующие элементы, промыть внутреннее устройство фильтра водой из шланга со сбросом воды в бочку.

Затем демонтировать фильтрующие элементы -сетки- и промыть водой со щеткой наружные поверхности сеток.

После чистки сеток произвести монтаж их на выходном коллекторе внутри фильтра. Закрыть заслонку на днище, установить и закрепить верхнюю крышку, постепенно заполнить фильтр раствором МДЭА, вытесняя воздух через воздушник. Заполнение производить, приоткрывая задвижки на входе и выходе из фильтра. После вытеснения воздуха воздушник закрыть, полностью открыть задвижки на входе и выходе, подать раствор МДЭА от Н-205/1,2 с полным расходом.

Узел ввода присадок в дизельное топливо

Включает в себя емкости Е-231, Е-232, Е-233, Е-234 для присадок.а также насосы:

-насосы Н-231/1, Н-231/2, Н-232, Н-233 для подачи присадок из емкостей Е-231, Е-232, Е-233, Е-234 в линию гидроочищенного дизельного топлива.

Присадки поступают на установку в контейнерах и откачиваются насосами Н-235/1,Н-235/2 в соответствующие емкости.

Количество подаваемых в гидроочищенное дизельное топливо присадок регулируется изменением хода поршня. Расход присадок контролируется в РСУ контурами:

- FT-931 из Е-231;

- FT-932 из Е-232;

- FT-933 из Е-233;

- FT-934 из Е-234 .

Температура в емкостях регистрируется, уровень в емкостях регистрируется и сигнализируется.

Присадка Додифлоу 5416 предназначена для понижения температуры застывания и предельной температуры фильтруемости дизельного топлива, присадка Хайтек4140А, Тотал PS-32 предназначена для улучшения смазывающих свойств, присадка Керобризол EHN, Экоцетан - для повышения цетанового числа дизельного топлива.

В гидроочищенное дизельное топливо EN с содержанием серы 10 ррм вовлекается антистатическая присадка Стадис-450, Протриат-930. Подача присадки осуществляется насосом Н-234, входящим в состав блока дозировочного регулируемого БДР-16/16.

В состав блока входит следующее оборудование: насос Н-234, емкость объемом 0,4 м³, указатель уровня жидкости, фильтр, предохранительный клапан, запорные краны.

Присадка Стадис-450, Протриат -930 из бочек пневматическим насосом закачивается в емкость блока в количестве 30-35 л, туда же подается гидроочищенное дизельное топливо из л.547 обратным ходом по линии нагнетания насоса Н-234 в количестве 200 л (по уровнемерному стеклу емкости). Перемешивание раствора присадки осуществляется насосом Н-234 в течение 30 минут.

После перемешивания раствор присадки насосом Н-234 подается в линию вывода гидроочищенного дизельного топлива с установки. Смешение присадки с дизельным топливом осуществляется в потоке. (изм.№11 утв.19.01.2015г)

5. Аналитический контроль качества

Таблица 5.1 - Аналитический контроль режима работы установки

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика анализа, ГОСТ)	Норма	Частота контроля
Компонент топлива дизельного летнего	Сырьевой насос	Фракционный состав: - 50% перегоняется при температуре, 0С, не выше - 90% перегоняется при температуре, 0С, не выше - 96% перегоняется при температуре, 0С, не выше	ГОСТ 2177-99	280 345 360	1 раз в сутки
		2. Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормируется	1 раз в декаду
		3. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900- 85	не нормируется	1 раз в сутки
		4. Цвет	визуально	светло-желтый	1 раз в 2 часа оператор
Компонент топлива дизельного зимнего	Сырьевой насос	Фракционный состав, 0С - начало кипения, не ниже - 96% перегоняется при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	140 340	1 раз в сутки
		2. Цвет	визуально	бесцветный - светложелтый	1 раз в 2 часа оператор
		3. Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормируется 1 раз в декаду
Компонент гидроочищенный дизельного летнего топлива	На выходе с установки	Фракционный состав, 0С - 50% перегоняется при температуре, не выше - 90% перегоняется при температуре, не выше - 96% перегоняется при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	280 345 360	1 раз в сутки
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	ГОСТ 6356-75	65	2 раза в сутки
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 5	1 раз в сутки
		Массовая доля серы, %, не более - для топлива ДЛЭЧ I вид П вид III вид	ГОСТ 19121-73	0,2 0,005 0,035 0,05	2 раза в сутки
		5. Содержание механических примесей	визуально	отсутствует	1 раз в сутки-ЦЗЛ 1 раз в 2 часа- оператор
		6. Содержание воды	визуально	отсутствует	1 раз в сутки-ЦЗЛ 1 раз в 2 часа-оператор
		7. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900-85	не нормируется	1 раз в сутки
Для компонента топлива дизельного ЕН 590 ( ЕN-590)	На выходе с установки	1 .Фракционный состав, 0С -при 250 0С отгоняется, %, не более -при 350 0С отгоняется, %, не менее	ГОСТ 2177-99	65 85	1 раз в сутки
		-96% отгоняется при температуре, 0С, не более		360
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	ГОСТ 6356-75	55	2 раза в сутки
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 5	1 раз в сутки
		4. Содержание воды	визуально	отсутствует	1 раз в сутки- ЦЗЛ 1 раз в 2 часа-оператор
		5. Массовая доля серы, мг /кг (ppm), не более - вид 1 -вид 2	ASTM D 4294	350 50	2 раза в сутки
		6. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900-85	не норм	1 раз в сутки
Бензин-отгон МДЭА насыщенный МДЭА регенерированный	На выходе с установки линия входа в К-205 Н-204	1. Фракционный состав - конец кипения, 0С, не выше	ГОСТ 2177-99	180	1 раз в сутки
		1. Содержание МДЭА, % масс	методика 2/27	35-40	По требованию
		2. Содержание сульфидов, мг/дм3 , не менее	методика 1/27	15	По требованию
		1. Содержание МДЭА, % вес	методика 2/27	35-40	1 раз в сутки
		2. Содержание сульфидов, мг/м3 , не более	методика 1/27	10	1 раз в сутки
Циркулирующий газ после очистки от сероводорода	Линия выхода из К-205	Компонентный состав а) содержание водорода, %, об, не менее	ГОСТ 14920-79	78	1 раз в сутки
		б) содержание сероводорода, % об, не более	ГОСТ 11382-76	0,1	1 раз в сутки
		2. Плотность , г/л	ГОСТ 22667-82	не нормируется	1 раз в неделю
		3. Содержание углеводородов, % об.	ГОСТ 10679-76	не нормируется	1 раз в сутки
Газ стабилизации Сточные воды Дымовые газы Паровой конденсат	Линия выхода из К-201 Колодец ПЛК П-201 На выходе с установки	Содержание сероводорода, % об, не более из К-5 из К-6	ГОСТ 11382-76	0,3 1,2	1 раз в сутки
		Содержание водорода, %, об	ГОСТ 14920-79	Не норм.	1 раз в сутки
		Содержание нефтепродуктов мг/л, не более	Методика	100	по графику
		Содержание кислорода, % об, не более	ГХП	7,0	по графику
		1. Содержание железа, мкг/кг, не более	ОСТ 34.70 953.4-88	100	по графику
		2. Содержание нефтепродукта, мг/кг, не более	методика	5	по графику
			Визуально	отсутствует	через 2 часа
		Общая жесткость, мкг-экв, не более	РД 34.37.5238-88	50	по требованию
		4. Содержание кремниевой кислоты, мкг/кг, не более	ОСТ 34.70953.6-88	120	по требованию
		5. Показатель рН	методика	7	по требованию
Топливный газ	П-201	1. Углеводородный состав, % об -объемная доля С5+С6 ,%, не более	ГОСТ 10679-76	1,0	1 раз в месяц
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
		3. Содержание водорода, % об.	ГОСТ 14920-79	Не нормируется	1 раз в месяц
		4. Объемная доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 11382-76	1,0	1 раз в месяц
		5. Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	ГОСТ 22667-82	11000	По требован.
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
Сероводород- содержащий газ	Линия выхода из С-206	Содержание сероводорода, % об, не менее	ГОСТ 14920-79	93	2 раза в неделю
Жидкое топливо	Т-208	1. Массовая доля серы, %, не более	ГОСТ 19121-73 Или ГОСТ 1437-75	1,8	1 раз в месяц
	Операторная	1. Содержание углеводородов, мг/м3, не более	экспресс УГ-2	900-макс разовая	по графику
				300-среднесменная
		2. Содержание сероводорода, мг/м3, не более	УГ-2	3	по графику
		3. Содержание окиси углерода, мг/м3, не более	УГ-2	20	по графику

6. Контроль и автоматизация процесса

6.1 Цели и задачи автоматизации

Автоматизация - это внедрение технических средств, управляющих процессами без непосредственного участия человека. Разнообразие технических средств автоматизации, глубокое изучение процессов химической технологии, а также достаточно хорошо разработанная теория автоматического управления позволяют интенсивно проводить автоматизацию в химической промышленности.

Одной из основных задач автоматизации технологических процессов является повышение экономической эффективности производства. В ряде случаев само производство не может быть реализовано без его автоматизации. Существует значительное число процессов, интенсификация которых возможна лишь при ведении их в предаварийных режимах, что вызывает необходимость в процессе автоматизации таких производств решать совместные задачи автоматического управления и автоматической защиты.

Важнейшей предпосылкой автоматизации является обработанность технологии производства. Основными требованиями, которые предъявляет автоматизация к технологии, являются неразрывность технологической цепи в пределах автоматизируемого участка и целесообразное расположение оборудования, в соответствии с направлением движения материальных и энергетических протоков. Чем полнее соответствует процесс указанным требованиям, тем выше экономическая эффективность автоматизации.

В химической промышленности вопросам автоматизации уделяется особое внимание. Это объясняется сложностью и большой скоростью протекания технологических процессов, высокой чувствительностью их к нарушениям режима, вредностью условий работы, взрыво- и пожароопасностью перерабатываемых веществ.

Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования, исключает случаи травматизма, предупреждает загрязнение окружающей среды.

6.2 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

КИПиА установки в основном базируется на пневматических приборах: регулирование расхода, уровней, давлений. На части ответственных позиций реакторного блока

установлены электронные контроллеры фирмы «Сименс», которые регулируют давление и температуру топливного газа к печам, температуры низа колонн. Все температурные показатели, по которым не требуется регулирование, сведены на мультиплексор на основе процессора Intel Core 2 Duo.

Для обеспечения безаварийной эксплуатации процесса предусмотрена система блокировок. Контрольно-измерительные приборы снабжены звуковой и световой сигнализацией о выходе параметров за допустимые нормы. Технологическая карта параметров процесса приведена в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Технологическая карта параметров процесса

Наименование оборудования, номер позиции на схеме	Номер позиции контура КИП по схеме	Параметр	Функции системы автоматизации
		Наименование и размерность	Допустимые пределы технологических параметров
1. Реактор гидроочистки Р-200	TSA-911	Температура на входе, оС	330 - 396	Блокировка, сигнализация
	TR-58	Температура на выходе, оС	350-397	Регистрация
	PSA-951	Давление на входе, кгс/см2	42,5-39,0	Блокировка, сигнализация
	PIR-953	Давление на выходе, кгс/см2	42,0-39,0	Показание, регистрация
	TIRA-1001/1-4, TIRA-1002/1-8	Перепад температуры в слое катализатора, оС	не более 31	Показание, регистрация, сигнализация
2. Реактор гидроочистки Р-201	TR-58	Температура на входе, оС	360 - 397	Регистрация
	TR-56	Температура на выходе, оС	370-400	Регистрация
	PR-12	Давление на входе, кгс/см2	42,0-39,0	Регистрация
	PR-11	Давление на выходе, кгс/см2	41,5-38,0	Регистрация
	ТRA- 20/1-10	Перепад температуры в слое катализатора, оС	не более 17	Регистрация, сигнализация

6.3 Выбор и описание функциональной схемы автоматизации

Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ - 24/2000 оснащена распределенной микропроцессорной системой управления (РСУ).

РСУ решает следующие задачи:

1. сбор и первичную обработку данных технологического процесса;

2. сбор и первичную обработку данных состояния технологических устройств;

3. мониторинг и управление процессом;

4. управление как отдельными, так и групповыми электроприводами;

5. реализация технологических блокировок и защит;

6. логическое управление;

7. сбор данных и представление динамики технологического процесса в виде трендов;

8. формирование предупредительной и аварийной сигнализации;

9. формирование журналов;

10. формирование отчетов.

Отдельно программируемые микропроцессорные контроллеры предназначены для приема сигналов от датчиков, расположенных на установке, обработке данных, а также для выдачи управляющих сигналов на исполнительные устройства.

К сети, соединяющей станции расширения, подключены консоли оператора, выполненные на базе персональных компьютеров со своими мониторами, клавиатурами и манипуляторами типа «трекбол».

Консоли периодически опрашивают контроллер, принимают от него данные, и отображают эти данные на соответствующих страницах.

При поступлении команд управления от оператора консоль пересылает эти команды в контроллер для последующего их вывода на исполнительное устройства.

Технологический процесс отображается на графических мониторах в разных формах: в виде мнемосхем, трендов (временных графиков), информационных журналов насосов, вентиляции, АВГ.

Оператор-технолог может наблюдать за ходом технологического процесса путем вызова на экран монитора существующих видеокадров.

Аппаратно РСУ представлена на рисунке 6.1.



Рисунок 6.1 - Структурная схема РСУ установки ЛЧ - 24/2000

Активизируя соответствующие объекты технологической схемы с помощью трекбола, оператор-технолог имеет возможность:

- наблюдать состояние динамического оборудования - компрессоров, насосов, АВГ по цвету этого оборудования:

1. включен - цвет зеленый;

2. выключен - цвет серый.

электрозадвижек и отсекателей по цвету механизма:

1. открыта - цвет зеленый;

2. закрыта - цвет серый.

3. переходное состояние - бордовый.

4. состояние "Авария" - красный.

- определять режим работы задвижек и отсекаетелей:

«Ручной» - оператор может открывать/закрывать задвижки (отсекатели) с рабочей станции.

«Автомат» - задвижка (отсекатель) в автоматическом режиме по блокировке какой- либо позиции (оператор не может открывать/закрывать задвижки/отсекатели) с рабочей станции.

- наблюдать регистрацию аналоговых значений параметров технологического процесса, выводимых в сером прямоугольнике под названием позиции;

- наблюдать регистрацию дискретных значений параметров технологического процесса в виде цветного кружка рядом с названием позиции:

1. зеленый круглый (квадратный) индикатор - параметр в норме;

2. красный круглый (квадратный) индикатор - параметр имеет значение уставки сигнализации или блокировки;

- наблюдать уровень в колоннах и емкостях в виде цветного столбика:

1. зеленый цвет - уровень в норме;

2. красный цвет - значение достигло уровня сигнализации и блокировки.

- наблюдать режим работы регулирующих клапанов - по индикации:

Р - ручной (цвет оранжевый),

А - автомат (цвет зеленый),

- изменять с помощью клавиатуры задания на регуляторах и процент открытия регулирующих клапанов;

- отключать электроприводы насосов, вентиляторов, АВГ;

- выбирать позицию для регулировки по кнопке «Выбор по регулир...»;

при этом около клапана высвечивается на зеленом фоне номер регулирующей позиции;

- просматривать в журналах сообщения о технологических нарушениях, состоянии динамического оборудования и исполнительных механизмов и т.д.

- наблюдать динамику технологического процесса при просматривании трендов, активизируя правой кнопкой трекбола окна регистрации соответствующих параметров.

Системой формируются отчеты: материальный баланс, наработка оборудования. Режимные листы могут быть выведены на печать. Сведения о регулируемых и регистрируемых параметрах реакторного блока установки сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Контроль и автоматизация процесса

№ по схеме	Измеряемый параметр	Номинальное значение параметров	Место установки	Наименование прибора	Тип прибора
1	2	3	4	5	6
911	Температура входа ГСС в Р-200,°С	0-600	Трубопровод на входе в Р-200	Термопара	КТХК
1001/1-4, 1002/1-8	Перепад температур в слое катализатора в Р-200,°С	0-60	Люк для многозонной термопары	Термопара	КТХК
58	Температура на выходе из Р-200, °С	0-600	Трубопровод на выходе из Р - 200	Термопара	КТХК
951	Давление на входе ГСС в Р-200, °С	0-60	Трубопровод на входе в Р-200	Датчик давления	МПЛ-2
953	Давление на выходе из Р-200, °С	0-60	Трубопровод на выходе из Р-200	Датчик давления	МПЛ-2
20/1-10	Перепад температур в слое катализатора в Р-201,°С	0-60	Люк для многозонной термопары	Термопара	КТХК
12	Давление на входе в Р-201, °С	0-60	Трубопровод на входе в Р-201	Датчик давления	МПЛ-2
11	Давление на выходе из Р-201, °С	0-60	Трубопровод на выходе из Р-201	Датчик давления	МПЛ-2
56	Температура на выходе из Р-201, °С	0-600	Трубопровод на выходе из Р-201	Термопара	КТХК



7. Материальный баланс

7.1 Исходные данные

Состав исходного сырья (по данным ЦЗЛ):

Предельные углеводороды С₅-С₁₀ - 0,12% (масс)

Предельные углеводороды С₁₁ и выше - 68,01 % (масс)

Непредельные углеводороды - 7,89 %(масс)

Меркаптаны - 0,82 % (масс)

Сульфиды - 5,33 % (масс)

Дисульфиды - 0,72% (масс)

Тиофен - 0,66% (масс)

Ароматические углеводороды - 15,79% (масс)

Фенол - 0,30 % (масс)

Гидропероксид гептана - 0,25 % (масс)

Пиридин- 0,05% (масс)

Пиррол - 0,06 % (масс)

Плотность сырья составляет 0,842 кг/м³

Состав готового продукта:

Предельные углеводороды С₁₁ и выше- 83,061 % (масс)

Непредельные углеводороды - 0,805 % (масс)

Ароматические углеводороды - 16,131 % (масс)

Тиофен - 0,003 % (масс)

(в расчете на элементную серу) - 0,001 %(масс), (10 ррm).

Состав свежего водородсодержащего газа (по данным ЦЗЛ):

Водород- 64,16 %(масс)

Углеводороды С₁ - С₄ - 35,84 %(масс)

Кратность циркуляции водородсодержащего газа составляет 280 м³ /(м³ сырья). Реакции, протекающие при гидроочистке:

С_nН_2n+1SН + Н₂ > С_nН_2n+2 + Н₂S 7.1

(С_nН_2n+1)₂S + 2Н₂ > 2С_nН_2n+2 + Н₂S 7.2

(С_nН_2n+1)₂S₂ +3Н₂ > 2С_nН_2n+2 + 2Н₂S 7.3

С₄Н₄S + 4Н₂ > С₄Н₁₀ + Н₂S 7.4

С_nН_2n + Н₂ > С_nН_2n+2 7.5

С₇Н₁₅ООН + 2Н₂ > С₇Н₁₆ + 2Н₂О 7.6

С₆Н₅ОН + 5Н₂ > С₆Н₁₄ + Н₂О 7.7

С₅Н₅N + 5Н₂ > С₅Н₁₂ + NH₃ 7.8

C₄Н₄NH + 4H₂ > С₄Н₁₀ + NH₃ 7.9

Степень превращения непредельных углеводородов в первом реакторе составляет 75 %, во втором - 15 % (или 60 % от количества непредельных углеводородов, входящих во второй реактор), тиофена в 1-м реакторе - 98 %, а во втором - 80 % от количества тиофена, входящего во второй реактор. Остальные участники реакций подвергаются превращениям полностью. Причем предполагается, что все серосодержащие, кислородсодержащие и азотсодержащие компоненты сырья превращаются в первом реакторе, а только тиофен и непредельные углеводороды подвергается более глубоким превращениям во втором реакторе. Производительность проектируемой установки составляет 2450000 тонн в год по сырью.

7.2 Пересчет на часовую производительность

Такой пересчет выполняют при помощи пересчетного коэффициента, который нужен для того, чтобы массовую производительность в кг/т пересчитать на часовую в кг/ч. Продолжительность ремонтов в году составляет 15 дней, тогда число рабочих дней установки в году составляет:



Т_раб = Т_кал - Т_рем = 365 - 15 = 350 дней

Переводим рабочие дни в часы:

Т_ч = Т_раб · 24 = 350 · 24 = 8400 часов

Пересчетный коэффициент определяется по формуле

К_перес = G / T_ч (7.10)

где G - производительность установки в год по сырью, т/г; Т_ч - годовой фонд рабочего времени, ч/г.

К_перес = 2450000 / 8400 = 291,667 т/ч.

Для перевода материального баланса из размерности кг/т в размерность кг/ч необходимо все расходы умножить на пересчетный коэффициент.

7.3 Расчет материального баланса реакционной стадии

Расчет проводим на 1000 кг сырья.

Относительная молекулярная масса сырья определяется по формуле Крега [1]

М_с = (44,29 ·) / (1,03 -), (7.11)

где - относительная плотность сырья при 15 °С, г/см³.

= + 5 Ч а

где - относительная плотность нефтепродукта при 20 °С, отнесённая к плотности воды при 4 °С, г/см³;

а - средняя температурная поправка для подсчёта плотности жидких нефтепродуктов.

= 0,842 + 5 Ч 0,000712 = 0,846 г/см³

Получаем,

М_с = (44,29 Ч 0,846) / (1,03 - 0,846) = 198,0

Дизельное топливо в основном состоит из предельных углеводородов общей формулы С_nН_2n+2. Тогда молекулярную массу дизельного топлива можно записать:

М_с = 12·n + 2·n + 2 = 14·n + 2 = 198,0.

где n - число атомов углерода в дизельной фракции.

Решая это уравнение, получаем n равным 14.

Производим расчет по реакциям (7.1) - (7.9) с целью определения расхода водорода на гидроочистку, а также количества образующихся предельных углеводородов, сероводорода, воды и аммиака. Все компоненты газо-сырьевой смеси вступают в реакции в 1-м реакторе, а во втором превращениям подвергается только тиофен.

Реакция 7.1 Меркаптаны

- расходуется

m₁(С₁₄H₂₉SН) = 8,2 кг/т;

m₁ (Н₂) = (8,2 · 2) / 230 = 0,071 кг/т

- образуется

m₁ (Н₂S) = (8,2·34) / 230 =1,212 кг/т;

m₁ (С₁₄Н₃₀) = (8,2·198) / 230 = 7,059 кг/т.

где 230 - молекулярная масса меркаптана С₁₄H₂₉SН;

2 - молекулярная масса водорода;

34 - молекулярная масса сероводорода;

198 - молекулярная масса С₁₄Н₃₀.

Реакция 7.2 Сульфиды

- расходуется

m₂((С₁₄Н₂₉)₂S) = 53,300 кг/т;

m₂(Н₂) = (53,3·2·2) / 426 =0,500 кг/т;

- образуется

m₃(Н₂S) = (53,3·34) / 426 = 4,254 кг/т,

m₃(С₁₄Н₃₀) = (53,3 · 198 · 2) / 426 = 49,546 кг/т.

Реакция 7.3 Дисульфиды

- расходуется

m₃((С₁₄Н₂₉)₂S₂) = 7,200 кг/т;

m₃ (Н₂) = (7,2·2·3) / 458 = 0,094 кг/т;

- образуется

m₃(Н₂S) = (7,2·34·2) / 458 = 1,069 кг/т;

m₃(С₁₄Н₃₀) = (7,2·198·2) / 458 = 6,225 кг/т.

Реакция 7.4 Тиофен

В первом реакторе

- расходуется

Дm_4.1 (С₄H₄S) = m⁰(С₄Н₄S) · 0,98 = 6,6 · 0,98 = 6,468 кг/т ;

m_4.1 (Н₂) = (6,468·2·4) / 84 =0,616 кг/т;

- образуется

m_4.1 (Н₂S) = (6,468·34) / 84 = 2,618 кг/т;

m_4.1 (С₄Н₁₀) = (6,468·58) / 84 = 4,466 кг/т.

- остаточное количество тиофена:

m_4.1(С₄Н₄S) = m⁰(С₄Н₄S) - Дm_4.1(С₄Н₄S);

m_4.1(С₄Н₄S) = 6,600 - 6,468 = 0,132 кг/т.

Во втором реакторе

- расходуется

Дm_4.2(С₄Н₄S) = m_4.1.(С₄Н₄S) ? 0,80 = 0,132 ? 0,80 = 0,106 кг/т

m_4.2(Н₂) = (0,106·2·4) / 84 =0,010 кг/т;

- образуется

m_4.2(Н₂S) = (0,106·34) / 84 = 0,043 кг/т;

m_4.2(С₄Н₁₀) = (0,106·58) / 84 = 0,073 кг/т.

- остаточное количество тиофена:

m_4.2(С₄Н₄S) = m_4.1.(С₄Н₄S) - Дm_4.2(С₄Н₄S);

m_4.1(С₄Н₄S) = 0,132 - 0,106 = 0,026 кг/т.

Реакция 7.5 Непредельные углеводороды

В первом реакторе

- расходуется

Дm_8.1(С₁₄Н₂₈) = m⁰(С₁₄Н₂₈)·0,75 = 78,9 · 0,75 = 59,175 кг/т;

m_8.1 (H₂) = (59,175·2) / 196 = 0,604 кг/т;

- образуется

m_8.1(С₁₄Н₃₀) = (59,175·198) / 196 = 59,779 кг/т;

- остаточное количество непредельных углеводородов:

m_8.1 (С₁₄Н₂₈) = m⁰(С₁₄Н₂₈) - Дm_8.1(С₁₄Н₂₈);

m_8.1 (С₁₄Н₂₈) = 78,900 - 59.779 = 19,725 кг/т.

Во втором реакторе

- расходуется

Дm_8.2(С₁₄Н₂₈) = m_8.1(С₁₄Н₂₈) · 0,60 = 19,725 ? 0,60 = 11,835 кг/т;

m₅₂(Н₂) = (11,835·2) / 196 = 0,121 кг/т;

- образуется

m₅₂(С₁₄Н₃₀) = (11,835·198) / 196 = 11,596кг/т;

- остаточное количестве непредельных углеводородов:

m_8.2(С₁₄H₂₈) = m_8.1(С₁₄Н₂₈) - Дm_8.2(С₁₄Н₂₈)

m_8.2(С₁₄H₂₈) = 19,725 - 11,835 = 7,890 кг/г

Реакции 7.6 Гидроперекись гептана

-расходуется

m₆(С₇Н₁₅ООН) = 2,500 кг/т

m₆(Н₂) = (2,5·2·2) / 132 = 0,076 кг/т

-образуется

m₆(С₇Н₁₆) = (2,5·100) / 332 = 1,894 кг/т;

m₆(Н₂О) = (2,5·2·18) / 132 = 0,682 кг/т.

Реакция 7.7 Фенол

-расходуется

m₇(С₆Н₅ОН) = 3,000 кг/т;

m₇(Н₂) = (3·2·5) / 94 = 0,319кг/т;

-образуется

m₇(С₆Н₁₄) = (3·86) / 94 = 2,745 кг/т;

m₇(Н₂0) = (3·18) / 94 = 0,574 кг/т.