Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Первичная переработка нефти. 2

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ЧАСТИ

Название	Формат	Кол-во
Принципиальная схема установки получения дизельного топлива	А-1	1
Технологическая схема получения дизельного топлива	А-1	1
Колонна ректификационная К-3. Сборочный чертёж	А-1	1
Деталировка узлов и деталей колонны ректификационной К-3	А-1	1
Таблица технико-экономические показатели	А-1	1

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АТ	-	Атмосферная колонна.
БЛ	-	Бензин лёгкий.
БТ	-	Бензин тяжёлый.
ВХК	-	Воздушный конденсатор холодильник.
ВХ	-	Воздушный холодильник.
ГВС	-	Газовоздушная смесь.
ДТ	-	Дизельное топливо.
Е	-	Ёмкость.
К	-	Колонна.
М	-	Молекулярный вес.
Н	-	Насос.
ННПО	-	Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение.
НПЗ	-	Нефтеперерабатывающий завод.
поз.	-	Позиция.
СЗФ-ЗУ	-	Система дистанционного зажигания факела.
Т	-	Теплообменник.
ТУ	-	Технологическая установка.
Ф	-	Флегмовое число.
Х	-	Доохладитель.
F	-	Расход.
I	-	Интрапия.
К	-	Характеризующий фактор.
L	-	Уровень.
^H	-	верхний.
_L	-	нижний.
Р	-	Давление.
Q	-	Количество тепла.
t	-	Температура.
Х_I		Потенциальное содержание.
ρ	-	Плотность.
ϒ	-	Температурная поправка.

ВВЕДЕНИЕ

Нефть - это природный жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов, в которой также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, она содержит сернистые, кислородные и азотистые органические соединения.
Промышленная переработка нефти началась в середине ХIХ века. И если вначале целевыми продуктами были в основном осветительный керосин и масла, то научно-технический прогресс, выдвинувший на передний план двигатель внутреннего сгорания, потребовал большого количества бензина и дизельного топлива. Для увеличения глубины извлечения этих фракций была создана установка под названием «атмосферная трубчатка», сочетающая огневой нагреватель (трубчатую печь) и ректификационную колонну. После разгонки в ректификационной колонне получались следующие фракции: бензиновая, керосиновая, соляровая и мазут. Позже с целью увеличения выхода светлых продуктов атмосферная разгонка мазута была замещена вакуумной, что позволило получать вакуумные газойли (фр. 360-420°С, фр. 420-500°С) и гудрон.

Независимо от сложности состава переработка нефти начинается с перегонки.

Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется.

Перегонка осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства.

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов. И чем более узкие фракции необходимо получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Назначение технологического процесса

Установка предназначена для производства:

- бензина стабильного;

- дизельного топлива летнего;

- дизельного топлива зимнего для умеренной климатической зоны;

- дизельного топлива зимнего для холодной климатической зоны;

- дизельного топлива фирменного ДТ ТНК класс 4 вид 2000 СТО ТНК - ВР 004-2008.

Номинальная мощность действующего атмосферного блока АТ-1 - 300 тыс. т/год нефти.

Кубовый остаток перегонки нефти - (отбензиненная нефть) после охлаждения откачивается в нефтепровод КСПЗ - ЦСПН ОАО «СНГ»

Состав установки

Установка переработки нефти состоит из следующих блоков: блока ёмкостей, блока атмосферной перегонки нефти АТ-1, блока атмосферной перегонки АТ-2, блока сепаратора подготовки топливного газа, блока насосной станции по перекачке нефтепродуктов, блока товарного парка, узла налива нефтепродуктов, блока реагентов, узла учёта нефти и мазута (стабильной нефти) и блока факельного хозяйства.

Состав блока атмосферной перегонки

Блок АТ-1:

- блок колонн (атмосферная К-3 и отпарная К-4) с технологической насосной;

- блок теплообменников - Т-1/1, 2, 3, 4;

- печь нагрева нефти П-3;

- подогреватель топливного газа Т-4;

- блок реагентов;

- промежуточный парк готовой продукции;

- площадка налива нефтепродуктов;

- дренажная ёмкость Е-13 с погружным насосом Н-13.

1.2 Описание технологической схемы

Атмосферный блок

Исходное сырье – товарная нефть поступает из нефтепровода ОАО «СНГ» с давлением 3-8 кгс/см² (PI-412) на узел учёта нефти FQI-1,2 и далее в сырьевые ёмкости КР-1, КР-2 и Е-15/1,2,3 общей вместимостью 440м². Уровень нефти в ёмкостях Е-15/1,2,3 автоматически поддерживается регулятором LCAHL-426, клапан которого установлен на линии подачи нефти в ёмкость. Минимальные (30%) и максимальные (80%) уровни в ёмкостях сигнализируются.

Уровень в ёмкостях КР-1,2 автоматически поддерживается одним общим регулятором LCAHL-424, т.к. ёмкости соединены между собой уравнительной линией. Минимальные и максимальные уровни в ёмкости сигнализируются.

Предусмотрена возможность подачи некондиционного и дизельного топлива в КР-1, 2.

Из сырьевых емкостей нефть забирается насосами Н-1/1, 2 и через задвижки с электроприводом 3-1, 3-2 подается в блоки атмосферной перегонки АТ-1 и АТ-2.

Насосы Н-1/1,2 – центробежные, секционные с одинарным торцевым уплотнением.

Насосы защищены блокировками с автоматическим отключением по следующим параметрам: повышение температуры подшипников насосов 80°С, TISAH-204, 205 (насос Н-1/1), TISAH-206, 207 (насос Н-1/2).

Максимальная температура подшипников 70°C сигнализируется. Снижение перепада давления между приемом и выкидом насоса до 20 кгс/см²: PDISL-100, PDISL-101.

После насосов Н-1/1,2 нефть разделяется на два потока – на атмосферный блок АТ-1 и на АТ-2.

Поток нефти на блок АТ-1 с расходом 13,0-16,0 м³/ч, автоматически поддерживаемый регулятором FICAHL-151, и давлением 17-25 кгс/см² поступает на подогрев в теплообменники Т-1/1,2,3,4. Минимальный и максимальный расход нефти сигнализируется. Нагрев нефти в теплообменниках Т-1/1,2,3,4 осуществляется отбензиненной нефтью (мазутом). После теплообменников Т-1/1,2,3,4 поток подогретой нефти с температурой до 200°С направляется через задвижку с электроприводом 3-9 двумя параллельными потоками в конвекционную часть змеевика печи П-3. На каждом потоке контролируется расход и давление нефти, поступающей в печь: расход (FISAL-352, FISAL-353) в пределах 7-11м³/ч, давление (PISAL-391, PISAL-392) 8-20 кг/см².

Нагретая в печи П-3 нефть в виде парожидкостной смеси с температурой до 334°С поступает на 4-ю тарелку атмосферной колонны

К-3. Колонна предназначена для разделения нефти методом ректификации на целевые фракции светлых нефтепродуктов и мазут.

Колонна К-3 – атмосферная ректификационная колонна с одной боковой отпарной колонной (стриппингом) К-4 для отбора фракции

180-300 (360) °С.

Основные параметры работы колонны К-3:

- температура верха до 152°С (поз. TIR - 110a);

- температура низа до 324°С (поз. TIR - 110в);

- давление верха до 1,3 кгс/см² (поз. PR - 204a);

- давление низа до 1,4 кгс/см² (поз. PR - 204в).

Температура верха колонны К-3 регулируется подачей на 19-ю тарелку острого (испаряющегося орошения) от насосов Н-4/1, 2. Каскадное регулирование производится контуром ТС-100, клапан которого установлен на подаче орошения и таким образом регулирует расход с коррекцией по температуре верха колонны К-3.

С верха колонны К-3 пары фракций НК-205 в смеси с водяным паром и углеводородными газами поступают по шлемовой трубе на охлаждение и конденсацию в воздушные конденсаторы - холодильники ВКХ-1/1,2,3, работающие параллельно. Сконденсировавшаяся и охлажденная до температуры 60-90°С (TCA-103) фракция НК-205°С в смеси с растворенным и не сконденсировавшимися углеводородными газами и водой поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Перед рефлюксной ёмкостью установлен доохладитель Х-1/1 для дополнительного охлаждения фракции НК-205 в летний период. Температура фракции

НК-205 (TCA-130) после доохлодителя Х-1/1. Регулируется клапаном подачи охлаждающей воды в Х-1/1.

Для защиты холодильников-конденсаторов ВКХ-1/1,2,3 и бензинового тракта от коррозии в коллектор перед холодильниками подается 20% раствор нейтрализатора Геркулес 54505 и 20% раствор ингибитора коррозии Геркулес 30617.

Стабильный бензин из Е-2 насосом Н-4/1,2 подается на орошение верха колонны К-3 и на орошение верха колонны К-5, а балансовое количество по уровню в Е-2 через воздушный холодильник ВХ-1 откачивается с установки. После воздушного холодильника ВХ-1 бензин из двух атмосферных блоков с температурой не более 50°С поступает в ёмкости промпарка цеха: Е-1/2, Е - 11/1, 2; Е - 16, 17, 18.

БГС из ёмкостей Е-16, Е-17, Е-18 перекачивается насосами Н-18/1, 2 в ёмкости Е-1/1, Е-11/1, 2 оттуда поступает на прием автоматизированной системы налива АСН-1 и отгружается потребителям в автоцистерны.

Все ёмкости для бензина оборудованы дыхательными клапанами с огнепреградителями.

Фракция 180-300 (360) °С дизельного топлива выводится по боковым перетокам с 11 и 13 тарелок колонны К-3 поступает на верхнюю тарелку стриппинга К-4. Отпарная колонна – вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 426 мм и высотой 4342 мм.

Контактные устройства – колпачковые тарелки.

Количество тарелок - 6 шт.

Температура в колонне 216-231°С контролируется TIR-110з.

Колонна К-4 работает без подачи греющего агента (пара) и без рибойлера.

Отделение легкокипящих фракций происходит за счет снижения давления, т.к. пары из К-4 направляются в воздушные холодильники

ВХ-4/1,2, где на входе смешиваются с аналогичными парами из стриппинг-колонны К-6, конденсируются и поступают в сепаратор К-2.

Дизельное топливо с низа колонны К-4 насосом Н-3/1, 2 по уровню в колонне LCAH-401 с расходом до 4 м³/ч (FI-121) подается на вход холодильника ВХ-2, где охлаждается до температуры 35-40°С и поступает в ёмкости Е-10/1, 2; Е-12/1, 2 в резервуары Р-1, Р-2, Р-3. Насос Н-3/1, 2 – центробежный нефтяной с двойным торцевым уплотнением. Насосы защищены блокировками с автоматическим отключением по повышению подшипников насосов до 80°С – TISAH-196,197. Максимальная температура 70°С сигнализируется.

При объединении потоков дизельного топлива с колонн К-3 и К-5 объединенный поток поступает в верхнюю часть стриппинг - колонны К-6.

Кубовой продукт колонны К-3 – мазут (отбензиненная нефть) с температурой до 340°С по уровню в колонне LCAH-400 с расходом 6-8 м³/ч подается в межтрубное пространство теплообменников Т-1/1, Т-1/2,

Т-1/3, Т-1/4 где охлаждается до температуры 156°С (TIR-110a) за счет теплообмена с поступающей сырой нефтью. Насосы Н-2/1,2- центробежные, нефтяные с двойным торцевым уплотнением.

Насосы защищены блокировками с автоматическим отключением по повышению температуры подшипников насосов до 80% - TISAH-194, 195. Максимальная температура 70°С сигнализируется.

После теплообменников Т-1/1, Т-1/2, Т-1/3, Т-1/4 мазут смешивается с потоком из атмосферного блока АТ-2 и поступает на доохлаждение в воздушные холодильники ВХ-3/1,2,3,4. Охлажденная до 40-45°С смесь мазутов из обеих блоков через узел учета FQI-5, 6 подается в нефтепровод ОАО «СНГ».

Фракция НК-205 из емкостей Е-1/2; Е-11/1,2; Е-1/1; Е-16,17,18 поступает на прием автоматизированной системы налива АСН-1 и отгружается потребителям в автоцистерны.

При выводе с установки некондиционной продукции из емкостей

Е-1/1, Е-10/1,2, Е-11/1,2, Е-12/1,2 насосом Н-20 или Н-21 откачивается узел учета мазута в нефтепровод или в ёмкости КР-1, КР-2 для повторного использования.

Печь П-3

Печь П-3 – трубчатая, вертикальная, тип СЦВ с конвекционной и радиантной зонами, двухпоточная.

Печь оснащена одной основной инжекционной горелкой. Режим горения горелки в печи поддерживается количеством воздуха к горелке и разряжением в печи. Разрежение у пода и в топке печи контролируется мановакуумметром PI-144a и прибором PISAHL-144a и в норме должно быть в пределах – 5 - 16 мм вод. ст. (0,05 - 0,16 кПа).

Температура дымовых газов на перевале печи – не более 750°С контролируется термопарами TIAH-150б, в с сигнализацией предельного значения.

Контролируется температура дымовых газов в дымовой трубе печи – не более 550°С прибором TIAH-150a с сигнализацией предельной температуры.

Эта температура служит показателем эффективной работы трубчатки в конвекционной зоне печи. Так же автоматически контролируется содержание кислорода в дымовых газах – 6-10% об. по QRO-501 и содержание окиси углерода – 0,1-0,5 % об. по QRCO-502. Эти параметры являются показателями правильности режима горения основной горелки печи, а также могут свидетельствовать о прогаре змеевика по изменению содержания кислорода.

В конвекционной зоне печи нефть в змеевиках нагревается за счет тепла дымовых газов. Затем нефть через перевал печи поступает в радиантную зону, где дальнейший нагрев происходит за счет лучистой радиации сжигаемого газа, разогретых стен печи.

Пройдя радиантную зону, нефть выходит из печи и по трансферному трубопроводу направляется на разделение в колонну К-3.

Температура нефти на выходе из печи обоих змеевиков должна быть примерно одинаковой, что свидетельствует о равномерной подачи нефти через них. Если разница в температурах потока достигает 33°С, срабатывает сигнализация максимального перепада TDIAH-319, 320.

Автоматическое поддерживание температуры нагрева нефти в печи П-3 в пределах 290-334°С осуществляется регулятором TICAHL-104, клапан которого TCV-104 установлен на подаче топливного газа к основной горелке печи. Минимальная и максимальная температура печи сигнализируются. Также сигнализируется и повышение давления нефти после печи до 3 кгс/см² прибором PIAH-388.

Печь П-3 оснащена противоаварийной защитой топочного пространства и трубчатых змеевиков печи.

Противоаварийная защита топочного пространства от образования взрывоопасных смесей обеспечивается следующими блокировками: при снижении давления топливного газа, подаваемого на основную горелку печи до 0,12 кгс/см² срабатывает блокировка PISAL-280 с автоматическим закрытием клапанов - отсекателей 515, 515а на подаче топливного газа к основной и пилотной горелкам печи: при погасании пламени горелки срабатывает блокировка BS-515 с автоматическим закрытием клапана - отсекателя 515; при снижении разрежения в топке печи до -4 мм вод. ст. или при повышении его до -18 мм вод. ст. срабатывает блокировка PISAHL-144a с автоматическим закрытием клапана - отсекателя 515 на подаче топливного газа к горелке печи ( с сигнализацией).

Трубчатые змеевики печи П-3 защищены от перегрева и прогара следующими блокировками и мероприятиями: при понижении расхода нефти в печь до 6,0 м³/ч срабатывает блокировка FISAL-352, FISAL-353 с автоматическим закрытием клапана 515; при снижении давления нефти (PISAL-391, PISAL-392) поступающей в печь П-3 до 8 кгс/см² срабатывает предупредительная сигнализация, при снижении давления до 6кгс/см² - блокировка с автоматическим закрытием клапанов - отсекателей 515, 515а. При повышении температуры нефти на выходе из печи > 360°С срабатывает блокировка TCSAH-104 с автоматическим закрытием клапана - отсекателя 515, закрывается электрозадвижка 3-9 на подаче нефти в печь.

Предусмотрены мероприятия по паровой защите печи П-3. От распределительного коллектора водяной пар (3-7 кгс/см²) поступает на: систему внутреннего пожаротушения для предотвращения взрыва в топке при отрыве пламени горелки, для локализации пожара в печи, для продувок топки перед розжигом. Пар в объем печи подается дистанционно открытием задвижки с электроприводом 3-7а; систему аварийной эвакуации нефти из змеевиков при аварийном прекращении циркуляции нефти по трубам или прогаре трубы; систему паровой завесы печи П-3.

Система паровой завесы предназначена для предотвращения проникновения к открытому пламени печи горючей смеси при авариях на технологической площадке. Подача пара осуществляется автоматически открытием задвижек с электроприводом 3-6 по сигналу загазованности у печи П-3 или П-1 (QSA-7008, 7012) и технологической площадки (QSA-182,183) или дистанционно. Не менее чем за 30 секунд до включения паровой завесы подается звуковой сигнал.

Факельная система

Сбросные газы из системы установки при срабатывании предохранительных клапанов на аппаратах К-3, Е-2, К-2, К-5, К-6, а также сдувки из этих аппаратов попадают в сепаратор С-1, через факельный коллектор в емкость Е-1 и далее на факел Ф-1 для сжигания. С целью предотвращения попадания конденсата в факельный коллектор предусмотрена сигнализация минимально и максимально допустимых уровней жидкости в Е-1. Для удаления из емкости углеводородного конденсата используются центробежные насосы Н-1ф и Н-2ф.

Насосы оснащены блокировками для обеспечения надежной и безаварийной работы. При отсутствии сброса углеводородных газов с установки в факельную систему емкость Е-1 и насосы Н-1ф и Н-2ф жидкостью не заполнены. Задвижки на выкиде насосов закрыты. При сбросе углеводородных газов с установки АТ в факельную систему в ёмкости Е-1 появляется конденсат, который по всасывающим трубопроводам поступает в насосы Н-1ф и Н-2ф и заполняет их. Отвод газовой фазы происходит из нагнетательных линий насосов в Е-1. При достижении жидкости в Е-1 минимального уровня автоматически включается насос Н-1ф. Открывается задвижка З-1ф. Если уровень продолжает повышаться и достигает максимального уровня, включается насос Н-2ф и открывается задвижка З-2ф.

За максимальный уровень принят ½ диаметра ёмкости Е-1 (1200 мм), а за минимальный уровень ¼ диаметра ёмкости 600 мм. В результате откачки количество жидкости в Е-1 уменьшается до минимального уровня, при достижении которого насос автоматически отключается и закрываются задвижки на нагнетании. Уровень жидкости в ёмкости Е-1 замеряется и регистрируется с сигнализацией максимального и минимального значений приборами LT-036, LIRSA-035, LI-038. Насосами Н-1ф и Н-2ф углеводородный конденсат откачивается в линию отбензиненной нефти. Топливный газ подается к запальному шкафу Ш-1 и на питание горелок Д-1, Д-2, К-1. Так как давление топливного газа к шкафу и к горелкам различны, на линии подачи топливного газа к горелкам давление поддерживается с помощью регулирующего клапана PV-023 приборами PIRC-023 PI-023. Розжиг горелок осуществляется при помощи системы дистанционного зажигания факела СЗФ - ЗУ1. Запальный шкаф Ш-1 предназначен для формирования газовоздушной смеси (ГВС) и её воспламенения. Для образования ГВС на входах шкафа подается топливный газ давлением от 2,5-6,0 кгс/см² и воздух с таким же давлением. Потребление газа и воздуха запальным шкафом производится кратковременно только в период розжига горелок. Питание горелок для обеспечения постоянного пламени осуществляется топливным газом давлением 0,7-1,2 кгс/см². Процесс дистанционного поджига сбрасываемых газов с помощью системы происходит в три этапа: первый – подбор соотношения газа и воздуха в газовоздушной смеси и расхода смеси при помощи контрольной горелки; второй – дистанционный розжиг дежурных горелок; третий – поджиг от дежурного пламени горелок газов, сбрасываемых на факел.

1.3 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготавливаемой продукции

Сырьё

Сырьём установки переработки нефти является Самотлорская нефть, поступающая из нефтепровода. Требования к качеству нефти приведены в таблице 1.1.

Изготавливаемая продукция

Товарными продуктами атмосферного блока являются:

1) бензин стабильный, соответствующий СТО 11605031-019-2007;

2) все виды ДТ по ГОСТ 305-82 и СТО 0251-13532939-004-2008:

дизельное топливо летнее;

б) дизельное топливо зимнее для умеренной климатической зоны;

в) дизельное топливо зимнее для холодной климатической зоны;

г) дизельное топливо фирменное ДТ ТНК класс 4 вид 2000 СТО ТНК-ВР 004-2008.

Характеристика показателей качества бензина и дизельного топлива приведены в таблице 1.1.

Побочная (попутная) продукция

Побочными продуктами установки являются:

- углеводородный газ (газ стабилизации);

- углеводородный конденсат;

- мазут (отбензиненная нефть).

Углеводородный газ используется в качестве топлива для технологических печей П-1 и П-3 установки; избыток сбрасывается на факельную установку. Углеводородный конденсат смешивается с нефтью отбензиненной (мазутом) и выводится через узел учёта FI-5, FI-6 с установки в нефтепровод товарной нефти.

Таблица 1.1 - Требования к качеству нефти

№ п	Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции	Номер государствен-ного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТО	Область применения, использования продукции
1	2	3	4	5	6
	Сырьё
1	Самотлорская нефть	ГОСТ Р 51858-2002	1.Плотность при 20⁰С, кг/см³ 2.Кинематическая вязкость при 50⁰С, мм²/с 3.Температура застывания,⁰С 4.Массовая доля, не более механических примесей, %, не более 5. Содержание, % масс.: -парафинов, не более -серы общей -хлоридов, мг/л -воды, не более	В зависимости от типа нефти (0-4) 3,83-4,25 -13 – 26 0,05 6,0 0,61-1,8 100 0,5	Является основным сырьём

Продолжение таблицы 1.1

Изготавливаемая продукция
1	Бензин газовый стабильный	СТО 11605031-019-2007		Лёгкий (БЛ)	Тяжелый (БТ)
			1. Плотность при 15⁰С, кг/м³, не более	735
			2. Фракционный состав: -температура начала перегонки, ⁰С, не ниже	30
			-конец кипения, ⁰С, не более	185	205
			3. Давление насыщенных паров, кПа, не более	79,9
			4. Кислотность, мг КОН на 100 см³ продукта, не более	2
			5. Содержание фактических смол, мг на 100 см³ бензина, не более	5
			6. Массовая концентрация свинца, ррb, не более	50
			7. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			8. Углеводородный состав:
			Объёмная доля парафиновых углеводородов, %, не менее	60	45
			Объёмная доля ароматических углеводородов,%	Не нормируется. Определение обязательно
			Объемная доля нафтеновых углеводородов, %
			Объёмная доля олефиновых углеводородов, %, не более	1
			9. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие
			10. Массовая доля общей серы, %, не более	0,045
			11. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,035
			12. Массовая доля сероводородной серы, %, не более	0,0005
			13. Массовая доля хлорорганических соединений, мкг/г	10
			14. Концентрация метил-трет-бутилового эфира, ррm, не более	50
			15. Содержание мехпримесей и воды	Отсутствие

Первичная переработка нефти. 2 📙 Реферат → 🆔 193388