Классификация технологических блоков по взрывоопасности

УТВЕРЖДАЮ

Вице-президент по производству

______________ Цзян Ши

“____” ______________ 2007г.

ПОСТОЯННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

ПО КОМБИНИРОВАННОЙ УСТАНОВКЕ ЛК-6у

ТОО “ПетроКазахстан Ойл Продакст”

Книга 2

Секция 100

ЭЛОУ-АТ

Директор

По производству Главный метролог

_________ Б.Б. Баетов ___________ А.Р. Зубко

Директор ДЭиОТ Начальник отдела ОТиТБ

___________ А.Ж. Ембердиев _________ С.К. Кадырбаев

Главный технолог Начальник отдела ОП

__________ С.В. Пилипенко _________ С.У. Жаркимбеков

Главный механик Начальник цеха № 1

___________ А.Г. Колотаев __________ Н.К. Нурашев

Главный энергетик

__________ Ж.Э. Минжасаров

Срок действия до “____” _________ 200…г.

Срок действия продлён до “____” __________

СОСТАВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

УСТАНОВКИ ЛК-6у

Номер книги	Наименование	Архивный номер
	Общие разделы	ТР-1.01.450-05/1
	Секция 100 ЭЛОУ-АТ	ТР-1.01.450-03/2
	Секция 200 Каталитический риформинг	ТР-1.01.450-01/3
	Секция 300/1, 300/2 Гидродепарафинизация дизельного топлива и керосина	ТР-1.01.450-04/4
	Секция 400 ГФУ	ТР-1.01.450-06/5
	Трубчатые печи и котёл-утилизатор секции 100	ТР-1.01.450-05/6
	Трубчатые печи и котёл – утилизатор секций 200, 300/1, 300/2	ТР-1.01.450-05/7

СОДЕРЖАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

СЕКЦИИ 100

№ п/п	Название раздела	Страница
1.	Общая характеристика секции. Назначение технологического процесса
2.	Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов. Характеристика изготовляемой продукции
3.	Описание технологического процесса и технологической схемы секции
4.	Нормы технологического режима
5.	Контроль технологического процесса
6.	Основные положения пуска и остановки секции при нормальных условиях
7.	Безопасная эксплуатация производства
8.	Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки
9.	Спецификация технологического оборудования регулирующих и предохранительных клапанов
10.	Технологическая схема производства продукции

1.ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА производственного объекта.

1.1.Полное наименование производственного объекта.

Назначение технологических проектов.

Секция 100- ЭЛОУ-АТ - электрообессоливание и атмосферная перегонка нефти. Секция ЭЛОУ-АТ является головной в комбинированной установке ЛК-6у и предназначена для переработки частично стабилизированных нефтей в смеси с газовым конденсатом* и ловушечным нефтепродуктом**.

В результате технологического процесса получаются отдельные нефтяные фракции, качество которых удовлетворяет требованиям на сырьё вторичных процессов комбинированной установки ЛК-6у и товарным продуктам после компаундирования:

n головка стабилизации (нестабильная фракция НК-62°С) , поступающая для разделения в секцию 400

n стабильная фракция 62-180°С - сырьё секции 200

n керосиновая фракция 140-230°С- сырьё секции 300-2

n лёгкая дизельная фракция 230-300 ⁰С – компонент товарного дизтоплива

n тяжёлая дизельная фракция 300-360 ⁰С – сырьё секции 300-1

n мазут – компонент котельного топлива, сырьё УВПМ и Висбрекинг

n бензин – растворитель (гексан-гептановая фр.70-85 ⁰С)

n керосиновая фракция 140-230 ⁰С – компонент топлива ТС-1

n осветительный керосин.

Год ввода секции в действие – 1985г.

1.2.Состав секции.

В состав секции входят следующие блоки:

n электрообессоливания

n атмосферной перегонки нефти

n стабилизации бензина.

*)При производстве реактивных топлив РТ и ТС-1 применение ловушечного продукта недопустимо

1.3.Количество технологических линий и их назначение.

1.3.1.Электрообессоливание нефти осуществляется по двухступенчатой схеме. Предназначена для удаления солей и пластовой воды из нефти.

1.3.2.Атмосферферная перегонка нефти осуществляется с помощью ректификации по двухколонной схеме. Предназначена для выделения нефтяных фракций.

1.3.3.Схема стабилизации бензинов с верха колонн К-101 и К-102 однопоточная. Предназначена для стабилизации бензинов идущих на риформинг и выделения нестабильной головки.

1.3.4.Предусмотрен узел приема и выдачи реагентов:

- деэмульгатора для проведения процесса электрообессоливания

- раствор щёлочи, аммиачной воды, нейтрализующего амина, ингибитора коррозии с целью антикоррозийной защиты оборудования

- присадки Додифлоу для понижения температуры застывания товарного дизельного топлива.

1.4.Проект обессоливания и первичной переработки нефти разработан Ленгипронефтехимом, Азигпронефтехимом на основании исходных данных, подученных от ВНИИП и БашНИИ НП.

2.Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов,

полупродуктов, вырабатываемой продукции.

Таблица 1.

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полупродуктов., вырабатываемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ	Область применения вырабатываемой продукции

2.1.Сырьё
Нефть сырая		1.Содерж. воды % вес 2.Содерж. хлор. солей мг/л	не более 1,0 не более	Сырьё для получения фракцций С-100
Бензин-отгон		1.Фр. состав: темп.к.к. не выше°С	Не регл. Не регл.	Из секции С-300-2 из секции С-300-1
Нефтепродукт ловушечный		1.Содерж.мех. примесей %в. 2.Содержание воды %в.	не более 0,07 не более 1,0	Кроме производств. прямогон. спец. топлив
Газовый конденсат Обессоленная нефть		1.Масса хлористых солей мг/л 2.Содержание воды % в. 1.Содержание хлористых солей мг/л 2.Содержание воды, % вес	не более более не 0,1 не более не более 0,2	сырьё для получения прямогон. фр.С-100 ----------
Головка стабилизации (рефлюкс АТ)		1.Содержание С₅ и > %в. 2.Содержание С₆ %в.	не более не более	сырьё С-400


Фракция 140-180°С прямогонная		1.Фр. состав:	Не нормируется
Фракция 62-180°С (бензиновая фракция)	------	1.Плотн. при 20° С не более г/см² 2.Фр. состав: Т-ра начала перегонки не ниже, °С Т-ра к.к. °С 3.Испытание на медной пластинке	Не норм. не выше Выдерж..	сырьё С-200 компаундант бензина
Фракция 62-140°С (бензино-вая фракция)	------	1.Фр. состав: Т-ра начала перегонки°С	не ниже не выше	сырьё С-200 компаундант бензина
Фракция 140-230°С прямогонная		1.Плотн. при 20°С г/см² 2.Фр. состав: Т-ра н.к. °С	не норм. не норм.	Сырьё секции 300/2 Базовый керосин.


Дизельное топливо прямогонное (фр. 180-350°С)	ГОСТ 305-82	1.Дизельный индекс: не менее 2.Фр.состав: 50% перегоня-ется при ,°С не выше 96% перегоня-ется при ,°С не выше 4.Т-ра помут-нения ,°С не выше 5.Т-ра застыв., °С не выше 6.Т-ра вспыш. опр-ся в закр. тигле ,°С не ниже	-5 -10	Товарное диз топливо марки Л-02-40(62) Л-02-62 Л-02-40
Фракция 300-360°С прямогонная		1.Плотность 2.Сод. серы 3.Фр.состав 4.Т-ра застывания, ⁰С	Не норм Не норм. Не норм. Не норм	сырьё С-300/1
Дизельное топливо прямогонное (фр. 180-350°С)	ТУ 38. 001355-86	1.Цетановое число, не менее 2.Фр. состав: 50% перегоняется при, °С не выше до 360°С перегоняется,% не менее 3.Т-ра застыв., °С не выше 4.Т-ра помутн. °С не выше 5.Т-ра вспыш. определяется в закр. тигле, °С, не ниже	+5	Товарное топливо летнее для дизелей


Гексан-гептановая фракция	ТУ38. 1011359-91	4.Массовая доля олефин. У/в, %в. не более 4.Массовая доля общей серы, %в. не более 5.Концентрац. свинца,мг/кг не более 6.Давл.насыщ. паров,мм.рт.ст не более	0,5 0,05 60,0	Бензин- растворитель
Керосин осветительный КО-20	ТУ38.401-58-10-90	1.Фр.состав: до 270°С пере гоняется,%в. не менее 98% перегоня-ется при,°С не выше 2.Массовая доля серы,%в. не более 3.Высота не коптящего пламени , мм. 4.Т-ра вспыш-ки , °С не менее 5.Плотность при 20°С, кг/м³ не более	0,1 не менее

Мазут	ГОСТ 10585-99	1.Плотность при 20°С, г/см² н.б 2.Т-ра вспыш-ки в закрытом тигле, °С не ниже 3.Вязкость усл ВУ при 80°С не более 4.Содержание серы %в. 5.Т-ра застыв. °С не выше	Не норм. не реглам. 1,0	компонент кот. топлива сырьё УВПМ, сырьё УЛТКМ М-100 Марка М 100
Вода дренажная (от Е-101, Е-102)	ВНТП 25-86	1.Показания рН 2.Содержание Fе, мг/л не более	7,0-8,0 1,0	биологическая очистка
Реагенты и вспомогательные материалы

Нефтерастворимый деэмульгатор		1.Внешний вид 2.Плотность при 20°С, г/см²	Маслянистая жидкость 0,85-0,95	Блок электрообес- соливания
Депрессорная присадка Додифлоу		1.Внешний вид 2.Плотность при 20°С, г/см³около 3.Т-ра зас-тывания, °С	Вязкая жидк. молочного цвета 0,91 -6	Товарные д/топлива

		4.Вязкость при 40°С, мПа*с около 5.Т-ра вспыш. °С, около
Раствор аммиака (аммиачная вода)	ГОСТ 9-92	1.Содержание аммиака,%в.	до 1,0	блок АТ
Ингибитор коррозии Додиген - 481		1.Внешний вид 2.Плотность при 20°С, г/см³ 3.Динамичес-кая вязкость, мПа*с 4.Содержание ингибитора,%	Жидкость тёмно-ко-ричневого цвета 0,935-0,945 70-210 3-10
Нейтрализующий амин Додикор
Содо-щелочной раствор	ГОСТ 2263-79 МИ38.3601-14-90	1.Содержание соды и щёлочи ,%в. 2.Соотношен. щёлочь:сода в растворе	1,5-2,0 4:1÷1:1	блок ЭЛОУ блок АТ
Инертный газ для продувки и опрессовки аппаратов		1.Содержание кислорода,%о. 2.Сод. окиси углерода,%об. 3.Сод.двуоки-си углер.%об. 4.Содержание горючих ,% 5.Влажность по точке росы	не более 0,5 не более 0,1 не норм. не более 0,5 не норм.	ЛК-6у

2.4.Свойства сырья, реагентов, полуфабрикатов и готовой продукции с точки зрения пожароопасности и токсичности приводятся в разделе 7.1.1.

3.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СЕКЦИИ.

3.1.Описание технологического процесса и химизм процесса.

Процесс производится с помощью физико-химических методов: обессоливания, обезвоживания, физических методов: ректификации, теплообмена. Весь процесс состоит из следующих стадий:

1.Электрообессоливание сырой нефти.

2.Атмосферная перегонка нефти.

3.Стабилизации бензина.

3.1.1.Электрообессоливание.

В нефти поступающей на установку, содержится вода до 1%вес., солей - до 1800мг/л (максимально).

Содержащаяся в нефти вода с растворёнными в ней солями, преимущественно хлоридами, является не только ненужной примесью, но вызывает сильную коррозию оборудования и ухудшает качество газотурбинных и котельных топлив.

Растворённые в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по-разному. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием хлористого водорода даже при низкой температуре.

Гидролиз хлоридов идёт согласно уравнений:

МgCl₂ + H₂O ® Mg(OH)Cl +HCl

Mg(OH)Cl + H₂O ® Mg(OH)₂ + HCl

Особенно сильно подвергается хлористоводородной коррозии конденсационно-холодильная аппаратура.

Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой , а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле электродегидраторов. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов в нейтральной и слабощелочной среде, регулируемой подачей щёлочи.

Обезвоженная и обессоленная нефть поступает на атмосферную перегонку.

3.1.2.Атмосферная перегонка.

Нефть представляет собой сложную смесь взаимно растворимых органических веществ, различных по молекулярному весу и температуре кипения.

Разделение нефти на фракции производится по пределам выкипания.

Первая колонна служит для выделения газа и наиболее лёгких фракций, вторая является

основной ректификационной колонной. В результате предварительного выделения из нефти бензиновых компонентов в первой колонне, в змеевиках печи не создаётся высокое давление.

В атмосферной колонне, кроме верхнего и нижнего продукта (бензина, тяжелого диз.топлива, мазута), отбираются три боковых погона - фракции.

Каждый боковой погон направляется в свою отгонную колонну , где происходит отпарка лёгких фракций. Таким образом атмосферная колонна фактически представляет собой несколько простых колонн, объединённых в одну. Концентрационные части этих колонн расположены в одном корпусе, а отгонные части оформлены в самостоятельные отпарные колонны. Разные секции сложной колонны имеют различные паровые и жидкостные нагрузки и флегмовые числа. На верх сложной колонны подаётся острое орошение. Во 2-ой , 3-ей и 4-ой секциях созданы самостоятельные циркуляционные орошения. Это позволяет улучшить энергетические показатели процесса за счёт использования тепла этих потоков.

При этом с атмосферной колонны отбираются следующие боковые погоны: фракции 140-180°С , 180-230°С , 230-300°С и 300-360°С.

При перегонке нефти в результате термического разложения сернистых соединений образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной сильной коррозии аппаратуры.

В присутствии воды и при повышенных температурах сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо.

Fe + H₂S ® FeS + H₂

FeS +2HCl ® FeCl₂ + H₂S

Для подавления хлористоводородной коррозии аппаратуры ЭЛОУ-АТ предусмотрена подача 2%-ного содощелочного раствора в трубопровод нефти после теплообменников Т –110, Т-111А, а в случае необходимости имеется возможность подачи содощелочного раствора в трубопровод нефти после теплообменников Т –104, Т –106, Т-132А, раствора Додикора в шлемовый трубопровод К-102 и ингибитора коррозии в шлемовые трубы колонн К-101, К-102.

Додикор взаимодействует с хлористым водородом и сероводородом по реакциям:

H₂S + R-NH₂ ® (R-NH₃)₂ S

H₂S + R-NH₂ ® (R-NH₃)SН

НСl + R-NH₂ ® (R-NH₃) Сl

Продукты реакции выводятся с дренажной водой из рефлюксной емкости Е-102.

Для создания защитной плёнки внутри трубопроводов и аппаратов предусматривается подача раствора ингибитора коррозии.

3.1.3.Стабилизация.

Бензиновая фракция с верха колонн К-101 и К-102 поступает на стабилизацию. С верха стабилизационной колонны - нестабильная головка направляется на очистку от сероводорода и газофракционирование , а стабильный бензин - фракция 62-140°С в смеси с фракцией 140-180°С является сырьём каталитического риформинга.

3.2.Описание технологической схемы производства.

3.2.1.Электрообессоливание.

Сырая нефть из резервуаров парка Р-231 и газовый конденсат из Е-110 насосами Н-178, Н-179 подаются на прием сырьевых насосов Н-101, Н-102 (Н-103 , Н-103А). Сырьё прокачивается через систему теплообменников двумя параллельными потоками: на общем потоке нефти до теплообменников установлены счётчики массового расхода поз. F- 186 , поз.F-187.

На приём насосов Н-101÷Н-103А подаётся нефтерастворимый деэмульгатор насосом Н-181 (Н-182) из ёмкости Е-128.

Для предупреждения отложения солей в теплообменниках сырой нефти предусмотрена подача воды из ёмкости Е-126 насосом Н-133 , Н-134 на приём насосов Н-101÷

Н-103А. Расход воды регистрируется прибором поз.F-161. Свежая вода подается в трубопровод сырой нефти перед ЭД-101-104, а также перед ЭД-105,106,108. Расход воды регистрируется прибором поз.F-105. В ёмкость Е-126 подаётся свежая вода, предусмотрена подача оборотной воды. Уровень в ёмкости регулируется регулятором поз.L-140, клапан которого установлен на линии подачи воды в ёмкость.

Первый поток сырой нефти проходит через трубное пространство теплообменников: Т-101 (нефть -первое циркуляционное орошение колонны К-102) , Т-103 (нефть -второе циркуляционное орошение К-102), Т-104 (нефть -фракция 230-300°С). Расход регулируется клапаном-регулятором поз. F - 100-1.

Температура нефти на выходе из теплообменников Т-104 измеряется термопарой поз. Т-144-1.

Второй поток сырой нефти проходит через трубное пространство теплообменников Т-102 (нефть -первое циркуляционное орошение колонны К-102) , Т-105 (нефть -второе циркуляционное орошение колонны К-102), Т-106(нефть -мазут). Расход регулируется клапаном - регулятором поз.F-100-2. Температура нефти на выходе из теплообменника Т-106 измеряется термопарой поз. Т-144-2.

Схемой предусмотрена возможность подачи нефти по трем потокам. При этом третий поток нефти проходит последовательно теплообменники Т-130 (нефть -фракция 230-

-300 ⁰С), Т-131 (нефть -2-ое ЦО), Т-132, Т-132А (нефть -мазут). Расход регулируется клапаном - регулятором поз.F-100-3. Температура нефти на выходе из Т-132А измеряется термопарой поз. Т-144-3. При работе установки на малых загрузках третий поток отсекается.

Схемой предусмотрена линия сырой нефти после сырьевых насосов перед расходомерами F-186, F-187 до клапана поз.F-100-3, через вышеописанные теплообменники третьего потока и далее на ТСЦ для размыва парафиновых отложений в нефтяных резервуарах.

Для усреднения температуры три потока нефти после Т-104 , Т-106 и Т-132А объединяются, а затем нефть четырьмя параллельными потоками поступает в электродегидраторы 1-ой ступени: ЭД-101, ЭД-102, ЭД-103 , ЭД-104, включенные парарельно.

Схемой предусмотрена подача 2%-го содо-щелочного раствора из Е-106 насосами

Н-140 (Н-141) в трубопровод нефти после теплообменников Т-110, Т-111 А, а также перед ЭД-101÷104 для предупреждения соляно-кислой коррозии сырьевых теплообменников,

Расход потоков нефти в каждый электродегидратор 1-ой ступени регистрируется приборами поз.F-141/1-4 соответственно.

Электродегидраторы представляют собой горизонтальные цилиндрические аппараты ёмкостью 160м³, работающие при температуре не выше 140°С и давлении не более 14 кгс/см². Нефть в электродегидраторы вводится снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх.

В электрическом поле высокого напряжения с применением деэмульгатора происходит разрушение эмульсии и разделение воды от нефти.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть сверху электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101÷104 направляется на 2-ую ступень в электродегидраторы ЭД-105÷106, 108.

В поток нефти перед электродегидраторами подаётся свежая вода из ёмкости Е-126 , постоянство расхода воды поддерживается регулятором поз.F-105, клапан которого установлен на выкиде насосов Н-133 , Н-134.

Расход эмульсии нефти с водой в каждый электродегидратор 2-ой ступени регистрируется приборами поз. F-141/5,6,8 соответственно.

Солевой раствор с низа электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101÷104 сбрасывается в отстойник Е-109 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз поз.L-101/1-4, а из электродегидраторов 2-ой ступени ЭД-105, 106, 108 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз поз.L-101/5,6,8 в ёмкость Е-127.

Верхний уровень нефти электродегидраторов контролируется буйковыми уровнемерами поз.L-103/1-6,8, . связанными с подачей напряжения на повышающие трансформаторы: при низком уровне нефти 95 %( образовании газовой подушки) снимается подача напряжения на электроды.

Сброс нефти от предохранительных клапанов электродегидраторов ведётся в колонну К-101.

Давление перед 1-ой и 2-ой ступенями ЭЛОУ контролируется приборами поз.

Р-141-1 и Р-101 соответственно.

Отстойник Е-109 представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость объёмом 160 м³, работающую при температуре до 140°С и давлении 10 кгс/см².

Отстоявшаяся нефть из ёмкости Е-109 через клапан регулятора давления поз.

Р-193 направляется в линию некондиции в приемную линию сырьевого насоса Н-101 , Н-102 (Н-103 , Н-103А) через холодильники Х-105, Х-116А (1-ая секция).

Солевой раствор из ёмкости Е-109 непрерывно отводится в воздушные холодильники Х-113, Х-114, Х-115, Х-116, Х-116А. Температура солевого раствора после

Х-113÷116А регистрируется прибором поз. Т-168.

Уровень солевого раствора в Е-109 поддерживается регулятором поз.L-104, клапан которого установлен на линии подачи в Х-113÷Х-116А.

Отстоявшаяся нефть из ёмкости Е-127 по переливной линии поступает в ёмкость

Е-109. Солевой раствор совместно с солевым раствором из Е-109 выводится с установки через Х-113-116. Уровень в Е-127 поддерживается прибором поз. L -142, клапан которого расположен на линии вывода из Е-127.

Примечание: Электродегидратор ЭД-107 используется для обезвоживания компонента товарного дизельного топлива на выходе с ЛК-6у на ТСЦ.

3.2.2.Атмосферная перегонка.

Обезвоженная и обессоленная нефть с блока ЭЛОУ двумя параллельными потоками поступает в колонну К-101.

Первый поток нефти проходит через межтрубное пространство теплообменников Т-107 (нефть-фр.230-300 ⁰С) , Т-112 (нефть - 3-е ЦО К-102) и Т-111 , Т-110 (нефть - мазут). Температура нефти замеряется термопарой поз. Т -122-1.

Второй поток нефти проходит межтрубное пространство теплообменников

Т -108 (нефть - мазут), Т- 109 (нефть - 3-е ЦО К-102), Т-110А, Т-111А(нефть-мазут). Температура нефти замеряется термопарой поз. Т -122-2.

Третий поток нефти проходит через трубное пространство Т-133 (нефть – фр. 300-360 ⁰С), а затем поступает на вход теплообменника Т –110А.

Постоянство расходов нефти на потоках поддерживается регуляторами поз.

F -101-1.2.3 c коррекцией по уровню в колонне К-101.

После нагрева нефть двумя потоками поступает в колонну К-101 на 8-ую и 1-ую тарелку.

Кроме этого, часть нефти (6-15%) подаётся сразу после 2-ой ступени ЭЛОУ в виде “холодного” питания на 18-ую тарелку К-101.Расход “холодного” питания регулируется прибором поз. F-121, клапан которого расположен на линии в К-101.

С верха колонны К-101 пары бензина , пары воды, и углеводородного газа с температурой до 160°С поступают в воздушные конденсаторы - холодильники

ХК-101÷105, 101А, 105А, где конденсируются и охлаждаются и далее поступают на доохлаждение в конденсатор - холодильник ХК-121А., откуда с температурой не выше

50 ⁰С направляются в рефлюксную емкость Е-101. Температура потока после

ХК-101-105,101А,105А замеряется прибором поз. Т-121-1, после ХК-121А прибором

Т-171.

Для подавления коррозии верхних тарелок колонны К-101 и защиты конденсаторов - холодильников в ХК-101÷105, 101А, 105А подаётся раствор ингибитора коррозии из ёмкости Е-108 насосами Н-135 в шлемовую линию К-101. В шлемовую линию предусмотрена подача 1% раствора аммиачной воды из ёмкости Е-105 насосом Н-177(Н-177А).

Бензин из емкости Е-101 насосами Н-109 (Н-109А) подается на орошение колонны К-101. Расход орошения поддерживается регулятором поз. F-106 с коррекцией по температуре верха К-101 поз. Т-122-23, клапан регулятора установлен на линии подачи орошения в колонну.

Избыток бензина из емкости Е-101 через клапан регулятора L-120 поступает на смешение с бензином колонны К-102 в емкость Е-103.

Несконденсировавшиеся газы из Е-101 по клапану регулятора давления поз.

Р-102 также поступают на смешение с бензином колонны К-102 . Смесь бензинов и углеводородного газа охлаждаются в водяном холодильнике - конденсаторе Х-124 и поступает в ёмкость смешения бензинов Е-103.

Давление в системе К-101 , Е-101 регулируется регулятором поз. Р-102. Давление в

Е-103 поддерживается регулятором поз. Р-100, расход сбрасываемого газа в топливную сеть или на факел в Е-110 показывает прибор поз. F-180

Сероводородная вода отделяется в емкости Е-101 и сбрасывается в канализацию.

. Уровень воды в ёмкости Е-101 поддерживается регулятором поз. L-116, клапан которого установлен на линии сброса, рН сбрасываемой воды регистрируется рН-метром поз.Q-103.

Поддержание теплового режима внизу колонны К-101 достигается следующим образом: часть отбензиненной нефти с низа колонны К-101 прокачивается насосами

Н-107 (Н-108) через секции “горячей струи” печи П-101/1. Расход “горячей струи” по потокам регулируется прибором поз. F-122/1,2,3,4.

Работа печей - см. книгу 6 ТР- 1.01.450-00/7

После нагрева “горячая струя” двумя трансферными линиями из печи

П-101/1 поступает в колонну К-101 под 1-ую ректификационную тарелку.Температура продукта в каждой трансферной линии контролируется термопарой поз. Т-132/1,2.

Температура низа колонны регистрируется термопарой поз. Т-122-24.

Основная часть отбензиненной нефти из К-101 насосами Н-104, Н-105, Н-106 подаётся в секции печи П-101. Расход отбензиненной нефти по потокам поддерживается регулятором поз.F-123/1÷14.

Нагретая до 370°С отбензиненная нефть из печи П-101 двумя потоками поступает на 5-ую тарелку в колонну К-102. Температура отбензиненной нефти после печи П-101 замеряется термопарами поз. Т-122-171 и Т-122-25. Температура в низу колонны замеряется термопарой поз. Т-122-4.

С верха колонны К-102 газ, пары бензина (фр. НК-140°С), водяные пары поступают в воздушные холодильники - конденсаторы двумя потоками: 1-ый через ХК-107А ,

ХК-108А, ХК-111, ХК-112 , 2-ой через ХК-106, ХК-107, ХК-108, ХК-109, ХК-110 после чего поступают водяные холодильники ХК-122/2 и ХК-122/1, где охлаждаются и конденсируются и с температурой не выше 50°С поступают в ёмкость Е-102. Температура конденсата замеряется на входе каждого потока в ёмкость термопарами поз. Т-121-11, Т-122-22.

Для подавления коррозии верхних тарелок К-102 и конденсаторов - холодильников в шлемовую линию К-102 подаётся раствор ингибитора коррозии насосами Н-139А (138) из ёмкости Е-108, схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии в линию орошения К-102. В шлемовую линию К-102 подаётся также 1% раствор аммиачной воды из ёмкости Е-107 насосами Н-176 (Н-177 , Н-177А).

В ёмкости Е-102 происходит отделение воды от бензиновой фракции. Вода из Е-102 сбрасывается в канализацию, рН воды измеряется автоматически рН-метром поз.

Q-104. Уровень воды поддерживается регулятором уровня раздела фаз поз.L-117, клапан которого установлен на линии сброса. Бензиновая фракция (НК-140°С) из Е-102 насосами Н-112 , Н-113 подаётся частично на орошение колонны К-102, температура верха К-102 поддерживается регулятором поз. Т-104 с коррекцией по расходу орошения поз.F-107, клапан регулятора установлен на линии подачи орошения. Другая часть - балансовый избыток фракции НК-140°С подаётся в ёмкость Е-103 , где смешиваются фракции НК-100°С и НК-140°С (бензины К-101 и К-102). Расход фракции НК-140°С поддерживается регулятором поз. F-170, клапан которого установлен на линии в Е-103, уровень бензина в Е-102 измеряется прибором поз.L-112. Схемой предусмотрена подача фракции НК-140°С по жёсткой схеме после клапана поз. F-170 на приём подпорных насосов секции С-200.

Давление верха колонны К-102 поддерживается регулятором поз. Р-103, клапан регулятора расположен на линии сброса УВГ из емкости Е-102 в топливный сеть или в Е-110.

Избыточное тепло колонны К-102 снимается циркуляционными орошениями (ЦО):

1-ое ЦО с 37 тарелки забирается насосами Н-115 (Н-116) и прокачивается двумя параллельными потоками через теплообменники Т-101 и Т-102, расход ЦО поддерживается регуляторами поз.F-102/1,2 с коррекцией по температуре на 39 тарелке К-102 поз. Т-113-1, клапаны которых установлены на линиях к теплообменникам, после чего, объединившись возвращается на 37,38 тарелку К-102.Температура вывода и возврата 1-го ЦО замеряются приборами поз. Т-122-172 и Т-107-1 соответственно.

2-ое ЦО забирается с 25 тарелки колонны К-102 насосами Н-117, Н-118 (Н-119) прокачивается на С-400 для нагрева колонны К-401, затем тремя потоками поступает через клапаны регуляторов расхода поз. F-103/1,2,3 с коррекцией по температуре на 24,25 тарелке К-102 поз.Т-114-1, установленных на потоках в Т-103, Т-105, Т-131 соответственно, после чего объединившись поступает на 28 тарелку К-102. Температура 2-го ЦО замеряется термопарой поз. Т-106-1.

3-е ЦО с глухой тарелки забирается насосами Н-174 (Н-175) и прокачивается двумя параллельными потоками через теплообменники Т-109, Т-112, в которых охлаждается и затем одним потоком подаётся на 16 тарелку К-102. Расход по потокам поддерживается регуляторами поз.F-151/1,2 с коррекцией по температуре поз. Т-122-20.

Из колонны К-102 выводится три боковых погона: фр.140-180°С, фр.180-230°С, фр.230-300°С. Фр.140-180°С с 40 (38) тарелки перетекает на 8-ю тарелку верхней секции отпарной колонны К-103/1. Уровень К-103/1 регулируется прибором поз. L-108, клапан которого установлен на перетоке из колонны К-102 в К-103/1. Для отпарки увлечённых лёгких фракций в низ колонны К-103/1 предусмотрена подача перегретого водяного пара, расход которого регулируется прибором поз.F-109. Водяной пар и отпаренные лёгкие фракции с верха К-103/1 поступают под 42 тарелку К-102.

Температура под тарелкой отбора фракции 140-180°С из К-102 поддерживается за счёт регулирования расхода I циркуляционного орошения приборами поз. F-102/1,2, клапана которых расположены перед теплообменными аппаратами Т-101, Т-102 с коррекцией по температуре под тарелкой отбора от поз. Т-113-1

С низа К-103/1 фр.140-180°С забирается насосами Н-114 (Н-121) и прокачивается через холодильник воздушного охлаждения Х-111 и может направляться:

n через клапан регулятор расхода поз. F-117 на смешение с фр.62-140°С

n через клапан регулятор расхода поз. F-115 на смешение с фр.180-230°С.

Фр.180-230°С с 28 тарелки перетекает на 10-ю тарелку средней секции отпарной колонны К-103/2. Уровень в К-103/2 регулируется прибором поз. L-109, клапан которого установлен на перетоке из колонны К-102 в К-103/2.Для отпарки увлечённых лёгких фракций в низ К-103/2 подаётся перегретый водяной пар, расход которого регулируется прибором поз.F-110, водяной пар и отпаренные лёгкие фракции с верха К-103/2 поступают под 29-ю тарелку К-102. Температура под тарелкой отбора фр.180-230°С из К-102 поддерживается за счёт регулирования II циркуляционного орошения приборами поз F-103/1,2,3, клапана которых установлены перед теплообменными аппаратами Т-103, Т-105, Т-131 с коррекцией по температуре под тарелкой отбора от поз. Т-114/1. С низа К-103/2 фр.180-230°С забирается насосами Н-120 (Н-121) и прокачивается через теплообменник Т-116, холодильник воздушного охлаждения Х-112, где охлаждается до температуры не выше 50°С. Охлаждённая фр.180-230°С может направляться через счётчик массового расхода поз. F -192:

n через клапан - регулятор расхода поз. F-116 на смешение с фр.140-180°С и далее в секцию 300/2

n через клапан-регулятор расхода поз. F-119 в парк 232/1,2 и далее в секцию 300/1 при производстве реактивного топлива марки РТ.

n через клапан- регулятор расхода поз.F-119 на смешение с фр.230-300°С или парк готовой продукции.

Фр. 230-300°С с 14,16 тарелки поступает на 10 тарелку отпарной колонны К-103/3. Уровень в К-103/3 регулируется прибором поз. L-110, клапан которого установлен на перетоке из К-102 в К-103/3. Для отпарки увлечённых лёгких фракций в низ К-103/3 подаётся перегретый водяной пар, расход которого регулируется прибором поз. F-111. Водяной пар и отпаренные лёгкие фракции с верха К-103/3 поступают под 22А тарелку К-102.

Температура под тарелкой отбора фракции 230-300°С поддерживается за счёт регулирования расхода III циркуляционного орошения прибором поз. F-150/1,2, клапан которого установлены перед теплообменными аппаратами Т-109, Т-112 с коррекцией на температуру под тарелкой отбора от поз. Т-122/16.

С низа К-103/3 фр.230-300°С забирается насосами Н-122 (Н-123) и прокачивается через теплообменник Т-316, кипятильник К-309 секции 300/1, теплообменник нагрева нефти после ЭЛОУ Т-107, теплообменники нагрева нефти до ЭЛОУ - Т-104, Т-130, холодильник воздушного охлаждения Х-125/1. Охлаждённая до температуры не выше 50°С фр.230-300°С может направляться:

n в секцию 300/1 в смеси с фракцией 300-360°С, расход поддерживается регулятором поз. F- 147, клапан которого установлен на перемычке между линиями,

n через клапан - регулятор расхода поз.F-120 в парк накопления Р-232/1,2 или в ЭД-107

n по перемычке в линию гидроочищенного дизтоплива и далее в парк готовой продукции.

Температура фр.230-300°С после Х-125/1 регистрируется прибором поз. Т-171-1, расход контролируется счётчиком массового расхода поз. F-193.

Фракция 300-360°С выводится с глухой (13) тарелки колонны К-102 и насосом Н-128, Н-128А направляется через теплообменник Т-133 нагрева нефти после ЭЛОУ и воздушный холодильник Х-125/2 и подаётся в секцию 300/1 на депарафинизацию.

Расход фракции 300-360°С контролируется счётчиком массового расхода поз. F-192 и поддерживается прибором поз. F-146 с коррекцией по уровню на 13 тарелке К-102 поз. L-107-4, клапан регулятора расположен на линии вывода после холодильника Х-125/2. Температура контролируется прибором поз. Т-177.

Схемой предусмотрена подача фракции 300-360°С с глухой тарелки К-102 на приём насоса Н-122, Н-123 и вывод совместно с фракцией 230-300°С по схеме вывода лёгкого дизельного топлива.

В низ колонны К-102 подаётся перегретый водяной пар (ПП-5) для отпарки от мазута лёгких фракций, а также для улучшения испарения фракций в ректификационной колонне К-102, расход пара поддерживается регулятором поз.F-108, клапан регулятора расположен на линии пара.

Мазут с низа колонны К-102 насосами Н-124 (Н-125,Н-125А) прокачивается двумя потоками через теплообменные аппараты нагрева нефти, давление на выкиде насосов регистрируется прибором поз. Р-128-1.

Первый поток прокачивается последовательно через теплообменники Т-110,Т-111. Расход мазута регулируется прибором поз.F-104-1 с коррекцией от регулятора уровня низа колонны К-102 поз. L-107-1.

Второй поток мазута прокачивается последовательно через теплообменники Т-111А, Т-110А. Расход регулируется прибором поз.F-104-2 с коррекцией от регулятора уровня низа К-102 поз.L-107-1, после теплообменников Т-110А, Т-111 потоки объединяются. Затем мазут двумя потоками прокачивается через теплообменники нагрева обессоленной нефти Т-108 и сырой нефти Т-106 и теплообменники нагрева сырой нефти Т-132А, Т-132. Далее потоки вновь объединяются и мазут прокачивается через холодильники воздушного охлаждения Х-119÷123 и с температурой не выше 95°С выводится с установки:

n в парки котельного топлива № 311/1-6, 314/1,2

n на УВПМ

n на установку лёгкого термокрекинга

Расход мазута с установки регистрируется счётчиками массового расхода поз.F-188,

F-189. Температура на выходе из Х-119 ¸ 123 регистрируется прибором поз. Т-121-4.

3.2.2. Стабилизация.

Из ёмкости Е-103 фракция НК-140°С забирается насосами Н-110 (Н-111) и подаётся через теплообменники Т-115, Т-116, где подогреваются стабильным бензином и фр.180-230°С с К-103/2, в стабилизатор К-104 на 25 (30, 35) тарелку. Постоянство уровня в Е-103 поддерживается регулятором уровня поз.L-113 с коррекцией на расход поз.F-112, клапан которого установлен на выкиде насоса Н-110 (Н-111). Температура фракции НК-140°С на входе в колонну К-104 измеряется прибором поз.Т-122-14.

С верха колонны К-104 пары нестабильной головки (фр.НК-62°С) пройдя конденсатор- холодильник ХК-117, ХК-118, ХК-119 и водяной холодильник ХК-120А, с температурой не выше 50°С поступают в рефлюксную ёмкость Е-104. Давление в стабилизаторе поддерживается регулятором давления поз. Р-104/1,2, клапаны которого установлены на шлемовой линии.

В ёмкости Е-104 давление поддерживается регулятором давления поз. Р-105-1, клапаны которого установлены на сбросе газа из Е-104 в Е-401. Расход газа измеряется расходомером поз.F-135-2.

Из Е-104 насосом Н-131 (Н-132) часть фракции возвращается на верх К-104 в виде орошения, а балансовый избыток направляется в секцию 400 после охлаждения в холодильнике Х-126. Уровень в Е-104 поддерживается регулятором поз.L-114-1, клапан которого установлен на линии откачки в секцию 400. Расход нестабильной головки регистрируется прибором поз.F-135-1.

Количество орошения в К-104 поддерживается регулятором поз.F-113, клапан которого установлен на линии подачи орошения.

При работе стабилизатора без ГФУ подача нестабильной головки в секцию 400 отключается. Стабилизатор переводится на режим дебутанизации. Из Е-104 насосом Н-131

(Н-132) жидкая фаза возвращается на верх К-104 в виде орошения, а балансовый избыток в паровой фазе выводится из Е-104 через клапан - регулятор поз. Р-105-1 в линию топливного газа.

Температура верха К-104 контролируется прибором поз. Т-122-13. Температура в нижней части К-104 поддерживается циркуляцией горячей струи насосом Н-129 (Н-130) через змеевик печи П-102.

Температура низа К-104 замеряется термопарой поз. Т-122-12.

При работе на жёсткой связи секции 100 с секцией 200, 300/1, 300/2 в качестве ёмкости служат кубовые части колонны К-103 и К-104. В этом случае очень важно для стабильности работы постоянство качества нефти, поступающей на установку. Насосы Н-114,120,121,122,123 являются подпорными для сырьевых насосов секции 200, 300/1, 300/2.

При наработке гексан-гептановой фракции: фракция 62-140°С с низа колонны К-104 направляется в испаритель И-101, где отдаёт тепло бензину - растворителю. Расходом фр.62-140°С регулируется температура возврата паров бензина из И-101 клапаном поз. Т-185-1. После И-101 стабильный бензин поступает в теплообменник Т-115 и далее в холодильники Х-106А, Х-123А. Охладившись до 35°С фракция выводится с установки.

Бензин-растворитель (гексан-гептановая фракция) с 48 и 42 тарелки перетекает в испаритель И-101.

Пары отпарки подаются на 44 тарелку колонны стабилизации или в шлемовую линию, температура отходящих паров 155-160°С. С нижней части испарителя И-101 выводится стабилизированный бензин - растворитель и проходит две секции холодильника Х-111. На выходе из холодильника регистрируются: температура поз. Т-185-3, расход поз.F-153. Уровень в испарителе И-101 регулируется клапаном поз.L-126. Бензин - растворитель после холодильника Х-111 выводится в парк готовой продукции.

Схема автоматического регулирования продуктов, выводимых с установки, следующая:

-постоянство количества фракции 140-230°С, откачиваемой в секцию 300/2 обеспечивается регулятором расхода поз.F-350, клапан которого установлен на линии выкида насосов Н-320 (Н-321) секции 300/2.

При получении фракции 140-230°С смешением фракций 140-180°С и 180-230°С соотношение фракций обеспечивается приборами поз.F-115, F-116 и клапаном поз.F-115.

При работе в промпарк секции 300/2 включается клапан регулятора поз.F-116-1, задвижка в секцию 300/2 закрывается. Избыток фр.140-180°С через клапан регулятора расхода поз.F-117 сбрасывается во фр.62-140°С или в промпарк.

Избыток фр.180-230°С через клапан - регулятор расхода поз. F-119 выводится в парк готовой продукции или в случае необходимости, сбрасывается во фр.230-300°С.

Расход фр.230-350°С поддерживается клапаном регулятора расхода поз.F-301 на выкиде насоса Н-301, Н-302, Н-303, Н-303А секции 300/1.

Предусмотрена подача депрессорной присадки, подаваемой из ёмкости Е-108А насосом Н-138А, Н-139А в трубопровод вывода дизтоплива с установки на эстакаде №3

При работе в промпарк секции 300/1 расход поддерживается клапаном регулятора поз.F-120.

Постоянство расхода фр.62-180°С в секцию 200 обеспечивается регулятором поз.

F-204, при этом клапан регулятора расхода поз. F-118 отключается и фр.62-140°С подаётся на приём насоса Н-201, Н-202.

Уровень в К-104 замеряется прибором поз.L-111 и воздействует на регулятор подачи сырья в К-104 поз.F-118. Связь между регулятором расхода поз.F-112 и регулятором уровня в Е-103 поз.L-113 отключается.

При работе в промпарк секции 200, расход фр.62-140°С регулируется клапаном поз.F-118, установленным на линии откачки с коррекцией по уровню в К-104 поз. L-111.

Постоянство подачи сырья в К-104 поддерживается регулятором расхода поз.F-112 с коррекцией по уровню в Е-103 поз. L-113. Крайние положения уровня в Е-103 сигнализируются.

Замер расхода фр.62-180°С производится счётчиком массового расхода поз.F-190.

3.3.Дренаж светлых и тёмных нефтепродуктов.

Дренаж светлых и тёмных нефтепродуктов из аппаратов, трубопроводов и насосов осуществляется в подземные ёмкости Е-111, Е-112, что позволяет свести до минимума потери нефтепродуктов. Подземные ёмкости оборудованы вертикальными насосами Н-126, Н-127, с помощью которых продукт из них откачивается в линию некондиции или на приём насосов Н-101÷Н-103А. Уровень в Е-111, Е-112 регистрируется приборами поз.L-121, L-122 соответственно.

3.4.Утилизация тепла.

В секции не производится выработка пара за счёт утилизации тепла отходящих потоков в связи с их низким температурным потенциалом. В котле - утилизаторе КУ-101 за счёт тепла отходящих дымовых газов печей секции вырабатывается насыщенный пар Р-13 кгс/см², в количестве до 30т/ч, с температурой до 194°С.

3.5. Сброс газов от предохранительных клапанов.

Сброс газов от предохранительных клапанов колонн К-101, К-102, К-103, К-104 и емкостей Е-101, Е-102, Е-103, Е-104 производится в ёмкость Е-110.

Газовый конденсат из ёмкости Е-110 подаётся насосами Н-178, Н-179 на приём насосов Н-101÷Н-103А. Уровень в ёмкости регистрируется прибором поз.L-137, температура измеряется прибором поз. Т-128.

3.6. Узел приготовления и подачи реагентов.

Ингибитор коррозии Додиген 481 закачивается в ёмкость Е-108 передвижным насосом из бочек, схемой также предусмотрено передавливание ингибитора азотом, прямогонный бензин подаётся из линии 133/4 по уровню поз. L-124-4. На линии подачи бензина расположен клапан-отсекатель автоматически закрывающийся при уровне превышающем 80% . Перемешивание раствора производится насосом Н-146. Для поддержания избыточного давления в ёмкость подаётся инертный газ.

3-10% р-р ингибитора насосом Н-135, 138, 139 подаётся в шлемовые трубопроводы колонн К-101 и К-102 и насосом Н-313, 314 в шлемовый трубопровод К-301 секции 300/1.

Нейтрализующий амин Додикор 1830 закачивается в ёмкость Е-107 передвижным насосом из бочек, схемой также предусмотрено передавливание Додикора азотом, прямогонный бензин подаётся из линии 133/4 по уровню поз. L-124-3. На линии подачи бензина расположен клапан-отсекатель автоматически закрывающийся при уровне превышающем 80% . Перемешивание раствора производится насосом Н-146. Для поддержания избыточного давления в ёмкость подаётся инертный газ.

3-10% раствор амина насосом Н-177, 177А подаётся в шлемовый трубопровод К-102.

Нефтерастворимый деэмульгатор Диссолван V 3359 закачивается передвижным насосом из бочек или передавливается в ёмкость Е-128 азотом по уровню поз. L-145 . Насосами Н-181, Н-182 деэмульгатор из ёмкости подаётся на приём сырьевых насосов Н-101, Н-102, Н-103, Н-103А.

4.Нормы технологического режима.

Таблица 2.

Наименование стадий процесса, аппаратуры, оборудования, показатели режима

Номер позиц. прибора по схеме

Ед. изм.

Допустимые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности измерит. приборов ГОСТ 8.401

Примечание

4.1 Электрообессоливание

Подача сырья насосами Н-101, Н-102 (Н-103, Н-103А)

F-186 F-187

т/ч

447÷875

Подача воды в сырьё (свежая и оборотная)

F-161 F-105

м³/ч -

до 10 до 70

Измерен. регулир.

Подача деэмуль-гатора в сырьё Подача нефтерастворимого деэмульгатора в сырьё

F-145

- Г/т сырья

до 1,2 1¸4

Подача содо-щёлочи в сырьё (2%вод. р-р)

F-144

до 0,9

соотнош. Щёл.:сода 4:1

Нагрев сырья до ЭЛОУ

Т-144-1,2,3

°С

110-140

Регулиров. измерение

Давление сырья перед ЭЛОУ

Р-141-1

кгс/ см²

не выше

Давление сырья после обессоливания

Р-101

не выше

Расход сырья по 3 потоку

F-100-3

м³/ч

не более

Регулиров. измерение

Подача свежей воды на обессоливание

F-105

до 70

Нагрев сырья после обессоливания

Т-122-1,2

°С

210-250

измерение

Температуры п.101 п.101-1

Т-126 Т-125-1,2,3

⁰С °С

до 370 до 370

измерение -

4.2.Атмосферная перегонка и стабилизация

Отбензинивающая колонна К-101 верх:температура давление низ: температура Орошение: расход температура расход на 18 тар.

Т-122-23 Р-102-1 Т-122-24 F-106 Т-171-3 F-121-1

°С кгс/ см² °С м³/ч °С м³/ч

105-160 2,5-5,3 200-260 не более 200 не выше 50 не более 150

измерение регулиров измерение регулиров. Измерение регулир.

Атмосферная колонна К-102 Верх: температура давление 39 тарелка : вывод фр.140-180°С температура 26 тарелка : вывод фр.180-230°С температура 16 тарелка : вывод фр.230-350°С температура Низ: температура I ЦО :температура на входе в К-102 расход II ЦО: температура на входе в К-102 расход III ЦО: температура на входе в К-102 расход Острое орошение: расход Расход водяного пара на отпарку

Т-104-1 Р-103 Т-122-6 Т-122-7 Т-122-8 122-4 Т-107-1 F-102-1,2 Т-106-1 F-103-1,2,3 Т-122-16 F-151-1,2 F-107 F-108

°С кгс/см² °С °С °С °С м³/ч °С м³/ч °С м³/ч м³/ч т/ч

95-130 до 1,5 120-170 150-210 250-315 310-370 не выше 125 до 615 до 150 до 1100 не выше 220 до 250 до 220 до 12

регулир. -- измерение -- -- -- -- регулир. измерение регулир измерение регулир регулир регулир