Дизельное топливо

Дизельное топливо

Нефтепродукты: бензин, дизельное топливо (ДТЛ, ДТЗ), печное топливо, мазут, битум, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), газ (СПБТ, ПБА, СУГ, пропан, бутан), газовый конденсат светлый (СГК, ГКС), нефть.

Дизельное топливоКомпания “Газойл Центр” продолжает принимать заявки для отгрузки дизельного топлива. ДТЛ и ДТЗ (в зависимости от сезона) является самым популярным топливом у оптовиков. Однако следует сообщить, что только то топливо является качественным, что соответствует ГОСТ. К сожалению на рынке часто подменяют нефтепродукты не относящиеся к ГОСТ.

Напоминаем, что заявки для отгрузки (рынок РФ) с обязательным указанием: реквизитов, кодов станций и получателей, а так же контактной информации, в департамент сбыта: sales@gasoil-center.ru, принимаются до 25 числа текущего месяца на поставки в следующем месяце. Цена формируется с 25 числа текущего месяца до начала следующего. Цены только по заявкам.

Основные характеристики топлива

Различают дистиллятное маловязкое — для быстроходных, и высоковязкое, остаточное, для тихоходных (тракторных, судовых, стационарных и др.) двигателей. Дистиллятное состоит из гидроочищенных керосино-газойлевых фракций прямой перегонки и до 1/5 из газойлей каткрекинга и коксования. Вязкое топливо для тихоходных двигателей является смесью мазутов с керосиново-газойлевыми фракциями. Теплота сгорания дизельного топлива в среднем составляет 42624 кДж/кг (10180 ккал/кг).

В общем случае, дизельное топливо, применяемое для дизельных двигателей, должно соответствовать требованиям, изложенным в межгосударственном стандарте ГОСТ 32511-2013  (EN 590:2009) и обязательного к применению с 1 января 2015 г.

Дизельное топливо, применяемое для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники, а также предназначенное для экспорта, должно соответствовать требованиям, изложенным в межгосударственном стандарте ГОСТ 305-2013 «Топливо дизельное. Технические условия» (введенного взамен ГОСТ 305-82) и обязательного к применению с 1 января 2015 г.

Отбор пробы дизельного топлива для оценки его качества производится в соответствии со стандартом ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты».

Украина вновь намерена сократить объемы закупки российского газа

Украина вновь намерена сократить объемы закупки российского газа

Украина вновь намерена сократить объемы закупки российского газа
Янукович в Киеве. “Украина сократит объемы закупки российского газа, если цена на него не будет снижена”, – заявил 14 марта президент Украины Виктор.

Украина вновь намерена сократить объемы закупки российского газа. Нефтепродукты: бензин, дизельное топливо (ДТЛ, ДТЗ), печное топливо, мазут, битум. Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), газ (СПБТ, ПБА, СУГ, пропан, бутан), газовый конденсат светлый (СГК, ГКС), нефть.

“У нас большая проблема уже три года, над которой мы работаем и не можем пока найти решение, дать ответ на вопрос, почему на Украине самая высокая цена на газ в Европе. Разумеется, если будет такая цена, мы будем сокращать объемы поставок российского газа на Украину и искать альтернативные источники”, – заявил Янукович в ходе совместной пресс-конференции с президентом Латвии, сообщает ИА REGNUM.

Янукович в Киеве. “Украина сократит объемы закупки российского газа, если цена на него не будет снижена”, – заявил 14 марта президент Украины Виктор.

Украинский президент вновь заявил о неприемлемости цены на российский газ. «Если цена для нас будет установлена реальная, справедливая, я сказал бы так – рыночная цена, это главная цель той работы, которую мы проводим», – сообщил Янукович, добавив, что во время газовых переговоров с Россией озвучивается много разных предложений. «Но мы среди этих предложений ищем баланс, который бы удовлетворил обе стороны и который бы способствовал конечному результату», – пояснил украинский лидер.

Газпром падение прибыли

Газпром падение прибыли

Газпром падение прибыли. «Газпром» показал падение своей прибыли (28.03.2013).

Газпром падение прибыли. «Газпром» показал падение своей прибыли (28.03.2013).
Газпром падение прибыли. «Газпром» показал падение своей прибыли (28.03.2013).

Российский газовый монополист «Газпром» обнародовал бухгалтерскую отчетность о резком падении своей прибыли, – сообщает «Корреспондент» со ссылкой на «Интерфакс-Украина».

В документах говорится, что неконсолидированная чистая прибыль ОАО Газпром по российским стандартам (РСБУ), которая является основой для расчета дивидендов, в 2012 году рухнула по сравнению с 2011 на 37% – до 556,34 млрд рублей.

За 2011 год Газпром выплатил 8,97 рубля на акцию. В начале нынешнего года менеджмент компании ориентировал инвесторов на 7-8 рублей на акцию по итогам 2012.

Тем не менее, опубликованный отчет рушит эти прогнозы. Из расчета направления на дивиденды 25% опубликованной прибыли дивиденды 2012 года находятся приблизительно на уровне 5,88 рубля, хотя эту оценку уже надо скорректировать на величину бумажных статей.

Ранее сообщалось, что импорт российского газа в Западную Европу, заявки которой резко увеличились в понедельник на фоне продолжения морозов, столкнулся с объективными проблемами из-за ограничений техники.

Поставки природного газа по трубе

Из Австрии в Италию возобновили поставки российского газа

РИМ, 13 дек — РИА Новости, Сергей Старцев. Поставки российского природного газа из Австрии в Италию, временно приостановленные в связи с инцидентом на газораспределительной станции Баумгартен, были возобновлены во вторник вечером, сообщил РИА Новости представитель итальянской газовой компании Snam.

Газовое оборудование в Львовской области. Архивное фото
Транзит газа через Украину снизился на 23%

“Поставки в Италию были возобновлены в 20.00 по Гринвичу”, — сказал он.

Во вторник утром на территории газового хаба OMV в австрийском Баумгартене произошел взрыв. Погиб один и ранен 21 человек. Работа газового хаба была полностью остановлена, прекратились транзитные поставки в направлении Италии, Словении и Венгрии.

Во вторник представитель Snam заявил РИА Новости, что инцидент произошел на участке газотранспортной сети в Австрии, которым управляет оператор Gas Connect.

Позднее глава крупнейший итальянской нефтегазовой группы Eni Клаудио Дескалци заявил журналистам, что если поставки газа возобновятся во вторник-среду, это “вообще не создаст никаких проблем” для страны. При этом он указал, что все это способствует происходящему росту цен на газ.

Инцидент на хабе в Баумгартене демонстрирует устойчивость национальной системы газоснабжения, заявил глава Snam Марко Алвера в интервью, которое во вторник опубликовала римская газета Il Messaggero. По его словам, энергетическая безопасность Италии “обеспечена запасами, предоставленными в распоряжение Snam”. Он подчеркнул, что соотношение между величиной запасов, имеющихся в подземных хранилищах страны, и спросом на природный газ является “одним из самых высоких в мире”.

Центрально-европейский газовый хаб, расположенный в австрийском местечке Баумгартен на границе со Словакией — международная площадка для торговли газом, входит в тройку крупнейших газораспределительных центров в Европе. Через газовую станцию Баумгартен проходит около трети всех поставок российского газа в Западную Европу.

Итальянская компания Snam занимается строительством и комплексным управлением объектов газотранспортной инфраструктуры, а также транспортировкой, хранением, регазификацией и реализацией газа.

Гидрат метана – газовое топливо будущего

Гидрат метана – газовое топливо будущего

Гидрат метана – газовое топливо будущего. Те же  эксперты ExxonMobil не склонны драматизировать ситуацию. Во-первых, технологии  добычи нефти и газа развиваются. Сегодня в Мексиканском заливе, например, нефть  добывают с глубины 2,5-3 км под поверхностью воды, такие глубины были немыслимы  15 лет назад. Во-вторых, развиваются технологии переработки сложных видов  углеводородов (тяжелых и высокосернистых нефтей) и нефтяных суррогатов (битумы,  нефтяные пески). Это позволяет возвращаться к традиционным районам добычи и  возобновлять на них работу, а также начинать добычу в новых районах. Например, в  Татарстане, при поддержке компании Shell, начинается добыча, так называемой  «тяжелой нефти». В Кузбассе разрабатываются проекты по добыче метана из угольных  пластов.

Третье  направление поддержания уровня добычи углеводородов

Третье  направление поддержания уровня добычи углеводородов связано с поиском путей  использования нетрадиционных их видов. Среди перспективных новых видов  углеводородного сырья ученые выделяют гидрат метана, запасы которого на планете,  по ориентировочным оценкам, составляют не менее 250 триллионов кубических метров  (по энергетической ценности это в 2 раза больше ценности всех имеющихся на  планете запасов нефти, угля и газа вместе взятых).

Гидрат метана – газовое топливо будущегоГидрат  метана это супрамолекулярное соединение метана с водой. Ниже приведена модель  гидрата метана на молекулярном уровне. Вокруг молекулы метана образуется решетка  молекул воды (льда). Соединение устойчиво при низкой температуре и повышенном  давлении. Например, гидрат метана стабилен при температуре 0 °C и давлении  порядка 25 бар и выше. Такое давление имеет место на глубине океана около 250 м.  При атмосферном давлении гидрат метана сохраняет устойчивость при температуре  −80 °C.

Если  гидрат метана нагревается, либо повышается давление, соединение распадается на  воду и природный газ (метан). Из одного кубического метра гидрата метана при  нормальном атмосферном давлении можно получить 164 кубических метра природного  газа.

По  оценкам Департамента Энергетики США, запасы гидрата метана на планете огромны.  Однако, до сих пор это соединение практически не используется как энергетический  ресурс. Департамент разработал и реализует целую программу (программа R&D) по  поиску, оценке и коммерциализации добычи гидрата метана.

Неслучайно, что именно США готовы выделять значительные средства на разработку  технологий добычи гидрата метана. Природный газ занимает в топливном балансе  страны почти 23%. Большую часть природного газа США получают по газопроводам из  Канады. В 2007 году потребление природного газа в стране составило 623 млрд.  куб. м. К 2030 году оно может вырасти на 18-20%. Используя месторождения  обычного природного газа в США, Канаде и на шельфе не возможно обеспечить такой  уровень добычи.

Источник

ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия

ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия

ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия

ГОСТ Р 52087-2003
Группа Б11
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СЖИЖЕННЫЕ ТОПЛИВНЫЕ

Технические условия

Liquefied hydrocarbon fuel gases. Specifications

ОКС 75.160.30
ОКП 02 7236 0100
02 7239 0500

Дата введения 2004-07-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 139 “Сжиженные газообразные топлива”, Государственным унитарным предприятием “Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья” (ГУП ВНИИУС)

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 30 июня 2003 г. N 216-ст

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

4 ПЕРЕИЗДАНИЕ

     1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на углеводородные сжиженные топливные газы (далее – сжиженные газы), применяемые в качестве топлива для коммунально-бытового потребления, моторного топлива для автомобильного транспорта, а также в промышленных целях.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 1770-74 Посуда мерная, лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия
ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава
ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб
ГОСТ 15860-84 Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных газов на давление до 1,6 МПа. Технические условия
ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей
ГОСТ 17299-78 Спирт этиловый технический. Технические условия
ГОСТ 18300-87 Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия
ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка
ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха
ГОСТ 22985-90 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы
ГОСТ 28656-90 Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров
ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
ГОСТ Р 50994-96 (ИСО 4256-78) Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насыщенных паров

3 Марки

3.1 В зависимости от основного компонента марки сжиженных газов и коды ОКП приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Марки сжиженных газов

Марка

Наименование

Код ОКП

ПТ

Пропан технический

02 7236 0101

ПА

Пропан автомобильный

02 7239 0501

ПБА

Пропан-бутан автомобильный

02 7239 0502

ПБТ

Пропан-бутан технический

02 7236 0102

БТ

Бутан технический

02 7236 0103

Применение сжиженных газов различных марок в зависимости от микроклиматического района по ГОСТ 16350 приведено в приложении А.

4 Технические требования

4.1 Сжиженные газы должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по технологической документации, утвержденной в установленном порядке.

4.2 По физико-химическим и эксплуатационным показателям сжиженные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.
Таблица 2- Физико-химические и эксплуатационные показатели сжиженных газов

Наименование показателя

Норма для марки

Метод испытания

ПТ

ПА

ПБА

ПБТ

БТ

1

2

3

4

5

6

7

1 Массовая доля компонентов, %:

По ГОСТ 10679

сумма метана, этана и этилена

Не нормируется

сумма пропана и пропилена, не менее

75

Не нормируется

в том числе пропана

85±10

50±10

сумма бутанов и бутиленов:

Не нормируется

не более

60

не менее

60

сумма непредельных углеводородов, не более

6

6

2 Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более

0,7

0,7

1,6

1,6

1,8

По 8.2

3 Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре:

По ГОСТ Р 50994или ГОСТ 28656

плюс 45°С, не более

1,6

минус 20°С, не менее

0,16

0,07

минус 30°С, не менее

0,07

4 Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

0,013

0,01

0,01

0,013

0,013

По ГОСТ 22985 или ГОСТ Р 50802

в том числе сероводорода, не более

0,003

По ГОСТ 22985 или ГОСТ Р 50802

5 Содержание свободной воды и щелочи

Отсутствие

По 8.2

6 Интенсивность запаха, баллы, не менее

3

По ГОСТ 22387.5 или 8.3

Примечания

1 Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002% и более, а марок ПА и ПБА – 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.

2 При температурах минус 20°С и минус 30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.

3 При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должна превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах минус 30°С и минус 20°С соответственно.

4.3 Маркировка

4.3.1 Маркировка сжиженных газов – по ГОСТ 1510 с указанием манипуляционного знака “Беречь от солнечных лучей” по ГОСТ 14192, знака опасности по ГОСТ 19433, класса 2, подкласса 2.3.

4.3.2 Сигнальные цвета и знаки безопасности должны применяться в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

4.4 Упаковка

4.4.1 Сжиженные газы наливают в цистерны, металлические баллоны и другие емкости, освидетельствованные в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденными в установленном порядке, и ГОСТ 15860.

5 Требования безопасности

5.1 Сжиженные газы пожаро- и взрывоопасны, малотоксичны, имеют специфический характерный запах, по степени воздействия на организм относятся к веществам 4-го класса опасности ГОСТ 12.1.007.

5.2 Сжиженные газы образуют с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров пропана от 2,3% до 9,5%, нормального бутана от 1,8% до 9,1% (по объему), при давлении 0,1 МПа (1 атм.) и температуре 15°С-20°С.

5.3 Температура самовоспламенения пропана в воздухе составляет 470°С, нормального бутана – 405°С.

5.4 Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны (в пересчете на углерод) предельных углеводородов (пропан, нормальный бутан) – 300 мг/мГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия, непредельных углеводородов (пропилен, бутилен) – 100 мг/мГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.

5.5 Сжиженные газы, попадая на тело человека, вызывают обморожение, напоминающее ожог.

Пары сжиженного газа тяжелее воздуха и могут скапливаться в низких непроветриваемых местах.

Человек, находящийся в атмосфере с незначительным превышением ПДК паров сжиженного газа в воздухе, испытывает кислородное голодание, а при значительных концентрациях в воздухе может погибнуть от удушья.

5.6 Сжиженные газы действуют на организм наркотически. Признаками наркотического действия являются недомогание и головокружение, затем наступает состояние опьянения, сопровождаемое беспричинной веселостью, потерей сознания.

Пары сжиженных газов при вдыхании быстро накапливаются в организме и столь же быстро выводятся через легкие, в организме человека не кумулируются.

5.7 При концентрациях, незначительно превышающих ПДК сжиженных газов, применяют промышленные фильтрующие противогазы марки А, а при высоких концентрациях и работе в закрытых емкостях, сосудах, колодцах и т.д. – шланговые изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПШ-2 и ДПА-5 с принудительной подачей воздуха.

5.8 В производственных помещениях следует соблюдать требования санитарной гигиены по ГОСТ 12.1.005. Все производственные помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей десятикратный воздухообмен в 1 ч.

5.9 В помещениях производства, хранения и перекачивания сжиженных углеводородных газов запрещается обращение с открытым огнем, искусственное освещение должно быть выполнено во взрывозащищенном исполнении, все работы следует проводить инструментами, не дающими при ударе искру.

5.10 При загорании применяют следующие средства пожаротушения:
– порошок ПСБ, углекислый газ (СОГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия) – при небольших возгораниях;

– объемное тушение, охлаждение водой – при пожаре.

6 Требования охраны природы

6.1 Основными требованиями, обеспечивающими сохранение природной среды, являются максимальная герметизация емкостей, коммуникаций, насосных агрегатов и другого оборудования, строгое соблюдение технологического режима.

6.2 В производственных помещениях и на открытых площадках необходимо периодически контролировать содержание углеводородов в воздухе рабочей зоны. Для контроля используют переносные автоматические приборы (анализаторы, сигнализаторы), допущенные к применению в установленном порядке.

6.3 Промышленные стоки необходимо анализировать на содержание в них нефтепродуктов в соответствии с методическим руководством по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, утвержденным в установленном порядке.

7 Правила приемки

7.1 Сжиженные газы принимают партиями. За партию принимают любое количество сжиженного газа, однородное по своим показателям качества и оформленное одним документом о качестве.

7.2 Объем выборки – по ГОСТ 14921.

7.3 При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей качества проводят повторные испытания новой пробы, взятой из той же партии. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

7.4 При разногласиях в оценке качества сжиженных газов между потребителем и изготовителем арбитражный анализ газа выполняют в лабораториях, аккредитованных в установленном порядке.

8 Методы испытаний

8.1 Пробы сжиженного газа отбирают по ГОСТ 14921.

 8.2 Метод определения свободной воды и щелочи в жидком остатке

8.2.1 Аппаратура, реактивы и материалы
Отстойник вместимостью 100 или 500 смГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.

Устройство для охлаждения (рисунок 1).

Рисунок 1 – Устройство для охлаждения сжиженного газа

ГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия

1 – игольчатый вентиль; 2 – змеевик; 3 – сосуд для охлаждающей смеси

Рисунок 1 – Устройство для охлаждения сжиженного газа

Охлаждающий змеевик изготавливают из медной трубки наружным диаметром 6-8 мм и длиной 6 м, навитой виток к витку в виде спирали диаметром 60-90 мм.

Сосуд для охлаждения смеси с тепловой изоляцией, с размерами под охлаждающий змеевик (внутренний диаметр не менее 120 мм, высота не менее 220 мм).

Термометры типов ТН-1, ТН-8 по ГОСТ 400.

Штатив лабораторный для отстойника.

Термостат или водяная баня с терморегулятором для поддержания температуры с погрешностью не более 1°С.

Гайка накидная к штуцеру пробоотборника с уплотнительной прокладкой, снабженной металлической или пластиковой трубкой длиной 20-30 см и внутренним диаметром 1-3 мм, служащей для соединения пробоотборника с охлаждающим змеевиком.

Индикаторы тимоловый синий водорастворимый, ч.д.а., и фенолфталеин, раствор в этиловом спирте по ГОСТ 18300 или ГОСТ 17299, массовой долей 1%.

Вата гигроскопическая.

Вода дистиллированная (рН=7) по ГОСТ 6709.

Смесь охлаждающая, состоящая из крупнокристаллической поваренной соли и льда или ацетона и твердого диоксида углерода, или другие смеси, обеспечивающие требуемую температуру (8.2.2.4).

Примечание – Допускается применять аналогичные приборы и материалы по классу точности не ниже предусмотренных стандартом.

8.2.2 Проведение испытания

8.2.2.1 На штуцер пробоотборника с испытуемым сжиженным газом навинчивают накидную гайку с чистой сухой отводной трубкой. Открывая нижний вентиль (впускной вентиль) вертикально расположенного пробоотборника (типа ПГО-400), осторожно наливают сжиженный газ через трубку в чистый сухой отстойник. При наливе конец трубки удерживают под поверхностью жидкости, отстойник наполняют до метки 100 смГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.

8.2.2.2 Быстро устанавливают медную проволоку в пробку из ваты, неплотно вставленную в горло отстойника. Проволока предотвращает перегрев жидкости и ее вскипание с выбросом и способствует равномерному испарению продукта, а пробка из ваты не пропускает в отстойник влагу из воздуха.

8.2.2.3 После испарения основной массы сжиженного газа при температуре окружающей среды и прекращения заметного испарения жидкости отстойник помещают в водяную баню температурой (20±1)°С и выдерживают 20 мин. Затем измеряют объем жидкого остатка с точностью до 0,1 смГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.

8.2.2.4 Если объем жидкого остатка превышает норму, то проводят повторные испытания новой пробы, взятой из той же партии.

При проведении повторных и арбитражных испытаний отстойник заполняют сжиженным газом через охлаждающий змеевик. Змеевик устанавливают в сосуд для охлаждающей смеси, снабженный термометром, охлаждают до температуры на несколько градусов ниже температуры кипения основного компонента пробы сжиженного газа и присоединяют к пробоотборнику или пробоотборной точке.

8.2.2.5 Открывая вентили на пробоотборнике или пробоотборной точке и змеевике, промывают змеевик сжиженным газом. Затем отстойник наполняют пробой сжиженного газа, выходящей из змеевика, до метки 100 смГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия, не допуская выброса пробы из отстойника. Далее повторяют операцию испарения газа и измеряют количество жидкого остатка по 8.2.2.2 и 8.2.2.3.

8.2.2.6 Если в продукте имеется свободная вода, то после испарения пробы она остается на дне и стенках отстойника. При затруднениях в визуальной идентификации свободной воды в жидком остатке ее наличие определяют с помощью водорастворимого индикатора. Для этого в отстойник вносят на кончике сухой стеклянной палочки или проволоки несколько кристалликов тимолового синего. В углеводородном жидком остатке тимоловый синий не растворяется и не окрашивается.

Окрашивание жидкости указывает на наличие воды. В щелочной среде тимоловый синий окрашивается в синий цвет.

Для определения наличия щелочи в жидком остатке допускается применять в качестве индикатора фенолфталеин. В отстойник добавляют 100 смГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия дистиллированной воды, предварительно проверенной на нейтральность, и 2-3 капли водного раствора фенолфталеина. При отсутствии окраски раствора в розовый или красный цвет фиксируют отсутствие щелочи, при окраске раствора – присутствие щелочи.

8.2.2.7 В жидком остатке может содержаться метанол, который дает такое же окрашивание при проверке индикатором, как и свободная вода.

Для дополнительной идентификации свободной воды необходимо охладить жидкий остаток до температуры минус 5°С-10°С в соответствующей охлаждающей смеси. Если при этом в отстойнике образуется лед, то констатируют наличие свободной воды, если жидкость не замерзает, то констатируют отсутствие свободной воды.

8.2.2.8 Два результата определения, полученные одним исполнителем, признают достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если абсолютное расхождение между ними не превышает 0,1%.

8.3 В случае разногласий интенсивность запаха определяют по ГОСТ 22387.5 (арбитражный метод) со следующим дополнением: через газовый счетчик в комнату-камеру подают испытуемый газ в следующих количествах для марок: ПТ – 0,5%, ПБТ – 0,4%, БТ – 0,3%, ПА – 1,0% и ПБА – 0,8% (по объему).

9 Транспортирование и хранение

9.1 Транспортирование и хранение сжиженных газов – по ГОСТ 1510.

10 Гарантии изготовителя

10.1 Изготовитель гарантирует соответствие сжиженного газа требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования и хранения.

10.2 Гарантийный срок хранения сжиженного газа всех марок – 6 мес со дня отгрузки.

Приложение А (рекомендуемое). Применение различных марок сжиженного газа

Приложение А
(рекомендуемое)

Назначение сжиженного газа

Применяемый сжиженный газ для микроклимататического района
по ГОСТ 16350

умеренного

хододного

Летний период

Зимний период

Летний период

Зимний период

1 Коммунально-бытовое потребление:

газобаллонное:

– с наружной установкой баллонов;

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

– с внутриквартирной установкой баллонов;

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

– портативные баллоны;

БТ

БТ

БТ

БТ

групповые установки:

– без испарителей;

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

ПТ, ПА,
ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

– с испарителями

ПБТ, ПБА, БТ

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА, БТ

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА

2 Топливо для автомобильного транспорта

ПБА, ПБТ

ПА, ПТ

Примечания

1 Для всех климатических районов, за исключением холодного и очень холодного:

летний период – с 1 апреля по 1 октября;

зимний период – с 1 октября по 1 апреля.

2 Для холодных районов:

летний период – с 1 июня по 1 октября;

зимний период – с 1 октября по 1 июня.

3 Для очень холодных районов:

летний период – с 1 июня по 1 сентября;

зимний период – с 1 сентября по 1 июня.

4 Допускается к применению газ марки ПБА в качестве топлива автомобильного транспорта во всех климатических зонах при температуре окружающего воздуха не ниже 20°С.

ОКС 75.160.30

Б11

ОКП 02 7236 0100

02 7239 0500

Ключевые слова: газы углеводородные сжиженные, пропан, бутан и их смеси

Электронный текст документа
подготовлен АО “Кодекс” и сверен по:
официальное издание
Газообразное топливо. Технические условия
и методы анализа: Сб. ГОСТов. –
М.: Стандартинформ, 2006

Особенности технологии производства бензина

Особенности технологии производства бензина

Особенности технологии производства бензина.

Технология производства бензина

Технология производства бензинаВесь используемый в мире бензин сегодня получают в процессе переработки многих видов сырья, среди них нефть, торф, газовый конденсат и природный газ, горючие сланцы, уголь и многие другие. Но большая часть всего потребляемого бензина все же производится из нефти.

Последовательность технологических процессов производства бензина

В последнее время значительно усовершенствовался процесс каталитического крекинга. Как следствие, селективность конверсии вторсырья в бензин заметно повысилась.

Процесс нефтепереработки, одним из результатов которой является получение бензина, производится в три этапа:
1) процесс первичной переработки сырья (нефти)
Здесь происходит разделение нефти на несколько основных фракций, различающихся между собой температурой кипения.
2) вторичная переработка нефти
На данном этапе происходит переработка готовых фракций. Здесь уже начинается получение товарных видов нефтепродуктов.
3) производство товарной продукции

На этой стадии производства все фракции подвергаются дополнительной очистке, а также в случае необходимости обогащаются различными присадками, которые повышают октановое число бензинового топлива.

Особенности технологии производства бензина

Сначала на нефтеперерабатывающий завод поставляется определенный объем нефти. Способов ее доставки транспортом существует несколько, среди них наиболее популярны нефтепроводы, железнодорожный и морской транспорт.

После этого производится тщательная очистка нефти от соли, что делают путем смешивания нефти и воды, а полученную жидкость помещают в специальную электрическую установку для обессоливания. Благодаря действию электричества обрабатываемая смесь разделяется на воду и нефть, при этом первая удаляется из установки вместе со всеми солями.

Технология производства бензина

Только после этого начинается непосредственно сам процесс нефтепереработки, при котором получают бензин и многие другие вещества. С обессоливающей установки очищенная от соли нефть переходит в атмосферно-вакуумный аппарат. Данная технология, как видно, ничуть не поменялась. Но на некоторых заводах сегодня начали применять передовое оборудование, хотя по сути процесс атмосферно-вакуумной перегонки остался на месте.

Сначала производится вакуумная перегонка, при которой от нефти отделяются светлые фракции — дизельные, керосиновые и бензиновые. После этого выполняется атмосферная перегонка, в результате которой получается мазут, широко использующийся в промышленности в качестве дешевого топлива.

Как уже было упомянуто выше, каждая группа фракций имеет свою определенную температуру кипения. Поэтому в процессе прохождения через аппарат разные составляющие нефти будут подниматься на разную высоту. Самыми легкими фракциями из всех являются бензиновые, которые быстро поднимаются на самый верх перегоночного аппарата в виде пара и потом постепенно оттуда выводятся. Полученный в результате атмосферной перегонки мазут также подвергается дополнительной перегонке, в результате которой из него удаляются масляные дистилляторы.

Непосредственно чистый бензин получается уже на самой последней стадии, когда из полученного вещества будут выводиться все газы. Как правило, это пропан и бутан, которые для топлива непригодны, но все же находят свое применение в промышленности. Некоторое гранично допустимое количество их все же остается в бензине, что определяет его так называемое октановое число.

Газоподготовка, газопереработка

Газоподготовка, газопереработка

ГазопереработкаГазоподготовка, газопереработка. Одним из основных направлений деятельности компании ООО «Глобалтехэкспорт» является подготовка и переработка углеводородных газов. Своим заказчикам мы можем предложить технологические решения по подготовке газа на промысле с для его дальнейшей транспортировки, а также различные методы по утилизации попутного нефтяного газа (далее ПНГ) с возможностью получения товарной продукции.

ГазоподготовкаСжигание ПНГ на месторождениях – острая современная проблема нефтегазового сектора, влекущая за собой огромные экономические затраты и серьёзные экологические риски. Наша компания готова предложить решения, способные достичь полной утилизации ПНГ, исключив его сжигание на факелах, а также позволяюшие получить прибыль от продажи продуктов переработки ПНГ.

Технологическое решение

Наши специалисты подберут оптимальное технологическое решение, удовлетворяющее индивидуальные требования заказчика и требования технических норм, при этом будут приняты во внимание особенности климатологии площадки строительства, оценены возможности по транспортировке и монтажу.

Конструкция блоков установок предполагает блочно-модульное исполнение максимальной заводской готовности, что облегчает монтаж и сокращает его сроки.

Ниже приведена блок-схема установки комплексной подготовки и переработки газа (далее УКППГ), отражающая возможности ООО «Глобалтехэкспорт» в данном направлении. Наша компания готова поставлять как установки в комплексе, так и отдельные блоки, в зависимости от потребностей заказчика.

Блок-схема установки комплексной подготовки и переработки газа (УКППГ)

 

Комплектность УКППГ

Комплектность УКППГ зависит от состава и технических параметров сырьевого газа, а также от требований к получаемым продуктам.
На УКППГ может быть получена следующая товарная продукция:

  • Сухой отбензиненный газ (СОГ) – это метановая фракция, которая выделяется из попутного нефтяного газа;
  • Этановая фракция;
  • Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);
  • Стабильный газовый конденсат;
  • Смесь пропан-бутан техническая (СПБТ) с возможностью раздельного получения технического пропана и технического бутана;
  • Бензин газовый стабильный (БГС);
  • Товарная сера.

Ниже приведены требования к качеству продуктов УКППГ, на которые ориентируется наша компания при разработке технологического решения.

ТОВАРНЫЙ ГАЗ

Требования к качеству углеводородного газа, который получается в результате подготовки и переработки сырьевого продукта, зависят от его дальнейшего назначения:

  • Внутрипромысловое использование;
  • Подача в магистральные газопроводы;
  • Сырьё и топливо для промышленного и коммунально-бытового потребления.

Часто требования для внутрипромыслового использования фиксируются в проектах разработки, обустройства месторождений и конкретизируются в технологических регламентах. На газ также могут распространятся требования, прописанные в соответствующих ТУ или стандартах предприятий.

При формировании требований к качеству товарного газа, подаваемого в магистральные газопроводы и далее конечному потребителю, учитывают следующие задачи:

  • Обеспечить магистральный транспорт газа в однофазном состоянии;
  • Товарный газ не должен вызывать значительную коррозию трубопроводов, арматуры, КИП и т.д.;
  • Необходимо обеспечить определённые потребительские качества газа как топлива или углеводородного сырья у конечного потребителя.

Технические требования к качеству природного газа в настоящее время нормируются следующими стандартами:

  • СТО Газпром 089-2010. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам;
  • ГОСТ 5542-87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения;
  • ГОСТ 27577-2000 на газ природный топливный сжатый для газобаллонных автомобилей.

Целью установления показателей и норм качества газа, предназначенного для транспорта по магистральным газопроводам, являются повышение надёжности и эффективности работы газотранспортных систем. В связи с этим по СТО Газпром 089-2010 важными показателями приняты:

  • Точка росы по влаге. Этот показатель определяет условие безгидратного транспорта газа, обеспечивает повышение надёжности работы средств автоматики и снижение коррозионного износа газопроводов, компрессорных станций и технологического оборудования. Требуемая точка росы по влаге обеспечивается установками осушки газа.
  • Точка росы по углеводородам. Этот показатель определяет условия транспорта углеводородного газа в однофазном состоянии, что повышает производительность газопровода, устанавливает верхний предел извлечения конденсата из газа на промыслах. Требуемая точка росы по углеводородам обеспечивается установками низкотемпературной сепарации (далее НТС), низкотемпературной конденсации (далее НТК), низкотемпературной ректификации (далее НТР) или при помощи разделения в мембранах.
  • Нормы по содержанию сероводорода и меркаптановой серы, которые обеспечиваются установками сероочистки.

При промысловой подготовке и заводской переработке природного и нефтяного газов помимо сухого отбензиненного газа получают углеводородные продукты: конденсаты, ШФЛУ, сжиженные газы, углеводородные фракции и чистые углеводороды, топлива, газовые бензины.

ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ

Различают стабильный и нестабильный газовые конденсаты. Нестабильный конденсат – продукция промысловых установок подготовки конденсатосодержащего газа. Наряду с компонентами С5+ он содержит и более лёгкие компоненты, тогда как в стабильных конденсатах содержание С1÷С4 приводится к технологически допустимому минимуму.

Нестабильный конденсат частично стабилизируют (дегазируют) непосредственно на промысле, а затем по конденсатопроводу направляют на установки стабилизации и переработки, что чаще всего осуществляется в заводских условиях, но порой экономически выгодней выполнить данные процессы на промысле.

Технические требования на конденсаты принято указывать в регламентах на эксплуатацию установок промысловой подготовки газа, а также в регламентах на эксплуатацию установок стабилизации конденсата, действующих в пределах газодобывающего предприятия.

Установки стабилизации конденсата предназначены для получения стабильного конденсата, деэтанизированного конденсата, ШФЛУ и других продуктов.

ШФЛУ

ШФЛУ – это смесь сжиженных газов пропана и бутана и более тяжёлых углеводородов С5+.

В настоящее время разработаны и действуют технические требования по ТУ 38.101524-93. ШФЛУ применяется в качестве сырья газофракционирующих установок, нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

ШФЛУ является продуктом блоков деэтанизации конденсата.

СЖИЖЕННЫЕ ГАЗЫ

Требования к сжиженным углеводородным газам, поставляемым в качестве топлива, регламентируются следующими документами:

  • ГОСТ 20448-90. Технические условия на газы сжиженные топливные, предназначенные для коммунально-бытового потребления и промышленных целей;
  • ГОСТ 21443-75. Технические условия на газы углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт;
  • ГОСТ 27578-87. Технические условия на газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта.

По ГОСТ 20448-90 регламентируются следующие марки сжиженных углеводородных газов: пропан технический (ПТ), бутан технический (БТ), смесь пропан-бутан техническая (СПБТ). Аналогичное деление на марки отображается в ГОСТ 21443-75.

ГОСТ 27578-87 распространяется на углеводородные сжиженные газы, используемые для автомобильного транспорта в качестве моторного топлива. Установлены следующие марки моторного топлива: пропан автомобильный (ПА), пропан-бутан автомобильный (ПБА).

УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ФРАКЦИИ

ТУ 38.101489-79 распространяется на фракцию этановую, вырабатываемую на газофракционирующих установках газоперерабатывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Фракция этановая представляет собой этан в качестве основного компонента с примесями других углеводородов.

БЕНЗИН ГАЗОВЫЙ СТАБИЛЬНЫЙ

ТУ 39-1340-89 распространяется на бензин газовый стабильный, полученный путём переработки нефтяного газа, газового конденсата и ШФЛУ на газоперерабатывающих предприятиях. Данный продукт применяется в качестве пиролизного сырья нефтехимических производств, сырья газофракционирующих установок, а также для компаундирования автомобильного бензина.
Дано определение двух марок бензина: лёгкий (БЛ) и тяжёлый (БТ).

Природные и нефтяные горючие газы, сжиженные углеводородные газы, ШФЛУ, углеводородные конденсаты, углеводородные фракции и другие продукты газо- и нефтепереработки являются токсичными, пожаро- и взрывоопасными веществами, образующие с воздухом взрывоопасные смеси. По токсикологической характеристике они относятся к слаботоксичным веществам 4 класса опасности в соответствии с классификацией по ГОСТ 12.1.007-76 (за исключение сырых природных и нефтяных газов, содержащих сероводород). В связи с этим, оборудование, предлагаемое нашей компанией, имеет специальное исполнение, учитывающее все эти факторы. Также наши специалисты дают рекомендации по размещению оборудования на строительной площадке заказчика с учетом требований нормативно-технической документации.

error: Content is protected !!