Работа переработка нефти и газа – Технологии и товары

Исследование технологий процессов переработки нефти. Классификация продуктов переработки, оборудование для подготовки нефтяного сырья. Нефтеперерабатывающие предприятия Российской Федерации, мировые объемы добычи. Инновации технологического процесса.

Изучение технологии обработки нефти. Анализ способов добычи, переработки, первичной перегонки и кренинга черного золота. Характеристика исходного сырья: составление материального, энергетического и теплового баланса для определения качества нефти.

Сущность, классификация и свойства нефти, описание её переработки. Промысловая подготовка нефти к транспортировке, требования к качеству товарных нефтепродуктов, деструктивные процессы переработки. Каталитический крекинг тяжелого дистиллятного сырья.

Процесс висбрекинга: роль, цель и задачи процесса в переработке нефти. Характеристика термодеструктивных и термокаталитических методов переработки нефтяного сырья. Анализ взаимодействия висбрекинга с другими процессами вторичной переработки нефти.

Особенности переработки попутного нефтяного газа как побочного продукта нефтедобычи, источника сырья для химического производства и получения дешевой электрической и тепловой энергии. Классификация основных методов переработки попутного нефтяного газа.

Проблема переработки нефтяного сырья, необходимость и характеристика основных процессов его глубокой переработки. Понятие висбрекинга, термического крекинга и коксования. Химизм процесса гидрокрекинга, влияние основных параметров на данный процесс.

История развития нефтепереработки, районы добычи. Физико-химические свойства и классификация нефти и нефтепродуктов. Сущность перегонки и ректификации сырья. Роль нефти и газа в структуре топливно-энергетического баланса в республике и за рубежом.

Основные направления переработки нефти. Физико-химические основы процесса перегонки. Атмосферный блок: понятие, назначение. Блок вторичной перегонки бензина согласно схеме. Характеристика сырья, полупродуктов, готовой продукции вспомогательных материалов.

Характеристика способов переработки нефтяного сырья путем его преобразования под действием высокой температуры, высокой температуры и катализатора или только катализатора. Основы каталитического крекинга. Характеристика сырьевой базы вторичных процессов.

Характеристика природной маслянистой горючей жидкости. Определение зависимости количества выкипающих нефти и газа от повышения температуры кипения. Трансформации углеводородного газа при повышении давления. Основные методы переработки нефти и газа.

Http://allbest. ru/o-3c0b65625a2ad68b5d43b88421316c36.html

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На НПЗ США еще с 60-х гг. обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содержания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается бесперебойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3. 5 мг/л и воды до 0,1 % мас.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть-вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало – или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость — дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) — гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением — силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство обусловлено тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный слой — пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорбционного слоя — своеобразного панциря на поверхности глобул — препятствует их коалесценции при отстаивании.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий — деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды — парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии того же типа, что и тип эмульгатора. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть-вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгаторов, представляющих собой синтетические ПАВ, обладающих по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть результатом:

1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;

В результате на поверхности глобул воды образуется гидрофильный адсорбционный слой со слабой структурно-механической прочностью, то есть происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии.

Промышленные деэмульгаторы являются обычно не индивидуальными веществами, а смесью полимеров разной молекулярной массы, то есть полимолекулярными. В качестве промышленных неионогенных деэмульгаторов в нашей стране и за рубежом используются следующие оксиалкенилированные органические соединения.

Оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК). Для синтеза ОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК) с числом углеродных атомов более 20 (Сп > 20) или 25 (Сп > 25). Деэмульгирующая активность и физические свойства (температура застывания, вязкость, плотность и др.) образцов ОЖК зависят от числа групп ОЭ (в пределах 14. 25 на одну молекулу ОЖК), вязкость и температура застывания ПАВ снижаются, а плотность и деэмульгирующая его способность повышаются. Среди ОЖК более эффективен деэмульгатор, синтезированный из кислот > С25 , с содержанием окиси этилена 65.67 % (не уступает по эффективности диссольвану 4411).

Отечественные блоксополимеры полиоксиалкиленов являются наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами. Высокая их деэмульгирующая эффективность обусловливается, по-видимому, тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепь) ПАВ не направлена вглубь нефтяной фазы, как у обычных деэмульгаторов типа ОЖК, а частично распространена вдоль межфазной поверхности эмульсии. Именно этим объясняется очень малый расход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей (10.30 г/т). В нашей стране для промышленного применения рекомендованы следующие типы блоксополимеров: 186 и 305 – на основе пропиленгликоля; 157, 385 — на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 — на основе синтетических жирных кислот и 145 и 295 — на основе двухатомных фенолов. Деэмульгирующая активность и физико-химические свойства блоксополимеров оксиалкиленов существенно зависят от величины и соотношения гидрофильных и гидрофобных частей молекулы, а также от состава и строения исходных веществ. Так, расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ более гидрофобными, с более низкой температурой застывания, по сравнению с ПАВ такого состава и молекулярной массы, но с расположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С1-С4), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды.

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионноагрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов. [2]

Http://studfiles. net/preview/5897636/page:26/

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

Нефтяная промышленность сегодня — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания — около 20 тыс. человек.

Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли — тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.

Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до 270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0С.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. Гудрон — почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2 Н5 )4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.

Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.

Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.

Газойлевые фракции — используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки — для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток — направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции — как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 — 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 — 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 — 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 — 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С — в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

Коксование — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка — кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования — в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.

Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.

Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций — около 35%.

Достоинства замедленного коксования — высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.

В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

· Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);

· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.

Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии пер Еработки нефти

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновыхФракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный — сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.

Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

· Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.

Нижний продукт колонны — фракция С6 и выше — выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней — частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним — головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

·Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

Http://www. ronl. ru/diplomnyye-raboty/promyshlennost-proizvodstvo/185005/

Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников образовательных учреждений среднего профессионального образования

Предметной (цикловой) комиссией механико-технологических дисциплин

Учебная дисциплина «Глубокая переработка нефти и газа» и является дисциплиной по выбору учебного заведения, устанавливающей базовые знания для освоения других специальных дисциплин и произ водственной (профессиональной) практики.

Данная дисциплина предусматривает изучение существующей и перспективной сырьевой базы отрасли, итоги работы и основные задач по развитию нефтёпереработки и нефтехимии на ближайший период. В процессе изучения дисциплины студентами рассматриваются вопросы повышения эффективности и направления совершенствования важней ших процессов нефтепереработку, переработки газов и газовых конденсатов. На основе литературных данных, а также материалов, опубликованных в отраслевых научно-технических журналах «Химия и технология топлив и масел», «Нефтепереработка и нефтехимия» и др., студенты изучают не только вопросы научно – технического развития отрасли, но и передовой опыт работы предприятий как отечественных, так и зарубежных. Данная дисциплина предусматривает изучение экологических проблем, связанных с переработкой нефти.

• о значении и путях совершенствования технологических процессов нефтепереработки;

• об остроте экологических проблем, связанных с нефтепереработкой и о путях решения этих проблем:

• направления, варианты и перспективы развития важнейших процессов нефтепереработки и их роль в выводе отрасли на новый, высокий уровень развития;

• направления работы по сохранению окружающей среды от загрязнений отходами производства и продуктами использования топлив;

• производить расчёты, связанные с определением глубины переработкой сырья:

• выбирать наиболее оптимальную схему переработки нефтяного сырья и процессов получения нефтепродуктов с заданными эксплуатационными свойствами:

• использовать информацию из специальной литературы в процессе принятия самостоятельных решений при выполнении курсового и дипломного проекта.

1.1 Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности. Перспективы развития. Сырьевая база.

1.2 Углубление переработки нефти – основная задача нефтеперерабатывающей промышленности. Общая характеристика основных процессов, углубляющих переработку нефти.

1.3 Варианты технологических схем глубокой переработки нефти. Методика расчёта глубины переработки нефти

Раздел 2 Повышение эффективности работы первичной переработки нефти

Раздел 3 Процессы глубокой переработки вторичного сырья, их совершенствование и перспективы развития

3.9 Комбинирование процессов в схеме глубокой переработки мазута.

4.1 Разработка, производство и обеспечение катализаторами заводов нефтеперерабатывающей промышленности.

– о перспективах развития нефтегазоперерабатывающего производства.

Цели и задачи дисциплины. Связь с другими дисциплинами. Вклад отечественных и зарубежных специалистов в становление и развитие нефтегазопереработки. Экологические аспекты нефтегазоперерабатывающего производства.

Данная тема является вводной и должна дать понятия о значимости данной дисциплины, о роли и месте углубления переработки нефти в нефтеперерабатывающей промышленности.

1. Какие отрасли промышленности входят в топливно-энергетический комплекс (ТЭК)?

2. Перечислить Области применения горючих ископаемых в народном хозяйстве?

4. Каковы будут последствия для экономики страны и быта людей при прекращении добычи и переработки нефти?

5. С какого открытия начались широкие исследования в области химии нефти?

6. Кто автор первых рекомендаций по оптимальным схемам переработки нефти для российских нефтепереработчиков?

9. Кто изобрёл форсунку, и какое значение это открытие имело для уменьшения загрязнений окружающей среды?

11. Назвать учёных республики Башкортостан, внесших вклад в развитие нефтепереработки.

Тема 1.1 Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности. Перспективы развития. Сырьевая база

– о роли, месте и состоянии нефтеперерабатывающей промышленности в системе н а родного хозяйства страны и путях развития;

– обосновать важность первостепенных задач: углубление переработки нефти, снижение энергоёмкости производства, улучшение качества продукции и др.

Динамика развития объёмов вырабатываемой продукции и её качества. Степень загруженности оборудования заводов отрасли. Характеристика сырьевой базы. Состояние и перспективы развития нефтепереработки в России. Важнейшие задачи отрасли: сокращение потерь, увеличение выпуска высокооктановых бензинов, снижение содержания серы в котельном топливе, снижение энергоёмкости производства, углубление переработки нефти.

В процессе изучения данной темы даётся представление об объёмы добычи и переработки нефтяного сырья в России за последние годы, состоянии и развитии нефтеперерабатывающей промышленности.

1 . Назовите факторы, способствующие раннему зарождению нефтепереработки в России.

2. Перечислить этапы развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.

4. Рассказать вкратце историю возникновения и развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности.

6. Сколько уникальных в мире и России месторождений нефти и газа можете назвать?

7. Назвать 10 наиболее крупных стран мира по извлекаемым запасам нефти и газа.

Нефтеперерабатывающей промышленности. Общая характеристика основных процессов, углубляющих переработку нефти

– динамику изменений структуры перерабатываемого нефтяного сырья и условий, добычи нефти;

– обосновывать необходимость опережающего развития мощностей по углублению переработки нефти и экономической эффективности процессов углубления.

Структура перерабатываемого сырья и условия добычи нефти. Объективная необ ходимость углубления переработки. Характеристика основных углубляющих процессов: каталитический и термический крекинг, гидрокрекинг, коксование. Динамики изменения доли углубляющих процессов от объёма перерабатываемой нефти в России и зарубежом. Необходимость опережающего развития мощностей углубления переработки нефти. Эко номическая эффективность углубления нефти.

В ходе изучения данной темы даётся динамика и география добычи нефти и горючих ископаемых, классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов, варианты технологической схемы углубления переработки нефти (мазута).

2. Назвать наиболее крупные нефте-, газодобывающие месторождения нефти и газа в России и мире.

5. Перечислить основные технологические процессы переработки нефти и газа в соответствии с научной классификацией.

6. Назвать основные направления применения продуктов атмосферной и вакуумной перегонки.

7. Указать причины, характеризующую малую глубину переработки нефти в России.

8. Факторы, определяющие глубину переработки нефти. Какова объективная необходимость углубления переработки нефти?

10. Каков главный вид сырья, из которого можно получить светлые нефтепродукты, дополнительно к входящим в состав нефти?

11. Каковы основные технологические процессы, входящие в комплекс по глубокой переработке мазута? Как изменяется глубина переработки нефти с введением в строй комплекса?

РАЗДЕЛ 2 Повышение эффективности работы первичной переработки нефти

– нормы по содержанию воды, солей в нефтях на выходе с промыслов и с блоков ЭЛОУ, меры по повышению эффективности процесса;

– выбрать наиболее эффективное оборудование и реагенты для обессоливания.

Необходимость обессоливания и обезвоживания нефтей. Нормы по содержанию воды и солей. Основная аппаратура ЭЛОУ. Мероприятия, повышающие эффективность подготовки нефтей, обеспечивающие сокращения потребления воды, лучшую очистку стоков с ЭЛОУ, уменьшающие энергопотребления, сокращения потерь.

В ходе изучения данной темы рассматриваются вопросы подготовки нефти и газовых конденсатов и методы повышения эффективности работы установок ЭЛОУ.

1. В каких пределах нормируется содержание воды и хлористых солей в нефтях, поставляемых с промыслов на НПЗ?

5. За счёт чего уменьшаются затраты на обессоливание нефти при использовании высокоэффективных деэмульгаторов?

6. Как влияет эффективность современных деэмульгаторов на качество сточных вод с электрообессоливающих установок?

7. Каковы пути снижения расхода воды на процесс электрообессоливания?

8. Какое значение имеет тонкое диспергирование промывной воды при смешении с нефтью в процессе обессоливания?

9. Почему оптимальный расход деэмульгатора требуется определять конкретно для каждого потока сырой нефти, поступающей на электрообес-соливающую установку?

– о направлениях поиска наиболее эффективного использования схемы трубчатой установки, работающей при атмосферном давлении (АТ);

– традиционные и нетрадиционные схемы АТ. позволяющие улучшить технико – экономические показатели первичной перегонки нефти и НПЗ в целом;

– рассчитать отбор от потенциала, уменьшение энергозатрат, сокращение потерь сжиженных газов е использованием мероприятий передового опыта.

Назначение атмосферной перегонки, ассортимент и качество получаемых продуктов. Варианты традиционных технологических схем. Основные мероприятия и варианты реконструкции блока предварительного отбензинивания атмосферной колонны, направлен ные на сокращение энергозатрат действующих установок АТ. сокращение потерь ценных газообразных углеводородов, повышение отбора светлых нефтепродуктов от их потенциального содержания, исходя из опыта работы предприятий отрасли. Варианты реконструкции оборудования АТ. Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов.

В ходе изучения данной темы рассматривается первичная переработка нефти и пути повышения эффективности работы установки (блока) атмосферной перегонки.

1. За счет, каких мероприятий достигается увеличение отбора светлых нефтепродуктов в процессе атмосферной перегонки нефти?

2. Почему использование холодного потока части сырья отбензинивающей колонны приводит к экономии охлаждающей воды для верхнего продукта колонны?

3. Почему при утяжелении состава сырья атмосферной колонны в схеме атмосферной трубчатки увеличивается выход светлых нефтепродуктов?

4. Каковы пути снижения рабочего давления в отбензинивающей и атмосферной колоннах?

5. Какое влияние оказывает рабочее давление в колоннах атмосферной перегонки нефти на отбор светлых нефтепродуктов?

6. Можно ли сократить потери углеводородных газов при подаче части сырья отбензинивающей колонны в холодном виде в верхнюю часть колонны?

7. Какие нефтеперерабатывающие заводы практикуют работу ректификационных колонн с двумя вводами сырья?

– мероприятия направленные на повышение эффективности работы вакуумного блока;

– применять на практике передовой опыт при выполнении курсового и дипломного проектирования.

Необходимость углубления разгонки мазутов, увеличение отбора вакуумного дистиллята, повышения чёткости разделения боковых погонов вакуумной колонны в связи с сокращением объёма переработки нефтяного сырья, с целью улучшения качества масел и обеспечения сырьём действующих мощностей по переработке вакуумного дистиллята путём углубления вакуума, уменьшения гидравлического сопротивления контактирующих устройств, включения в схему отпарных колон (из опыта работы региональных предприятий). Опыт модернизации вакуумной колонны.

В ходе изучения данной темы рассматривается первичная переработка нефти и пути повышения эффективности работы установки (блока) вакуумной перегонки.

1 . Каково назначение и особенности процесса вакуумной перегонки мазута?

2. Какие требования предъявляются к качеству вакуумного газойля и как они обеспечиваются?

3. Каковы преимущества регулярной насадки по сравнению с ректификационными тарелками при эксплуатации вакуумных колонн?

5. Какое влияние оказывают отпарные колонны на качество масляных погонов вакуумной колонны?

6. Каковы пути увеличения отбора вакуумного дистиллята при работе вакуумного блока установки атмосферно-вакуумной трубчатки?

7. Каковы пути уменьшения энергозатрат при работе вакуумного блока атмосферно-вакуумной трубчатки?

– энергосберегающие варианты процессов стабилизации бензина с получением целевых фракций.

Http://pandia. ru/text/79/384/3693.php

5.1 Общие правила поведения работающих на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях

5.2 Основные опасные и вредные производственные факторы. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма

5.3 Пожарная безопасность. Способы и средства предотвращения пожаров, взрывов и аварий. Действия персонала при их возникновении

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

Управление «Татанефтегазопереработка» создано 1 июня 2002 года с целью повышения эффективности производства на основе единого технологического комплекса по сбору, переработке нефтяного газа на основе трех предприятий: управления «Татанефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Миннибаевский газоперерабатывающий завод», ОАО «Трансуглеводород». Основным направлением производственной деятельности управления является сбор, транспорт, прием и переработка нефтяного газа, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с выработкой практически всей номенклатуры продукции газопереработки: сжиженных газов (фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана), этановой фракции, сухого газа, стабильного газового бензина, гексановой фракции, серы технической.

Управление поставляет на ОАО «Казаньоргсинтез» этановую фракцию, сжиженные газы (фракции пропана, нормального бутана), а на ОАО «Нижнекамскнефтехим» – ШФЛУ, стабильный газовый бензин, изобутан, пентаны.

Дополнительно к основной номенклатуре продукции Управление выпускает газообразные кислород и азот, которые используются для собственных нужд и реализуются другим потребителям. Продукция управления пользуется большим спросом на отечественном рынке. Производственная деятельность предприятия позволяет решать важную экологическую проблему – исключить сжигание нефтяного газа на факелах и тем самым обеспечить экологическую безопасность нефтяного региона.

Управление имеет развитую инженерную инфраструктуру, позволяющую при необходимости провести модернизацию существующих или осуществить строительство новых производств. Основной объем ремонтных работ выполняется силами ремонтно-строительного и ремонтно-механического цехов управления.

У управления есть трубопроводные связи по поставке сырья и отгрузки части своей продукции: сухого газа, этановой фракции, ШФЛУ; выход на государственную сеть железнодорожного сообщения через железнодорожные станции Кульшарипово, Акбаш Куйбышевской железной дороги станцию Агрыз Горьковской железной дороги. Наряду с полным комплексом газоперерабатывающего производства на балансе управления 22 компрессорные станции для перекачки газа, расположенные по всему юго-востоку Татарстана, установка осушки газа в Прикамье, установка очистки газа от сероводорода в Бавлах, установка очистки газа с получением элементарной серы при Миннибаевском ЦПС. Эксплуатируется 2476 км газосборных сетей и напорных газопроводов, 6 насосных станций и 363 км продуктопроводов для перекачки ШФЛУ и готовой продукции.

Управление «Татнефтегазопереработка» является структурным подразделением является структурным подразделением ОАО «Татнефть». Сбор и транспортировка нефтяного газа осуществляется с нефтяных месторождений Республики Татарстан. Компрессорными станциями газовых цехов управления. Основная часть нефтяного газа транспортируется по газопроводам на переработку, оставшаяся часть используется в качестве топлива на собственные нужды предприятий ОАО «Татнефть».

На каждой КС имеются компрессора для приема газа и подачи газа по газопроводам потребителям, факелы, работающие в режиме постоянной готовности для термического обезвреживания углеводородных газов при подготовке и проведению ремонтных работ на КС и газопроводах.

В Бавлинском газовом цехе производится очистка газа от сероводорода. Сероводород после установки сероочистки подвергается термическому обезвреживанию на факеле, в дальнейшем планируется сероводород не сжигать, а получать элементарную серу.

В управлении осуществляется также сбор и транспортировка ШФЛУ с установок комплексной подготовки нефти (УКПН) пятью бензонасосными станциями.

По трубопроводам ШФЛУ поступает на склад №2, оттуда подается через склад готовой продукции (СГП) на переработку на газофракционирующие установки (ГФУ), имеется возможность подачи ШФЛУ по продуктопроводу на Нижнекамский химический комбинат.

На заводе перерабатывается, как высокосернистый попутный нефтяной газ, так и нефтяной попутный газ с меньшим содержанием сероводорода.

Высокосернистый газ поступает на очистку от сероводорода на УСО-60, где производится очистка газа от сероводорода. Очищенный газ смешивается с поступающим с промыслов попутным нефтяным газом и подается на доочистку от сероводорода на УСО-1млрд. куб. м.

На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется также блок получения элементарной серы путем прямого каталитического окисления, на УСО-60 элементарную серу получают методом Клауса.

Очищенный газ установки очистки от сероводорода направляется на прием центробежных компрессоров К-380 компрессорного зала сырого газа7/8 с последующей подачей на технологические установки. При компремировании из газа выделяется компрессионный бензин, который подается на склад готовой продукции, где смешивается ШФЛУ и подается на газоразделение (ГФУ).

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО2 . На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО2 комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Затем осушенный и очищенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использованием «глубокого» холода (пропанового и этанового), получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ), товарный этан и сухой обензиненный газ. Жидкие углеводороды направляются на переработку на установки газофракционирования (ГФУ-2 и ГФУ-300), где перерабатываются совместно с КБ и ШФЛУ с получением товарной продукции – фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана или изопентан-пентановой фракции, стабильного газового бензина.

Сухой отбензиненный газ с установки НТКР смешивается со сбросными газами отпарных колонн ГФУ, газами регенерации и охлаждения УООГ и частично с очищенным нефтяным газом подается на прием дожимных газомотокомпрессоров 10ГК компрессорного зала отбензиненного газа – 7/8 и перекачивается в магистральный газопровод в качестве топливного газа.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

В составе завода имеется азотно-кислородная станция (АК-0.6), на которой производится газообразные кислород и азот, реализуемые потребителем, а также используемые в управлении.

Для приема, хранения и отгрузки сырья и готовой продукции в управлении имеются склады сырья и готовой продукции, которые состоят из СНЭ, СГП, складов №1, 2, 3, склада ГСМ и реагентов.

СНЭ предназначена для приема и отгрузки сырья, реагентов и готовой продукции и состоит из 3-х сливо-наливных эстакад по 30 стояков каждая.

СГП предназначена для хранения готовой продукции и подготовки сырья для ГФУ, а также для приема некондиционной продукции при авариях на технологических установках и состоит из 78 горизонтальных и шаровых емкостей объемом 175 до 600 куб. м.

Склады №1,2,3 предназначены для приема, хранения сырья и готовой продукции и состоят из 40 горизонтальных емкостей объемом по 200 куб. м каждая.

Для откачки продукции на НКХК имеется головная насосная станция, оборудованная герметичными центробежными насосами.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

Газофракционирующая установка ГФУ-300 “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ предназначена для производства углеводородных фракций: фракции пропановой марки "А", фракции нормального бутана марки "высшая", фракции изобутановой марки "высшая", фракции пентан-изопентановой марки "А" и фракции гексановой.

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

Http://mirznanii. com/a/24216/pererabotka-nefti-i-gaza-na-oao-tataneftegazopererabotka

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.

Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли – тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.

Нефть – наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0 С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0 С до 270-280 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0 С до 320-350 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0 С.

5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

Бензиновая фракция используется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

Газойлевые фракции – используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки – для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток – направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

Коксование – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии перЕработки нефти

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновых Фракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный – сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним – головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

· Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

Содержание Введение I. Первичная переработка нефти 1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции 1.1 Вторичная перегонка бензиновой фракции 1.2 Вторичная перегонка дизельной фракции II. Термические процессы техно

Советуем не рисковать. Узнай, сколько стоит абсолютно уникальная Контрольная работа по твоей теме:

Http://stud-baza. ru/sovremennyie-tehnologii-pererabotki-nefti-i-gaza-kontrolnaya-rabota-promyishlennost-proizvodstvo

2 Сырые нефть и газ должны пройти серию стадий в процессе их очистки и переработки, прежде чем они превратятся в окончательные продукты, применяемые в промышленности и быту. Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает более 500 наименований газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Современные высокопроизводи – тельные нефтегазоперерабатывающие производства оснащены крупными и сложными по конструкции аппаратами и машинами, способными функционировать в условиях низких температур, глубокого вакуума и высоких давлений и часто в агрессивных средах. Ведением технологического процесса и наблюдением за работой оборудования на технологических установках занимаются специалисты переработки нефти и газа.

3 На современных предприятиях специалисты с данным уровнем образования могут работать в качестве техника, оператора технологических установок, вести технологический процесс и наблюдение за работой оборудования на установках III категории по переработке нефти, нефтепродуктов, газа, сланца и угля, вести технологический процесс и наблюдение за работой отдельных блоков на установках I и II категории, вести ремонт технологических установок. На месторождениях специалисты по переработке нефти и газа могут быть задействованы в цехах сбора, подготовки, транспортировки нефти и газа. Выпускники данной специальности могут успешно работать в научно-исследовательских организациях нефтегазоперерабатывающего и нефтехимического профиля, смежных отраслях промышленности.

4 Что изучается? Процессы и аппараты Основы технологии нефтехимического синтеза Химия и технология нефти и газа Технический анализ и контроль производства Оборудование нефтегазоперерабатывающего производства Автоматизация технологических процессов переработки нефти и газа

5 Продолжение обучения по специальности Сибирский федеральный университет СибГТУ

6 Вступительные экзамены Русский язык Математика (химия) – по выбору

9 Участие в конкурсе профмастерства по специальности «Оператор нефтепереработки» на АНПЗ

10 Контакты Наш адрес: , г. Ачинск, ул. Дружбы Народов, 8 Тел. (39151) , сайт:

Http://www. myshared. ru/slide/745639/

Настоящее учебное пособие предназначено для учащихся колледжей, изучающих дисциплину “Химия и технология нефти и газа”. В нем рассмотрены вопросы химического состава нефтей и газов, механизмы основных химических реакций их переработки, теоретические основы технологических процессов, типичные технологические схемы, оборудование и методики его технологического расчета и подбора, понятие о проектировании установок, элементы информационных технологий при расчетах и проектировании, общезаводское хозяйство нефтеперерабатывающих заводов.

Пособие может быть полезно бакалаврам по специальности “Химическая технология органических веществ и топлива”, а также специалистам, работающим в области нефтепереработки.

В книге освещены теоретические основы процессов переработки природных и нефтяных газов и газового конденсата. Даны сведения об аппаратуре, технологических схемах и машинных методах проектирования газоперерабатывающих заводов.

Книга предназначена для инженеров — эксплуатационников и проектировщиков ГПЗ, может быть полезна студентам старших курсов химических и нефтяных вузов при курсовом и дипломном проектировании

В книге рассмотрены современное состояние развития нефтегазового комплекса мира и России; основы химии нефти и нефтепродуктов; химмотологии моторных топлив; теоретические основы и технология основных процессов, применяемых на современных нефтеперерабатывающих заводах, современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки. Показано аппаратурное оснащение технологических установок и приведены сведения о принципах их работы.

Для студентов вузов, инженерно-технических и научных работников нефтеперерабатывающей отрасли нефтегазоперерабатывающего комплекса.

Книга является третьей частью учебника «Технология переработан нефти и газа»; шестое издание по сравнению с пятым изданием, (1967 г.) в значительной степени обновлено, написаны новые главы и разделы. В книге рассмотрены процессы очистки и разделения нефтяного сырья (очистка кислотой я щелочью, деасфальтизация, очистка при помощи селективных растворителей, депарафинизация, адсорбционная н гнд-роочистка), а также процессы ‘производства нефтяных топлив, масел, парафинов, пластичных смазок, битумов и других нефтепродуктов. Приведены материальные балансы, данные о качестве получаемых продуктов, технико-экономические показатели процессов, пути использования побочных продуктов н т. д. Значительное внимание уделено приготовлению товарных нефтепродуктов с использованием присадок.

Учебник предназначен для студентов химико-технологических факультетов нефтяных вузов; он может быть использован инженерно-техническими работниками нефтеперерабатывающей промышленности

Http://www. geokniga. org/labels/25622

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО2. На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО2 комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Примечание: Компонентные составы потоков приняты по данным лабораторных анализов, выданных управлением “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“

На 10 0 С абсолютной ми-нимальной температуры окружающего воздуха

Разделение сырья (ШФЛУ + КБ, УЖ НТКР и дебутанизированного остатка ГФУ-2) на индивидуальные углеводородные фракции осуществляется на газофракционирующей установке. Технология основана на широком использовании процессов ректификации. Ректификация это процесс разделения смеси на индивидуальные компоненты. Процесс осуществляется путем многократного, двустороннего массообмена между паровой и жидкой фазами, движущимися противотоком.

Сырье – смесь широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с установок стабилизации нефти ОАО "ТАТНЕФТЬ" и компрессионного бензина (КБ) управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ из сырьевого парка поступает общим потоком (ШФЛУ + КБ) на установку с температурой от минус 30 о С до плюс 30 о С и давлением 2,2-4,8 МПа (22-48 кгс/см 2 ). Смесь подается через кран № 9 с дистанционным управлением. На потоке сырья предусмотрены замеры расхода, давления и температуры (датчики FE 51За, РТ 3097а и ТЕ 153, соответственно).

В трубопровод (ШФЛУ + КБ) из сырьевого парка врезаются трубопроводы жидкости из дренажных емкостей Е-613/1,2, Е-611, Е-606.

Сырье подогревается до температуры 35 о С в теплообменнике Т-620 потоком горячего (275 о С) теплоносителя (керосина) из печи П-601/3,4. Температура сырья регулируется клапаном TV157-1 на выходе теплоносителя из теплообменника Т-620.

Затем сырье делится на два потока в соотношении 1:10 (контур регулирования соотношения FICA 514-1). Соотношение расходов сырья 1:10 поддерживается клапанами FV514-1-1 (на потоке сырья к холодильнику Т-621) и FV 514-1-2 (на потоке сырья к подогревателю Т-601).

90 % потока (ШФЛУ + КБ), подаваемого в середину деэтанизатора К-601, дополнительно подогревается до 76 о С в теплообменнике Т-601.

Температура регулируется клапаном TV165-1 на выходе потока теплоносителя (керосин) из Т-601.

10 % поток (меньший, сорбирующий) подается через холодильник Т-621 в шлемовую трубу колонны К-601 на смешение с газом отпарки перед конденсатором-холодильником Т-603/1,2.

Холодильник Т-621 предусмотрен для поддержания температуры сырья в летний период 3545 0 С. Температура сырья на выходе холодильника Т-621 регулируется клапаном TV169-1 на выходе из холодильника Т-621 охлаждающей воды оборотного цикла V очереди завода.

Рабочий режим деэтанизатора К-601 поддерживается следующим образом:

– давление верха регулируется клапаном PV475 -1 на трубопроводе паров верха деэтанизатора;

– температура низа колонны К-601 TIA 175-1-k поддерживается в заданных пределах изменением расхода теплоносителя (керосина) от испарителя Т-602 через клапан FV 517 -1;

– замеряется перепад давления в укрепляющей части деэтанизатора и сигнализируется его повышение до 0,022 МПа (PdIA 476-1);

– замеряется температура в кубе деэтанизатора (датчик TIA 175 -1-k) на тарелке питания (датчик TIA 175-1-15) и на тарелке ввода орошения TIA 175 -1;

– сигнализируется высокий 1900 мм (LAH 611-1) и низкий 1000 мм (LAL 612 -1) уровни в кубе деэтанизатора;

– сигнализируется повышение до 2,75 МПа (27,5 кг/см 2 ) и понижение до 2,0 МПа (20,0 кг/см 2 ) давления верха деэтанизатора (контур PICA 475-1);

– предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) деэтанизатора, при достижении давления верха в деэтанизаторе 2,85 МПа, срабатывает сигнализатор PSНН 472-1, отсекая клапаном ОК472 теплоноситель в испаритель деэтанизатора Т-602.

Подвод тепла в куб деэтанизатора К-601 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 о С из печи П-601/3,4 через испаритель Т-602.

Тепловой режим испарителя Т-602 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования расхода FICA 517-1) с коррекцией по температуре "контрольной" тарелки деэтанизатора К-601 клапаном FV 517-1.

Пары углеводородов из деэтанизатора К-601 с температурой 25-58 о С поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-603/1,2, затем в концевой холодильник Т-604, частично конденсируются и охлаждаются. Далее смесь с температурой 35¸45 о С поступает в рефлюксную емкость Е-601, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газ из емкости Е-601 через клапан PV481-1 сбрасывается на прием компрессоров завода, а жидкость насосом НЦ-601/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) с температурой 35¸45 о С подается на орошение в деэтанизатор К-601.

· измерение и регулирование температуры верхнего продукта деэтанизатора К-601 на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-603/1,2 изменением угла поворота лопастей вентилятора Т-603/1,2 (контур, регулирования TICA 178-1-1,2);

· измерение и регулирование температуры продукта на выходе из концевого холодильника Т-604 клапаном TV181-1 на потоке антифриза из холодильника Т-604;

· измерение и регулирование давления в рефлюксной емкости Е-601 (контур PICA 481-1) клапаном PV481-1 на сбросе газа из емкости Е-601 на прием компрессоров завода;

· измерение и сигнализация повышения давления в емкости Е-601 до 2,7 МПа (27,0 кг/см 2 ) (PAH 481-1);

· измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа перепада давления на сетке каплеотбойника емкости Е-601 (контур PdIA 482-1);

· измерение и регулирование расхода орошения в деэтанизатор К-601 (клапаном FV515-1) с коррекцией по уровню в рефлюксной емкости Е-601 (контур FICA 515-1);

· предупредительная сигнализация высокого 1150 мм (LAH 617-1, LAH 679-1) и низкого 750 мм (LAL 618-1) уровня в рефлюксной емкости Е-601.

Безопасная работа рабочего насоса НЦ-601/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

· при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и всасе насоса 0,284 МПа (датчик РdSA 307-1-1,2);

· при аварийном понижении уровня 400 мм в рефлюксной емкости Е-601 (LSLL 619-1);

· при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Жидкость из деэтанизатора К-601 с температурой 95¸115 0 С и давлением 2,00-2,75 МПа (20,0-27,5 кг/см 2 ) поступает в испаритель Т-602, подогревается до температуры 115 о С, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 110 о С возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку, а деэтанизированная жидкость из испарителя Т-602 самотеком через клапан FV516-1 регулятора расхода (FICA 516-1) с коррекцией по уровню в испарителе (LICA 516-1) поступает в колонну К-602.

Предельно допустимые границы высокого 1250 мм и низкого 400 мм уровня в испарителе Т-602 сигнализируются (LAH 614-1 и LAL 615-1, соответственно).

В депропанизатор К-602 подается два потока сырья: поток деэтанизированной жидкости (с температурой 87 о С и давлением 1,75 МПа) после колонны К-601 и углеводороды жидкие (с температурой 65¸67 0 С и давлением 1,75 МПа) с установки низкотемпературной ректификации (УЖ НТКР) через кран с дистанционным управлением № 8 клапан (FV512-1) регулятора расхода. Расход, давление и температура УЖ НТКР замеряются.

Назначение колонны депропанизатора К-602 – извлечение пропановой фракции из суммарного потока ШФЛУ и углеводородов жидких НТКР.

Рабочий режим депропанизатора К-602 поддерживается в регламентных пределах следующим образом:

– замеряется температура в разных точках по высоте депропанизатора К-602 (ТIA 189-1-2, ТIA 189-1-9, ТIA 189-1-14, ТIA 189-1-29, ТIA 189-1-37, ТIA 189-1-k); нефть газ переработка

– замеряется перепад давления в укрепляющей части депропанизатора и сигнализируется его повышение до 0,025 МПа (РdIA 400-1);

– регулируется давление верха депропанизатора клапаном PV 390-1 на трубопроводе паров верха депропанизатора в конденсаторы Т-606/1-4;

– сигнализируются минимальное и максимальное регламентные значения давления верха (РICA 390-1);

– предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) депропанизатора при повышении давления верха до 1,75 МПа (PSHH 387-1) отсечкой подачи теплоносителя в испаритель депропанизатира клапаном OK387;

– регулируется расход обратного теплоносителя из испарителя депропанизатора Т-605 (FICA 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора (ТICA 521-1) клапаном FV 521-1 на трубопроводе обратного теплоносителя от Т-605 в емкость Е-608;

– регулируется расход орошения на подаче в депропанизатор (датчик FICA 518-1) клапаном FV518-1 на трубопроводе орошения;

– сигнализируются предельно допустимые границы высокого 1400 мм (LAH 621-1) и низкого 700 мм (LAL 622-1) уровня в кубе депропанизатора.

Подвод тепла в куб депропанизатора К-602 осуществляется теплоносителем из печи П-601/3,4 (275 о С) через испаритель Т-605.

Жидкость из куба пропановой колонны К-602 с температурой 108 ¸ 130 о С поступает в испаритель Т-605, подогревается до температуры 115 ¸ 130 о С, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 115 ¸ 130 о С возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Тепловой режим испарителя Т-605 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора К-602 установкой регулирующего клапана FV521-1 на теплоносителе от Т-605.

Пары пропановой фракции из колонны К-602 с температурой 48¸52 о С через клапан PV390-1 поступают на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения Т-606/1-4, затем в теплообменник доохлаждения пропана Т-607, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30 ¸ 45 о С поступают в рефлюксную емкость Е-602.

Давление в рефлюксной емкости Е-602 поддерживается двумя регуляторами давления с раздельным диапазоном регулирования: в случае переохлаждения продукта регулятор давления, имеющий уставку 1,2 МПа, поддерживает давление в рефлюксной емкости перепуском части горячих паров из депропанизатора К-602 через клапан PV394-1-1; при росте давления более 1,67 МПа по команде регулятора, имеющего уставку 1,6 МПа открывается клапан PV394-1-2 на трубопроводе сброса отдувки из емкости Е-602 в факельный коллектор. Оба регулятора работают от одного РАН датчика давления РIC 394-1. Кроме регулирования, предусмотрена регистрация давления и аварийная сигнализация при повышении давления в рефлюксной емкости до 1,6 МПа (РАН 394-1).

Температура продукта на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-606/1-4 регулируется (ТICA 195-1-1_4) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи датчики GV 811-1-1_4.

Регулирование температуры (ТIC 200-1) продукта на выходе из теплообменника доохлаждения пропана Т-607 осуществляется клапаном TV 200-1 на трубопроводе обратного антифриза – хладоагента от теплообменника Т-607.

Пропановая фракция из рефлюксной емкости Е-602 с температурой 35 ¸ 45 0 С после насоса НЦ-603/1,2 (1 раб. + 1 рез.) делится на два потока. Один из потоков в качестве орошения через клапан FV 518-1 подается в пропановую колонну К-602, а избыток по уровню в емкости Е-602 через клапан LV 629-1 подается на склад готовой продукции. Расход (FI 519-1), давление (РI 396-1) и температура (ТI 206-1) пропановой фракции на выходе с установки измеряются с выносом показаний в ЦПУ.

Кроме регуляторов уровня и давления, на емкости Е-602 предусмотрены:

– измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа (5 кПа) перепада давления на сетке каплеотбойника (РdIA 395-1);

– сигнализация высокого 1650 мм (датчики LAH 627-1, LAH 680-1) и низкого 950 мм (датчик LAL 628-1) уровня;

– сигнализация аварийно низкого уровня 400 мм (датчик LSLL 630-1) с одновременной ПАЗ рабочего насоса НЦ-603/1,2.

Безопасная работа насоса НЦ-603/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

– при аварийном понижении уровня до 400 мм в рефлюксной емкости Е-602 (датчик LSLL 630-1);

– при повышении давления в статоре насоса НЦ-603/2 PSHH 101-1-2 до 0,15 МПа;

– при понижении давления на выкиде насоса НЦ-603/2 (PSLL 540-1-2) до 1,76 МПа;

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Депропанизированное сырье из испарителя Т-605 с температурой 108 ¸ 130 о С и давлением 1,5-1,7 МПа самотеком через клапан FV 522-1 регулятора расхода (датчик FICA 522-1) с коррекцией по уровню в испарителе Т-605 (датчик LIC 522-1) поступает к подогревателю Т-622 дебутанизатора К-603.

Предельно допустимые границы высокого 920 мм и низкого 350 мм уровня в испарителе Т-605 сигнализируются (LAH 623-1, LAL 624-1, соответственно).

Поступающее на дебутанизацию сырье подогревается теплоносителем (керосином) от печи П-601 в подогревателе Т-622. Температура сырья на выходе из подогревателя Т-622 измеряется и регулируется (датчик ТIC 210-1) клапаном TV 210-1 на трубопроводе теплоносителя от подогревателя Т-622.

Подогретый в подогревателе Т-622 поток депропанизированного сырья с температурой 55-102 о С и давлением 0,43-0,58 МПа поступает в качестве питания на 19, 21 и 22 тарелки дебутанизатора К-603. Температура потока, поступающего на 21 тарелку дебутанизатора, измеряется (датчик ТI 21З-1-1).

Назначение колонны – дебутанизатора К-603 – извлечение бутановой фракции.

– давление верха К-603 измеряется и регулируется (PICA 409-1) клапаном PV409-1 на трубопроводе паров верха К-603 к конденсатору Т-609/1-3;

– сигнализируются предельные отклонения давления верха К-603 от регламентных значений;

– измеряется перепад давления по укрепляющей части К-603 и сиг-нализируется повышение перепада давления до 0,023 МПа (датчик РdIA 405-1);

– измеряется температура в кубе (ТI 213-1-k), на тарелке № 30 (ТI 213-1-30), на тарелке № 34 (ТI 213-1-34) на тарелке № 18 (ТI 213-1-18) и на верху (ТI 213-1-1) дебутанизатора;

– сигнализируется аварийно высокое давление верха 0,6 МПа (PSНН 404-1) и ПАЗ дебутанизатора отсечкой подачи теплоносителя в испаритель Т-608 клапаном ОК404;

– сигнализируется высокий 1400 мм (LAH 632-1) и низкий 1100 мм (LAL 633-1) уровень в кубе дебутанизатора К-603;

– регулируется расход (FICA 523-1) орошения в дебутанизатор К-603 клапаном FV 523-1 на трубопроводе орошения.

Подвод тепла в куб дебутанизатора К-603 осуществляется теплоносителем из печи П-601 (275 о С) через испаритель Т-608.

Тепловой режим испарителя Т-608 поддерживается регулятором расхода (FIC 525-1) обратного теплоносителя от испарителя Т-608 с коррекцией по температуре "контрольных" тарелок дебутанизатора (ТIC 525-1) клапаном FV 525-1.

Пары бутановой фракции от верха дебутанизатора К-603 с температурой 54¸58 о С через клапан PV 409-1 регулятора давления (РICA 409-1) поступают на конденсацию в аппараты воздушного охлаждения Т-609/1-3. Температура продукта на выходе из каждого из аппаратов Т-609/1-3 регулируется (ТI 219-1-1,2,3) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи Т-609/1-3 (GV 812-1-1,2,3).

Далее, продукт после Т-609/1-3 поступает в концевой холодильник Т-610 на дополнительную конденсацию и охлаждение, откуда поступает в рефлюксную емкость Е-603 с температурой 30¸ 45 о С и давлением 0,25-0,42 МПа. Температура продукта на выходе из Т-610 регулируется (ТIC 225-1) клапаном на трубопроводе обратного хладоагента (антифриза) из холодильника Т-610.

Работа указанных регуляторов аналогична работе регуляторов давления в рефлюксной емкости Е-602.

Кроме регулирования предусмотрена регистрация давления в Е-603, аварийная сигнализация (PAH 413-1) повышения давления в Е-603 до 0,42 МПа и предупредительная сигнализация повышения до 5 кПа перепада давления на сетке каплеотбойника Е-603 (РdIA 414-1).

Бутановая фракция с температурой 30 ¸ 45 о С из рефлюксной емкости Е-603 забирается насосом НЦ-605/1,2 (1 раб.+ 1 рез.). Бутановая фракция разделяется на два потока на нагнетании насоса НЦ-605/1,2. Один поток через клапан FV 523-1 регулятора расхода (FICA 523-1) поступает в дебутанизатор К-603 в качестве орошения, а второй поток через клапан LV 640-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости Е-603 (LICA 640-1) подается к подогревателю Т-611 изобутановой колонны К-604.

В рефлюксной емкости предусмотрена предупредительная сигнализация повышения 1150 мм (LAН 638-1, LAН 681-1) и понижения 750 мм (LAL 639-1) уровня и аварийная сигнализация низкого уровня 400 мм (LSLL 641-1).

Безопасная работа насосов НЦ-605/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

– при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-603 (LSLL 641-1);

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Кубовая жидкость К-603 из испарителя Т-608 самотеком поступает в колонну К-605. Расход (FIC 524-1) питания колонны К-605 регулируется клапаном FV524-1 и корректируется по уровню (LIC 524-1) в испарителе Т-608. Предельно-допустимые верхний и нижний уровни в испарителе Т-608 сигнализируются (LAH 635-1 и LAL 636-1, соответственно).

Бутановая фракция подается в теплообменник Т-611, где подогревается до температуры 58-64 о С и направляется в колонну К-604. Температура фракции на выходе из Т-611 (ТICA 233-1) регулируется клапаном TV 233-1 на потоке обратного теплоносителя от Т-611.

Назначение колонны К-604 – разделение бутановой фракции на н-бутан и изобутан.

Рабочий режим бутановой колонны К-604 поддерживается следующим образом:

– давление верха (РICA 424-1) измеряется и регулируется кла-паном PV 424-1 на трубопроводе паров изобутановой фракции к аппарату воздушного охлаждения Т-612/1-3;

– измеряется и регулируется расход орошения (FICA 527-1) клапаном FV 527-1 на трубопроводе орошения в колонну;

– измеряется и регулируется температура на "контрольных" тарелках колонны (ТICA 528-1) изменением расхода теплоносителя на выходе из испарителя Т-614;

– измеряется температура на тарелках по высоте колонны (ТIA 236-1, ТIA 236-1-26, ТIA 236-1-35, ТIA 236-1-59, ТIA 236-1-80, ТIA 236-1-k);

– измеряется перепад давления в укрепляющей части колонны (PdIA 436-1) и сигнализируется его повышение до 0,058 МПа;

– сигнализируется повышение (LAH 643-1) и понижение (LAL 644-1) уровня в кубе колонны;

– предусмотрена предупредительная сигнализация отклонения давле-ния верха колонны от регламентных значений и ПАЗ колонны с автоматической отсечкой клапаном OK420 подачи теплоносителя в испаритель Т-614 при аварийном повышении давления верха (PSHH 420-1).

Подвод тепла к бутановой колонне К-604 осуществляется теплоносителем от печей П-601/3,4 (275 о С) через испаритель Т-614.

Жидкость из колонны К-604 с температурой 68 ¸ 71 о С поступает в испаритель Т-614, где из нее отпариваются легкокипящие компоненты бутановой фракции.

Пары углеводородов возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Тепловой режим испарителя Т-614 поддерживается регулированием расхода (FICA 528-1) обратного теплоносителя с коррекцией по температуре (ТICA 528-1) "контрольных" тарелок колонны К-604 установкой регулирующего клапана FV 528-1 на теплоносителе от Т-614.

Пары изобутановой фракции из колонны К-604 с температурой 52 ¸ 54 о С через клапан PV 424-1 поступают в аппарат воздушного охлаждения Т-612/1-3, затем в концевой холодильник Т-613, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30 ¸ 45 о С поступают в рефлюксную емкость Е-604.

Температура продукта на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-612/1-3 регулируется автоматически (ТIA 242-1-1) изменением угла поворота лопастей вентилятора Т-612/1-3. Предусмотрено также дистанционное управление жалюзи Т-612/1-3.

Температура продукта на выходе из теплообменника доохлаждения Т-613 регулируется (ТICA 245-1) клапаном TV 245-1 на трубопроводе обратного антифриза (хладоагента) от теплообменника Т-613.

Предусмотрено измерение давления в емкости (РICA 429-1) и предупредительная сигнализация повышения давления от регламентного значения, а также аварийная сигнализация при достижении давления 0,53 МПа (РАН 429-1); измеряется и сигнализируется перепад давления на сетке каплеотбойника емкости Е-604 0,005 МПа (5 кПа) (датчик РdIA 428-1), сигнализируется высокий 1500 мм (LAН 682-1, LAН 651-1) и низкий 950 мм (LAL 652-1) уровень в рефлюксной емкости Е-604.

Из рефлюксной емкости Е-604 изобутановая фракция с температурой 30 ¸45 о С насосом НЦ 607/1,2 (1раб. + 1рез.) подается на орошение колонны К-604 через клапан FV 527-1. Балансовый избыток изобутановой фракции через клапан LV 650-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости (LICA 650-1) через кран № 4 с дистанционным управлением поступает на склад. Расход (датчик FIA 531-1), давление (РIA 432-1) и температура (ТIA 256-1) изобутановой фракции, поступающей на склад, замеряется и передается в ЦПУ.

Безопасная работа насосов НЦ-607/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

– при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-604 до 400 мм (LSLL 653-1);

– при повышении давления в статоре насоса НЦ-607/2 (PSHH 101-1-8) до 0,15 МПа (1,5 кг/см 2 );

– при понижении давления на выкиде насоса НЦ-607/2 (PSLL 543-1-2) до 1,15 МПа (11,5 кг/см 2 );

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Кубовая жидкость колонны К-604 (бутановая фракция) из испарителя Т-614 с температурой 70 ¸ 80 о С насосом НЦ-606/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) через аппарат воздушного охлаждения Т-615, где охлаждается до температуры 35 ¸ 45, и кран № 5 с дистанционным управлением подается на склад готовой продукции.

– регулирование уровня (LICA 646-1) клапаном LV 646-1 на тру-бопроводе после аппарата воздушного охлаждения Т-615;

– регулирование расхода теплоносителя (FICA 528-1) с коррекцией по температурам на "контрольных" тарелках колонны К-604 (ТICA 528-1) клапаном FV 528-1 на трубопроводе теплоносителя от испарителя Т-614;

– предупредительная сигнализация повышения (LAH 647-1) и пониже-ния уровня (LAL 646-1);

Безопасная работа насосов НЦ-606/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Температура продукта на выходе из аппарата воздушного охлаждения Т-615 регулируется автоматически (ТICA 255-1) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи.

Охлажденный в Т-615 продукт (фракция нормального бутана) поступает через кран № 5 с дистанционным управлением на склад готовой продукции. Измеряются с выносом в ЦПУ расход (датчик FIA 532-1), давление (датчик РIA 434-1) и температура (датчик ТIA 258-1).

В депентанизатор К-605 подается два потока сырья: дебутанизированный остаток из испарителя Т-608 колонны К-603 самотеком поступает в колонну К-605 (с температурой 70-80 о С и давлением 0,17-0,2 МПа) и дебутанизированный остаток (с температурой 70-85 о С и давлением 0,17-0,2 МПа) после колонны К-2 установки ГФУ-2. В трубопровод с дебутанизированным остатком из К-603 врезан трубопровод с дебутанизированным остатком с ГФУ-2 через отсечной кран № 02/15Q. Назначение колонны К-605 – извлечение фракции сумма пентанов (или фракции изопентановой) из дебутанизированного остатка.

– давление верха регулируется (датчик РICA 443-1) клапаном PV 443-1 на трубопроводе паров верха колонны к аппарату воздушного охлаждения Т-616/1,2;

– предусмотрена предупредительная сигнализация повышения 0,21 МПа и понижения 0,08 МПа давления верха колонны (датчик РICA 443-1) и противоаварийная защита (ПАЗ) колонны отсечкой подачи теплоносителя клапаном ОК 438 в испаритель Т-618 при аварийно высоком давлении верха 0,23 МПа (PSНН 438-1);

– контролируется перепад давления в укрепляющей части колонны и сигнализируется его повышение 0,0487 МПа (датчик РdIA 442-1);

– регулируется расход орошения в колонну (датчик FICA 533-1) клапаном FV 533-1 на потоке орошения;

– регулируется температура (датчик ТICA 534-1) на "контрольных" тарелках изменением расхода теплоносителя от испарителя Т-618;

– измеряется температура на тарелках по высоте колонны (датчики ТIA 260-1-2, ТIA 260-1-22, ТIA 260-1-41, ТIA 260-1-61, ТIA 260-1-80, ТIA 260-1-101), в кубе колонны (датчик ТIA 260-1-k) и на входе питания (датчик ТIA 260-1-1);

– сигнализируется повышение (датчик LAH 655-1) и понижение (датчик LAL 656-1) уровня в кубе колонны.

Подвод тепла к колонне К-605 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 о С от печи П-601/3,4 через испаритель Т-618.

Тепловой режим испарителя Т-618 поддерживается регулированием расхода теплоносителя (датчик FICA 534-1) с коррекцией по температуре "контрольных" тарелок (датчик ТICA 534-1) клапаном FV 534-1 на трубопроводе обратного теплоносителя от испарителя Т-618.

Кубовый продукт колонны К-605 – фракция гексановая (или бензин газовый стабильный) из испарителя Т-618 с температурой 110 ¸ 111 о С насосом НЦ-608/1,2 (1раб.+1рез.) подается на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения Т-619/1-3.

В испарителе Т-618 измеряется и регулируется уровень (датчик LICA 658-1) клапаном LV 658-1 и сигнализируется его снижение до 270 мм.

Кроме того, сигнализируется высокий уровень в испарителе, равный 1070 мм, (датчик LAH 659-1) и аварийно низкий, равный 250 мм, (датчик LAL 660-1).

Безопасная работа насосов НЦ-608/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

– при аварийном понижении перепада давления на насосе (датчик РdIA 333-1-1,2);

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

В аппаратах воздушного охлаждения Т-619/1-3 фракция гексановая охлаждается до температуры 35 ¸ 45 о С, измеряемой на выходе из каждого аппарата (датчики ТIA 282-1-1_3) и направляется на склад готовой продукции через кран № 7 с дистанционным управлением. Расход (датчик FIA 536-1), давление (датчик РIA 451-1) и температура (датчик ТIA 283-1) на общем потоке фракции гексановой после Т-619/1-3 измеряются с выносом информации в ЦПУ. Кроме того, расход и давление фракции гексановой (или бензина газового стабильного) измеряются местным прибором UIR 536-1.

Пары фракции из колонны К-605 с температурой 64 ¸ 65 о С через клапан PV 443-1 регулятора давления верха (датчик РICA 443-1) поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-616/1,2, затем в концевой холодильник Т-617, конденсируются, охлаждаются и с температурой 35 ¸45 о С поступают в рефлюксную емкость Е-605. На выходе из каждого аппарата Т-616/1,2 измеряется и регулируется температура (датчик ТIA 267-1-1,2) продукта изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи аппаратов Т-616/1,2.

На выходе из теплообменника Т-617 измеряется и регулируется температура (датчик ТICA 270-1) клапаном TV 270-1 на трубопроводе обратного потока антифриза (хладоагента) от теплообменника Т-617.

Рабочий режим рефлюксной емкости Е-605 поддерживается следующим образом:

– измеряется давление и сигнализируется его повышение до 0,15 МПа (PAH 448-1);

– сигнализируется повышение до 0,005 МПа перепад давления на сетке каплеотбойника (датчик РdIA 447-1);

– сигнализируется повышение (LAH 663-1, LAH 683-1) и понижение (LAL 664-1) уровня в емкости.

Фракция сумма пентанов из рефлюксной емкости Е-605 поступает на всас насоса НЦ-609/1,2 (1раб.+ 1рез.) для подачи орошения в колонну через клапан FV 533-1 регулятора расхода (датчик FICA 533-1). Балансовый избыток через клапан LV 662-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости Е-605 (датчик LICA 662-1) и через кран № 2 с дистанционным управлением поступает на склад готовой продукции.

Расход, давление и температура, подаваемой на склад фракции сумма пентанов, измеряются (датчики FIA 538-1, РIA 453-1 и ТIA 278-1, соответственно) с передачей информации в ЦПУ.

Безопасная работа насосов НЦ-609/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

– при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-605 (LSLL 665-1);

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

В качестве охлаждающего агента принят антифриз (хладоагент) с температурой замерзания не выше минус 40 о С.

Для обеспечения технологического процесса газофракционирования предусмотрена система теплоносителя (керосина марки КО-20). Контур теплоносителя состоит:

Керосин со склада ГСМ завода через кран № 128 с дистанционным управлением поступает в расходную емкость теплоносителя Е-608. Через расходную емкость Е-608 заполняется контур теплоносителя, а также в нее осуществляется подпитка теплоносителем системы для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя.

Заполнение емкости Е-608 и подпитка керосином производится через кран № 61 с дистанционным управлением.

Из емкости Е-608 керосин насосом НЦ-612/1-3 (1 раб.+2 рез.) подается в параллельно работающие нагревательные печи П-601/3,4. В печах П-601/3,4 керосин нагревается до температуры 275 о С, объединяется в общий коллектор и в качестве теплоносителя подается в подогреватели сырья Т-620, Т-601, Т-622, Т-611 и испарители колонн Т-602, Т-605, Т-608, Т-614, Т-618.

Обратный теплоноситель от подогревателей и испарителей, объединившись в общий коллектор, возвращается в емкость Е-608 с температурой 134 ¸ 210 о С и давлением 0,7 МПа.

В емкости Е-608 поддерживается давление двумя регуляторами давления с раздельным диапазоном регулирования.

Первый регулятор поддерживает давление 0,5 МПа в Е-608, клапаном PV 462-1-2 на подаче отбензиненного газа из сети завода. При увеличении давления в Е-608 до 0,55 МПа через клапан PV 462-1-2 второго регулятора сбрасывается отдувка в факельный коллектор.

При росте давления в емкости до 0,83 МПа предусмотрена аварийная сигнализация (PAH 462-1).

Уровень в емкости Е-608 измеряется (датчик LIA 674-1), а повышение до 1860 мм (LAH 684-1) и понижение до 600 мм (датчик LSLL 675-1) сигнализируется.

Безопасная работа насосов НЦ-612/1-3 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

– при аварийном понижении расхода на нагнетании насоса (датчик FSA 501 -1);

– при аварийном понижении до 550 мм уровня в емкости Е-608 (LSLL 675-1);

– при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Кроме того, предусмотрена предупредительная сигнализация повышения до 60 0 С температуры подшипников насоса (датчик ТIA 101-1-1_3).

Для освобождения испарителей, подогревателей и трубопроводов от теплоносителя – керосина предусмотрена подземная дренажная емкость Е-609.

Уровень теплоносителя – керосина в емкости Е-609 измеряется, а его повышение до 1900 мм и понижение до 300 мм сигнализируется (датчик LIA 676-1).

Собранный в емкости Е-609 продукт передавливается отбензиненным газом в емкость Е-608.

Давление в емкости Е-609 поддерживается равным 1,2 МПа клапаном PV 464-1 регулятора (датчик РICA 464-1), установленным на трубопроводе газа передавливания.

Общий поток керосина, поступающий на печи П-601/3,4, делится на два потока клапанами FV 504-1-1,2 регуляторов расхода (датчики FICA 504-1-1,2) с коррекцией каждого регулятора по расходу суммарного потока (датчик FICA 501-1-1) на нагнетании насоса НЦ-612/1-3.

Печи П-601/3,4 являются четырехпоточными по теплоносителю. Расход теплоносителя по каждому потоку измеряется (датчик FIA 505б-1-1_8) с выносом информации в ЦПУ и регистрируется местным прибором FIR 505-1-1-4.

Нагрев теплоносителя в печи П-601/3,4 осуществляется сжиганием в топке печи топливного газа. С этой целью из сети завода принимается отбензиненный газ через кран № 1 с дистанционным управлением в топливный сепаратор С-601 с давлением 3,5 ¸ 3,9 МПа и температурой 20 ¸ 50 о С.

Кроме того, от коллектора отбензиненного газа предусмотрена подача в емкости Е-606, Е-613, Е-608, Е-609, Е-611 и на продувку факельного коллектора.

Расход (датчик FIA 510-1), давление (датчик РIA 3083-1) и температура (датчик ТIA 142-1) поступающего отбензиненного газа измеряются с выносом информации в ЦПУ и регистрацией расхода и давления местным прибором UIR 510-1.

Из топливного сепаратора С-601 газ поступает на сжигание в топки печей П-601/3,4. Давление газа в сепараторе С-601 измеряется и регулируется двумя регуляторами с раздельным диапазоном регулирования. Оба регулятора работают от одного датчика PICA 457-1. Один из регуляторов поддерживает давление в С-601, равное 0,45 МПа, клапаном PV 457-1-2. При возрастании давления в С-601 до 0,55 МПа второй регулятор через клапан PV 457-1-1 сбрасывает отдувку в факельный коллектор. Расход и температура газа, поступающего к печам П-601/3,4, измеряется (датчики FIA 539-1 и ТIA 287-1, соответственно). Понижение давления газа в сепараторе С-601 до 0,45 МПа сигнализируется PAL 3113-1, а понижение до 0,4 МПа и повышение до 0,55 МПа сигнализируется PAH 457-1, PAL 457-1.

Жидкость из сепаратора С-601 через клапан LV 669-1 регулятора уровня в сепараторе (датчик LICA 669-1) выводится в подземную дренажную емкость Е-611.

Повышение уровня жидкости в сепараторе С-601 до 450 мм и понижение до 200 мм сигнализируется LAH 667-1, LAL 668-1, соответственно.

Кроме того, предусмотрена сигнализация повышения до 0,005 МПа перепада давления на сетке каплеотбойника С-601 (датчик РdIA 458-1).

Подготовленный в С-601 топливный газ поступает в общий коллектор, куда при необходимости через кран № 130 с дистанционным управлением подается также топливный газ из трубопровода тепломатериалопроводов завода, и подается на сжигание в топки печей нагрева теплоносителя П-601/3,4. Печи П-601/3,4 являются двухпоточными по газу.

Технологической схемой для каждой печи предусмотрена раздельная подача топливного газа на основные горелки и на пилотные горелки по каждому потоку. Далее описание схемы выполнено для одной печи. Описание для второй печи аналогично.

На общем коллекторе подачи газа на печь предусмотрены регистрация расхода и давления газа местным прибором UIR 503-1-1.

Топливный газ через отсечной кран ОК 809-1, отсечной клапан ОК 364/366-1 и клапаны PV 364-1-1 и PV 366г/1-1 подается в коллекторы потоков топливного газа. Далее топливный газ поступает к основным горелкам печи.

Топливный газ через клапаны PV 3127-1 и PV 3128-1 соответствующих местных регуляторов давления PICA 3127-1 и PICA 3128-1 поступает на каждый из двух потоков к пилотным горелкам.

На каждом из потоков топливного газа предусмотрено регулирование давления (датчики давления РICA 364-1-1 и РICA 366-1-1, соответственно) с корректировкой каждого регулятора давления по температуре нагретого теплоносителя на общем потоке на выходе из П-601/3 (датчик TICA 137-1-1).

При уменьшении расхода горячего теплоносителя потребителями балансовый избыток горячего теплоносителя через клапан PV 373-1 регулятора давления (датчик РICA 373-1) перепускается в емкость Е-608.

Схемой автоматизации предусмотрена предупредительная сигнализация:

– повышения до 0,35 МПа и понижения до 0,10 МПа давления газа на потоках на подаче к основным горелкам печи (датчики РICA 364-1-1 и РICA 366-1-1, соответственно);

– повышения температуры горячего теплоносителя до 285 о С в общем коллекторе на выходе из печи (датчик ТICA 137-1-1);

– понижение разрежения в печи до 0,00002 МПа (датчики РISA 370-1-1_4, PIA 3124-1-1_3);

– понижения разрежения в коллекторе дымовых газов на входе в экономайзер Э-601.1 до 0,00009 МПа (датчик РIA 3123-1_3);

– повышения температуры до 860 о С на перевале печи (датчики ТISA 1002-1-1, ТISA 1002-2-1, TISA 1002-3-1);

Противоаварийная защита (ПАЗ) печи обеспечивается автоматическим закрытием клапана – отсекателя ОК 809-1 на коллекторе топливного газа к печи:

– при повышении до 0,40 МПа и понижении до 0,06 МПа давления топ-ливного газа на потоках к основным горелкам (датчики PSHH 365-1, PSHH 367-1, PSLL 365-1, PSLL 367-1);

– при понижении до 0,05 МПа давления топливного газа на потоках к пилотным горелкам (датчики PSLL 3129-1, PSLL 3130-1);

– при понижении расхода теплоносителя к печи до 120 т/час (датчик FISA 504-1-1);

– при понижении давления воздуха КИП в коллекторе к пневмо-приводам до 0,3 МПа (датчик PSLL 3116-1);

– при повышении до 300 о С температуры теплоносителя на выходе из печи (датчик TISA 137-1-1);

– при понижении до 0,00001 МПа разрежения в топке печи (датчик РISA 370-1);

– при повышении до 500 0 С температуры отходящих дымовых газов (датчики ТISA 135-1-1, ТISA 135-2-1, ТISA 135-3-1);

– при повышении температуры до 900 о С – прогаре змеевика (датчики ТISA 1002-1-1, ТISA 1002-2-1,ТISA 1002-3-1);

Кроме того, предусмотрена автоматическая отсечка клапаном ОК 364/366-1 подачи топливного газа на печь (общий коллектор) при понижении до 0,051 МПа давления на потоках топливного газа к основным горелкам (датчики PSLL 3125-1, PSLL 3126-1).

Резкое повышение температуры до 900 о С в печи свидетельствует о прогаре змеевиков печи.

Схема противоаварийной защиты (ПАЗ) печи при прогаре змеевиков предусматривает автоматическое управление следующими кранами:

-закрывается клапан ОК 809-1 на общем коллекторе, отсекая подачу топливного газа на печь с одновременной подачей пара в топку печи открытием крана № 35;

– закрываются кран № 38 на входе теплоносителя в печь и кран № 31 на выходе из печи;

– открывается кран № 30 на подаче пара в дренажный трубопровод и в течение двух минут пар поступает в дренажный трубопровод печи. По истечении двух минут кран № 30 закрывается;

– кран № 32 на трубопроводе дренажа теплоносителя со стороны входа открывается и через 5 сек. после его открытия открывается кран № 36 на подаче пара в змеевики со стороны входа теплоносителя;

– открывается кран № 33 на трубопроводе дренажа теплоносителя со стороны выхода и через 5 сек. после его открытия открывается кран № 37 на подаче пара в змеевики со стороны выхода теплоносителя.

Дренаж горячего теплоносителя при прогаре змеевиков печей П-601/3,4 осуществляется в существующую заводскую систему.

Предусмотрена паровая завеса печи для предотвращения проникновения к печи "облака" горючей газо-воздушной смеси при аварии на технологической установке.

При достижении загазованности 50 % НКПВ, кроме автоматической отсечки топливного газа клапаном ОК 809-1 и подачи пара в топку печи открытием крана № 35, открывается кран № 34 на подаче пара на паровую завесу.

Предусмотрена подача предупредительного звукового сигнала за 30 секунд до включения паровой завесы для эвакуации персонала с площадки печи. Включение паровой завесы предусмотрено также дистанционно и по месту.

Поступают самотеком в подземную дренажную емкость Е-611 через кран № 62/1 с дистанционным управлением:

– конденсат от аппаратов Е-1100, Е-1101 объекта 1932-23-19 (факельное хозяйство);

– дренируемые жидкости от аппаратов К-601, Т-601, Е-601, Т-603, Т-602, Т-621, Т-604, НЦ-601, (л. л.2.3, 2.4), К-602, Т-605, Е-602, Т-606, Т607, НЦ-603 (л. л. 2.5, 2.6);

– дренируемые жидкости от аппаратов К-603, Е-603, Т-608, Т-609, Т-610, Т-622, НЦ-605 (л. л. 2.7, 2.8);

– дренируемые жидкости от аппаратов Т-614, К-604, Е-604, Т-611, Т-612, Т-613, Т-615, НЦ-606, НЦ-607 (л. л. 2.9, 2.10);

– дренируемые жидкости от аппаратов К-605, Т-618, Е-605, НЦ-608, НЦ-609, Т-618, Т-619, Т-617 (л. л.2.11, 2.12);

При заполнении емкости Е-611 краны № 62/1 на приеме продукта и № 65/1 на сбросе газа из Е-611 на факел открыты. Краны № 64/1 на трубопроводе газа передавливания и № 126/1 на трубопроводе газа на утилизацию, а также кран № 63/1 на трубопроводе подачи жидких продуктов в линию подачи сырья в Т-620 закрыты.

Предусмотрена работа крана № 62/1 в автоматическом режиме: при достижении уровня в емкости Е-611 равного 1800 мм кран № 62/1 закрывается, а при понижении уровня в емкости Е-611 до 300 мм – открывается (датчик LISA 677-1).

При достижении уровня в емкости Е-611 1800 мм кран № 62/1 автоматически закрывается, вручную дистанционно или по месту закрывается кран № 65/1 на сбросе на факел. Затем открываются вручную краны № 63/1 и № 64/1 и жидкость выдавливается газом в трубопровод сырья к теплообменнику Т-620.

Понижение уровня до 300 мм сигнализируется. При этом вручную закрывают краны № 64/1 и № 63/1, а затем открывают кран № 126/1 и стравливают газ на установку утилизации завода. При понижении давления в емкости Е-611 до 0,03 МПа кран № 126/1 по команде сигнализатора давления PAL 001-1 автоматически закрывается.

После закрытия крана № 126/1 открывается вручную кран № 65/1. Емкость Е-611 готова к приему дренажных стоков.

Для сбора углеводородов при аварийном дренировании аппаратов (К-601, Т-602, Е-601, К-602, Т-601, Е-602, К-603, Т-608, Е-603, К-604, Т-614, Е 604, К-605, Т-618, Е-605) предусмотрены две подземные, аварийные дренажные емкости Е-613/1,2. На каждой из емкостей Е-613/1,2 предусмотрено:

– установка кранов с дистанционным управлением № 89/1,2 на дренажном коллекторе в емкость, № 90/1,2 на трубопроводе подачи жидкости из емкости в коллектор сырья к Т-620, № 92/1,2 на уравнительной линии и № 91/1,2 на газе передавливания жидкости из емкости.

При достижении уровня 1800 мм в емкости Е-613/1 и поступлении сигнала высокого уровня (датчик LIA 678-1-1), вручную дистанционно или по месту перекрываются краны № 89/1 и № 92/1 и открываются краны № 90/1 № 91/1.

При снижении уровня до 300 мм в емкости Е-613/1 по сигналу низкого уровня (датчик LIA 678-1-1) производится обратное переключение кранов: краны № 91/1 и № 90/1 закрываются, а краны № 89/1 и № 92/1 открываются и емкость готова к приему дренажных стоков.

Операции по освобождению емкости Е-613/2 от дренажной жидкости аналогичны.

Газы стравливания (от аппаратов и предохранительных клапанов) поступают по факельному коллектору в факельную систему 7/8 завода или в факельный сепаратор С-602. В сепараторе газ отделяется от жидких продуктов и подается в систему факельного хозяйства ГФУ-300 (блок 5), а жидкость стекает через кран № 24 с дистанционным управлением в дренажную емкость Е-606.

Уровень жидкости в факельном сепараторе С-602 измеряется, а его повышение до 600 мм сигнализируется (датчик LIA 671-1).

Собранная в подземную емкость Е-606 жидкость затем выдавливается отбензиненным газом в трубопровод сырья к Т-620. В емкости Е-606 замеряется температура (датчик ТIA 292-1) и уровень (датчик LIA 672-1). При достижении в емкости Е-606 уровня 1350 мм автоматически перекрываются краны № 24 на сливе жидкости из факельного сепаратора С-602 и № 25 на уравнительной линии емкости и открываются краны № 22 на подаче отбензиненного газа на передавливание и № 23 на подаче жидкости в трубопровод сырья из емкости Е-606. При достижении уровня 300 мм в емкости Е-606 автоматически в обратном порядке осуществляется переключение кранов: краны № 23 и № 22 закрываются, а краны № 24 и № 25 открываются.

Кроме того, предусмотрена аварийная сигнализация высокого уровня в емкости Е-606 (датчик LAH 685-1).

Для продувки факельного коллектора в его начало подается отбензиненный газ от сети завода. Расход газа на продувку измеряется и регулируется клапаном FV 545-1 регулятора расхода (датчик FICA 545-1). При понижении расхода отбензиненного газа до 153 кг/час, срабатывает сигнализация (датчик FISA 545-1), автоматически открывая кран № 129 на трубопроводе азота от сети завода. Расход азота на продувку коллектора замеряется местным прибором FI 550.

Газы стравливания от аппаратов и предохранительных клапанов подаются в факельную систему 7/8 завода или могут поступать в факельное хозяйство ГФУ-300 (предусмотрено проектом). На участке № 4 тепломатериалопроводов (ТМП) для сбора возможного выпадения углеводородного конденсата из факельного коллектора от факельного сепаратора С-602 предусмотрена установка подземной дренажной емкости Е-1101. В емкости Е-1101 измеряется и регистрируется температура (датчик ТIA 112) и замеряется уровень (датчик LIA 604-1). При достижении уровня 1300 мм по команде сигнализатора (датчик LISA 604-1) автоматически закрываются электроприводные задвижки № 9 на входе конденсата в емкость Е-1101 и № 11 на уравнительной линии и открываются электроприводные задвижки № 10 на трубопроводе конденсата и № 12 на газе передавливания и углеводородный конденсат передавливается в дренажную емкость Е-611. При снижении уровня в емкости до 300 мм перекрываются автоматически задвижки № 10 и № 12 и открываются задвижки № 9 и № 11 для приема конденсата. Во избежание переполнения емкости предусмотрена аварийная сигнализация уровня 1350 мм в емкости (датчик LAH 605).

Газы стравливания из факельного сепаратора С-602 установки ГФУ-300 по факельному коллектору поступают в факельный сепаратор С-1100 факельного хозяйства.

В факельном сепараторе С-1100 происходит выделение жидкости из газа. Жидкость из С-1100 самотеком поступает в дренажную подземную емкость Е-1100, а газ направляется в факельную трубу на сжигание.

В факельном сепараторе С-1100 предусмотрены измерение и регистрация уровня жидкости и сигнализация достижения высокого уровня, равного 900 мм (датчик LIA 601).

В факельный коллектор перед входом в сепаратор через электроприводные задвижки № 1 и № 8 подается отбензиненный газ из сети завода. Расход подаваемого газа измеряется, регистрируется и регулируется клапаном FV 503-1 регулятора (датчик FICA 503-1, FSA 503-2) на потоке подаваемого газа.

В подземной дренажной емкости Е-1100, куда из факельного сепаратора С-1100 самотеком через открытую электроприводную задвижку № 3 поступает жидкость, предусмотрены измерение и регистрация температуры (датчик ТIA 105) и уровня (датчик LIA 602).

Удаление жидкости из емкости Е-1100 производится в дренажную емкость Е-611 путем передавливания отбензиненным газом из сети завода. Давление газа передавливания на подаче к Е-1100 регулируется клапаном PV 317 регулятора давления "после себя" (датчик РICA 317).

Работа процесса передавливания жидкости из Е-1100 газом автоматизирована.

При достижении уровня в емкости Е-1100 1350 мм автоматически от контакта сигнализатора высокого уровня (датчик LISA 602, LAH 603) закрываются электроприводные задвижки № 3, 5, 7 и открываются электроприводные задвижки № 4, 6. Жидкость выдавливается из емкости Е-1100 до уровня 300 мм. При достижении уровня 300 мм операции по переключению проходят в обратном порядке: закрываются электроприводные задвижки № 4, 6 и открываются электроприводные задвижки № 3, 5, 7.

Розжиг факела производится через блок розжига, куда подается отбензиненный газ из сети завода и воздух КИП и А из сети завода. В соответствии с рабочей инструкцией по розжигу факела разжигаются дежурные горелки (так называемый запальник факела) через систему дистанционного зажигания факела СЗФ ЗУ1-2.

Давление газа на подаче из сети завода составляет 0,5 МПа, измеряется, регистрируется и регулируется клапаном PV322 регулятора давления (датчик РICA 322) "после себя".

При понижении давления до 0,15 МПа автоматически по сигналу низкого давления открывается электроприводная задвижка № 2 на подаче азота в факельный коллектор перед сепаратором С-1100.

Давление газа на подаче к системе розжига измеряется, регистрируется и регулируется клапаном PV321 регулятора давления (датчик РICA 321) "после себя". Понижение давления газа до 70 кПа сигнализируется (датчик РICA 321).

Кроме того, измеряется и регистрируется температура в оголовке факельной трубы (4 датчика ТIA 108-1-1_4) и сигнализируется ее понижение.

Расход газа к стволу факела измеряется, регистрируется и его понижение до 170 кг/ч сигнализируется (датчик FIA 502).

Установка утилизации тепла дымовых газов печей П-601/3,4 состоит для каждой печи:

Далее приведено описание технологической схемы и схемы автоматизации установки утилизации тепла дымовых газов печи П-601/3. Для утилизации тепла дымовых газов печи П-601/4 схема аналогична.

Дымовые газы печи П-601/3 с температурой 450 о С проходят экономайзер Э-601.1, отдавая тепло поступающей в экономайзер воде, с температурой 70 о С и давлением 0,65 МПа (изб.), и параллельно работающими дымососами Д-601.1/1,2 (1раб.+1рез.) выбрасываются в отдельно стоящую дымовую трубу печи.

Температура дымовых газов на входе в экономайзер Э-601.1 замеряется (датчик TIA 131-1-1).

Вода, поступающая в экономайзер Э-601.1, нагревается до 114 о С и поступает в систему тепломатериалопроводов. Температура нагретой воды на выходе из Э-601.1 замеряется, а повышение ее температуры до 114 о С сигнализируется (датчик ТIA 131-1-1).

Безопасная работа дымососов обеспечена автоматическим включением резервного дымососа при понижении давления на нагнетании рабочего до 0,75 кПа (датчик PSLL 342-1-1) и отключением дымососов при включении паровой завесы печей.

Вода химочищенная поступает в бак Е-601.1 из системы тепломатериалопроводов (ТМП) завода через электроприводную задвижку № 1. Температура поступающей в бак воды 25 о С. Из бака Е-601.1 вода 114 о С, поступает в сеть тепломатериалопроводов для отопительных целей. Обратная вода с температурой 70 о С через грязевик ГР-1 возвращается в бак Е-601.1. Уровень воды в баке поддерживается в границах 1800 – 2100 мм. Подпитка тепловой сети производится химически очищенной водой от существующей котельной через электроприводную задвижку № 1 от контактов сигнализатора уровня LISA (датчик LISA 608-1-1). Предусмотрена также аварийная подпитка баков водопроводной водой через электроприводную задвижку № 2.

Безопасная работа насосов НЦ-601.1/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками, отключающими работающие насосы:

Узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя НЦ-612/1 ¸ НЦ-612/3 состоит из двух маслозаправочных станций СМЗ-0,25 с объемом баков 0,25 м 3 , трех пружинных аккумуляторов АПГ-1 (по одному на каждый насос) емкостью 4 литра и ручного насоса НР-1.

Турбинное масло из бочки ручным насосом закачивается в маслозаправочные станции, откуда насосами масло закачивается в аккумуляторы АПГ-1.

Из аккумуляторов АПГ-1 масло поступает к насосам НЦ-612/1 ¸ НЦ-612/3, создавая затвор в торцевых уплотнениях насосов.

Безопасная работа узла подачи затворной жидкости обеспечивается блокировкой с автоматическим отключением маслостанций СМЗ-0,25/1, СМЗ-0,25/2 при загазованности, равной 50 % НКПВ.

Каждый работающий на рабочем месте должен руководствоваться общими правилами внутреннего трудового распорядка, соблюдать правила пожарной безопасности.

Технологические трубопроводы на предприятии проложены как под землей, так и над землей – по эстакадам. Под землей находится сеть промышленной канализации. Неисправность подземных трубопроводов трудно обнаружить. Газ, выходящий через дефектное место трубопровода может распространяться по всей трассе, лоткам, попасть в помещения, выходить наружу через колодцы, грунт. Загазованность территории объекта грозит взрывом, пожаром, удушьем, отравлением.

Нефтяной газ не имеет цвета, большинство людей не ощущают запах газа. Газ (за исключением метановой фракции) тяжелее воздуха, скапливается в низких местах. Если жидкий газ выходит из трубы под большим давлением, то он испаряясь замораживает грунт. При сырой погоде на месте выхода газа образуется туман. При отсутствии визуальных признаков наличия газа в данном месте загазованность обнаруживается «тяжестью дыхания», головокружением, чувством легкого опьянения, беспричинной веселостью. Некоторые люди в загазованной среде чувствуют запах керосина и эфира. Признаком наличия в воздухе сероводорода является запах тухлых яиц, жжение глаз, раздражение слизистых оболочек глаз, носа, слезотечение, тошнота. При появления газа следует немедленно выйти из этой зоны.

С учетом пожарной опасности запрещается пронос на территорию объектов управления карманных фонарей, транзисторных приемников, мобильных телефонов, раций открытого исполнения, взрывчатых, взрывоопасных, легковоспламеняющихся, ядовитых, токсичных, спиртосодержащих веществ. Курить разрешается только в специально оборудованных местах, обозначенных «Место для курения». Работники должны строго соблюдать правила пропускного и внутриобъектового режима. Промышленная вода содержит вредные и токсичные примеси нефтепродуктов, кислот, щелочей, аммиака и других веществ. На водозаборных точках технологической воды должна быть надпись «Для питьевых целей не пригодна», для питья используется вода из системы питьевого водоснабжения. Технологические трубопроводы, аппараты, трубчатые печи с высокой или низкой температурой среды имеют тепловую изоляцию. Нельзя касаться оголенных частей трубопроводов, не защищенных изоляцией так, как возможны ожоги и обморожения.

Нельзя без надобности или не зная предназначения открывать или закрывать задвижки, краны на аппаратах, трубопроводах и оборудовании, так как изменение технологического режима может привести к аварии.

Общие требования поведения на территории пожароопасных объектов следующие: ходить надо по дорогам, асфальтированным дорожкам, знать места проходов и сообщений на территории обслуживающего объекта. Не допускается хождение по трубам, проложенным на эстакаде. Переходы через траншеи, открытые лотки глубиной и шириной 0,5 м и более, а также через надземные трубопроводы на высоте более 0,5 м допускаются только в местах, оборудованных переходными мостиками с перилами. При следовании по автомобильным дорогам необходимо держаться левой стороны, чтобы избежать наезда сзади идущего транспорта. Запрещается хождение через технологические установки и объекты других цехов, а также подходить к местам производства аварийно восстановительных работ, в которых не участвуете, подниматься на верхние площадки технологических этажерок других цехов, установок и не связанных с технологическим режимом, спускаться в колодцы, траншеи, котлованы без производственной необходимости. Несоблюдение этих требований грозит несчастным случаем и отравлением.

Основные требования безопасности при эксплуатации оборудования остерегаться вращающихся и движущихся частей, предметов. Как правило, такие части и узлы должны иметь кожух или ограждение. Смазка и чистка движущихся частей со снятием ограждений производится только после остановки механизма машины. При этом должны быть приняты меры от ошибочного включения их в работу. Электрооборудование отключается кнопкой «СТОП», а также по заявке персоналу электромонтером.

Повседневно нужно выполнять только те работы, которые поручены непосредственным руководителем, соблюдая правила безопасности. При обнаружении нарушений правил безопасности, опасных производственных факторов, возможных аварий, несчастных случаев следует сообщить о них мастеру, непосредственному руководителю.

Во время работы нужно обращать внимание на состояние и самочувствие работающих рядом, при необходимости немедленно оказать помощь.

Нужно поддерживать на территории и в помещениях должные чистоту и порядок.

Следует хорошо знать расположение основных и вспомогательных помещений, помнить, что газы тяжелее воздуха могут скопиться в заглубленных местах и помещениях и представляют угрозу здоровью и жизни.

Нужно экономно расходовать электроэнергию и другие материальные ресурсы.

Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма.

Одной из главных задач охраны и гигиены труда является выявление и сведение к минимальным значениям величин опасных и вредных производственных факторов.

По природе своего действия опасные и вредные производственные факторы подразделяются на следующие группы:

4. факторы трудового процесса (например, тяжесть труда, напряженность труда)

Вредный производственный фактор – производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к его заболеванию. Конкретно вредными производственными факторами могут быть:

· неионизирующие электромагнитные излучения (ультрафиолетовое, видимое, инфракрасное, лазерное, микроволновое, радиочастотное, низкочастотное), статические, электрические и магнитные поля, производственный шум, вибрация, ультразвук, аэрозоли преимущественно фиброгенного действия (пыли), освещенность (отсутствие естественного освещения, недостаточная освещенность, повышенная ультрафиолетовая радиация), некоторые вещества биологической природы (антибиотики, витамины, гормоны, ферменты), патогенные микроорганизмы (инфекционные), факторы трудового процесса характеризующие тяжесть физического труда (физические и динамические нагрузки, масса поднимаемого груза, статические нагрузки, стереотипные рабочие движения, рабочая поза, наклон корпуса, перемещения в пространстве), напряженность труда (нагрузки интеллектуальные, эмоциональные, сенсорные, то есть нагрузки, связанные с ощущением, восприятием, монотонностью труда, режимом работы).

Опасный производственный фактор – производственный фактор, воздействие которого на работника может привести его к травме. В зависимости от количественной характеристики и продолжительности действия отдельные вредные производственные факторы могут стать опасными. Опасными могут быть следующие производственные факторы:

· движущиеся машины и механизмы; подъемно-траспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные части оборудования; отлетающие части обрабатываемого материала; электрический ток; повышенная температура поверхности оборудования и обрабатываемых материалов; повышенные уровни излучений (например, ионизирующих); агрессивные жидкости (например, кислоты, щелочи); повышенные концентрации высокотоксичных паров и газов в воздухе;

Незнание и несоблюдение Правил безопасности приводят не только к несчастным случаям, но также могут быть причиной привлечения работника к ответственности в зависимости от степени и тяжести совершенного.

Основная деятельность управления «Татнефтегазопереработка» – это сбор, транспортировка, переработка нефтяного попутного газа, широкой фракции легких углеводородов и нестабильного бензина.

Попутный нефтяной газ – это сложная, разнообразная по составу смесь углеводородов и других примесей, горючий, в смеси с кислородом может образоваться взрывоопасная смесь. Тяжелее воздуха (плотность 1,33 кг/куб. м), поэтому скапливается в заглубленных местах. В связи с этим на объектах нужно оберегаться от возможности отравления, возгорания и взрывов. Это требует осторожного обращения с огнем, хорошей вентиляции заглубленных и замкнутых объемов, помещений. Следует различать действие попутного нефтяного газа и сероводородосодержащего газа. Попутный нефтяной газ действует удушающее, а сероводород является нервно-паралитическим и при высоких концентрациях приводит к смертельному исходу.

Необходимо также хорошо усвоить Правила электробезопасности и знать поражающие факторы электричества.

К обслуживанию электроустановок с соприкосновением к токоведущим частям допускается персонал, обученный этим работам. Остальной персонал имеет право включать и выключать электроустройства, контролировать их работу в указанных местах. При этом нужно пользоваться электроизолирующими приспособлениями и средствами.

· возникновение шагового напряжения в зоне упавшего на землю провода.

Не менее опасным фактором является относительно высокое давление, под которым транспортируется газ, вода, масло. Во время работы надо постоянно контролировать показания манометров, а при повышении и снижении давления за пределы допустимого выяснить причину и устранить ее.

Транспортировка газа, пара, воды в теплосети осуществляется при высоких температурах. При наличии в коммуникациях внутри помещения температуры выше 45 градусов они должны быть ограждены.

Основными направлениями профилактики профессиональных заболеваний, возникающих при воздействии вредных веществ, являются следующие:

· соблюдение требований, предъявляемых к технологическому процессу и оборудованию;

· медико-профилактические мероприятия (регистрация и расследование причин всех случаев профессиональных заболеваний, предварительные и периодические медицинские осмотры, осуществления контроля за состоянием воздушной среды, обязательный вводный, периодический и повторный санитарный инструктаж, индивидуальные средства защиты, рациональное питание и льготы) необходимых распорядительных документов.

К основным техническим мероприятиям по обеспечению безопасного производства работ относятся:

3. рациональное устройство рабочих мест с выполнением требований и норм по расстановке оборудования, обеспечение здоровых и безопасных условий труда.

К средствам коллективной защиты относятся оградительные, предохранительные и тормозные устройства, сигнализация об опасности; разрывы и габариты безопасности; средства дистанционного управления; специальные средства безопасности.

Пожарная безопасность представляет собой комплекс мер, направленных на обеспечение максимально возможного уровня безопасности людей и материальных ценностей.

Она обеспечивается выполнением Закона, внедрением достижений науки и техники, обучением всех работающих навыкам локализации и тушения пожаров. Надзор, контроль и профилактика осуществляется органами Государственного пожарного надзора и общественными органами.

Нормы и правила обязательны для всех работников управления. На объектах весь персонал должен быть обучен пользованию средствами пожарной безопасности, знать где они находятся. Не допускается загромождение проходов и проездов посторонними предметами. Горюче-смазочные материалы могут находиться в помещениях в объемах не превышающую суточную потребность. Сгораемые материалы хранятся только в отведенных местах. Для противопожарной профилактики и обучения работающих на рабочих местах регулярно организуются пожарно-технические минимуму в присутствии представителей пожарной охраны.

Сбор газа и поставка его потребителям осуществляется компрессорами и самотеком через газосборные сети и напорные газопроводы. Сырьем для газопереработки является нефтяной газ и с промыслов управления и ШФЛУ. Нефтяной газ при приеме проходит очистку от сероводорода на двух установках по очистки нефтяного газа от сероводорода. На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется блок получения элементарной серы, путем прямого каталитического окисления. Очищенный газ после очистки от сероводорода направляется на прием компрессоров 1/2 и 7/8 заводов для компремирования и последующей подачи на технологические установки. На установке осушки и очистки газа газ проходит осушку и очистку от влаги и СО2. осушенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использование «глубокого» холода, получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ) и товарный этан. Жидкие углеводороды поступают на установку газофракционирования (ГФУ). На ГФУ получают фракции пропана, изобутана, нормального бутана, стабильный газовый бензин, гексановая фракция и очищенный углеводородный газ (пропилент). Продукция с установки ГФУ поступает на склад готовой продукции (СГП), откуда производится отгрузка ее потребителям. Объекты сбора, переработки и транспортировки попутного нефтяного газа относятся к категории взрывоопасных и пожароопасных производств.

1. Неисправность или повреждение производственного оборудования, аппаратуры, трубопроводов; неисправность электрооборудования, электроосвещения и несоблюдение правил их эксплуатации.

2. Неисправность и несоблюдение правил эксплуатации приборов отопления и нагревания.

3. Искрообразование от ударов при использовании стальных инструментов во время ремонтных работ.

4. Неосторожное обращение с огнем и нарушение правил противопожарного режима.

5. Самовозгорание сернистых отложений и реагентов (нефтепродукты и химические вещества), промасленных обтирочных материалов, спецодежды и т. д; разряды статического электричества.

При обнаружение признаков горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т. п.) необходимо немедленно сообщить об этом по телефону в пожарную охрану (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию).

Сообщить о пожаре вышестоящему руководству. Принять по возможности меры по организации эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.

Немедленно покинуть горящее помещение или территорию горящей установки.

При эвакуации не создавать паники, двигаться организованно в сторону выхода из здания или за пределы горящей установки.

Наиболее вероятными видами крупных производственных аварий и катастроф могут быть взрывы, пожары, загазованность объектов и окружающей среды.

1. В любой обстановке необходимо надевать средства индивидуальной защиты.

2. Каждый на своем рабочем месте должен сделать все возможное для снижения губительных последствий аварий, обеспечить правильное отключение энергоисточников, остановить агрегаты, аппараты, перекрыть газовые, паровые и водяные коммуникации в соответствии с условиями технологического процесса и правилами безопасности.

3. Рабочим и служащим, входящим в формирование ГО, незамедлительно прибыть на место сбора.

4. Остальным рабочим и служащим действовать в соответствии с указаниями руководства предприятия.

3. Принять меры по локализации аварии и по устранению, руководствуясь «Планом возможных аварий».

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

При остановке ГФУ-300 на ремонт должен быть разработан порядок подготовки аппаратов, оборудования и коммуникаций к ремонту, включая схемы освобождения их от продуктов, схемы установки заглушек, схемы пропарки, промывки, проветривания и другие меры, обеспечивающие безопасность работающих.

Перед ремонтом установки приказом по заводу должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования, коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведения работ. Запрещается проводить ремонтные работы без указанного плана.

Аппараты, емкости и оборудование, подлежащие вскрытию для очистки, осмотра или ремонта:

– должны быть отключены задвижками и отглушены заглушками от остальной системы установки;

– должны быть пропарены водяным паром, проветрены, охлаждены до 30 о С;

– должен быть сделан анализ среды внутри аппарата на содержание углеводородов и кислорода.

Открывать люки на колоннах для проветривания следует по порядку сверху вниз. После пропарки и промывки аппарат должен быть оставлен с открытыми люками для естественной вентиляции.

Подготовка аппаратов к ремонту и проведение ремонтных работ должны осуществляться технологическим ремонтным персоналом после оформления наряда-допуска на проведение газоопасных и ремонтных работ с указанием ответственных лиц из числа ИТР установки.

Работы внутри аппаратов по установке и снятию заглушек должны проводиться в соответствии с правилами ведения газоопасных работ.

Ремонтные работы на установке разрешается проводить только после сдачи установки или оборудования на ремонт по актам в соответствии с "Положением о ППР".

При подготовке установки к проведению огневых работ должны быть определены границы опасной зоны, которая четко обозначается предупреждающими знаками по ОСТ 39.8-9-1-1-72:

Места сварки, газорезки отмечаются мелом, краской, бирками и другими заметными знаками.

Площадки металлоконструкций, конструкционные элементы зданий, находящиеся в зоне проведения огневых работ, должны быть очищены от пожаровзрывоопасных продуктов.

Сливные воронки должны быть герметично закрыты, крышки канализационных люков засыпаны слоем песка не менее 10 см.

Места розлива ЛВЖ и ГЖ должны быть тщательно очищены и засыпаны сухим песком.

Участок проведения огневых работ должен быть обеспечен первичными средствами пожаротушения.

Огневые работы на установке проводятся по письменному разрешению главного инженера, согласованному с пожарной охраной и в соответствии с требованиями "Правил проведения огневых работ".

При проведении огневых работ внутри аппарата оформляется наряд-допуск на проведение газоопасных работ и заявка – разрешение на проведение огневых работ.

При проведении огневых работ на трубопроводах необходимо освободить их от продукта, отглушить от других трубопроводов или аппаратов заглушками, пропарить и продуть.

Технологический процесс газофракционирования сырья полностью герметизирован. Загрязнение атмосферы в ходе технологического процесса возможно следующими веществами:

– предельными и ароматическими углеводородами, содержащимися в ШФЛУ+КБ, УЖ НТКР, дебутанизированном остатке ГФУ-2 и товарной продукции;

– оксидами азота, сернистым ангидридом, оксидом углерода, метаном и сажей, образующимися при сжигании попутного нефтяного газа на факеле и природного газа в технологических печах;

– этиленгликолем-антифризом, который используется в качестве охлаждающего агента в теплообменниках;

– бензином, керосином, оксидами азота, сажей, сернистым ангидридом, окисью углерода при работе транспорта.

К организованным источникам газовых выбросов на установке относятся:

– утечки из неплотностей соединений технологического оборудования (арматур, фланцев, клапанов);

Мероприятия по предупреждению, уменьшению и обезвреживанию выбросов, позволяющие сократить выбросы в атмосферу вредных веществ:

– применение герметизированной системы по всей технологической цепочке;

– контроль параметров, сигнализация отклонения параметров и состояния оборудования технологических процессов для предупреждения аварийных ситуаций;

– применение аварийно-предупредительной сигнализации о нарушении режима;

– запорно-регулирующая арматура, предохранительные клапана и технологическое оборудование выбраны в соответствии с рабочими параметрами процесса;

– герметизация неподвижных соединений за счет рационального подбора уплотнительных элементов;

– сброс с предохранительных клапанов технологического оборудования поступает по факельному коллектору в факельную систему 7/8 завода или в систему факельного хозяйства ГФУ-300, отделившаяся жидкая фаза – в дренажную емкость, откуда возвращается в технологический поток, а газовая направляется на сжигание в факельную трубу;

– испытание оборудования и трубопроводов на прочность и плотность после монтажа;

– рассеивание продуктов горения топливо сжигающих установок в атмосферу трубами достаточной высоты, обеспечивающими достижение приземной концентрации вредных веществ, не превышающей ПДК;

– арматура и оборудование размещаются на открытых площадках, что исключает загазованность помещений.

В целях защиты окружающей среды на установке по предотвращению аварийных ситуаций и уменьшению их воздействия, по предупреждению, уменьшению и обезвреживанию стоков, позволяющие сократить выбросы вредных веществ, предусмотрены следующие мероприятия:

– на площадках установки предусматривается сплошное бетонное покрытие, исключающее попадание аварийно разлитых продуктов и загрязняющих стоков в почву и грунтовые воды;

– площадки, где возможны проливы технологических продуктов, отбортованы;

– лотки ливневых и производственных стоков на территории установки должны быть соединены с канализацией (через) гидрозатворы и иметь постоянный уклон в сторону канализационного лотка;

– на этажерках установки также предусматривается бетонное покрытие;

– укладка напорных трубопроводов в землю на глубину ниже промерзания грунтов;

– использование труб из материалов, соответствующих транспортируемой среде:

· сети производственно-дождевой канализации – из асбестоцементных труб;

· внутренняя поверхность емкости производственно-дождевых стоков покрывается антикоррозионной изоляцией на основе эпоксидных смол;

Аварийно разлившийся продукт с отбортованных площадок вывозится с установки.

Http://uchil. net/?cm=68922

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО2. На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО2 комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

На 10 0С абсолютной ми-нимальной температуры окружающего воздуха

Сырье – смесь широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с установок стабилизации нефти ОАО "ТАТНЕФТЬ" и компрессионного бензина (КБ) управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ из сырьевого парка поступает общим потоком (ШФЛУ + КБ) на установку с температурой от минус 30 оС до плюс 30 оС и давлением 2,2-4,8 МПа (22-48 кгс/см2). Смесь подается через кран № 9 с дистанционным управлением. На потоке сырья предусмотрены замеры расхода, давления и температуры (датчики FE 51За, РТ 3097а и ТЕ 153, соответственно).

Сырье подогревается до температуры 35 оС в теплообменнике Т-620 потоком горячего (275 оС) теплоносителя (керосина) из печи П-601/3,4. Температура сырья регулируется клапаном TV157-1 на выходе теплоносителя из теплообменника Т-620.

Температура регулируется клапаном TV165-1 на выходе потока теплоносителя (керосин) из Т-601.

Холодильник Т-621 предусмотрен для поддержания температуры сырья в летний период 3545 0С. Температура сырья на выходе холодильника Т-621 регулируется клапаном TV169-1 на выходе из холодильника Т-621 охлаждающей воды оборотного цикла V очереди завода.

Рабочий режим деэтанизатора К-601 поддерживается следующим образом:

– давление верха регулируется клапаном PV475 -1 на трубопроводе паров верха деэтанизатора;

– сигнализируется высокий 1900 мм (LAH 611-1) и низкий 1000 мм (LAL 612 -1) уровни в кубе деэтанизатора;

– сигнализируется повышение до 2,75 МПа (27,5 кг/см2) и понижение до 2,0 МПа (20,0 кг/см2) давления верха деэтанизатора (контур PICA 475-1);

Подвод тепла в куб деэтанизатора К-601 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 оС из печи П-601/3,4 через испаритель Т-602.

Пары углеводородов из деэтанизатора К-601 с температурой 25-58 оС поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-603/1,2, затем в концевой холодильник Т-604, частично конденсируются и охлаждаются. Далее смесь с температурой 35¸45 оС поступает в рефлюксную емкость Е-601, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газ из емкости Е-601 через клапан PV481-1 сбрасывается на прием компрессоров завода, а жидкость насосом НЦ-601/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) с температурой 35¸45 оС подается на орошение в деэтанизатор К-601.

· измерение и сигнализация повышения давления в емкости Е-601 до 2,7 МПа (27,0 кг/см2) (PAH 481-1);

· при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и всасе насоса 0,284 МПа (датчик РdSA 307-1-1,2);

· при аварийном понижении уровня 400 мм в рефлюксной емкости Е-601 (LSLL 619-1);

· при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

Жидкость из деэтанизатора К-601 с температурой 95¸115 0С и давлением 2,00-2,75 МПа (20,0-27,5 кг/см2) поступает в испаритель Т-602, подогревается до температуры 115 оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 110 оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку, а деэтанизированная жидкость из испарителя Т-602 самотеком через клапан FV516-1 регулятора расхода (FICA 516-1) с коррекцией по уровню в испарителе (LICA 516-1) поступает в колонну К-602.

В депропанизатор К-602 подается два потока сырья: поток деэтанизированной жидкости (с температурой 87 оС и давлением 1,75 МПа) после колонны К-601 и углеводороды жидкие (с температурой 65¸67 0С и давлением 1,75 МПа) с установки низкотемпературной ректификации (УЖ НТКР) через кран с дистанционным управлением № 8 клапан (FV512-1) регулятора расхода. Расход, давление и температура УЖ НТКР замеряются.

Рабочий режим депропанизатора К-602 поддерживается в регламентных пределах следующим образом:

– сигнализируются минимальное и максимальное регламентные значения давления верха (РICA 390-1);

Жидкость из куба пропановой колонны К-602 с температурой 108 ¸ 130 оС поступает в испаритель Т-605, подогревается до температуры 115 ¸ 130 оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 115 ¸ 130 оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Пары пропановой фракции из колонны К-602 с температурой 48¸52 оС через клапан PV390-1 поступают на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения Т-606/1-4, затем в теплообменник доохлаждения пропана Т-607, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30 ¸ 45 оС поступают в рефлюксную емкость Е-602.

Пропановая фракция из рефлюксной емкости Е-602 с температурой 35 ¸ 45 0С после насоса НЦ-603/1,2 (1 раб. + 1 рез.) делится на два потока. Один из потоков в качестве орошения через клапан FV 518-1 подается в пропановую колонну К-602, а избыток по уровню в емкости Е-602 через клапан LV 629-1 подается на склад готовой продукции. Расход (FI 519-1), давление (РI 396-1) и температура (ТI 206-1) пропановой фракции на выходе с установки измеряются с выносом показаний в ЦПУ.