ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

Кафедра Химическая технология

Курсовой проект

по дисциплине:

“Химия и технология переработки композиционных материалов”

На тему: «Усовершенствование технологии установки висбрекинга гудрона мощностью по сырью 800 тысяч т/год”.

Выполнил:

Проверил:

2008

Содержание

Введение

Основная часть

I. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

I.I. Информационный анализ

1.2.Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

1.3.Описание технологического процесса

1.4.Основные параметры технологического процесса

1.5. Техническая характеристика основного технологического оборудования

1.6.Технологические расчеты

1.6.1. Материальные расчеты

1.6.2. Расчет основного технологического оборудования

1.6.3. Энергетические расчеты

2 . РАЗДЕЛ «КИП и А»

3. РАЗДЕЛ «БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список используемой литературы

Введение

Нефть и газ– это основные источники энергии в современном мире. На топливах, полученных из них, работают двигатели сухопутного, воздушного и водного транспорта, тепловые электростанции. В настоящее время насчитывается 100 различных процессов первичной и вторичной переработки нефти, реализованных в промышленности. Намечается внедрение новых, весьма перспективных разработок, направленных на улучшение продукции и совершенствование технологии.

Производство нефтепродуктов и химического сырья из нефти организовано на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые могут быть условно разделены на следующие группы:

1.первичная переработка ( обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно – вакуумная перегонка нефти, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций);

2.термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, гидролиз);

3.термокаталические процессы (каталический крекинг–реформинг, гидроочистка,

4.процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

5.процессы производства масел и парафинов ( деасфальтизация , депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

6.производство битумов, пластичных смазок, присадок, нефтянных кислот, сырья для получения технического углерода;

7.процессы производства ароматических углеводородов ( экстрация , гидроалкилирование, деалформинг, диспропорционирование).

Нефти по своему составу и свойствам различаются весьма значительно. Физико – химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально использовать индивидуальные природные особенности химического состава.

Переработку нефтей малосернистых высокопарафинистых и высокосернистых парафинистых осуществляют с одновременным получением фракций бензина, керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля и гудрона.

Количество и ассортимент продукции, вырабатываемой нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью, непрерывно увеличивается. Соответственно эти отрасли промышленности пополняются новой аппаратурой и осваивают новые технологические процессы переработки нефтяного сырья, направленные на улучшение качества, увеличения целевых продуктов и снижения себестоимости.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (особенно глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфальто – смолистых веществ, металлов и других гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на ряде НПЗ нашей страны и за рубежом ограничиваются переработкой гудронов с получением таких не топливных нефтепродуктов, как котельное топливо, битум, нефтяной пек, нефтяной кокс и т.д.

Гудроны, остатки после атмосферно – вакуумной отгонки фракций обессоленных нефтей, перегоняющихся до 480 – 500оС, содержатся в различных нефтях от 15 до 40% .

Получающийся гудрон непосредственно не может быть использован как котельное топливо из-за высокой вязкости. Для получения товарного котельного топлива из таких гудронов без их переработки требуется большой расход дистиллятных разбавителей, что сводит практически на нет достигнутое вакуумной перегонкой углубление переработки нефти. Наиболее простой способ неглубокой переработки гудронов – это висбрекинг с целью снижения вязкости, что уменьшает расход разбавителя на 20 – 25% масс, а также соответственно увеличивает общее количество котельного топлива.

Висбрекинг (в переводе с английского “cнижение вязкости”) – процесс крекинга гудрона, проводимый при температурах 450 – 480оС с целевым назначением снижения вязкости котельного топлива.

Висбрекинг проводят при менее жестких условиях, чем термокрекинг, вследствие того, что во – первых, перерабатывают более тяжелое, следовательно, легче крекируемое сырье; во – вторых, допускаемая глубина крекинга ограничивается началом коксообразования ( температура 440 – 500оС, давление 1,4 – 3,5 МПа ).

При относительно невысоких температурах и протекании реакций в жидкой фазе образующиеся крупные радикалы преимущественно стабилизируются и процесс

протекает в направлении уменьшения среднего размера молекул:

R1R2 R1* + R2*

R1*( R2* ) + RH R1H + R2H + R*,

в результате чего, после отделения газообразных продуктов и бензиновых фракций, остаток имеет меньшую вязкость, чем исходное сырье.

Исследованиями установлено, что по мере увеличения продолжительности (тоесть углубления) крекинга, вязкость крекинг-остатка в начале интенсивно снижается, достигает минимума, а затем возрастает. Экстремальный характер изменения зависимости вязкости остатка от глубины крекинга можно объяснить следующим образом. В исходном сырье (гудроне) основным носителем вязкости являются нотивные асфальтены “рыхлой” структуры. При малых глубинах превращения снижение вязкости обуславливается образованием в результате термо – декструктивного распада боковых алифатических структур молекул сырья на более компактных подвижных вторичных асфальтенов меньшей молекулярной массы. Последующее возрастание вязкости крекинг – остатка объясняется образованием продуктов уплотнения – карбенов и карбоидов, также являющихся носителями вязкости. Считается, что более интенсивному снижению вязкости крекинг – остатка способствует повышение температуры при соответствующем сокращении продолжительности висбрекинга.

К преимуществам висбрекинга перед другими процессами относятся: гибкость процесса, что позволяет непосредственно перерабатывать тяжелые нефтяные остатки, относительная простота технологии, низкие капитальные и эксплуатационные затраты. Висбрекинг характеризуется невысокой конверсией нефтяных остатков, но позволяет в 10 и более раз снизить вязкость исходного сырья с целью получения стандартного котельного топлива, что дает возможность высвободить большую часть прямогонного вакуумного газойля для продажи.

Процесс висбрекинга гудрона в технологической схеме НПЗ играет важную роль, поскольку оказывает очень сильное влияние на глубину переработки нефти и на общие экономические показатели производства нефтепродуктов. Позволяет корректировать структуру выхода продуктов, для более полного соответствия потребностям рынка, и достичь следующих целей:

увеличить глубину переработки нефти на 16 – 18% и достичь уровня 70 – 72%

высвободить дополнительный объем вакуумного газойля для продажи.

увеличить производство более ценного топочного мазута.

повысить выработку автомобильного бензина на 1,4-2% масс на нефть.

Внедрение процесса Висбрекинга гудрона позволяет значительно улучшить экономические показатели предприятия.

Основная часть

1.Технологический раздел

Информационный анализ

Висбрекинг – особая разновидность термического крекинга, термодеструктивный процесс превращения тяжелого нефтяного сырья в жидкие, газообразные и твердые продукты. Сырьем процесса являются, главным образом, гудроны, полугудроны и мазуты. Эти нефтяные остатки характеризуются сложным химическим составом и агрегатным состоянием отдельных компонентов, строением, свойствами и размерами частиц структурных образований, уровнем молекулярного взаимодействия в системе.

Согласно представлениям (4) остаточный нефтепродукт может быть представлен как коллоидная система, в котором дисперсная фаза состоит из мицеллы, содержащей асфальтены, смолисто-асфальтеновые вещества и высокомолекулярные мальтены.

Мицелла состоит из ядра асфальтенов, на которых адсорбированы высокомолекулярные ароматические углеводороды из мальтеновой фракции. Эти высокомолекулярные углеводороды с повышенным (по сравнению с асфальтенами) содержанием водорода на ядрах. В стабильном нефтепродукте система сорбируемых мальтенов такова, что все сорбционные силы оказываются нейтрализованными. Мицелла находится в физическом равновесии с окружающей вязкой фазой. Другими словами, асфальтены пептизированы и находятся в коллоидно-дисперсном состоянии.

Сорбционное равновесие может быть нарушено несколькими способами, например, добавлением углеводородов с высоким содержанием водорода (алифатические углеводороды), повышением температуры или другими воздействиями. Часть сорбированных компонентов растворяются в сплошной мальтеновой фазе, за счет преципитации асфальтеновых цепей.(4)

Представления о нефти и о нефтепродуктах как о нефтяных дисперсных системах, во многом проясняют химизм и механизм реакций, протекающих в них и, таким образом, позволяют прогнозировать поведение системы и пути интенсификации процессов.

В практике нефтепереработки наиболее распространенными являются нефтяные дисперсные системы с дисперсионной фазой в твердом, жидком и газообразном состоянии и жидкой дисперсной средой.

Термическое превращение нефтяных фракций - сложный химический процесс. Сырье, поступающее на висбрекинг, состоит из трех основных классов углеводородов: парафиновых, нафтеновых и ароматических. Превращение углеводородов разных классов при умеренном термическом крекинге происходит с различной трудностью. Легче всего подвергаются крекированию (расщеплению) парафиновые углеводороды, наиболее устойчивые к температурному воздействию ароматические, нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение.

Скорость распада углеводородов одного и того же класса возрастает с увеличением молекулярного веса. Поэтому на промышленных установках легкое сырье (лигрол, керосино-газойлевые фракции) крекируются при более жестком температурном режиме 530-540 0С и 500-510 0С соответственно, а тяжелое сырье (гудрон) при более мягком температурном режиме 470-490 0С. Для крекинга парафиновых углеводородов характерны реакции их распада на более низкомолекулярные компоненты с образованием алкена и алкана. Низкомолекулярные углеводороды - этан, пропан и бутаны могут также дегидрироваться:

CnH2 n+2 CnH2 n+H2

С увеличением молекулярного веса алкана, вероятность дегидрирования уменьшается. Продукты первичного распада реагируют с другими углеводородами и между собой, а также распадаются дальше.

Термическая устойчивость простейших газообразных парафиновых углеводородов очень велика. Так, этан при температуре ниже 700-800 0С практически не разлагается. По мере увеличения молекулярного веса алкана термическая устойчивость его падает и преобладающим становятся реакции расщепления по связям С-С, менее прочной, чем связь С-Н.

Место разрыва, а, следовательно, преимущественное образование тех или иных продуктов реакции зависит от температуры и давления. Чем выше температура и ниже давление, тем место разрыва углеродной цепи все больше смещается к ее концу и значительно возрастает выход газообразных продуктов.

При температуре 400-500 0С разрыв происходит по середине цепи.

Нафтеновые углеводороды термически стабильны. Однако, при крекинге нафтеновые углеводороды с длинными боковыми цепями ведут себя так же, как парафиновые: с увеличением длины боковой цепи их термическая устойчивость снижается.

Для нафтеновых углеводородов наиболее характерны следующие типы превращения при высоких температурах:

- деалкилирование или отщепление боковых алкановых цепей;

- дегидрирование кольца с образованием цикло-олефинов и ароматических углеводородов;

- частичная или полная дециклизация полициклических нафтенов после деалкилирования;

- распад моноциклических нафтенов на олефины или парафин-диолефины.

Ароматические углеводороды наиболее термически устойчивы. Поэтому они накапливаются в жидких продуктах крекинга тем в больших количествах, чем выше температура процесса.

Голоядерные (лишенные боковых цепей) ароматические углеводороды, так же как и алкилированные углеводороды с короткими боковыми цепями, практически не подвергаются распаду. Единственным направлением их превращений является конденсация с выделением водорода. В результате происходит накопление полициклических углеводородов.

В результате конденсации бензола, нафталина и других голоядерных углеводородов образуются дифенил, динафтил и им подобные углеводороды:

2C6H6 C6H5 – C6H5 + H2

2C10H8 C10H7 – C10H7 + H2

Для алкилароматических углеводородов характерна конденсация через метильные группы, а не путем соединения бензольного кольца.

2CH3 – C6H4 – CH3 CH3 – C6H4 – CH2 – CH2 – C6H4 – CH3 + H2

Ароматические углеводороды с длинными боковыми цепями способны деалкилироваться.

Если длина цепи алкилированного ароматического углеводорода значительна, то по термической стабильности он приближается к парафиновому углеводороду.

Развитие реакций конденсации разнообразных циклических углеводородов приводит в конечном итоге к образованию карбоидов (кокса). Эта особенность ароматических углеводородов делает их нежелательными компонентами сырья крекинга.

В сырье для крекинга ненасыщенные углеводороды отсутствуют, но роль их в химии крекинга велика, т.к. они всегда образуются при распаде углеводородов других классов. Олефинами свойственны самые разнообразные реакции. Умеренные температуры (до 500 0С) и высокие давления способствуют протеканию реакций полимеризации олефинов, высокие температуры и низкие давления вызывают реакции распада.

Разложение олефинов может протекать в различных направлениях:

CnH2n 2CmH2 (деполимеризация);

CnH2n CmH2m + CgH2g (распад);

CnH2n CmH2m + 2 + CgH2g + CpH2p – 2 (деструктуризация конденсата);

CnH2n CmH2m – 2 + H2 (деструктивная конденсация);

CnH2n CmH2m – 2 + CgH2g + 2 (распад).

В области умеренных температур, где константы скорости термической полимеризации олефинов уменьшаются с повышением молекулярного веса исходного углеводорода.

В области высоких температур наблюдается обратное явление: подобное парафинам, с увеличением молекулярного веса олефинов термическая устойчивость их падает.

Наряду с полимеризацией и разложением идет циклизация и дегидроциклизация олефинов, а также протекает реакция перераспределения водорода с образованием системы парафин-диолефин.

Основная масса сернистых соединений нефти имеет большую молекулярную массу и высокую температуру кипения. Поэтому от 70 до 90 % всех сернистых соединений концентрируется в мазуте и гудроне.

При разложении сернистых соединений выделяется сероводород, который уходит вместе с газами крекинга, образуются жидкие сернистые компоненты (например, меркаптаны), переходящие в бензиновые фракции крекинга. Возможно, выделение свободной серы:

R – S – RI H2S + олефины;

R – S – RI R-S-H + олефины

Термически устойчивые сернистые соединения (тиофены и им подобные) накапливаются в высокомолекулярных продуктах.

Механизм крекинга.

Сырьем для промышленных установок термического крекинга является смесь многих углеводородов сложного строения. Детально и точно объяснить механизм крекинга не представляется возможным из-за одновременного протекания различных реакций.

Считается, что распад углеводородов имеет цепной характер и подчиняется теории свободных радикалов.

На основании, ряда работ Н.Н. Семенов показал, что реакции крекинга полностью протекают по радикально-цепному механизму.

Согласно этой теории первичный распад алканов под воздействием повышенной температуры происходит по связям С-С с образованием двух радикалов различной молекулярной массы.

CH3 (CH2) 5CH3 C4H9 + C3H7

Радикалы весьма реакционно способны и в зависимости от их размеров и применяемых условий могут:

- взаимодействовать с другими углеводородами;

- разлагаться на олефин и меньший радикал;

- рекомбинировать с другими свободными радикалами;

- вступать в реакции с поверхностями металла.

Радикалы, содержащие более двух атомов углерода, диспропорционируют на меньший радикал и олефин:

C8H17 C4H8 + C4H9

C3H6 + CH3

Распад радикалов продолжается до образования метильных и этильных радикалов или же олефинов и атомарного водорода.

Метильный и этильный радикалы реагируют с молекулами исходного углерода, образуя при этом СН4, С2Н6 и новый радикал:

С6Н5 + С6Н4 С2Н6 + С6Н13

Цепная реакция свободных радикалов обрывается в результате рекомбинации двух радикалов:

С6Н13 + СН3 С7Н16

или в результате взаимодействия радикала с поверхностью металла.

Механизм распада алкенов так же как алканов, имеет цепной характер.

Теория свободных радикалов позволяет объяснить протекание реакций разложения, она объясняет образование более тяжелых соединений, чем молекулы исходного сырья. Эти соединения, выводимые на промышленных установках в виде котельного топлива, образуются в результате полимеризации олефинов и реакций уплотнения ароматических углеводородов с последующей конденсацией в полициклические асфальтеновые компоненты.

Термодинамика крекинга.

Реакции, происходящие при термическом крекинге, представляют собой совокупность реакций разложения и конденсации. Поскольку преобладают реакции разложения, сопровождающиеся поглощением тепла, то они перекрывают экзотермический эффект реакций конденсации.

Суммарный тепловой эффект термического крекинга отрицателен, и поэтому необходимо подводить тепло со стороны.

Значение величин теплоты реакции необходимо при проектировании реакционных аппаратов. Теплота реакции может быть определена по уравнению:

Н = 50000 (Мс – Мп) / МсМп, где

Н – теплота крекинг-процесса в ккал/кг при 25 0С и I ат;

Мс – молекулярный вес сырья;

Мп – молекулярный вес продуктов реакции.

Чаще теплоту реакции крекинга определяют при помощи закона Гесса:

Qреак. = Qг + QБ + Q п.ф. + Qо – Qс, где

Qреак. – теплота реакции;

Qг, QБ, Qп.ф., Qо, Qс – теплота сгорания газа, бензина, промежуточной фракции, остатка и сырья полученные экспериментально.

Теплота реакции термического крекинга выражается в расчете на 1 кг. Крекируемого или превращенного сырья. Так, тепловой эффект висбрекинга тяжелого нефтяного сырья составляет 28-56 ккал на 1 кг. сырья.

При глубине разложения 25-30 % тепловой эффект реакции находится на уровне 28-30 ккал/кг сырья.

Глубина превращения сырья

При крекинге не очень тяжелого по фракционному составу сырья глубину его превращения характеризуют выходом бензина.

Для тяжелого остаточного сырья выход бензина менее характерен, т.к. первичными продуктами разложения являются более тяжелые фракции и цель процесса – получение крекинг-остатка пониженной вязкости или газойлевых фракций.

При висбрекинге целевым продуктом является крекинг-остаток. Потенциальный выход последнего определяется его качеством. Основным требованием, предъявленным к качеству остатка, является его вязкость.

При неглубоком крекинге остаточного сырья остаток по плотности и вязкости может отличаться от сырья совсем незначительно. С углублением процесса остаток разбавляется, с одной стороны, образующимися при крекинге газойлевыми фракциями, с другой маловязкими полимерами. При этом, чем меньше плотность и вязкость получаемого остатка висбрекинга, тем ниже будет выход бензина.

Выход бензина при висбрекинге составляет - 2ч5 % масс. на сырье.

Технологическое оформление процесса.

Принятая проектом технология процесса висбрекинга гудрона предусматривает термическое его разложение при высокой температуре (до 500 0С) и давлением до 37 кгс/см2 в трубчатой печи, сочетающей нагревательный и реакционный змеевик, с последующим охлаждением реакционной массы на выходе из печи циркулирующим потоком остатка висбрекинга (квенчинг) до 420 0С. разделение продуктов крекинга осуществляется в колонне при давлении 4,5ч4,8 кгс/см2, при малом (до одной минуты) времени пребывания жидкой фазы в ректификационной колонне первичного испарения.

Выделенная дизельная фракция в концентрационной части ректификационной колонны первичного испарения после охлаждения вовлекается совместно с рабочей жидкостью с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-6 в количестве обеспечивающей получение мазута топочного вторичного.

Предусмотрены мероприятия, замедляющие коксообразование:

- использование в качестве турбулизатора подачи в реакционный змеевик печи П-104 водяного конденсата.

Факторы, влияющие на процесс.

Важнейшими факторами, определяющими процесс легкого термического крекинга, являются давление, температура и продолжительность крекинга, подача турбулизаторов и рециркуляция продуктов крекинга и другие.

Давление.

Давление существенного влияния на процесс висбрекинга не оказывает, если крекинг тяжелых нефтепродуктов протекает в жидкой фазе при температуре 420ч480 0С.

Влияние давления повышается, как только образующиеся продукты распада или исходное сырье переходят в паровую фазу (480ч500 0С).

Обычно при крекинге остаточного сырья применяют невысокое давление в пределах 25 кгс/см2.

Это позволяет:

- вести процесс в жидкой фазе;

- быстро выводить из реакционного змеевика первичные продукты распада – газойлевые фракции, не давая им разлагаться на газ и бензин.

Повышение давления увеличивает количество продуктов уплотнения.

Температура.

Температура и продолжительность крекинга являются факторами при определенных температурах взаимозаменяемыми. Увеличивая температуру крекинга и уменьшая продолжительность времени пребывания в зоне высоких температур, можно получить ту же глубину разложения сырья, что и при более мягкой температуре, но с большей длительности крекинга.

Процесс висбрекинга представляет собой совокупность реакций разложения и уплотнения молекул. При уменьшенных температурах 420-450 0С преобладают реакции полимеризации и уплотнения, а при более высоких 450-500 0С реакции расщепления. С повышением температуры скорость реакции обоего типа возрастает. Однако, скорость реакций разложения увеличивается значительно быстрее, чем реакций уплотнения и эта разница будет тем больше, чем выше температура.

Действие температуры наблюдается в широком диапазоне глубины превращения гудрона и объясняется разным значением энергии активации реакций распада и уплотнения.

При термическом крекинге гудрона средняя энергия активации распада составляет 55000 калл/моль, а уплотнения 30000 калл/моль, при этом температурные градиенты скорости реакций собственно равны 15 и 28 0С, т.е. реакции уплотнения значительно менее чувствительны к температуре, чем реакции распада. Таким образом, процесс термокрекинга остаточных фракций целесообразно вести при повышенных температурах.

Вязкость получаемого остатка висбрекинга во многом зависит от температуры.

С повышением температуры крекинга выход продуктов уплотнения уменьшается, а продуктов распада (особенно газа и бензина) возрастает.

От температуры крекинга зависит вязкость получаемого остатка висбрекинга. Температурный предел 500-510 0С считается оптимальным для снижения вязкости остатка висбрекинга при глубине крекинга 20 % и более.

Для получения товарного мазута вторичного топочного глубина разложения сырья должна быть на уровне 25-30 %. Такая глубина превращения обеспечивает получение средних фракций в количестве, необходимом для разбавления остатка висбрекинга, позволяющем снизить его вязкость и температуру застывания до нужной величины.

Оптимальная глубина разложения, обеспечивающая получение товарного мазута вторичного топочного, достигается при проведении процесса висбрекинга при температуре 480-500 0С и малом времени пребывания сырья.

Подача турбулизаторов и рециркуляция продуктов крекинга.

Снижение вязкости при висбрекинге происходит за счет разложения крупных молекул на более мелкие с образованием газа, низкооктанового бензина с высоким содержанием непредельных углеводородов и средних дистиллятных фракций.

Наряду с дистиллятными фракциями, образуется значительное количество газа и продуктов уплотнения, которые, оседая на стенках аппаратуры и трубопроводов, приводят к быстрому ее закоксованию.

Для увеличения выхода средних фракций и уменьшения коксоотложений весьма эффективны мероприятия, замедляющие реакции уплотнения, но не влияющие на скорость реакций разложения. К таким мероприятиям, относят:

- исключение рециркуляции средних дистиллятных фракций;

- подачи турбулизаторов для предотвращения коксоотложений в трубопроводах и аппаратуре;

- подаче водяного конденсата в среднюю часть реакционного змеевика печи;

- подачи атикоксообразовательных реагентов.

Использование водяного конденсата в качестве турбулизаторов препятствует коагуляции и уплотнению основных коксообразующих компонентов – асфальтенов, тем самым, снижая коксообразование и турбулизируя поток, препятствуют отложению продуктов уплотнения на стенках трубопроводов и аппаратуре.

Основные регулируемые параметры висбрекинга – температура, давление, время пребывания сырья в зоне реакции. Увеличение любого из них приводит к ужесточению режима. Для достижения определенной жесткости режима данные параметры можно изменять в определенных диапазонах. При заданной жесткости, т.е. степени конверсии, или глубины превращения сырья, распределение выходов получаемых продуктов практически постоянны.

Увеличение выходов углеводородных газов и дистиллятов может быть достигнуто ужесточением режима висбрекинга, например, путем повышения температуры на выходе из печи. Ужесточение режима приведет также к сокращению расхода дистиллятов, добавляемых в котельное топливо для достижения его соответствия требованиям спецификации на готовый продукт.

Однако большая жесткость режима приводит и к крекированию тяжелых дистиллятов в более легкие компоненты, что нежелательно, так как эти дистилляты выполняют функцию растворителей асфальтовых составляющих. В случае крекирования дистилляты сепарируются, образуя коксовые отложения в трубах печи. Осуществление висбрекинга в таком режиме может привести к необходимости преждевременного ремонта установки; кроме того, существует вероятность получения нестабильного котельного топлива.(1,3)

Качественные показатели остатка висбрекинга различных фракций западносибирской нефти (фракции выкипающей выше 2000 С) представлены в таблице 1..(14)

Здесь же даны величины коэффициента снижения вязкости R, который равен отношению вязкости исходного продукта при температуре 800 С к вязкости остатка висбрекинга, определенной при этой температуре.

Температура кипения исходного сырья, 0 С	Содержание асфальтенов, % мас.	Вязкость сырья, ВУ80	Температура опыта и вязкость остатка висбрекинга
			4500 С		4700 С		4900 С		5100 С
			ВУ80	R	ВУ80	R	ВУ80	R	ВУ80	R
400-490 490-540 >400 >540	Отс. Сл. 3,2 7,6	2,6 46,2 18,6 783	2,1 5,0 7,7 107	1,2 9,2 2,4 7,3	- 5,3 - 95,9	- 8,7 - 8,2	2,0 4,3 6,4 -	1,5 10 2,4 -	2,2 - 6,6 71,7	1,2 - 2,8 10

Таблица 1

Наибольшее снижение вязкости наблюдается при висбрекинге фракций, имеющих высокую исходную вязкость (фракции, выкипающие в пределах температур выше 4900 С), для которых коэффициент снижения вязкости 7-10. Как видно, повышение температуры более 450-4700 С не приводит к существенному снижению вязкости, но, как правило, вызывает ускорение закоксовывания технологического оборудования.

Стабильность остатка висбрекинга как товарного продукта является основным критерием жесткости режима процесса. Неверно выбранная жёсткость, или степень конверсии, может привести к фазовому расслоению котельного топлива даже после его компаундирования. Стабильность начинает уменьшаться, как только уровень жёсткости режима и, следовательно, конверсия переходят при увеличении определенную точку зависящую от характеристик сырья

Важным параметром процесса висбрекинга является давление. Давление, в особенности для сырья с пониженными температурами начала кипения, определяет как фазовое состояние реакционной системы, так и направление, и скорость реакций. Давление должно обеспечивать жидкое агрегатное состояние крекируемого сырья, так как крекинг в жидкой фазе обеспечивает наиболее высокие коэффициенты теплопередачи отсутствие механических перегревов ,минимальное коксообразование, возможность провести процесс в малогабаритных аппаратах, минимальный расход топлива и в конечном счёте эффективность процесса. Кроме того, повышение давление позволяет несколько увеличить производительность установки.(12)

С повышением давления уменьшается выход газообразных продуктов распада и сокращается объём газовой фазы, причём плотность её растёт примерно пропорционально давлению. Влияние высокого давления проявляется в реакциях гидрирования : по мере увеличения давления от 0,2 до 5 МПа , доля непредельных в лёгких продуктах крекинга снижается в полтора – два раза, при этом увеличивается доля продуктов уплотнения.(22)

Типичным сырьем висбрекинга являются мазуты и гудроны. Степень конверсии этих остатков обычно составляет 10-15% в зависимости от их физико-химических характеристик и режима. Она служит критерием жесткости процесса и определяется как количество фракции >343оС мазута или фракции >482оС гудрона, превращаемой в более легкие компоненты.

Степень конверсии ограничивается рядом характеристик сырья: содержанием асфальтенов и натрия, коксуемостью по Конрадсону. Сырье с высоким содержанием асфальтенов характеризуется меньшей степенью конверсии, чем сырье с содержанием асфальтенов, не превышающим нормы, при одинаковом объеме производства стабильного котельного топлива. В присутствии натрия, а также при высокой коксуемости по Конрадсону коксообразование в трубах печи усиливается.

Изменения качества сырья влияют на степень его конверсии при заданной жесткости режима. Анализ данных, полученных при висбрекинге на пилотной установке различного сырья, показал, что для каждого конкретного сырья с увеличением жесткости режима вязкость фракции >204оС сначала уменьшается, а затем при достаточно жестком режиме резко увеличивается, что свидетельствует об образовании промежуточных коксообразующих соединений. Точка, в которой направление изменения вязкости меняется на обратное, для каждого сырья различна, но обычно совпадает с точкой выхода 20,2 - 23,6 м 3/ м 3 газа С1 – С6 в нормальных условиях. Считают, что после достижения этой точки котельное топливо становится нестабильным.

Между отдельными результатами пилотных испытаний установлена взаимосвязь. Точка, в которой меняется направление изменения вязкости, может быть предсказана и использована для определения расчетных параметров конкретного сырья при проектировании, чтобы избежать образования нестабильного котельного топлива и добиться максимальной конверсии сырья.

В промышленности используют две технологии висбрекинга:

- проведение реакции в печном змеевике;

- проведение реакции в реакционной камере.

Нефтяные остатки после нагрева в печи до высокой температуры поступают при заданном давлении в сокинговую (реакционную) зону, находящуюся либо в печи, либо во внешнем аппарате. Выходящий из этой зоны поток быстро охлаждается для прекращения реакции с помощью особого технологического приема – квенчинга.

При печном варианте висбрекинга конструкция печи должна обеспечивать оптимальное время пребывания сырья в реакционной зоне для достижения нужного образования продуктов реакции и минимизацию коксовых отложений.

Процесс в реакционной камере происходит при более низкой температуре с более длительным временем нахождения, чем в реакционном змеевике. Схема с камерой позволяет понизить температуру после печи, уменьшить ее тепловую нагрузку, однако приводит к установке сложного аппарата значительного объема, к периодической выгрузке из него кокса, что может повлиять на длительность пробега установки. При этом следует иметь ввиду, что существенного отличия в выходах фракций не ожидается.

Змеевиковый (печной) висбрекинг

предлагают фирмы «Foster Wheeler Co.» и «UOP». В этом случае высокотемпературный крекинг осуществляется в специальном реакционном змеевике печи. Поскольку степень конверсии сырья в первую очередь зависит от его температуры и времени пребывания в зоне реакции, змеевиковый висбрекинг можно определить как высокотемпературный кратковременный процесс. Фирма «Foster Wheeler» успешно спроектировала большое число печей данного типа для НПЗ в разных странах мира.(9)

Основное преимущество змеевиковой печи — наличие двух зон нагрева. Такая конструкция обеспечивает: большую гибкость подвода тепла, что позволяет лучше регулировать температуру нагрева сырья: легкость удаления кокса из труб печи паровоздушным способом; получение стабильного котельного топлива, что особенно важно для нефтеперерабатывающих заводов с ограниченными возможностями смешивания топлив.

Схема базовой установки висбрекинга гудрона показана на рис.1.4.1.

Рис.1.4.1 Схема базовой установки висбрекинга : 1-печь; 2-фракционнирующая колонна; 3-воздушный холодильник-конденсатор; 4-колонна отпарки газойля;

5-сепаратор; 6-воздушный холодильник; 7-узел нагрева и выработки пара.

1-сырьё; 2-водяной пар; 3-углеводородный газ; 4-кислая вода; 5-нестабильная бензиновая фракция; 6-газойлевая фракция; 7-котельное топливо.

Висбрекинг с сокинг-камерой.

В альтернативном процессе конверсия частично происходит в печи. Однако, основная ее доля приходится на сокинг-камеру, где двухфазный поток из печи выдерживается при повышенной температуре в течение за­данного времени. Сокерный висбрекинг определяется как низкотемпературный процесс с длительным пребыванием сырья в зоне реакции. Лицензиаром этого процесса является фирма «Shell». Ряд проектов установок висбрекинга сокерного типа выполнила и фирма «Foster Wheeler».

Реакционная камера, обеспечивая необходимое время пребывания сырья, позволяет работать с потоком более низкой температуры на выходе из печи и тем самым экономить печное топливо. Несмотря на очевидные экономические преимущества, этот процесс имеет ряд недостатков, основной из которых — сложность очистки печи и сокерной камеры от кокса. Эта очистка проводится реже, чем на установке со змеевиковой печью, однако для нее требуется более сложное оборудование.

Схема установки висбрекинга гудрона с выносной реакционной камерой показана на рис.1.4.2.

Рис.1.4.2. Схема базовой установки висбрекинга с сокинг - камерой : 1-печь; 2-фракционнирующая колонна; 3-воздушный холодильник-конденсатор; 4-колонна отпарки газойля;5-сепаратор; 6-воздушный холодильник; 7-узел нагрева и выработки пара; 8-сокинг-камера.

1-сырьё; 2-водяной пар; 3-углеводородный газ; 4-кислая вода; 5-нестабильная бензиновая фракция; 6-газойлевая фракция; 7-котельное топливо.

Обычно кокс из сокера удаляют путем резки водой под высоким давлением. В результате образуется значительное количество воды, загрязненной частицами кокса, которую необходимо удалять, фильтровать и возвращать для повторного использования. В отличие от установок замедленного коксования (УЗК.) установки висбрекинга обычно не оснащены оборудованием для резки кокса и очистки загрязненной воды. Затраты на это оборудование на установке висбрекинга экономически не оправданы,

Качество и выходы продуктов на установках обоих типов при одинаковой жесткости режима в целом одинаковы и не зависят от конфигурации установки.(9)

Россия, на пороге XXI века, несмотря на спад производства, остается достаточно крупным мировым экспортером добываемых нефтей и потенциально мощным производителем нефтепродуктов на базе их переработки. В производственном потенциале мировой нефтепереработке Россия продолжает занимать достойное второе место в мире после США. Однако, по объему реальной переработки нефти российская нефтеперерабатывающая промышленность переместилась за последние годы на четвертое место, уступив второе место - Японии и третье – Китаю.

Переработка нефтяного сырья на российских НПЗ осуществляется с недостаточной загрузкой мощностей производственного потенциала и с низкой (относительно мировой) степенью конверсии мазута. Целевые нефтепродукты – автобензины, дизельные топлива, топочные мазуты, смазочные масла – по эксплуатационным и экологическим свойствам уступают в серийном производстве мировому уровню.

Решением выше изложенной проблемы, суперприоритетным направлением, является развитие российской нефтеперерабатывающей промышленности по углублению переработки нефтяного сырья. Основными базовыми процессами деструктивной переработки мазута выступают процессы каталитического крекинга и гидрокрекинга, которые требуют оснащения оборудованием целых комплексов, дополнительных процессов и установок. ОАО “Саратовский НПЗ ” не в состоянии инвестировать такие дорогостоящие комплексы со сроками окупаемости до двух-трех лет.

В связи с этим наиболее приоритетным направлением является создание современной технологической схемы производства с небольшими материальными и энергетическими затратами и коротким сроком окупаемости.

Одним из эффективных и гибких вторичных процессов переработки мазутов и гудронов является висбрекинг, отличительной особенностью которого, по сравнению с другими процессами переработки нефти и нефтепродуктов, являются низкие капитальные и энергетические затраты. Висбрекинг, при относительной простоте технологического и аппаратурного оформления, позволяет вырабатывать из нефтяных остатков котельные топлива требуемого качества без разбавления легкими топливными фракциями, перерабатывать остаточные фракции в дистиллятные, получать дополнительно некоторое количество средних и легких фракций.

Процесс висбрекинга – это разложение тяжелых остатков нефтепереработки при умеренной (470-490оС) температуре и давлении(5-20 кгс/см2).

Решение о включении висбрекинга в схему НПЗ принимается обычно исходя из следующих задач:

- уменьшения вязкости остаточных потоков с целью сокращения расхода высококачественных дистиллятов, добавляемых в котельное топливо для доведения его вязкости до требования спецификаций на готовый продукт;

- необходимости переработки части остатков в дистилляты, в частности в вакуумный газойль - сырье крекинга;

- углубление переработки нефти.

Основная цель строительства секции висбрекинга гудрона на ОАО «Саратовский НПЗ» - углубление переработки нефти на заводе. Ввод в эксплуатацию установки висбрекинга гудрона увеличит глубину переработки нефти с 51,4% до 73,7%.

Существует две схемы проведения процесса висбрекинга:

проведение реакции висбрекинга в печном змеевике;

проведение реакции висбрекинга в реакционной камере.

Типичным сырьем висбрекинга являются мазуты и гудроны. Степень конверсии этих остатков обычно составляет 10-15% в зависимости от их физико-химических характеристик и режима. На «Саратовском НПЗ» в качестве сырья используется гудрон - остаточный продукт вакуумной колонны установки ЭЛОУ-АВТ-6.Годовое производство гудрона составляет 1 млн.тонн.

Продуктами висбрекинга являются: топливный газ, бензиновая фракция и мазут топочный М-100.

Продукты установки висбрекинга используются:

газ углеводородный (топливный) после очистки от сероводорода раствором амина используется в качестве топлива на установке и других объектах завода;

бензиновая фракция после очистки используется в качестве компонента при приготовлении бензина А-80;

топочный мазут М-100 используется в качестве жидкого топлива на электростанциях, ТЭЦ, и т.д.:

рынок бензина А-80 и мазута практически неограничен.

Одной из главных задач на Саратовском нефтеперерабатывающем заводе является рациональное использование природных и энергетических ресурсов, а также материалов, реагентов, полуфабрикатов и готовой продукции необходимых для ведения технологического процесса.

В ходе изучения технологической схемы и потоков нефтепродуктов на установке висбрекинг было выявлено не рациональное использование регенерации тепла циркуляционного орошения (лёгкого газойля, фракция 350-420°С) колонны К-101.В целях экономии энергоресурсов было предложено:

1. Установка висбрекинга гудрона предназначена для получения из гудрона компонента котельного топлива и светлых нефтепродуктов.

2. Процесс висбрекинга - умеренный термический крекинг тяжелых нефтяных остатков с целью снижения их вязкости.

Сырье секции висбрекинга – гудрон, получаемый на блоке вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 при переработке смеси нефтей, поступающих на Саратовский нефтеперерабатывающий завод.

Целевым продуктом является остаток висбрекинга – компонент котельного топлива.

Кроме целевого продукта с установки выводятся:

- очищенный углеводородный газ;

- стабильный бензин (фракция НК-195 оС);

- легкий газойль висбрекинга;

3. Секция висбрекинга состоит из следующих технологических стадий (блоков и узлов):

-узел висбрекинга гудрона, включающий трубчатую печь и ректификационную колонну для разделения продуктов крекинга;

-блок физической стабилизации бензиновой фракции;

-блок очистки газов висбрекинга от сероводорода 15%-ным раствором моноэтаноламина (МЭА);

-узел утилизации тепла.

4. Технология процесса висбрекинга разработана научно-производственной фирмой ПАУФ. Генеральный проектировщик - ГУП “БАШГИПРОНЕФТЕХИМ” г. УФА.

Производительность установки - переработка 800 тыс. т. гудрона в год.

Число часов работы установки в году – 8400 (350 суток).

Год ввода установки в эксплуатацию – 2004 г.

1.2 Характеристика исходного сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Таблица 2.

№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ,СТП	Показатели качества, подлежащие к проверке	Норма по нормативному документу (заполняется при необходимости)	Область применения
СЕКЦИЯ ВИСБРЕКИНГА
СЫРЬЕ
1.	Сырье – гудрон	СТП 05766646-33-2000	1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Вязкость условная при 80 оС на ВУБ, сек, не менее 3.Температура вспышки в открытом тигле, оС, не ниже 4. Температура размягчения по кольцу и шару, оС, не ниже 5. Фракционный состав: -начало кипения, оС, не ниже -содержание фракции до 510 оС, % об., не более -содержание фракции до 540 оС, % об., не более 6.Глубина проникновения иглы, 0,1 мм 7.Щелочность, г/т, не более 8.Коксуемость по Кондрадсону, % масс., не выше 9.Зольность, %	Не норм. 45 220 30 400 не норм. 20 400±50 50 18,0		Сырье секции
2.	Нестабильный гидрооч. бензин		1. Фракционный состав: -температура конца кипения, оС, не выше 2.Массовая доля серы, %, не более	195 0,1		Для стабилизации на секции висбрекинга
3.	Пусковой продукт (дизельное топливо, легкий газойль)		1.Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже	61		Используется для пуска секции
ИЗГОТОВЛЯЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ
4.	Углеводородный газ висбрекинга после очистки		1. Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Суммарное содержание у/в С3-С4, 3.Содержание углеводородов С5 и выше, % масс., не более 4.Содержание сероводорода, % об., не более 5.Вес 1 литра 6.Теплотворная способность, кДж/кг	10 0,1		Используется в качестве топлива печей
5.	Стабильный бензин висбрекинга		1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Фракционный состав: - начало кипения, оС, не ниже - конец кипения, оС, не выше 3.Испытание на медной пластинке 4. Массовая доля серы, % в гидроочищенном, не более в не гидроочищенном 5.Массовая доля мерк. серы и сероводорода, % 6.Углеводородный состав, % масс.	Не норм. 35 195 Выдерживает 0,1 Не норм. Не норм. Не норм.		Применяется в качестве компонента автомобильного бензина АИ-80.
6.	Легкий газойль висбрекинга		1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Фракционный состав: - 90 % об. перегоняется при температуре оС, не выше	Не норм. 340 (не нормируется при вовлечении в мазут)		Направляется на установку гидроочистки дизельного топлива или вовлекается в остаток висбрекинга для получения мазута
7.	Остаток висбрекинга		1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Вязкость условная при 80 оС, сек 3.Вязкость условная при 100 оС, градусы ВУ, не более 4.Температура вспышки в открытом тигле, оС, не ниже 5.Массовая доля серы, %, не более	Не норм. Не норм. 9,0 110 Не норм.		Используется как компонент мазута
8.	Компонент котельного топлива (остаток + газойль)		1.Плотность при 20 оС, кг/м3 2.Вязкость условная при 100 оС, градусы ВУ, не более 3.Температура вспышки в открытом тигле, оС, не ниже 4.Массовая доля серы, %, не более 5.Температура застывания, 0С, не более	Не норм. 9,0 110 Не норм. 25		Используется как компонент мазута
МАТЕРИАЛЫ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
9.	Ингибитор коррозии ИКБ-2-2 нефтерастворимый	ТУ 38.101786-79 с Изм.1-5	1.Внешний вид	Жидкость от желтого до темно-коричневого цвета		Применяется для защиты оборудования от коррозии
			2.Защитное действие, %, не менее	85,0
			3.Смешение с топливом ТС-1 или осветленным керосином	Полное
			4.Температура застывания, оС, не выше	Минус 20
			5.Содержание воды, % масс., не более	5,0
			6.Кинематическая вязкость при 40 оС, мм2/с (сСт), не более	40,0
10.	Регенерированный раствор МЭА		1.Концентрация МЭА, % масс.	10,0 – 15,0		Применяется для очистки газов висбрекинга от сероводорода
			2.Содержание сероводорода, г/л, не более	3,0
11.	Технологический конденсат из емкости Е-102		1.Содержание нефтепродукта, мг/кг, не более	350		На очистку в колонну К-106
			2.Значение рН при 25 оС, ед. рН	6,5 – 9,0
12.	Сточные воды		1.Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более	300		На очистку
			2.Значение рН при 25 оС, ед. рН	6,5-9,5
13.	Агидол-12	ТУ 38.302-16-371-88	1.Внешний вид	Однородная подвижная жидкость от светло- коричневого до коричневого цвета		Не применяется при применении бензина висбрекинга и в качестве компонента сырья установки Л-24-6. Дозируется в стабильный гидроочищенный бензин висбрекинга, направляемый в парк. Подавляет реакции осмоления бензина висбрекинга
			2.Плотность при 20 оС, кг/м3, не более	910
			3.Массовая доля активного компонента, %, не менее	50,0
			4.Массовая доля 4-метил-2,6-дитритричного бутилфенола и основания Миниха в активном компоненте, %, не менее в т.ч. 4-метил-2,6- дитритричного бутилфенола, %, не менее	65,0 55,0
			5.Температура начала кристаллизации, оС, не выше	Минус 50
			6.Массовая доля воды, %, не более	Следы
			7.Содержание механических примесей	Отсутствие
14.	Воздух КИП и А класс загрязнения 1		1.Температура точки росы, оС, не выше	Минус 30		Для обеспечения приборов КиА
15.	Пар перегретый		1.Солесодержание в пересчете на NaCl, мг/кг, не более	10		На технологические нужды
16.	Пар насыщенный		1.Солесодержание в пересчете на NaCl, мг/кг, не более	10		Подается в пароперегреватель
17.	Конденсат водяного пара на турбулизацию		1.Жесткость общая, мкг/кг, не более 2. Содержание нефтепродуктов, мг/л, не более 3.Водородный показатель, ед. рН, не менее 4.Прозрачность «по шрифту», см, не менее	80 35 5,5 10		Турбулизатор продуктов в змеевике П-104
18.	Деаэрированная вода		1. Жесткость общая, мкг-экв/кг, не более	20		Для получения водяного пара и теплофикационной воды
			2.Щелочность, мкг-экв/кг, не более	Не норм.
			3.Солесодержание в пересчете на NaCl, мг/кг	Не норм.
			4.Содержание растворенного кислорода, мкг/кг, не более	50
			5.Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более	3
			6.Прозрачность «по шрифту», см, не менее	40
			7.Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/дм3	Не норм.
			8.Водородный показатель, ед рН, не менее	8,5
19.	Котловая вода		1.Щелочность, мг-экв/кг, не более	26
			2.Солесодержание в пересчете на NaCl, мг/кг, не более	4500
20.	Легкое дизельное топливо, фракция 180-240 оС		1.Плотность при 20 оС, кг/м3, не менее 2.Содержание мех. примесей и воды	775 Отсутствие		Для охлаждения торцевых уплотнений
21.	Пусковой продукт (дизельное топливо, легкий газойль)		1.Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	61		Для пуска секции висбрекинга и прокачки системы при остановке на ремонт
22.	Химически очищенная вода (ХОВ)		Жесткость общая, мкг. экв./ кг, не более Значение рН при 25°С, ед. рН, не менее Солесодержание в пересчете на NaCl, мг/кг Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/дм3 Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более Прозрачность «по шрифту», см, не менее	20 8,0 не норм. не норм. 3,0 40		Для приготовления 15 % раствора МЭА Турбулизатор продуктов в змеевике П-104

1.3 Описание технологического процесса

Эксплуатационные отечественные установки висбрекинга гудрона несколько различаются между собой по числу и типу печей, колонн, наличием или отсутствием выносной реакционной камеры.

Технологический процесс установки висбрекинга, введенной в эксплуатацию в 2004 году на ОАО “Саратовский НПЗ”, относится к первому типу (печному), но отличается отсутствием сокинг-камеры и предварительный нагрев 300-3200С производится в теплообменном оборудовании, а до температуры 475-4850С в печи, что соответственно сокращает время пребывания исходного продукта в интервале температур коксообразования. Для предотвращения коксования змеевиков печи П-104 в поток гудрона, перед поступлением в печь, в качестве турболизатора-разбавителя подается тяжелый газойль висбрекинга в количестве 3-10% масс на сырье.

В потоки продуктов висбрекинга на выходе из змеевиков печи, для предотвращения реакции крекинга подается квенчинг, охлажденная до 2000С смесь остатка висбрекинга и легкого газойля.

1.3.1 Описание технологической схемы секции висбрекинга гудрона

Сырье секции висбрекинга – гудрон после теплообменников Т-9 блока вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 с температурой 110-120°С поступает в секцию висбрекинга.

В качестве пускового продукта используется фракция 350-420°С, которая поступает в секцию по перемычке, выполненной после Т-38 установки ЭЛОУ-АВТ-6 в линию гудрона после Т-9.

Поступающее в секцию сырье делится на два потока.

Первый поток (основной) в количестве 85 % от проектного значения (100-110 м3/ч) проходит через теплообменники Т-100, Т-101, Т-102, где нагревается до 210 °С потоком остатка висбрекинга из Т-104, затем проходит теплообменник Т-103, где нагревается потоком циркуляционного орошения до 230–235°С. Дальнейший нагрев гудрона до 300–320°С осуществляется в теплообменниках Т-104ёТ-107 за счет тепла остатка висбрекинга из колонны К-101. После Т-104ёТ-107 гудрон поступает в емкость Е-119.

Расход основного потока гудрона в секцию регулируется, клапаном-регулятором который установлен на трубопроводе подачи гудрона в теплообменник Т-100. При снижении расхода гудрона до 95 м3/ч срабатывает световая и звуковая сигнализация.

Второй поток в количестве 15 % от проектного значения (15-25 м3/ч) поступает в резервуар Р-101 объемом 300 м3. Из резервуара Р-101 гудрон насосом Н-101/1,2 подается в основной поток сырья перед теплообменником Т-100.

Расход гудрона, подаваемого в основной поток сырья, регулируется по уровню в емкости Е-119, клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе подачи гудрона в основной поток. При снижении расхода гудрона до 10м3/ч срабатывает световая и звуковая сигнализация.

Температура в емкости Е-119 поддерживается 300-3400С и замеряется прибором поз.ТI 155.

С низа емкости Е-119 гудрон забирается печным насосом Н-128/1,2 и направляется в печь П-104.

Поддержка постоянного уровня в Е-119 позволяет практически избежать колебаний расхода гудрона, подаваемого в печь П-104.

Для предотвращения закоксовывания змеевиков печи П-104 в поток гудрона перед поступлением в печь в качестве разбавителя подается тяжелый газойль висбрекинга в количестве 3-10 % масс на сырье. Тяжелый газойль забирается из нижнего аккумулятора ректификационной колонны К-101 и насосом Н-108/1,2 подается на выкид насоса Н-128/1,2. Расход тяжелого газойля регулируется клапаном-регулятором с коррекцией по уровню в нижнем аккумуляторе К-101.

На входе в печь П-104 поток гудрона разделяется на два потока и последовательно проходит змеевик камеры конвекции и змеевик камеры радиации, в которых осуществляется его нагрев до температуры висбрекинга 475-485оС.

Расход сырья в каждый поток печи П-104 регулируется, клапанами- регуляторами которые установлены на линиях подачи сырья в печь. При снижении расхода сырья до 43 м3/ч на каждом потоке, срабатывает световая и звуковая сигнализация. При снижение расхода сырья до 28 м3/ч на каждом потоке, срабатывает аварийная сигнализация и блокировка.

В качестве топлива в печи П-104 используется топливный газ и жидкое топливо. Жидкое топливо принимается из существующего топливного кольца печей установки ЭЛОУ-АВТ-6 после теплообменника Т-42. В качестве газообразного топлива используется очищенный от сероводорода углеводородный газ висбрекинга. На период пуска предусмотрена подача топливного газа из сети установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Регулирование расхода жидкого топлива производится клапаном-регулятором который установлен на линии подачи жидкого топлива в печь. Расход водяного пара на распыл жидкого топлива регулируется клапаном-регулятором, который установлен на линии подачи водяного пара на распыл. Предусмотрено регулирование соотношения жидкого топлива.

В качестве газообразного топлива используется очищенный от сероводорода углеводородный газ висбрекинга. На период пуска предусмотрена подача топливного газа из сети установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Очищенный газ из К-104 или газ из топливной сети установки ЭЛОУ-АВТ-6 поступает в сепаратор топливного газа Е-109.

Предусмотрена сигнализация минимально и максимально допустимых значений уровня жидкости в Е-109. При достижении максимального уровня, срабатывает предупредительная сигнализация. При достижении максимально допустимого значения уровня (90 % шкалы прибора), срабатывает сигнализация и блокировка, открывается клапан, и углеводородный конденсат направляется в факельную емкость Е-110.

Топливный газ после Е-109 поступает в подогреватель топливного газа Т-112, где нагревается водяным паром до температуры не выше 110оС и направляется через фильтр Ф-104/1,2 к горелкам печи П-104. Температура топливного газа на выходе из Т-112 регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи водяного пара в Т-112.

Расход топливного газа к основным горелкам печи П-104 регулируется с коррекцией по температуре продуктов реакции на выходе из печи П-104, клапаном-регулятором, установленным на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи. Давление топливного газа к пилотным горелкам регулируется клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе газа к пилотным горелкам.

Для контроля нормальной работы печи, а также противоаварийной защиты топочного пространства и змеевиков печи П-104 предусмотрено следующее:

печь оснащена пилотными горелками, индивидуальной системой топливоснабжения;

горелки оборудованы сигнализаторами погасания пламени. При срабатывании прибора погасания пламени, происходит автоматическое закрытие отсечных клапанов на линиях топливного газа и жидкого топлива к печи П–104;

предупредительная сигнализация при снижении давления сырья на входе в печь до 1,8 МПа (18 кгс/см2) (правый и левый потоки). При дальнейшем снижении давления сырья на входе в печь до 0,3 МПа (3,0 кгс/см2) предусмотрена аварийная сигнализация и блокировка.

предупредительная сигнализация при повышении давления сырья на входе в печь до 3,7 МПа (37 кгс/см2) (правый и левый потоки). При дальнейшем повышении давления сырья на входе в печь до 3,9 МПа (39 кгс/см2) предусмотрена аварийная сигнализация и блокировка, автоматическое отключение насосов Н-128/1,2, Н-108/1,2 и отключение подачи топлива в печь.

автоматическая подача водяного пара в топочное пространство и в змеевики печи П–104 при авариях в системе змеевиков.

Для улавливания мелких частиц кокса на приемной линии насоса Н-108/1,2 установлены фильтры Ф-102/1,2. Расход турбулизатора-разбавителя (тяжелого газойля от насоса Н-108/1,2) в поток гудрона, регулируется клапаном–регулятором, который установлен на линии подачи разбавителя в гудроновую линию. Предусмотрена возможность использования легкого газойля из верхнего аккумулятора колонны К-101 в качестве разбавителя в случае, если тяжелого газойля из нижнего аккумулятора будет недостаточно для требуемого количества турбулизатора – разбавителя в печь.

В змеевики печи также подается турбулизатор – химочищенная деаэрированная вода из емкости Е-120 с температурой 900С. В емкость вода поступает из линии после Х-105/1,2,3, или из трубопровода химочищенной воды заводской сети. Общий расход турбулизатора 0,5-1,0 % масс на сырье.

Уровень в емкости Е-120 поддерживается, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи воды в емкость. При снижении уровня в Е-120 до 20% включается звуковая и световая сигнализация.

Подача турбулизатора осуществляется шестиголовочным мембранным дозировочным насосом Н-122/1,2, закупленным по импорту.

Турбулизатор подается в три точки каждого змеевика печи:

в конвекционную часть змеевика по 50-100 л/ ч;

в две точки радиантной части змеевика по 100-200 л/ч.

В потоки продуктов висбрекинга на выходе из змеевиков печи для прекращения реакций крекинга подается квенчинг – охлажденная до 200 оС смесь остатка висбрекинга и потока легкого газойля, выводимого из верхнего аккумулятора К-101 совместно с циркуляционным орошением.

Температура продуктов реакции на выходе из печи после смешения с квенчингом поддерживается не выше 420оС. Далее продукты висбрекинга направляются в ректификационную колонну К-101.

Расход квенчинга в каждый поток регулируется клапанами-регуляторами с коррекцией по температуре продуктов реакции из печи в колонну К-101.

Расход легкого газойля, подаваемого в качестве квенчинга, регулируется с коррекцией по уровню в верхнем аккумуляторе колонны К-101, клапаном- регулятором, установленным на линии подачи легкого газойля на смешение с остатком висбрекинга, используемым в качестве квенчинга. При снижении уровня в верхнем аккумуляторе К-101 до 20 % включается сигнализация.

Давление в трубопроводе остатка висбрекинга, подаваемого на смешение, регулируется клапаном-регулятором, установленным на линии подачи остатка висбрекинга на смешение.

Предусмотрена сигнализация повышения температуры продуктов реакции на входе в колонну К-101 выше 430оС, поз.TICA 164.

Ввод продуктов висбрекинга из печи П-104 в колонну К-101 осуществляется тангенциально на верхнюю каскадную тарелку отгонной части. Всего в отгонной части колонны имеется пять каскадных тарелок.

Температура перегретого пара после печи П-104 замеряется прибором поз.TIA 1104. При повышении температуры перегретого пара выше 410 оС включается звуковая и световая сигнализация.

Расход пара измеряется прибором поз.FISA 364-2 и поз.FISA 364-1. При снижении расхода пара до 700 кг/ч включается звуковая и световая сигнализация и автоматически открывается электрозадвижка э/з №209 и клапан-регулятор поз.FV 364 и пар сбрасывается в атмосферу через глушитель шума.

Режим работы колонны К-101:

давление – 0,45 - 0,48 МПа (4,5 - 4,8 кгс/см2);

температура верха – не выше 200°С;

температура низа – не выше 400°С.

Для регулирования качества остатка (температуры вспышки) висбрекинга в низ колонны К-101 подается перегретый в печи водяной пар.

Расход водяного пара регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи водяного пара в К-101.

С низа колонны К-101 остаток висбрекинга забирается насосом Н-102/1,2, прокачивается через сырьевые теплообменники Т-107ёТ-104, Т-102, Т-101, Т-100, где охлаждается до температуры 200 °С. При снижении уровня до 10 % шкалы прибора, включается аварийная сигнализация и автоматически отключается насос Н-102/1,2.

После теплообменника Т-100 остаток висбрекинга разделяется на три потока.

Первый поток подается в качестве квенчинга на выход из змеевиков печи П-104.

Второй поток подается под маточник водяного пара для снижения температуры внизу колонны К-101. Расход остатка висбрекинга, подаваемого в низ колонны К-101, регулируется с коррекцией по температуре низа К-101, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи остатка висбрекинга. Для гарантированной поддержки постоянства температуры откачиваемого продукта в пусковой период в трубопровод приема остатка висбрекинга к Н-102/1,2 предусмотрена подача охлажденного до 200°С остатка висбрекинга.

Третий поток – балансовое количество, направляется в узел утилизации тепла в теплообменник Т-208/1,2, затем охлаждается до 100°С водой системы охлаждения (ВСО-3) в холодильнике Х-105/1,2,3 и направляется в товарный парк.

Уровень жидкости внизу колонны К-101 регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии откачки остатка висбрекинга в товарный парк завода перед Х-105/1,2,3. При повышении уровня до 90% и снижении уровня до 20% шкалы прибора, включается сигнализация.

Часть нагретой до 90 °С в Х-105/1,2,3 воды системы ВСО-3 используется в качестве теплоносителя для подачи в подогреватели емкостей и теплоспутники трубопроводов.

Во время пусконаладочных работ получение нагретой до 60°С воды предусмотрено в теплообменнике Т-117.

Предусмотрена перемычка с трубопровода остатка висбрекинга после Х-105/1,2,3 на прием Н-101/1,2 для циркуляции продукта во время пуска секции.

В укрепляющей части колонны К-101 размещены 30 трапециевидно-клапанных ректификационных тарелок и два «глухих» по жидкости аккумулятора.

Нижний аккумулятор расположен над зоной ввода сырья в колонну К-101, верхний аккумулятор расположен между ректификационными тарелками №20 и №21.

Тяжелый газойль, забираемый из нижнего аккумулятора насосом Н-108/1,2, делится на два потока. Первый поток возвращается в колонну К-101 на ректификационную тарелку №29, то есть в зоне двух нижних тарелок №29 и №30 осуществляется промывка паров, поступающих в укрепляющую часть из зоны питания колонны. Температура продукта в нижнем аккумуляторе замеряется прибором поз.TI 173. Давление над аккумулятором измеряется прибором поз.PI 260.

Второй поток тяжелого газойля направляется в поток сырья в качестве разбавителя на выкид печного насоса Н-128/1,2 с коррекцией уровня в нижнем аккумуляторе (поз.LICA 414).

При снижении уровня в нижнем аккумуляторе до 20 % включается звуковая и световая сигнализация. При дальнейшем снижении уровня до 10 % по прибору поз.LISA 415 включается аварийная сигнализация и отключается насос Н-108/1,2.

Расход тяжелого газойля на промывку паров регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии возврата тяжелого газойля на тарелку №29.

Из верхнего аккумулятора колонны К-101 выводится легкий газойль висбрекинга в отпарную колонну К-102. В низ отпарной колонны подается перегретый водяной пар для отпарки легких фракций. Отпаренные легкие фракции возвращаются в ректификационную колонну К-101 в зону над тарелкой №18.

В качестве контактных устройств в отпарной колонне используется перекрестноточная регулярная насадка.

Режим работы колонны К-102:

давление – 0,45 - 0,5 МПа (4,5-5,0 кгс/см2),

температура низа – не выше 280 оС.

Вывод легкого газойля регулируется по температуре, клапаном-регулятором который установлен на линии вывода легкого газойля из верхнего аккумулятора К-101 в колонну К-102.

Из куба отпарной колонны К-102 легкий газойль поступает на прием насоса Н-104/1,2, которым прокачивается через подогреватель сырья колонны стабилизации бензина Т-109, затем отдает свое тепло в теплообменнике Т-207 (или мимо) и направляется в остаток висбрекинга после Х-105/3. Расход газойля в остаток висбрекинга замеряется прибором поз.FI 338. Кроме того, имеется возможность вывода легкого газойля с секции через холодильник Х-104. Замер температуры производится прибором поз.TI 197.

Расход водяного пара в отпарную колонну К-102 регулируется, клапаном–регулятором который установлен на линии подачи водяного пара в колонну.

Уровень в кубе отпарной колонны К-102 регулируется, клапаном–регулятором который установлен на линии подачи легкого газойля в Т-109.

Предусмотрена предупредительная сигнализация при снижении уровня ниже 20 % шкалы прибора (поз.LICA 418) и блокировка при дальнейшем снижении уровня ниже 10 % шкалы прибора в кубе колонны К-102 (поз.LISA 419), и отключение при этом насоса Н-104/1,2.

Температура верха колонны К-102 замеряется прибором поз.TIC 175.

Предусмотрена сигнализация и блокировка при снижении уровня в верхнем аккумуляторе колонны К-101 до 10 % поз.LISA 413 и отключение при этом соответственно насосов Н-105/1,2, Н-108/1,2.

Съем тепла в укрепляющей части ректификационной колонны К-101 осуществляется острым и циркуляционным орошениями. Циркуляционное орошение забирается из верхнего аккумулятора колонны К-101 насосом Н-105/1,2 и прокачивается через теплообменник Т-103, где нагревает сырье – гудрон. После теплообменника Т-103 часть потока циркуляционного орошения направляется в трубный пучок кипятильника стабилизатора Т-110 для регулирования температуры низа К-103 в пределах 200-210оС, а часть пропускается по байпасу, на котором установлен клапан-регулятор поз.TV 1002, управляемый прибором поз.TIC 1002, регулирующий температуру паров, уходящих с Т-110 в К-103.

Затем циркуляционное орошение отдает свое тепло в теплоутилизационных теплообменниках Т-205/1,2, Т-206, нагревая воду циркуляционного контура (ВЦК-2), и с температурой не выше 200 оС возвращается на 18-ю тарелку колонны К-101.Расход циркуляционного орошения регулируется, клапаном-регулятором который установлен на входе циркуляционного орошения на 18-ю тарелку колонны К-101.

Часть потока циркуляционного орошения используется в качестве квенчинга, подаваемого на выход продуктов висбрекинга из печи.

Имеется также линия подачи циркуляционного орошения с выкида насоса Н-105/1,2 в теплообменник Т-109. Предусмотрена возможность подачи циркуляционного орошения из верхнего аккумулятора колонны К-101 к насосу Н-108/1,2.

В пусковой период для заполнения верхнего и нижнего аккумуляторов колонны К-101 используется фракция 290-350оС, которая принимается с ЭЛОУ-АВТ-6 в емкость Е-123.

Из емкости Е-123 фракция 290-350оС насосом Н-118 (Н-119) подается на 18-ю тарелку колонны К-101 и заполняет верхний аккумулятор. Из верхнего аккумулятора колонны фракция 290-350оС забирается насосом Н-108/1,2 и подается на 29-ю тарелку колонны К-101, чтобы набрать уровень жидкости в нижнем аккумуляторе.

После появления жидкости в нижнем аккумуляторе налаживается циркуляция продукта по схеме: нижний аккумулятор колонны К–101 → Н–108/2,1→ 29–я тарелка колонны К–101.

Налаживается также подача фракции 290-350 оС в качестве разбавителя.

По мере повышения температуры в колонне К-101 и достаточного количества продукта в верхнем и нижнем аккумуляторах подача фракции фр.290-350 оС прекращается.

Предусмотрена подача ингибитора коррозии в трубопровод паров с верха К-101 в конденсатор воздушного охлаждения ВХ-101 для создания защитной пленки на поверхности металлических труб.

С верха колонны К-101 пары, содержащие углеводородный газ висбрекинга, водяной пар, пары бензиновой фракции, поступают в конденсатор воздушного охлаждения ВХ-101, где охлаждаются и частично конденсируются, далее газожидкостной поток направляется на охлаждение в водяной конденсатор-холодильник Х-101, где происходит дальнейшая конденсация паров.

Из Х-101 газожидкостная смесь с температурой не выше 40оС поступает в емкость Е-101, где осуществляется разделение смеси на углеводородный газ, воду и бензиновую фракцию.

Углеводородный газ из емкости Е-101, содержащий значительное количество сероводорода, направляется в абсорбер К-104, в котором сероводород поглощается 15%-ным раствором моноэтаноламина.

Водяной технологический конденсат из емкости Е-101 отводится в емкость технологического конденсата Е-102 и далее насосом Н-106/1,2 подается в узел очистки стоков.

Уровень воды в емкости Е-101 регулируется клапаном – регулятором который установлен на линии отвода воды в Е-102.

Предусмотрена сигнализация минимального (20 % шкалы прибора) и максимального (80 % шкалы прибора) значений уровня воды в емкости Е-101.

Давление в емкости Е-101 регулируется клапаном-регулятором, который установлен на линии вывода углеводородного газа в абсорбер К-104.

Предусмотрена сигнализация минимального (20 % шкалы прибора) и максимального (60 % шкалы прибора) уровня бензина в емкости Е-101.

Бензиновая фракция с низа емкости Е-101 забирается насосом Н-103/1,2 и подается на верхнюю тарелку колонны К-101 в качестве острого орошения.

Расход острого орошения в колонну К-101 регулируется с коррекцией по температуре верха К-101, клапаном–регулятором который установлен на линии подачи острого орошения в К-101.

Балансовое количество бензиновой фракции с выкида насоса Н-103/1,2 направляется в стабилизатор бензина К-103 или на установку гидроочистки Л-24-6.

Расход нестабильного бензина в стабилизатор бензина К-103 регулируется прибором FIC 337 с коррекцией по уровню поз LIСA 421, клапан-регулятор которого поз.FV 337 установлен на линии подачи нестабильного бензина в К-103.

1.3.2 Описание технологической схемы стабилизации бензина

Физическая стабилизация бензиновой фракции осуществляется в полной ректификационной колонне–стабилизаторе бензина К-103, где в качестве контактных устройств используются перекрестноточные насадочные модули в количестве 40 шт.

Режим колонны К-103:

давление – 0,9 -0,95 МПа (9,0-9,5 кгс/см2),

температура верха – не выше 90 оС

температура низа – 200-210 оС.

Предусмотрены два варианта подачи бензина в К-103:

нестабильный бензин висбрекинга с выкида Н-103/1,3;

нестабильный гидроочищенный бензин от Н-100/1,2.

Нестабильный гидроочищенный бензин с Л-24-6 поступает в Е-100. Расход бензина регулируется приборами поз. UQI 386 (FIС 386, TI 386, PI 386) и клапаном- регулятором поз. FV 386 с коррекцией по уровню поз. LICA 490. Насосом Н-100/1,2 нестабильный бензин забирается с емкости Е-100 и подается в Т-108. Расход бензина регулируется прибором поз. FIC 387 и клапаном - регулятором поз. FV 387.

Перед подачей в колонну К-103 нестабильный бензин подогревается в теплообменнике Т-108 за счет тепла стабильного бензина, далее в Т-109 за счет тепла легкого газойля. Теплоподвод осуществляется в низ колонны, подачей паров из испарителя с паровым пространством Т-110, в котором нагревается остаток с низа колонны К-103. В качестве теплоносителя в Т-110 используется поток циркуляционного орошения после Т-103.

Уровень в испарителе Т-110 регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии вывода потока стабильного бензина из Т-110 после Х-102.

В испарителе Т-110 предусмотрена сигнализация минимального (20 % шкалы прибора) и максимального (80 % шкалы прибора).

Стабильная бензиновая фракция из испарителя Т-110 под собственным давлением проходит теплообменник Т-108, водяной холодильник Х-102 и направляется на установку гидроочистки Л-24-6 или в товарный парк цеха №7 или в емкость Е-6 установки ЭЛОУ-АВТ-6.

С верха колонны К-103 углеводородный газ поступает в конденсатор-холодильник водяного охлаждения Х-103, где охлаждается и частично конденсируется. Из Х-103 газожидкостная смесь с температурой не выше 40°С поступает в емкость Е-103.

Сжиженный газ из емкости Е-103 забирается насосом Н-107/1,2 и подается в качестве острого орошения на верхний насадочный модуль стабилизатора бензина К-103.

Для обеспечения нормальной работы насоса Н-107/1,2 предусмотрен возврат части сжиженного газа с выкида насосов в емкость Е-103.

Температура верха колонны К-103 регулируется подачей острого орошения, расход орошения регулируется, клапаном-регулятором который установлен на трубопроводе подачи острого орошения в К-103 с коррекцией по температуре верха колонны К-103.

Технологический режим в емкости Е-103 (давление и температура) поддерживается таким образом, чтобы обеспечивался требуемый расход сжиженного газа, подаваемого насосом Н-107/1,2 в качестве острого орошения наверх колонны К-103. Балансовый избыток дистиллята К-103 выводится в виде газа из Е-103 в линию от Е-101 в К-104. Постоянный вывод сжиженного газа из секции не предусматривается. Имеется возможность откачать жидкость насосом Н-107/1,2 из Е-103 в емкость Е-101.

Уровень воды в емкости Е-103 регулируется клапаном-регулятором поз.LV 429, который установлен на линии вывода водяного технологического конденсата в емкость Е-102. При повышении уровня воды в емкости Е-103 до 80 % шкалы прибора автоматически открывается клапан поз.LV 429, при снижении уровня до 20 % шкалы прибора клапан поз.LV 429 автоматически закрывается.

1.3.3 Описание технологической схемы очистки углеводородного газа висбрекинга

Углеводородный газ висбрекинга из емкостей Е-101 и Е-103 поступает в низ абсорбера К-104, предназначенного для моноэтаноламиновой очистки углеводородных газов от сероводорода. Расход замеряется прибором поз.FI 345.

Регенерированный раствор МЭА из узла регенерации насыщенного раствора МЭА поступает в водяной холодильник Т-115 и далее в емкость Е-104. Температура в емкости контролируется прибором поз. TI 1024.

Наверх абсорбера К-104 подается регенерированный 15 % раствор МЭА насосом Н-110/1,2 из емкости Е-104. Расход раствора МЭА регулируется клапаном-регулятором, который установлен на линии подачи раствора МЭА в абсорбер К-104. Расход раствора МЭА устанавливается на уровне обеспечивающей температуру верха абсорбера К-104, не выше 50 0С прибор поз. TI 1019.

С выкида насоса Н-110/1,2 регенерированный раствор МЭА направляется на установку ЭЛОУ-АВТ-6.

Уровень в Е-104 регулируется прибором поз.LICA 446, клапаном-регулятором поз.LV 446. Предупредительная сигнализация срабатывает при минимальном (20 % шкалы прибора) и максимальном (90 % шкалы прибора) значении уровня поз.LICA 446. Аварийная сигнализация и блокировка срабатывает при снижении уровня в Е-104 до минимально допустимого значения (поз.LSA 447), автоматически отключается насос Н-110/1,2.

Емкость Е-104 подключена к системе азотного дыхания и гидрозатвору Е-112.

Режим работы колонны К-104:

давление – не выше 0,3 МПа (3,0 кгс/см2);

температура – не выше 50 °С.

Колонна-абсорбер К-104 оборудована перекрестноточными насадочными модулями в количестве 25 шт. Из куба абсорбера К-104 насыщенный раствор МЭА забирается насосом Н-109/1,2 и подается в емкость Е-105, где происходит отстаивание углеводородов, унесенных раствором МЭА. В емкость Е-105 поступает также насыщенный раствор МЭА из узла моноэтаноламиновой очистки газа установки ЭЛОУ-АВТ-6. Отделившиеся углеводороды от раствора МЭА из емкости Е-105 насосом Н-111 откачиваются в емкость Е-101. При снижении уровня углеводородов до 20 % и повышении уровня до 80 % шкалы прибора поз.LIA 439 включается предупредительная сигнализация. При дальнейшем снижении уровня до минимального включается аварийная сигнализация и автоматически отключается насос Н-111.

Расход откачиваемого с низа К-104 насыщенного раствора МЭА регулируется с коррекцией по уровню в К-104 клапаном-регулятором, установленным на трубопроводе нагнетания насоса Н-109/1,2. При снижении уровня в К-104 до 10 % и повышении до 80 % шкалы включается предупредительная сигнализация. При снижении уровня до минимального включается аварийная сигнализация и отключается насос Н-109/1,2.

Уровень в зоне вывода насыщенного раствора МЭА из емкости Е-105 регулируется клапаном-регулятором, который установлен на трубопроводе нагнетания насоса Н-112/1,2, подающего насыщенного раствор МЭА на узел регенерации.

Емкость Е-105 соединена уравнительной линией с К-104 для поддержания постоянного давления в Е-103.

Очищенный углеводородный газ висбрекинга с верха абсорбера К-104 направляется в сепаратор Е-109, далее подогревается в Т-112 и подается в печь П-104 в качестве топлива, и частично сбрасывается в топливную сеть завода.

1.3.4. Описание теплотехнической схемы узла утилизации тепла

Подготовка питательной воды.

Для приготовления питательной воды используется химочищенная вода (ХОВ), подаваемая из сети предприятия. ХОВ поступает в емкость Е-201. Уровень в Е-201 поддерживается клапаном-регулятором, установленным на линии подачи ХОВ в емкость Е-201.

Из емкости Е-201 ХОВ насосом Н-201/1,2 подается в теплообменники Т-201 Т-203, где нагревается до 85°С. Нагрев в Т-201, Т-203 осуществляется отсепарированной продувочной водой из отделителя воды Е-205, затем циркулирующей водой после воздухоподогревателя ВП-201/1,2.

Затем ХОВ нагревается в охладителе выпара Т-202 и поступает в деаэратор атмосферного типа Е-202, в котором происходит дегазация питательной воды. Уровень в деаэраторе поддерживается, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи ХОВ в Е-202.

Давление в деаэраторе Е-202 регулируется, клапаном-регулятором который установлен на линии подачи водяного пара в деаэратор.

Предусмотрена предупредительная сигнализация предельных значений уровней в емкостях Е-201, Е-202.

Деаэрированная вода насосом Н-202/1,2 подается в Т-208/2, Т-208/1, Т-206 и в отделитель воды Е-204. Уровень воды в Е-204 регулируется прибором, клапаном-регулятором установленным на напорном трубопроводе Н-202/1,2. При снижении уровня воды в Е-204 до 20 % и повышении до 90 % шкалы прибора включается предупредительная сигнализация.

Отделитель воды (генератор пара) Е-204.

Отделитель воды предназначен для получения пара и горячей воды при использовании тепла горячих нефтепродуктов и состоит из парогенерирующего контура:

Е-204 → Н-204 → Т-205/1,2 → Е-204 и водяного контура:

Е-204 → Н-204/1,2 → ВП-201/1,2 → Т-203 → T-208/1,2 → T-206 → Е-204.

Парогенерирующий контур.

Горячая вода циркуляционного контура 1 (ВЦК-1) из Е-204 насосом Н-204/1,2 подается в теплообменники Т-205/1,2, где частично испаряется (10-12 % масс.) и в виде пароводяной смеси подается в отделитель воды Е-204, где производится отделение пара от воды. Замер температуры пароводяной смеси производится прибору поз.TI 1135.

Теплообменники Т-205/1,2 приняты одноходовыми по продукту, скомпонованы в блоки из двух аппаратов, через которые последовательно проходит циркуляционное орошение после Т-110 с температурой не выше 260 0С, отдавая тепло кипящей воде. Контроль теплосъема осуществляется по прибором поз.TI 1134 и поз.TI 1136. Расходы циркулирующей воды через Т-205/1,2 регулируются клапанами-регуляторами, которые установлены на линии подачи воды в теплообменники.

Насыщенный пар из Е-204 отводится в пароперегреватель Т-207, обогреваемый легким газойлем, перегревается до 210°С и поступает в паросборный коллектор. Из коллектора пар отводится в сеть секции на технологические нужды, а избыток – в сеть предприятия. Количество пара, вырабатываемое на секций при проектных значениях расходов и температур горячих нефтепродуктов, составляет 7,6 т/ч. Давление в емкости Е-204 регулируется клапаном-регулятором.

Отделитель воды Е-204 оснащен системой непрерывной продувки для поддержания требуемого солесодержания котловой воды. Непрерывная продувка отводится в расширитель Е-205. Охлажденная в Т-201 и Т-204 отсепарированная вода с солесодержанием не боле 2000 мг/л отводится в солесодержащую канализацию.

Уровень воды в расширителе Е-205 регулируется клапаном-регулятором, который установлен на линии отвода продувочной воды после Т-201. Регистрируются и сигнализируются предельные значения уровня (20 % и 90 % шкалы прибора).

Давление в Е-205 регулируется клапаном-регулятором, который установлен на трубопроводе сброса пара в заводской паропровод.

Водяной контур.

Горячая вода циркуляционного контура 2 (ВЦК-2) от насоса Н-204/1,2 напрaвляeтcя в пoдoгpeвaтели воздуха ВП- 201/1,2. Подогретый до 160 оС воздух далее подается в печь П-104 на сжигание топлива

Расход воды через воздухоподогреватели ВП-201/1,2 регулируется клапаном-регулятором, который установлен на линии циркуляционной воды.

Охлажденная до 120°С вода смешивается с деаэрированной водой после Н-202/1,2. Смесь дополнительно охлаждается в теплообменнике Т-203 химочищенной водой, а затем нагревается в теплообменниках Т-208/1,2 теплом остатка висбрекинга и циркуляционного орошения.

В теплообменнике Т-206 предусмотрена возможность частичного испарения при нормальной работе до 5%, а при аварийном отключении двух воздухоподогревателей до 12%. Температура циркуляционного орошения регулируется клапаном-регулятором, который установлен на байпасе теплообменника Т-206.

Нагретая вода (или пароводяная смесь) подается в отделитель воды Е-204.

1.4. Основные параметры технологического процесса

Нормы технологического режима показаны в таблице 3. Таблица 3.

№ п/п	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологичес-ких параметров	Требуемый класс точности измеритель-ных приборов	Сфера применения, характеристи-ка МО, шифр МО	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Сырьевой резервуар Р-101
1.1.	Температура	TI 130	оС	110 – 120	1,0	К калибровка
1.2.	Уровень	LIСA 406, LSA 404	%шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
2.	Емкость Е-119
2.1.	Температура	TI 155	оС	300 – 320	1,0	К калибровка
2.2.	Уровень	LSA 407-1,2, LIСA 408	%шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
3.	Печь П-104
3.1.	Расход сырья по каждому из 2-х потоков	FICA 320, FICA 321	т/час	50 – 80	1,5	И индикатор
3.2.	Давление сырья на входе в печь по каждому из 2-х потоков	PIA 254, PISA 256 PIA 255, PISA 257	Кгс/см2	18 – 29	1,5	К калибровка
3.3.	Расход разбавителя (тяжелого газойля) в поток сырья	FIC 339		10 % на сырье	1,5	И индикатор
3.4.	Температура на выходе каждого потока	TСA 162, TIСA 163	оС	475 – 485	1,0	К калибровка
3.5.	Давление топливного газа к пилотным горелкам	PISA 264, PIA 263	Кгс/см2	0,2 – 0,6	1,5	К калибровка
3.6.	Давление топливного газа к основным горелкам	PISA 267, PIA 266	Кгс/см2	0,006 – 0,03	1,5	К калибровка
3.7.	Давление жидкого топлива к форсункам печи	PISA 269, PIA 268	Кгс/см2	1,5 – 5,8	1,5	К калибровка
3.8.	Расход турбулизатора (пар, легкий газойль висбрекинга) в 1-й и 2-ой потоки -в конвекционной части змеевика -в радиантной части змеевика (2 ввода)	FIC 380-1,2 FIC 381-1,2 FIC 382-1,2 FIC 383-1,2 FIC 384-1,2 FIC 385-1,2	л/час	50 – 100 100 - 200	1,5	И индикатор
3.9.	Температура перегретого пара на выходе из печи	TIA 1104	оС	350 – 400	1,0	К калибровка
3.10.	Температура дымовых газов на перевале печи	TICA 168a, TICA 169a TISA 168б, TISA 169б	оС	Не выше 800	1,0	К калибровка
4.	Емкость топливного газа Е-109
4.1.	Давление	PI 251	Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	К калибровка
4.2.	Уровень	LISA 409	%шкалы	10 – 90	1,5	И индикатор
5.	Ректификационная колонна К-101
5.1.	Температура на входе в колонну	TICA 164	оС	410 – 420	1,0	К калибровка
5.2.	Температура верха	TIC 170	оС	Не выше 200	1,0	К калибровка
5.3.	Температура низа	TIC 174	оС	Не выше 400	1,0	К калибровка
5.4.	Давление	PIA 278, PISA 279	Кгс/см2	4,5 – 4,8	1,5	ГБ госповерка
5.5.	Уровень верхнего аккумулятора	LISA 413, LICA 412	% шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
5.6.	Уровень нижнего аккумулятора	LISA 415, LICА 414	% шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
5.7.	Уровень низа колонны	LISA 416, LICА 417	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
6.	Отпарная колонна К-102
6.1.	Температура верха	TI 175	оС	Не более 200	1,0	К калибровка
6.2.	Давление	PI 281	Кгс/см2	4,5 – 4,8	1,5	ГБ госповерка
6.3.	Уровень	LICA 418, LISА 419	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
7.	Емкость Е-101
7.1.	Температура	TI 186	оС	Не выше 40	1,0	К калибровка
7.2.	Давление	PIC 291, PI 290	Кгс/см2	Не более 4,5	1,5	К калибровка
7.3.	Уровень бензина	LICA 421, LISA 423	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
7.4.	Уровень воды	LdICA 422	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
8.	Колонна К-103
8.1.	Температура верха	TIC 199	оС	Не выше 90	1,0	К калибровка
8.2.	Давление	PIA 298	Кгс/см2	9,0 – 9,5	1,5	ГБ госповерка
8.3.	Температура низа	TIA 1001	оС	200 – 210	1,0	К калибровка
8.5.	Уровень в Т-110	LIСA 427	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
9.	Емкость Е-102
9.1.	Уровень	LICA 424, LSA 425	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
10.	Емкость Е-103
10.1.	Температура	TI 1005	оС	Не выше 45	1,0	К калибровка
10.2.	Давление	PIC 2000	Кгс/см2	Не более 9,0	1,5	К калибровка
10.3.	Уровень сжиженного газа	LICA 428, LSA 430	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
10.4.	Уровень воды	LICA 429	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
11.	Емкость Е-111
11.1.	Температура	TIA 1057	оС	20 – 75	1,0	К калибровка
11.2.	Уровень	LIA 462	% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
12.	Колонна К-104
12.1.	Температура	TI 1019	оС	40 – 50	1,0	К калибровка
12.2.	Давление	PIC 2008, PIС 2009	Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	ГБ госповерка
12.3.	Уровень	LICA 434, LSA 437	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
13.	Емкость Е-105
13.1.	Температура	TI 1022, TI 1023	оС	40 – 50	1,0	К калибровка
13.2.	Давление	PI 2018	Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	К калибровка
13.3.	Уровень насыщенного раствора МЭА	LSA 442, LICА 441	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
13.4.	Уровень углеводородов	LIA 439	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
14.	Емкость Е-104
14.1.	Уровень	LICА 446, LSA 447	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
15.	Колонна К-105
15.1.	Давление	PI 2040	Кгс/см2	Не более 1,6	1,5	К калибровка
15.2.	Температура верха	TI 1039	оС	Не выше 115	1,0	К калибровка

15.3.	Температура низа	TIC 1038	оС	Не выше 125	1,0	К калибровка
16.	Колонна К-106
16.1.	Температура верха	TI 1073	оС	Не выше 120	1,0	К калибровка
16.2.	Температура низа	TIC 1075	оС	Не выше 125	1,0	К калибровка
16.3.	Давление		Кгс/см2	Не более 1,1	1,5	К калибровка
16.4.	Уровень	LICA 481	% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
17.	Дренажная емкость Е-111
17.1.	Температура	TIA 1057	оС	20 – 75	1,0	К калибровка
17.2.	Уровень	LISA 462	% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
18.	Емкость Е-114
18.1.	Уровень углеводородов	LISA 477	% шкалы	10 – 60	1,5	И индикатор
18.2.	Уровень водяного конденсата	LISA 479	% шкалы	10 – 75	1,5	И индикатор
19.	Приготовление агидола - емкость Е-115/1,2
19.1.	Уровень	LIA 464, LSA 468 LIA 465, LSA 469	% шкалы	10 – 80	1,5	И индикатор
20.	Приготовление ИКБ-2-2 - емкость Е-116/1,2
20.1.	Уровень	LIA 466, LSA 470 LIA 467, LSA 471	% шкалы	10 – 80	1,5	И индикатор
21.	Емкость раствора МЭА Е-108/1
21.1.	Температура	TIA 1027	оС	30 – 75	1,0	К калибровка
21.2.	Уровень	LISA 449	% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
22.	Емкость Е-108/1,2
22.1.	Температура	TIA 1041	оС	30 – 75	1,0	К калибровка
22.2.	уровень	LISA 451	% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
23.	Емкость химочищенной воды Е-201
23.1.	Уровень	LIA 4000	% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
24.	Деаэратор Е-202
24.1.	Давление	PIA 2146	Кгс/см2	Не более 0,2	1,5	К калибровка
24.2.	Уровень	LIA 4003	% шкалы	65 – 95	1,5	И индикатор
25.	Емкость Е-204
25.1.	Уровень	LIA 4010	% шкалы	10 – 90	1,5	И индикатор
26.	Емкость Е-205
26.1.	Уровень воды	LIA 4002	% шкалы	10 – 15	1,5	И индикатор
27.	Воздухоподогреватели ВП-201/1,2
27.1.	Температура воздуха после ВП-201/1,2	TIA 1123,1124	оС	120 – 180	1,0	К калибровка
27.2.	Температура воды после ВП-201/1,2	TIA 1125,1126	оС	50 – 150	1,0	К калибровка

1.5 Техническая характеристика основного технологического оборудования

Таблица 4.

№ п/п	Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.)	Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости)	Количество, шт	Материал	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6
УЗЕЛ ВИСБРЕКИНГА ГУДРОНА
1	Основная ректификационная колонна	К-101	1	09Г2С+ 08Х13	Диаметр - 1800/2400 мм; Высота - 34635 мм; Объем -107 м3; Давление расчетное - 0,82 МПа (8,2 кгс/см2); Температура расчетная - 420 оС; Контактные устройства: каскадные - 5 шт.; трапециевидно - клапанные тарелки - 30 шт.
2	Отпарная колонна	К-102	1	09Г2С - 17 08Х13	Диаметр - 800 мм; Высота - 10035 мм; Объем - 4,6 м3; Давление расчетное - 0,84 МПа (8,4 кгс/см2); Температура расчетная - 320 оС; Контактные устройства - перекрестноточные насадочные модули - 8 шт.
3	Стабилизатор бензина	К-103	1	09Г2С - 17+ 08Х13	Диаметр - 1200 мм; Высота - 30700 мм; Объем - 31,7 м3; Давление расчетное - 1,26 МПа (12,6 кгс/см2); Температура расчетная - 250 оС; Контактные устройства - перекрестноточные насадочные модули - 40 шт.
4	Флегмовая емкость колонны К - 101	Е-101	1	16ГС - 12	Диаметр - 2000 мм; Длина - 5497 мм; Объем - 16,1 м3; Давление расчетное 0,76 МПа (7,6 кгс/см2); Температура расчетная - 313 оС; Среда - бензин, техн. конденсат, у/в газ; Подогреватель: Давление расчетное - 1,0 МПа (10 кгс/см2); Температура расчетная 100 оС; Среда - теплофикационная вода.
5	Флегмовая емкость стабилизатора бензина	Е-103	1	09Г2С - 12	Диаметр - 1200 мм; Длина - 4067 мм; Объем - 4 м3; Давление расчетное - 1,26 МПа (12,6 кгс/см2); Температура расчетная - 100 оС; Среда - углеводородный газ, сжиженный газ, технологический конденсат; Подогреватель: Давление расчетное - 1,0 МПа (10 кгс/см2); Температура расчетная 150 оС; Среда - вода теплофикационная.
6	Емкость горячего гудрона	Е-119	1	09Г2С - 12 16ГС - 12	Диаметр - 2400 мм; Высота - 14492 мм; Объем - 50 м3 Давление расчетное - 0,42 МПа (4,2 кгс/см2); Температура расчетная - 340 оС; Среда: гудрон, пары у/в С1 - С6.
7	Буферный резервуар гудрона	Р-101	1	Ст. углер.	Диаметр - 7580 мм; Высота - 7450 мм; Объем - 300 м3 Внутреннее избыточное давление - от 200 до 230 мм вод. ст. вакуум 25 мм вод. ст.; Температура хранения - 120 оС.
8	Печь висбрекинга	П-104	1	Труба Х9М, 15Х5М.	Полезная тепловая мощность: для гудрона - 19,5 Гкал/ч; для водяного пара - 0,15 Гкал/ час. Расчетное давление змеевика: для гудрона - 4,0 МПа (40 кгс/см2); для водяного пара - 1,6 МПа (16 кгс/см2). Расчетная температура стенки труб: для гудрона - 590 0С; для водяного пара - 465 0С. Поверхность труб, м2 /число труб: в камере конвекции - 499,2/64; в камере радиации - 698,2/84; для водяного пара - 1,0/2. Размер труб змеевика, мм: в радиантный камере - 127ґ10; в камере конвекции - 127ґ10; в камере конвекции - 152ґ11 - для водяного пара - 89ґ6 Тип горелочных устройств - ГП-2,5 Д1; Топливо - газ/ мазут.
9	Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-101»	Т-100,101	1 сдвоен.	Кожух 09Г2С 09Г2С - 12 Трубки Сталь 20	1000ТПГ - 4,0 - М1 У И 25Г - 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01 Поверхность теплообмена - 537,8ґ2 м2. Трубное пространство: Давление расчетное - 3,5 МПа (35 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: остаток висбрекинга. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 3,72 МПа (37,2 кгс/см2); Температура расчетная - 200 0С; Среда: сырье - гудрон.
10	Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-104»	Т-102,103	1 сдвоен.	Кожух 09Г2С 09Г2С - 12 Трубки Сталь 20	1000ТПГ - 4,0 - М1 У И 25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01 Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: остаток висбрекинга. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 3,5 МПа (35 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: сырье - гудрон.
11	Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-105»	Т-104,105	1 сдвоен.	Кожух 09Г2С 09Г2С - 12 Трубки Сталь 20	1000ТПГ - 4,0 - М1 У И 25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01 Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: остаток висбрекинга. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 3,0 МПа (30 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: сырье - гудрон.
12	Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из К-101»	Т-106,107	1 сдвоен.	Кожух 09Г2С 09Г2С - 12 Трубки Сталь 20	1000ТПГ - 4,0 - М1 У И 25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01 Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 2,3 МПа (23 кгс/см2); Температура расчетная - 400 0С; Среда: остаток висбрекинга. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: сырье - гудрон.
13	Кипятильник стабилизатора бензина К-103	Т-110	1	09Г2С - 14 09Г2С - 15 Трубки Сталь 20	1000ИУ - 1,6 - 2,5 - М1 У И 20 6 - 2 по ТУ 3612 - 013 - 00220302 - 99 Поверхность теплообмена - 120 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 1,9 МПа (19 кгс/см2); Температура расчетная 300 0С; Среда: легкий газойль. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 1,4 МПа (14 кгс/см2); Температура расчетная - 250 0С; Среда: стабильный бензин.
14	Доохладитель паров колонны К-101	Х-101	1	Кожух Ст3 сп5 Трубки 08Х18Н10Т	600КНГ-0,6 -1,6-М12-У-И 25Г - 6 - 4 по ТУ 3612 - 024 - 00220302 - 02 Поверхность теплообмена - 95,62 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 0,6 МПа (6 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: вода оборотная. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 1,6 МПа (16 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: углеводороды С1 - С4 ,бензин, технологический конденсат, Н2S.
15	Конденсатор паров колонны К-103	Х-103	1	Кожух 09Г2С - 12 09Г2С - 14 Трубки 08Х18Н10Т	600КНГ-0,6-1,6-М12-У- И 25Г - 6 - 6 по ТУ 3612 - 024 - 00220302 - 02 Поверхность теплообмена - 90,9 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 0,6 МПа (6кгс/см2); Температура расчетная - 60 0С; Среда: вода оборотная. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 1,6 МПа (16 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: углеводороды С2 - С4, Н2 S.
16	Насос нефтяной центробежный для подачи сырья - гудрона	Н-101/1,2	2	Сталь 25Л - 11	ТКА 32/ 125 - аС60 УТДХ 2 У2 Производительность - 15 - 40 м3/ч; Напор - 120-130 м ст. ж.; Среда: сырье - гудрон. Электродвигатель - ВА-200М-2 Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 37 кВт; Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.
17	Насос нефтяной центробежный для откачки остатка висбрекинга из К-101	Н-102/1,2	2	Хромистая сталь по стандар - ту API С6	HZZ - 102 - 321 Производительность - 134 м3/ч; Напор - 200 м ст. ж.; Среда: остаток висбрекинга. Электродвигатель - M3JP315SMB2 Исполнение - Eexde IIBT4; Мощность - 132 кВт; Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.
18	Насос нефтяной центробежный для подачи острого орошения в К-101 и откачки бензиновой фракции	Н-103/1,2	2	Сталь 25 Л - 11	ТКА 63/ 125 БС УСГ У2 Производительность - 40 м3/ч; Напор - 119 м ст. ж.; Среда: нестабильный бензин. Электродвигатель - ВА-180М 2 Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 30 кВт; Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.
19	Насос нефтяной центробежный циркуляционного орошения К-101	Н-105/1,2	2	Сталь 25Л - 11	ТКА 210/ 80 - аС60 УТДХ 2 У2 Производительность - 164,5 м3/ч; Напор - 90 м ст. ж.; Среда: легкий газойль. Электродвигатель - В-255М-2 Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 55 кВт; Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.
20	Насос нефтяной центробежный подачи тяжелого газойля висбрекинга в К-101 и в сырье	Н-108/1,2	2	APIC6	GSG50 - 220/7 Производительность – 37 м3/ч; Напор - 470 м ст. ж.; Среда: тяжелый газойль. Электродвигатель - M3JP280SMA2 Исполнение - ЕExdIIBT4; Мощность - 75 кВт; Число оборотов - 2975 об/мин; Напряжение - 380 в.
21	Шестиголовочный мембранный дозировочный насос для подачи турбулизатора в змеевики П-104	Н-122/ 1,2	2	Головки 1.4571 (А316Тi) мембраны РТFE	Мf6s - 80/51 Производительность каждой головки - 0-300 л/ч; Давление нагнетания - 4,0 МПа (40 кгс/см2); Среда: химочищенная вода. Электродвигатель - LOHEP, Исполнение - ЕExdеIIСT4;Мощность - 4 кВт; Число оборотов - 1420 об/мин; Напряжение - 380 в.
22	Насос подачи сырья - гудрона в печь П-104	Н-128/ 1,2	2	Хромистая сталь	GSG 80 - 260/ 6 Производительность - 129 м3/ч; Напор - 440 м ст. ж.; Среда: сырье - гудрон Электродвигатель - КД2375Х Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 250 кВт; Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 6000 в.
УЗЕЛ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛА
23	Деаэратор	Е-202	1	16ГС - 12	ДА - 15 - деаэраторный бак. Диаметр - 1200 мм; Длина - 4450 мм; Объем - 4 м3; Давление - 0,02 МПа (0,2 кгс/см2); Температура – 104 0С. КДА-15 - деаэрационная колонка. Диаметр - 530 мм; Высота - 1897 мм; Объем - 4 м3; Давление - 0,02 МПа (0,2 кгс/см2); Температура – 104 0С.
24	Отделитель воды	Е-204	1	Ст3 сп5	Диаметр - 2400 мм; Длина - 10230 мм; Объем - 40 м3; Давление расчетное - 1,6 МПа (16 кгс/см2) Температура расчетная - 200 оС; Среда - водяной пар.
25	Теплообменник «циркуляционное орошение К - 101 - вода циркуляционного контура»	Т-205/1,2 Т-206,208/1,2	2 сдвоен.	Корпус Ст3 сп5 Труба Сталь20	600ТНГ-2,5-М1/25г-6-У-И по ТУ 3612 - 024 - 00220302 - 02 Поверхность теплообмена - 124,8ґ2 м2 Трубное пространство: Давление расчетное - 1,9 МПа (19 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: циркуляционное орошение К-101. Межтрубное пространство: Давление расчетное - 2,32 МПа (23,2 кгс/см2); Температура расчетная - 200 0С; Среда: вода циркуляционного контура.

1.6 Технологические расчеты

1.6.1 Выбор и техническая характеристика теплообменных аппаратов

На нефтеперерабатывающих заводах широко используется тепло отходящих с установки горячих продуктов для нагрева исходного сырья, что снижает расход топлива в печах.

Машиностроительная промышленность выпускает широкую гамму теплообменной аппаратуры по государственным и отраслевым стандартам, отраслевым техническим условиям, поэтому, на НПЗ применяют стандартную теплообменную аппаратуру.

Вопрос о целесообразности регенерации тепла того или иного потока решают в зависимости от конкретных условий.

При работе установки висбрекинга гудрона на Саратовском НПЗ выявилось, что заложенный техническим проектом нагрев исходного сырья в теплообменниках 2-го этапа циркуляционным орошением (легким газойлем) до температуры 230-235оС не обеспечивается.

Данный проект не предусматривает изменение конструкций оборудования, действующего на Саратовском НПЗ, а проектирует изменение тепловых потоков с целью устранения недостатков технического проекта, выявленных в процессе работы установки висбрекинга гудрона.

Так как мы не меняем готовые (стандартные) теплообменники, то нам требуется определить: сколько таких аппаратов необходимо установить на каждом этапе нагрева исходного сырья, чтобы поверхность их теплообмена соответствовала технологическому режиму. Поэтому произведем поверочный расчет предусмотренных техническим проектом кожухотрубчатых четырех ходовых по трубному пространству с поперечными перегородками по корпусу, сдвоенных теплообменников с плавающей головкой.

Кожухотрубчатые теплообменники состоят из пучка труб, концы которых закреплены в специальных трубных решетках. Пучок труб располагается внутри общего кожуха, причем исходное сырье движется по трубам, а горячий тепло - носитель в пространстве между кожухом и трубами (межтрубном пространстве).

Размещение труб осуществляется по периметрам правильных шестиугольников, по концентрическим окружностям, по вершинам квадратов и треугольников.

Диаметр труб и шаг трубного пучка существенно влияет на компактность и массу теплообменника.

Четырехходовой теплообменник разделен на 4 секции (ход) и исходное сырье проходит последовательно через все ходы. При разбивке труб по ходом располагают приблизительно равное количество трубок.

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты могут быть смонтированы в блоки по два и более. Сдвоенные секции включаются в схему установки последовательно, т.е. оба теплоносителя последовательно проходят через каждый теплообменник.

Теплообменники с плавающей головкой нашли широкое применение в нефтяной промышленности, так как имеют ряд преимуществ по сравнению с теплообменниками жесткого или линзового типа.

Подвижная решетка, позволяет трубному пучку расширяться при изменении температуры независимо от корпуса. Поэтому температурные напряжения в корпусе отсутствуют, в пучке они создаются лишь за счет разности температур в трубах.

Преимущества теплообменников с плавающей головкой: трубный пучок можно легко удалить из корпуса и заменить новым при износе, трубки с наружной стороны доступны для чистки механическим путем, возможность установки любого количества перегородок.

Эффективность кожухотрубчатых теплообменных аппаратов повышается с увеличением скорости движения теплообменивающихся потоков и степени их турбулентности. Для повышения скорости теплообменивающихся сред, лучшей обтекаемости поверхности теплообмена и создания большей турбулентности потоков в кожухотрубчатых теплообменных аппаратах применяют специальные перегородки. Перегородки в межтрубном пространстве изменяют направление движения теплоносителя так, что наружная поверхность труб омывается преимущественно в поперечном направлении, т.е. по принципу смешанного типа.

При выборе теплообменной аппаратуры учитывались такие важные факторы, как тепловая нагрузка аппарата, температурные условия процесса, физико-химические параметры рабочих сред, условия теплообмена, характер гидравлических сопротивлений, вид материала, взаимное направление движения рабочих сред.

1.6.3.2 Расчет теплообменника Т-102 (тяжелого газойля)

Тяжелый газойль, забираемый из нижнего аккумулятора колонны К-101 объемом 25-30м3/ч с температурой отбора 350оС, пройдя предварительно охлаждение, возвращается в колонну К-101 с температурой 300оС для промывки паров, поступающих в укрепляющую часть из зоны питания.

В целях регенерации тепла тяжелого газойля в дипломном проекте предусматриваем нагрев гудрона от температуры tн2 = 162оС, поступающего из теплообменника Т-101 (легкого газойля).

Тяжелый газойль направляем по трубному пространству, гудрон в межтрубное.

Дальнейший расчет ведем рекомендуемым традиционным порядком, по соответствующим формулам расчета теплообменных аппаратов, подобно расчету п.п.11.1. все данные расчетов сведем в таблицу 5.

Таблица 5.

№ п.п	Параметры Формула, единица измерения	Тяжелый газойль	Гудрон
1	Массовый поток G1 (кг/c)	4,64	26,46
2	Относительная плотность Р420	0,886	0,997
3	Поправочный коэффициент- 5а	0,0033	0,0026
4	Плотность Р1515 = Р420 + 5а	0,8893	0,9996
5	Вязкость V20 (мм/с)	13,1	100
6	Вязкость V80 (мм/с)	8,7	62
7	Коэффициент n =	0,296	0,345
8	Начальная температура tн ( оС )	350	162
9	Конечная температура tк ( оС )	300	173
10	разность температур бТ =tн – tк ( оС )	50	11
11	Средняя температура tср = ( оС )	325	168
12	Коэффициент теплопроводности Λср =(1-0,00054tср) ( Вт/м*с )	0,110	0,107
13	Средняя температурная поправка а	0,00066	0,000541
14	Плотность при средней температуре Р420 = Р420 – а (tср - 20) ( кг/м3 )	685	921
15	Вязкость при средней температуре lg = nlg ( м2/с )	5,74*10-6	48*10-6
16	Динамическая вязкость μ = Vср*Р (кг/с)	3,9*10-3	44*10-3
17	Коэффициент ан при tн (кДж/кг)	798,86	317,96
18	Коэффициент ак при tк (кДж/кг)	659,29	342,61
19	Энтальпия Iн = *ан , (кДж/кг)	847,12	318,02
20	Энтальпия Iк = *ак , (кДж/кг)	699,12	342,68
21	Тепловой поток Q = G (Iн – Iк), (кВт)	686,72	652,38
22	Средняя удельная теплоемкость С = , (кДж/кг*К)	2,96	2,36
23	Площадь поперечного сечения потока, в межтрубном пространстве Sс.ж ,м2		4,9*10-2
24	Площадь поперечного сечения потока, в трубном пространстве SТ ,м2	1,2*10-2
25	Наружный диаметр трубки dн , (м)		0,025
26	Внутренний диаметр трубки dв , (м)	0,02
27	Расчетная скорость истечения потока W = , (м/с)	0,564	0,586
28	Критерий Рейнольдса Re =	2256	996
29	Критерий Прандля Pr =	105	970
30	Критерий Рейнольдса Re =	2256
31	Объемный расход V2 = , (м3/с)	0,0068
32	Объемный начальный расход V0 = , (м3/с)	0,0052
33	Коэффициент объемного расширения Β = * К-1	0,00615
34	Число труб, обеспечивающих расход исходного сырья n! =	32
35	Число труб на один ход в теплообменнике	52,5
36	Уточненный критерий Рейнольдса Re = R!	2256
37	Разность температур ∆tб = tн1-tк2 , (0С)	177	177
38	∆tм = tк1-tн2 , ( 0С)	138	138
39	А = , ( 0С)	51	51
40	∆tср. = , ( 0С)	156	156
41	Критерий Гросхофа Gr = *	22852
42	Критерий Нусельта Nu1 = 0,4*0,6*Re0,6*Pr0,36	60
43	Критерий Нусельта Nu2 = 0,74*Re0,2 (Gr*Pr)0,1*Pr0,2		52
44	Коэффициент теплоотдачи L = , (Вт/м2*к)	264	278
45	Тепловое загрязнение наружной поверхности , ( м2*к/Вт)		0,00086
46	Тепловое загрязнение внутренней поверхности , (м2*к/Вт)	0,0172
47	Тепловое сопротивление стальных труб , (м2*к/Вт)	0,000054	0,00054
48	Коэффициент теплопередачи К = Вт/м2 * к	39	39
49	Расчетная площадь поверхности теплообмена FP =	972	972

Один теплообменник типа имеет фактическую площадь поверхности теплообмена Fф1 =537,8 м2 .

Определим потребное количество теплообменников n = = = 1,81, принимаем n = 2 т.е., берем одну спаренную секцию, запас площади поверхности теплообмена будет: = = 10,7%, т.е. секция из двух теплообменников обеспечивает эффективность нагрева заданного объема исходного сырья.

1.6.4 Проектный расчет узла получения водяного пара

Согласно технического проекта установки висбрекинга гудрона Саратовского НПЗ подготовка водяного пара производится в теплообменниках Т-201, Т-203, Т-208, Т-206. Курсовой проект не предусматривает изменение схемы теплообменников Т-201 и Т-203 по предварительной подготовке химочищенной диаэрированной воды. Поэтому технологический расчет этих теплообменников не производим.

В теплообменниках Т-205 и Т-206 понижаем температуру легкого газойля с 200оС до 165оС, а в теплообменниках Т-208 понижаем температуру остатка висбрекинга с 150оС до 100оС.

В результате регенерации тепла целевых продуктов в узле теплообмена согласно ранее проведенных расчетов задействовано 14 (7 секций) теплообменников.

В целях исключения простоя и повышения эффективности использования оборудования в дипломном проекте предлагается использовать оставшуюся секцию теплообменников Т-100 на подготовке водяного пара остатком висбрекинга с температурным напором 150-250оС. Предлагаемой схемой подготовки водяного пара преследуется три цели:

За счет регенерации тепла охлаждаем легкий газойль с температурой 200оС до температуры 165оС, необходимой для промежуточного циркуляционного орошения (ПЦО) ректификационной колонны К-101.

Охлаждаем остаток висбрекинга до температуры не более 100оС, необходимой для подачи в товарный парк.

Получаем водяной пар с более высокой температурой.

1.6.8 Предлагаемая схема тепловых потоков

С целью сокращения работ при реконструкции узла теплообмена и уменьшения длины трубопроводов при новой обвязке теплообменников на основании выше приведенных расчетов, предлагается следующее распределение потоков целевых продуктов.

I поток – легкий газойль насосом Н-105/1,2 из верхнего аккумулятора колонны К 101 подается в трубное пространство теплообменника Т-101, с температурой t = 250оС. После нагрева исходного сырья выходит из теплообменника с температурой t = 200оС, далее проходит ребойлер Т-110 и поступает в трубное пространство теплообменника Т-205/1,2 и Т-206, где охлаждается до температуры 165оС, за счет нагрева ХОВ и подается в колонну К-101 в качестве ПЦО.

II поток – тяжелого газойля насосом Н-108/1,2 из нижнего аккумулятора колонны К-101 подается в трубное пространство теплообменника Т-102 с температурой t =350оС. После нагрева исходного сырья выходит из теплообменника с температурой t = 300оС и подается в колонну К-101 для промывки паров продуктов поступающих в колонну из печи П-104.

III поток – остаток висбрекинга насосом Н-102/1,2 отбирается с низа колонны К-101 с температурой t = 390оС и подается трубное пространство последовательно соединенных теплообменников Т-107, Т- 106, Т-105, Т-104 и Т-103, где охлаждается до температуры 250оС, нагревая исходное сырье – гудрон. Затем подается в такой же теплообменник Т–100, где охлаждается до температуры 150оС, далее в Т-208/1,2, где охлаждается до температуры 100оС, нагревая химочищенную воду с целью получения водяного пара. Далее поток остатка висбрекинга направляется согласно технологической схемы.

IV поток – гудрон после теплообменников вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 с температурой 102оС подается в узел подогрева сырья, где последовательно проходит межтрубное пространство теплообменников Т-101, Т-102, Т-103, Т-104, Т-105, Т-106 и Т-107, где нагревается до температуры 315оС и поступает в буферную емкость Е-119.

V поток – химочищенная деаэрированная вода из теплообменника Т-203 с температурой 60оС поступает в теплообменник Т-208/1,2 , где нагревается остатком висбрекинга до температуры 100оС. Затем поступает в теплообменник Т-206, где нагревается легким газойлем до температуры 125оС, с которой поступает в теплообменник Т-100, где нагревается до температуры 210оС, превращаясь в водяной пар.

Такое распределение тепловых потоков позволит:

максимально и эффективно загрузить все имеющееся оборудования.

Стабильно держать температуру продуктов согласно технологическому регламенту.

Получить дополнительное количество водяного пара.

На установке висбрекинга гудрона Саратовского НПЗ производится 6,8 кг/с водяного пара с температурой 210оС.

Разработка дипломного проекта согласно расчетам позволит получить 15кг/с или m = 8,2 * 3600 * 24 * 350 *103 = 247968 тонн/год водяного пара с температурой 210оС дополнительно.

При t = 210оС энтальпия воды I = 897,9 кДж/кг = 897,9*103 кДж/кг, тогда полученная теплота составит 247,968*106*897,9*103 = 222650*109Дж/год или 53180Гкал/год. (1Дж = 0,238846кал)- (11, стр. 57)

2. РАЗДЕЛ «КИПиА»

Непрерывный контроль за ходом ведения технологического процесса осуществляет система сигнализаций и блокировок. Она обеспечивает:

- подачу предупредительного светового и звукового сигнала при выходе контролируемого ей технологического параметра за границу допустимых (минимальных и максимальных) значений;

- аварийную остановку защищаемого оборудования при достижении предельно минимальных и предельно максимальных значений контролируемого системой параметра.

Система сигнализаций и блокировок смонтирована независимо от системы регулирования технологических параметров.

Световая сигнализация отображается на мнемосхеме при достижении минимального или максимального значения технологического параметра срабатывает звуковая сигнализация, и на мнемосхеме мигает соответствующий световой сигнал. При этом оператор обязан:

- определить параметр, вышедший за допустимые пределы;

- отключить нажатием кнопки звуковой сигнал, световой сигнал при этом продолжает гореть постоянным светом;

- определить причину выхода параметра за допустимые пределы и устранить ее;

- восстановить рабочее значение параметра, убедиться в том, что световой сигнал погас.

При достижении предельно максимальных или предельно минимальных значений технологических параметров система ПАЗ (противоаварийной защиты оборудования) обеспечивает отключение соответствующих технологических потоков. Для отключения потоков на секций предусмотрены электрозадвижки (э/з) и запорные клапаны (ЗК).

Состояние запорных клапанов и электрозадвижек («открыто» и «закрыто») отображается на мнемосхеме.

5.2.1. Перечень технологических сигнализаций и управлений

в информационно-управляющей подсистеме (ИУП)

Электроснабжение секции висбрекинга

Электроэнергия:

1. Ввод на секцию висбрекинга:

напряжение – 6000 в 50гц

– 380 в 50 гц

2. Ввод в операторную – 220 в 50 гц

Электроснабжение узла регенерации МЭА

Электроэнергия:

1. Ввод на секцию висбрекинга:

напряжение – 6000 в 50гц

– 380 в 50 гц

2. Ввод в операторную – 220 в 50 гц

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ.

Таблица 8.

№ п/п	№ позиции клапана на схеме	Место установки клапана	Назначение клапана	Тип клапана	Обоснование выбора клапана
1	2	3	4	5	6
Секция висбрекинга
1	TV172	Трубопровод легкого газойля из К -101 в К -102	Регулирование температуры на 21 тарелке К - 101	НО	Исключается ухудшение качества легкого газойля
2	TV1002	Трубопровод циркуляционного орошения в Т -205	Регулирование температуры паров из Т-103	НО	Исключается снижение температуры в кубе К -103
3	TV1146	Байпас Т - 206	Регулирование температуры циркуляционного орошения	НО	Исключается снижение температуры циркуляционного орошения
4	РV252 - 1	Трубопровод топливного газа в Е - 119	Регулирование давления в Е - 119	НО	Исключается понижение давления в Е - 119
5	РV274	Трубопровод квенчинга от Т - 100 в линию продуктов висбрекинга на выходе из П -104	Регулирование давления квенчинга	НО	Стабилизация подачи квенчинга
6	РV275	Трубопровод топливного газа к пилотным горелкам	Регулирование давления топливного газа к пилотным горелкам	НЗ	Исключается нарушение режима горения пилотных горелок
7	РV291	Трубопровод углеводородного газа из Е - 101	Регулирование давления в Е - 101	НО	Стабилизация давления в К -101
8	РV2000	Трубопровод углеводородного газа из Е – 103	Регулирование давления в Е - 103	НО	Исключается нарушение режима в Е - 103
9	РV2008	Трубопровод углеводородного газа из К -104 в топливную сеть	Регулирование давления в К -104	НО	Исключается нарушение режима в К - 104
10	РV2133	Паропровод из Е - 204	Регулирование давления водяного пара	НО	Исключается нарушение режима
11	РV2135	Паропровод в Е - 202 из сети	Регулирование давления водяного пара в трубопроводе в Е -202	НО	Исключается нарушение режима
12	FV318	Трубопровод гудрона в Т -100	Регулирование расхода гудрона в Т - 100	НЗ	Исключается нарушение режима
13	FV319	Торубопровод нагнетания насоса Н - 101/ 1,2	Регулирование расхода сырья - гудрона от Н - 101/1,2 в общую линию прямого питания	НО	Стабилизация загрузки секции
14	FV320	Трубопровод гудрона в П - 104 (правый поток)	Регулирование расхода сырья - гудрона в П - 104 (правый поток)	НО	Исключение нарушения работы правого змеевика печи П -104
15	FV321	Трубопровод гудрона в П - 104 (левый поток)	Регулирование расхода сырья - гудрона в П - 104 (левый поток)	НО	Исключение нарушения работы левого змеевика печи П -104
16	FV322	Трубопровод квенчинга в поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование общего расхода квенчинга	НО	Исключение закоксовывания трубопровода от П - 104 до К - 101
17	FV323	Трубопровод квенчинга в левый поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование расхода квенчинга в левый поток продуктов висбрекинга из П - 104	НО	Равномерное распределение квенчинга в левый и правый потоки продуктов висбрекинга и П - 104
18	FV324	Трубопровод квенчинга в правый поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование расхода квенчинга в правый поток продуктов висбрекинга из П - 104	НО	Равномерное распределение квенчинга в левый и правый потоки продуктов висбрекинга и П - 104
19	FV330	Трубопровод циркуляционного орошения в К - 101	Регулирование расхода циркуляционного орошения в К - 101	НО	Стабилизация режима колонны К - 101
20	FV331	Трубопровод тяжелого газойля на промывку в К – 101	Регулирование расхода тяжелого газойля на промывку	НО	Стабилизация режима колонны К - 101
21	FV332	Трубопровод квенчинга в К – 101	Регулирование расхода квенчинга в К 101	НО	Избежание закоксовывания нижней части колонны К - 101
22	FV333	Трубопровод водяного пара в К - 101	Регулирование расхода водяного пара в К - 101	НЗ	Стабилизация режима колонны К - 101
23	FV334	Трубопровод водяного пара в К - 102	Регулирование расхода водяного пара в К - 102	НЗ	Стабилизация режима колонны К - 102
24	FV335	Трубопровод острого орошения в К - 101	Регулирование расхода острого орошения в К - 101	НО	Исключение нарушения режима К - 101
25	FV337	Трубопровод нестабильного бензина в К - 103	Регулирование расхода нестабильного бензина в К - 103	НЗ	Стабилизация работы К - 103
26	FV339	Трубопровод острого орошения в К - 103	Регулирование расхода острого орошения в К - 103	НО	Исключение нарушения режима К - 103
27	FV359	Трубопровод тяжелого газойля от Н - 108/ 1,2 в сырье – гудрон	Регулирование расхода тяжелого газойля от Н - 108/ 1,2 в сырье - гудрон	НЗ	Исключение нарушения режима работы печи П - 104
28	FV364	Трубопровод водяного пара из П - 104	Регулирование расхода водяного пара после П - 104	НО	Исключение нарушения режима
29	FV371	Трубопровод ВЦК - 1 перед Т - 205/ 1	Регулирование расхода ВЦК - 1 перед Т - 205/1	НО	Исключение нарушения режима
30	FV372	Трубопровод ВЦК - 1 перед Т - 205/ 2	Регулирование расхода ВЦК - 2 перед Т - 205/2	НО	Исключение нарушения режима
31	LV406	Трубопровод гудрона в Р - 101	Регулирование уровня гудрона в Р - 101	НЗ	Исключение переполнения резервуара Р - 101
32	LV409	Трубопровод из Е 109 в Е - 110	Регулирование уровня углеводородного конденсата в Е -109	НЗ	Исключение нарушения режима
33	LV417	Трубопровод остатка висбрекинга в Х 105	Регулирование уровня в кубе К - 101	НО	Исключение нарушения режима
34	LV418	Трубопровод легкого газойля висбрекинга в Т –109	Регулирование уровня в К - 102	НО	Исключение нарушения режима
35	LV422	Трубопровод воды в Е - 102 из Е - 101	Регулирование уровня раздела фаз в отстойнике Е - 101	НЗ	Исключение переполнения отстойника Е - 101
36	LV424	Трубопровод воды от Н- 106/ 1,2на очистку	Регулирование уровня в Е - 102	НЗ	Исключение переполнения емкости Е - 102
37	LV427	Трубопровод стабильного бензина с секции	Регулирование уровня в кипятильнике стабилизатора Т - 110	НО	Исключение нарушения работы кипятильника
38	LV428	Трубопровод сжиженного газа в Е - 101	Регулирование уровня в Е - 103	НЗ	Исключение переполнения Е - 103
39	LV429	Трубопровод технологического конденсата в Е - 102	Регулирование уровня раздела фаз в отстойнике Е - 103	НЗ	Исключение проскока углеводородов в технологический конденсат

3. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

3..1 Общие положения

К работе на установке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование и все виды инструктажей по технике безопасности, обученные безопасным приёмам и методам работы непосредственно на рабочем месте и имеющие допуск к самостоятельной работе.

Пребывание лиц, не имеющих непосредственного отношения к обслуживанию производств, запрещается.

Согласно закону Российской Федерации об « Охране труда» ст.13 все работающие на производстве проходят периодические (1 раз в год) медицинские осмотры с целью контроля за состоянием здоровья. При уклонении работника от прохождения медицинских осмотров к дальнейшему выполнению трудовых обязанностей он не допускается.

Труд женщин на производстве допускается с ограничением в выполнении некоторых работ.

Женщинам запрещено:

Работа внутри аппарата;

Проведение газоопасных работ 1 группы;

Перенос тяжестей более 15 кг;

Непосредственное тушение пожаров.

3.2 Безопасная эксплуатация производства

3.2.1 Характеристика пожаро-, взрывопожароопасных и токсических свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства

Характеристика пожаро-, взрывопожароопасных и токсических свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства приведена в таблице 9.

Приложение. НТД:

1.”Вредные вещества в промышленности” под редакцией Н.В. Лазарева, изд. ”Химия”, Ленинград, 1976-1977гг., т,1,2,3

2.”Пожарная опасность веществ и материалов” под редакцией И.В. Рябова, издательство литературы по строительству, Москва, 1970г., ч.2.

3.”Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения” под редакцией А.Н. Баратова и А.Я. Корольченко, изд. “Химия”, Москва, 1990г., т.1,2.

4. “Краткий справочник по химии “ под редакцией О.Д. Куриленко, изд. “Наукова думка“, Киев, 1974г.

5. “Вредные химические вещества“ под редакцией В.А. Филова, изд. “Химия”, Ленинград, 1990г.

6. “Справочник химика” под редакцией Б.П. Никольского, изд. “Химия”, Ленинград, 1971г., т.2

7. ГОСТ 12.1.005-88 “Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны”.

8. ТУ 38.101786-79. Ингибитор коррозии ИКБ-2-2.

3.2.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений

Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений приведена в таблице 10.

Таблица10.

№ п/п	Наименование производственных помещений, зданий, наружных установок	Категория взрывопо-жарной и пожарной опасности помещений и зданий НПБ105-95 с изм.№1, НПБ107-97	Классификация взрывопожарных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ			Группа производствен-ных процесссов по санитарной характеристике (СНиП 2.09.04.-87)	Средства пожаротушения
			Класс взрывоопас-ной зоны	Кате-гория и группа взрывоопас-ных смесей	Наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
1.	Печь П-104	Гн	-	-	Гудрон, топливный газ, жидкое топливо	2г, 1б	Лафетные стволы, пенные огнетушители ОПУ-10, углекислые огнетушители ОУ-6.
2.	Узел висбрекинга	Ан	В1-г	II ВТ3	Гудрон, остаток висбрекинга, легкий газойль, стабильный бензин, технологический конденсат, газ висбрекинга, топливный газ	1б, 2г	Лафетные стволы, пенные огнетушители ОПУ-10, углекислые огнетушители ОУ-6.
4.	Узел регенерации раствора МЭА	Ан	В1-г	II ВТ3	Раствор МЭА	1б, 2г	- « -
5.	Узел утилизации тепла	Ан	В1-г	II ВТ3	Дымовые газы, легкий газойль висбрекинга	1б, 2г	- « -
5.	Блок приема сырья	Вн	П III				- « -

3.3 Основные опасности производства

Основными моментами, определяющими опасность на установке, являются:

1.Токсичность и взрывоопасность продуктов, получаемых на установке (газ, бензин с температурой вспышки ниже 28 оС). Наличие нефтепродуктов с температурой выше температуры воспламенения, применение продуктов, относящихся к 2 классу опасности, наличие вышеуказанных продуктов в аппаратах в большом количестве.

2.Применение в технологическом процессе нагревательных печей, где продукт нагревается до высоких температур и находится под большим давлением.

3.Выполнение производственных операций по включению в работу и отключению аппаратов, насосов с продуктами, нагретыми до высоких температур и под большим давлением.

4.Наличие насосов, перекачивающих токсичные и взрывоопасные продукты.

5.Возможность образования статического электричества при движении газов и жидкостей по трубопроводам и в аппаратах.

6.Не соблюдение и нарушение работающими правил и инструкций по охране труда, эксплуатации оборудования, перечисленных в утвержденных перечнях.

Для обеспечения безопасного ведения технологического процесса обслуживающим персоналом необходимо соблюдать следующее:

1.Перед пуском в работу проверить герметичность оборудования, предохранительной арматуры, фланцевых соединений. При обнаружении не герметичности немедленно принять меры к ее устранению.

2.Все аппараты и оборудование должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, а подведомственные Госгортехнадзору - в соответствии с правилами Госгортехнадзора РФ.

3.Не разрешается устранение пропусков в резьбовых, фланцевых соединениях на работающих насосах, действующих трубопроводах, колоннах без их отключения и освобождения от продуктов и газов.

4.Неправильная эксплуатация аппаратуры и оборудования (резкое снижение и повышение давления, температуры, производительности установки) может привести к расстройству фланцевых соединений и загоранию, подрыву предохранительных клапанов.

5.Не допускать попадания воды в аппараты, содержащие жидкие нефтепродукты с температурой выше 100 оС, это приведет к резкому повышению давления в аппаратах или вспениванию и перебросу нефтепродуктов.

6.Некачественная установка прокладок ведет к пропуску нефтепродуктов и загоранию. Необходимо тщательно зачищать зеркало фланцев, не допускать закусывания и перекоса при постановке прокладки.

7.Включение аппаратов в работу без их предварительной продувки инертным газом (пропарки водяным паром) может привести к образованию внутри аппаратов взрывоопасных концентраций. Поэтому, перед включением аппаратов необходимо их продуть инертным газом (пропарить).

8.Строго соблюдать нормы технологического режима, инструкции по охране труда и технике безопасности, правила противопожарной безопасности.

Основная опасность примененного на установке оборудования и трубопроводов - возможность разгерметизации и, тем самым, создание на установке взрывопожароопасных смесей.

Для предупреждения аварийной разгерметизации технологических систем (оборудования, аппаратов, трубопроводов) необходимо соблюдать следующее:

1. Перед пуском проверить соответствие установленного оборудования паспорту завода-изготовителя, требованиям проектной, технологической действующей нормативно-технической документации.

2. При эксплуатации следить за установленным сроком службы (ресурс) оборудования с учетом конкретных условий его эксплуатации. Для трубопроводов следить за сроком эксплуатации, установленным проектом.

3. Перед пуском необходимо проверить герметичность оборудования, предохранительной арматуры, фланцевых соединений.

4. Все аппараты и оборудование должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, а подведомcтвенные Госгортехнадзору - в соответствии с правилами Госгортехнадзора России.

5. Не разрешается устранение пропусков в резьбовых соединениях на работающих насосах, действующих трубопроводах, колоннах, емкостях без отключения и освобождения от жидких продуктов и газов.

6. Необходимо постоянно следить за исправностью торцовых уплотнений насосов.

7. Не разрешается работа насосного оборудования при отключенной системе сигнализации и блокировок.

8. В процессе эксплуатации запрещается в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки газов, ЛВЖ и ГЖ использовать гибкие шланги.

3.4 Отходы, образующиеся при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

ТВЕРДЫЕ И ЖИДКИЕ ОТХОДЫ

Твердые и жидкие отходы приведены в таблице 13.

СТОЧНЫЕ ВОДЫ

Сточные воды прив едены в таблице 14.

ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ

Выбросы в атмосферу приведены в таблице 15.

Твердые и жидкие отходы

Таблица 13

№ п/п	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации	Количество, тонн в год	Примечание
1.	Отработанные смазочные масла	Бочки стальные емкостью до 275 л	1 раз в год	Вывозится на объекты централизованного сбора завода отработанных масел	0,9

Твердые отходы на установке не образуются.

Сточные воды

Таблица 14.

№ п/п	Наименование стока	Количество образования сточных вод, м3/год	Условия (метод) ликвидации, обезвреживания утилизации	Периодичность выбросов	Место сброса	Контролируемые показатели	Норма, мг/л	Приме-чание
1.	Хоз-бытовые стоки, всего: а) узел висбрекинга; б) узел регенерации раствора МЭА	1,810 1,510 0,300	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промливневую канализацию
2.	Ливневые стоки, всего: а) узел висбрекинга; б) узел регенерации раствора МЭА	1,154 1,000 0,154	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промлив-невую канализацию	Взвешенные вещества Содержание нефтепродуктов	250,0 150,0
3.	Технологические сточные воды: в том числе: а) стоки от промывки аппаратов, от пропарки и продувки насосов, теплообменников при их остановке к индивидуальному ремонту во время работы секции; б) продувочная вода с отделителя воды Е-204 узла утилизации тепла продуктов висбрекинга; в) стоки от промывки аппаратов и теплообменников узла регенерации насыщенного раствора МЭА; г) промстоки узла сбора конденсата	10,880 1,700 5,460 0,220 3,500	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промлив-невую канализацию В стоки ЭЛОУ В промлив-невую канализацию В промлив-невую канализацию	Взвешенные вещества Содержание нефтепродуктов Сухой остаток Взвешенные вещества МЭА Взвешенные вещества Нефтепродукты	100,0 300,0 2000,0 100,0 3,0 50,0 25,0

Выбросы в атмосферу

Таблица 15.

№ п/п	Наименование выброса	Количество образования выбросов по видам, т/год	Условие (метод) ликвидации, обезврежива-ния, утилизации	Периодич-ность выбросов	Установленная норма содержания загрязнений в выбросах, г/сек	Примеча-ние
1.	Дымовые газы в дымовой трубы печей П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-104 (Источник выброса №48)	Диоксид азота – 132,363 Диоксид серы – 190,558 Оксид углерода – 61,014 Метан – 8,398 Зола на ванадий – 0,002	Рассеивание	Постоянно во время работы установки	Диоксид азота – 4,296 Диоксид серы – 12,774 Оксид углерода – 1,983 Метан – 0,271 Зола на ванадий – 0,011	Выброс указан от дымовой трубы с учетом всех печей (по которой ведется инструмен-тальный контроль)
1.1.	В том числе выбросы от печи П-104	Диоксид азота – 26,957 Диоксид серы – 2,320 Оксид углерода – 13,078 Метан – 1,334 Зола на ванадий – 0,002	Рассеивание	Постоянно во время работы установки	Диоксид азота – 0,954 Диоксид серы – 6,805 Оксид углерода – 0,463 Метан – 0,047 Зола на ванадий – 0,011
2.	Неорганизованный выброс от оборудования узла висбрекинга (Источник выброса № 514)	Сероводород – 0,015 Углеводороды пред. С1-С5 – 11,613 Углеводороды пред. С5-С10 – 3,392	нет	Постоянно во время работы установки	Сероводород – 0,00055 Углеводороды пред. С1-С5 – 0,4142 Углеводороды пред. С5-С10 – 0,1208
3.	Неорганизованный выброс от оборудования узла утилизации тепла (Источник выброса № 515)	Углеводороды пред. С1-С5 – 0,001	нет	Постоянно во время работы установки	Углеводороды пред. С1-С5 – 0,00004
4.	Неорганизованный выброс от оборудования узла регенерации МЭА (Источник выброса № 516)	Сероводород – 0,106	нет	Постоянно во время работы установки	Сероводород – 0,0038

Заключение

В процессе эксплуатации на Саратовском НПЗ установки висбрекинга гудрона требовались не предусмотренные технологическим регламентом дополнительные энергетические затраты на печи П-104, чтобы выдерживать температуру подачи исходного сырья в ректификационную колонну К-101 и для охлаждения Ц.О. до температуры 165оС.

Тепловые расчеты курсового проекта предлагаемого изменения перераспределения в блоке теплообмена тепловых потоков горячих и холодных фракций в имеющемся оборудовании, без замены действующего, показывают возможность получения температур, обусловленных технологическим регламентом.

Технологические расчеты указывают на возможность получения дополнительно 53180Гкал/год тепла водяного пара, необходимого для применения в технологических процессах завода.

Экономические расчеты показывают, что внедрение реконструкции блока теплообмена не требует больших капитальных затрат, т.е. все работы можно провести собственными силами департамента капстроительства и ремонтов за счет средств, предусмотренных на инвестиционную деятельность завода..

В результате это даст более 13827 тысяч рублей прибыли, прирост потока денежной наличности (ПНД) 9189 тысяч рублей. Окупаемость средств на реализацию предложений курсового проекта составит менее одного месяца, и поэтому можно считать, что проект не имеет финансового риска.

Список используемой литературы

1. Скобло А.И., Трегубова И.А. , Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». М.:Химия, 1982. – 584 с.

2.«Справочник нефтепереработчика». Под редакцией Ластовкина Г.А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г. – Л. Химия, 1986.- 648 с.

3.Ахметоа С.А. «Физико- химическая технологияглубокой переработки нефти и газа». Учебное пособие ч.1- Уфа, УНГТУ, 1997-279 с.

4.Ахметоа С.А. «Физико- химическая технологияглубокой переработки нефти и газа». Учебное пособие ч.2- Уфа, УНГТУ, 1997-304 с.

5. Корзун Н.В., Магарил Р.З. «Химия нефти».Учебное пособие –Тюмень: ТГНГУ, 2004. – 93 с.

6. Трушкова Л.В. «Расчеты по химии и технологии нефти и газа». Учебное пособие- Тюмень: ТГНГУ, 2001.- 76 с.

7. Кузнецов А.А., Качерманов С.М. Судаков Е.Н. «Расчеты процессов и ппаратов нефтеперерабатывающей промышленности» Изд. 2-е. – Л.: Химия, 1974. – 344 с.

8.Романков П.Г., Курочкина М.И., Мозжерин Ю.Я., Смирнов Н.Н. «Процессы и аппараты химической промышленности». – Л.: Химия, 1989. – 560 с.

9. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. «Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии».Учебное пособие. – 9-е изд. - Л.:Химия. 1981. – 5560 с.

10. Окунев Е.Б. Технологический регламент на производство продукции секции висбрекинга гудрона ОАО «Саратовский НПЗ» (Часть1,2).

11.Эмирджанов Р.Т. «Основы технологических расчетов в нефтепереработке». – М.: Химия, 1965. – 544 с.

12. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. «Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов». – Л.: Химия., 1984. – 256 с.

13. Сарданашвили А.Г., Львава А.И. «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа». – М.: Химия, 1973. – 272 с.