Технологический регламент установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-4

Р 5.1 Таблица 3 Аналитический контроль.doc

РАЗДЕЛ 5. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА.
1 Аналитический контроль технологического процесса
Наименование стадий процесса анализируемый продукт
Место отбора пробы (место установки средства измерения номер позиции на схеме)
Нормативные документы на методы измерений (испытаний контроля анализов)
Аналитический контроль технологического процесса постоянно работающего оборудования.
Отбор проб производится на установке ЭЛОУ-1
Содержание воды % не более
Содержание солей мгл
Массовая доля серы %
На выходе с блока ЭЛОУ
Массовая доля воды % не более
Содержание хлористых солей мгл не более
Компоненты товарных автомобильных бензинов
На выходе с установки
Фракция бензина с установок АВТ-1234
1. Фракционный состав:
- температура начала перегонки оС не ниже
- Температура конца перегонки оС не выше
-с 01 апреля по 01 октября
-с 1 октября по 01 ап- реля
-при варианте использования в качестве бензина прямогонного на экспорт
2.Испытание на медной пластинке
не нормируется определение обязательно
Топочный мазут 100 V VI VII видов малозольный с температурой застывания 25оС ГОСТ 10585 изменение №1
Вязкость условная при 100оС градусы ВУ не более
Зольность % не более
Массовая доля механических примесей % не более
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
Массовая доля серы % не более для мазута видов:
Содержание сероводорода и летучих меркаптанов
Температура вспышки в открытом тигле оС не ниже
Температура застывания оС не выше
Теплота сгорания (низшая) в пересчете на сухое топливо (небраковочная) кДжкг не менее
Плотность при 20оС кгм3 не более
изменение №1 в ГОСТ 10585
* в случае откачки мазута на ЯЗТУ
НК-62оС с установок АВТ 1-4 ЭЛОУ-АТ-4
Углеводородный состав:
1. Содержание пропана и бутана - сырье установки изомеризации
ЛИ-150 % мас. не более
2. Содержание пропана и бутана - компонент товарных бензинов % мас. не более
Бензиновая фракция с установок АВТ 1-4 - сырье для установки Л– 35-6-300
1. 10% перегоняется при температуре оС не ниже
2. Температура конца кипения оС не выше
Испытание на медной пластинке
*Температура конца кипения 120 оС может изменяться согласно распоряжения главного инженера.
Бензиновые фракции с установок АВТ-1234 и гидрокрекинга – сырье каталитического риформирования
Сырье Л-3511 ЛГ-3511
1. Фракционный состав:
- температура начала перегонки оС не ниже
- 50% отгоняется при температуре оС не ниже
- температура конца перегонки не выше
Сырье блока гидроочистки установки КР-600 (НРК)
- температура конца перегонки оС не выше
Не нормируется определение обязательно
Керосиновая фракция 140-2400С с узлов гидродемеркаптанизации установок АВТ-34 СТО-ТО-28
Плотность при 20°С кгм3 не менее
Кинематическая вязкость при 20 оС мм2с (сСт) не менее 3.Фракционный состав:
- Температура начала перегонки °С не выше
- 10% отгоняется при температуре °С не выше
- 50% отгоняется при температуре °С не выше
- 90% отгоняется при температуре °С не выше
- 98% отгоняется при температуре °С не выше
- остаток от разгонки % не более
- потери от разгонки % не более
Кислотность мг КОН на 100 см3 топлива не более
Массовая доля меркаптановой серы % не более
Массовая доля сероводорода
Испытание на медной пластинке при 100 оС в течение 3 ч
Температура вспышки определяемая в закрытом тигле оС не ниже
Содержание механических примесей и воды
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
с установок АВТ-1234 ЭЛОУ-АТ-4
190% перегоняется при температуре оС
295% перегоняется при температуре 0С не выше*
от бесцветного до желтого
Примечание:* может изменяться согласно распоряжения главного инженера.
Фракция мазута с установок АВТ-1234
Температура вспышки определяемая в открытом тигле оС не ниже
Фракции головные стабилизационных колонн установок АВТ-1234
Углеводородный состав в % по массе:
1.Сумма углеводородов С2 не более
2. Сумма углеводородов С5 и выше не более
Газ с установок АВТ-1-4 ЭЛОУ-АТ-4
Углеводородный состав % масс.:
-Сумма углеводородов С5 и выше не более
ГОСТ 14920 ГОСТ 10679
Раствор натра едкого технического
Концентрация раствора натра едкого технического – для защелачивания обессоленной нефти % мас.
Инструкция на рН-метр
Прозрачность по шрифту см не менее
Щелочность по фенолфталеину мг-эквл
Щелочность общая мг-эквл
Щелочность относительная % не более
Величина продувки % не более
Питательная вода для котлов-утилиза-торов с рабочим давлением пара до 14 МПа
Прозрачность по шрифту см не менее
Общая жесткость мкг-эквл не более
Содержание растворенного кислорода мкгл не более
Содержание нефтепродуктов мгл не более
Содержание свободной углекислоты мгл
Щелочность относительная %
Аналитический контроль технологического процесса при работе установки на варианте получения АТК.
Гидроочищенная фракция авиационного турбинного керосина (АТК)
1.Начало кипения °С
2. 10% объемных выкипает при температуре °С не выше
3. 20% объемных выкипает при температуре °С не выше
4. 50% объемных выкипает при температуре °С не выше
5. 90% объемных выкипает при температуре °С не выше
6.Конец кипения оС не выше
Температура вспышки оС не менее
Испытание на медной пластине (3 часа при температуре 1000С)
Содержание меркаптановой серы % мас. не выше
Аналитический контроль технологического процесса при остановленном блоке гидродемеркаптанизации.
Прямогонная керосиновая фракция 140-2400С с установок
Вязкость кинематическая при 20 оС мм2с (сСт) не менее
-50% отгоняется при температуре °С не выше
Продолжение табл.№3
Массовая доля меркаптановой серы %
Массовая доля сероводорода %
Содержание механических примесей и воды
Аналитический контроль технологического процесса при работе установки на варианте получения зимнего дизельного топлива.
Фракция 1600-3000С с установок АВТ-1234
Температура вспышки определяемая в закрытом тигле0С не ниже
Плотность при 200С гсм3
Аналитический контроль технологического процесса при работе Л-246 на варианте гидроочистки АТК.
Прямогонный дистиллят авиационного турбинного керосина (АТК)
- Температура начала кипения °С
- 20% отгоняется при температуре °С
- 50% отгоняется при температуре °С
определение обязательно
-90% отгоняется при температуре °С
-конец кипения °С не выше
Температура вспышки оС не ниже
Вязкость кинематическая при 20 оС сСт не менее
не нормируется определение обязательно
Аналитический контроль проводимый лабораторией экоаналитического центра ЦЗЛ.
Выбросы из дымовой трубы печи П-1
Газоход на сбросе в дымовую трубу
Количество образования выбросов загрязняющих веществ гсек (концентрация загрязняющих веществ мгм3)
ПНДФ13.1:2:3.27-99 газоанализатор
НДП 7:8:14.1.40-2005
Выбросы из дымовой трубы печи П-2
Выбросы из дымовой трубы печи П-3
Выбросы из дымовой трубы печи П-45
Воды сточные с установки
Колодец на выходе с установки
Содержание нефтепродуктов мгдм3 не более
Содержание сероводорода сульфидов гидросульфидов мгдм3 не более
Вода оборотная из технологических цехов
Содержание нефтепродуктов мгдм3 не более:
- 1 система 2 водоблока
Примечание: при изменениях технологического режима при проведении опытных пробегов при выводе установки на режим при выпуске несоответствующих компонентов частота контроля может быть изменена по согласованию руководства цеха №1 и ЦЗЛ.

Р 7.21 Таблица 11 СИЗ.doc

21. Средства индивидуальной защиты работающих
Наименование стадий технологического процесса
Профессии работающих
Средства индивидуальной защиты работающих
Наименование и номер нормативного документа
Периодичность стирки химчистки защитных средств
Все стадии технологического процесса
Оператор технологической установки машинист технологических насосов.
Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой
Головной убор (шапка трикотаж.)
Ботинки кожаные с жестким подноском или
Сапоги кожаные с жестким подноском
Перчатки с полимерным покрытием
Подшлемник под каску (с однослойным или трёхслойным утеплителем)
Наушники противошумные
Пояс предохранительный
На наружных работах зимой дополнительно:
Костюм из хлопчатобумажной ткани с огнезащитной пропиткой утеплённый
Ботинки утеплённые с жестким подноском или
Сапоги утеплённые с жестким подноском
Продолжение таблицы №11
Костюм из смесевых тканей для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий
Костюм из смесевых тканей на утепляющей подкладке
Все стадии технологического процесса
Слесарь по ремонту технологических установок
Костюм из смесевых тканей на утепляющей подкладке Жилет утеплённый.

Р 7.7 Раздел 7.7.-7.10 меры безопасности.doc

7.7. Меры безопасности при эксплуатации производственных
Технологический процесс установки характеризуется повышенной взрыво - и пожароопасностью. Пожарная безопасность обеспечивается своевременным проведением планово-предупредительных ремонтов строгим соблюдением технологического и противопожарного режимов.
В процессе производства кроме вредностей связанных с наличием паров углеводородов в зоне рабочих мест может иметь место и выделение сероводорода. Это может наблюдаться при открытом дренировании аппаратов и обслуживании печей.
7.1. Основные мероприятия обеспечивающие безопасное
ведение технологического процесса.
7.1.1.Строгое выполнение всех операций строгое соблюдение очередности выполнения операций плавный и равномерный разогрев аппаратов и трубопроводов при выводе на режим установки ее отдельных участков (блоков) согласно разделу настоящего регламента «Основные положения пуска остановки объекта при нормальных условиях».
7.1.2.Ведение технологического режима без нарушений норм и параметров технологического режима установки.
7.1.3.Надежная и бесперебойная работа контрольно-измерительных приборов и автоматики схем сигнализации и блокировочной защиты.
7.1.4.Бесперебойное снабжение установки качественным сырьем электроэнергией паром воздухом КИП водой и реагентами.
7.1.5.Постоянный контроль за качеством сырья дренажных вод с Е-1 Е-2 (железо в дренажной воде должно отсутствовать).
7.1.6.Строгое выполнение инструкций по пуску эксплуатации паровых плунжерных центробежных насосов и приводов к ним.
7.1.7.Строгое выполнение инструкций и правил по эксплуатации сосудов работающих под давлением.
7.1.8.Контроль за герметичностью трубопроводов аппаратов своевременное устранение выявленных недостатков.
7.1.9.Непрерывная подача воздуха от приточных вентсистем в помещение операторной и РУ.
7.1.10.Непрерывная работа вентсистем немедленное устранение дефектов в работе вентсистем.
7.1.11.Контроль за качеством воздушной среды в производственных помещениях: в закрытых помещениях установлены газоанализаторы СТМ-3 – 3 штуки.
7.1.12. Правила шуровки печей (не допускать зализывания труб и перевальных стенок печей пламенем от форсунок не допускать попадания газового конденсата в камеры сгорания).
7.1.13.Систематический контроль за механическим состоянием змеевиков печей П-1234.
7.1.14. Не допускать снижение уровня нефтепродукта в колоннах: К-1 К-2 К-3 К-4 К-7 К-9 К-10 К-123 сепараторе С-1К и емкостях: Е-1 Е-2 Е-3 Е-17 Е-18 Е-15 Е-16 Е-5 Е-6 Е-6А Е-7 электродегидраторах: Э-1 Э-2 Э-3 Э-4 Э-5 Э-6 ниже 20%; котлах-утилизаторах КУ-1 КУ-2 КУ-3 КУ-4 КУ-5 ниже 30%.
7.1.15. Не допускать закупорки канализационных систем (колодцы должны быть закрыты крышками трапы должны иметь сетки).
7.1.16. Запрещается эксплуатация под вакуумом аппаратов предназначенных для работы под избыточным давлением.
7.1.17. Систематический контроль за механическим состоянием защитного заземления трубопроводов аппаратов корпусов электродвигателей.
Измерение сопротивления цепи между заземляющими устройствамии и заземляемыми элементами технологического оборудования производить 1 раз в 2 года (в период вывода установки в ремонт). По результатам проверки оформлять соответствующую документацию.
При необходимости работы по измерению сопротивления цепи между заземляющими устройствами и заземляемыми элементами технологического оборудования в межремонтный период проводятся электролабораторией цеха №18 по заявке с оформлением разрешения на производство огневых работ.
Один раз в квартал руководство установки делает визуальный осмотр заземления установки с записью в журнале наблюдений за заземлением.
Для защиты кожи и тела обслуживающего персонала от механических повреждений термических и химических ожогов от вредного действия нефтепродукта обслуживающий персонал установки снабжается по установленным нормам специальной одеждой и обувью и специальными рукавицами. Работники отвечают за их исправность чистоту и использование по назначению. Хранение спецодежды спецобуви и спецрукавиц разрешается в гардеробных бытового помещения цеха.
Для защиты органов дыхания от вредного воздействия углеводородных газов сероводорода паров нефтепродуктов каждый работник установки снабжен фильтрующим противогазом с коробкой марки «БКФ» (зеленая).
Для проведения работ в местах где воздушная среда содержит кислорода менее 20% объемных или вредных газов и паров более предельно допустимых концентраций а также при работе в резервуарах колоннах емкостях и других замкнутых местах установка снабжена комплектом шлангового противогаза типа ПШ-1 которых на установке должно быть:
) рабочих не менее 3-х комплектов;
) аварийных не менее 2-х комплектов.
Фильтрующие противогазы обслуживающего персонала периодически (1 раз в 3 месяца) проверяются лабораторией ВГСО. Личные фильтрующие противогазы и комплект ПШ-1 хранятся на установке в операторной.
7.1.18. Для обеспечения безопасности технологического процесса технологическое оборудование средства контроля управления сигнализации связи и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:
-технологическое оборудование трубопроводная арматура электрооборудование средства защиты технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течении смены не реже чем через каждые 2 часа операторами машинистом старшим по смене;
-средства контроля управления исполнительные механизмы средства противоаварийной защиты сигнализации и связи – не реже одного раза в сутки работниками метрологической службы;
-вентиляционные системы – перед началом каждой смены старшим по смене;
-средства пожаротушения – не реже одного раза в смену старшим по смене не реже одного раза в месяц начальником установки совместно с работниками пожарной охраны.
Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.
7.1.19. Для ликвидации возможных очагов загорания на установке применяются:
7.1.19.1.Водяной пар песок асбестовое одеяло – для тушения всех видов загорания кроме электродвигателей и электропроводов.
7.1.19.2.Углекислотные и порошковые огнетушители асбестовое одеяло или кошма для тушения загоревшихся электродвигателей электропроводок и других электроагрегатов.
7.1.20. Места расположения для хранения средств пожаротушения:
7.1.20.1.Система пожарных сухотрубов – на блоке колонн К-1 К-2К-3 К-4 К-5 К-7 К-8 К-9 К-10К-12 на площадках холодильников и теплообменников на печах П-1 П-2 П-3 П-4 П-5.
7.1.20.2.Асбестовое одеяло в помещениях холодной и горячей насосной в насосной защелачивания и насосной ЭЛОУ.
7.1.20.3.Огнетушители углекислотные и порошковые – равномерно по аппаратному двору.
7.1.20.4.Песок – в специальных пожарных ящиках по аппаратному двору.
7.1.20.5.Система паротушения – в холодной и горячей насосных насосной ЭЛОУ и насосной защелачивания.
При возникновении аварийной ситуации когда возможно нарушение механической целостности отдельного аппарата или ряда аппаратов избыточное давление (газ) стравливается в факельную линию и сжигается.
Жидкие нефтепродукты после охлаждения в соответствующих по ходу продукта теплообменниках и холодильниках откачиваются в резервуары сырьевого парка некондиции или готовой продукции.
7.2.Перечень оборудования аварийно отключаемого дистанционно из операторной.
7.2.1.Электродвигатели насосов:
Н-1 Н-1А Н-1Б Н-1В Н-2 Н-2А Н-2Б Н-3 Н-3А Н-4 Н-4А Н-6 Н-6А Н-7 Н-7А Н-10 Н-10А Н-11 Н-12 Н-12А Н-13 Н-14 Н-15 Н-67А Н-35 Н-16 Н-16А Н-17 Н-19 Н-20 Н-20А Н-20Б Н-26 Н-26А Н-32 Н-32А Н-47 Н-48 Н-57 Н-57А Н-58 Н-58А Н-68 Н-23 Н-49 Н-77 Н-77А Н-78 Н-78А Н-76 Н-79 Н-6К Н-6К1.
7.2.2.Электродвигатели аппаратов воздушного охлаждения:
АВЗ-1 АВЗ-2 АВЗ-3 АВЗ-4 АВЗ-5 АВГ-1.
7.3.Перечень электрооборудования имеющего самозапуск при посадке напряжения
7.3.1. Н-1Н-1А Н-1Б Н-2 Н-2А Н-2Б Н-3 Н-3А Н-4 Н-4А Н-6 Н-6А Н-7 Н-7А Н-10 Н-10А Н-11 Н-12 Н-12А Н-13 Н-14 Н-15 Н-16 Н-16А Н-17 Н-19 Н-20 Н-20А Н-20Б Н-26 Н-26А Н-32 Н-32А Н-35 Н-47 Н-48 Н-54 Н-55 Н-54А Н-56 Н-57 Н-57А Н-58 Н-58А Н-76 Н-77 Н-77А Н-78 Н-78А Н-79 Н-59 Н-6К Н-6К1 Н-49 Н-68 Н-23 Н-110К Н-111К Н-67А.
7.3.2. АВЗ-1 АВЗ-2 АВЗ-3 АВЗ-4 АВЗ-5.
7.3.3. Д-3 Д-4 Д-7 Д-9 Д-11.
7.3.4. В-1 В-2 В-5 В-6 В-9 В-10.
7.4.Требования к содержанию территории подъездов к зданиям и
7.4.1. Периметр установки должен быть спланирован и очищен от сгораемых материалов нефтепродукта сухой травы металлолома.
7.4.2. Имеющаяся канализация на установке и ее периметре должна быть в исправном состоянии иметь соответствующую маркировку. Крышки колодцев должны быть закрыты иметь кольца заполненые слоем песка не менее 10 см.
7.4.3. В случае обнаружения на периметре установки розлитого нефтепродукта принять меры безопасности и сообщить руководству цеха диспетчеру завода ОПО-2 и ВГСО.
7.4.4. Противопожарные подъезды на установку должны быть исправны а в зимнее время своевременно очищаться от льда и снега.
7.4.5. Крышки пожарных гидрантов вдоль периметра установки на зимнее время утепляются закрываются специальными колпаками и содержатся в чистом и доступном состоянии.
7.4.6. На аппаратном дворе должны быть вывешены аншлаги по технике безопасности газовой и пожарной безопасности обозначены места хранения первичных средств пожаротушения.
7.4.7. Первичные средства пожаротушения должны быть укомплектованы согласно табеля оснащенности.
7.4.8. Курение на установке допускается только в специально отведенных и оборудованных местах и должно иметь соответствующую надпись «Место для курения».
7.4.9. Применение открытого огня на установке запрещено.
7.4.10. Въезд транспорта на установку запрещен.
Разрешается въезд автотранспорта специально оборудованного в соответствии с требованиями пожарной безопасности для подвоза на установку смазочных масел реагентов запасных частей вывоза мусора металлолома и т.п. только при разрешении начальника установки при наличии плана на въезд автотранспорта утвержденного главным инженером предприятия.
7.4.11. При возникновении на установке аварийного положения или загорания каждый работник должен действовать в соответствии с планом локализации аварийных ситуаций.
7.4.12. Пожарный инвентарь и средства пожаротушения использовать строго по назначению.
7.4.13. Каждый работник установки несет ответственность за соблюдение правил пожарной безопасности на своем участке работы.
7.4.14. Ответственность за соблюдение и выполнение требований и правил пожарной безопасности на установке несет начальник установки и старший оператор в смене.
8.Ограничения возможности труда женщин и подростков
Для работы на установке ЭЛОУ-АВТ-4 допускаются лица не моложе 18 лет прошедшие обучение и сдавшие экзамены на допуск к самостоятельной работе. При работе на установке женщинам запрещено:
8.1. Выполнять газоопасные работы.
8.2. Производить работы в закрытой аппаратуре.
8.3. Перемещать грузы весом более 7 кг.
8.4. Производить верхолазные работы и работы на высотных сооружениях.
Факторы производственных опасностей для профессионального отбора и контроля состояния здоровья работающих:
Наименование профессий
Производственные опасности и вредности
Наличие большого количества нефти и нефтепродуктов на установке.
Высокое давление в аппаратах.
Нагрев нефти и нефтепродуктов до высоких температур – выше температуры самовоспламенения.
Наличие открытого огня в печах.
Наличие высокого напряжения.
Наличие на установке паров углеводородов и сероводорода.
Контакт с нефтью и нефтепродуктами.
Контакт с минеральными маслами.
Контроль за состоянием здоровья работающих на установке осуществляется согласно приказа № 90 от 14.03.96г. Минздрава России.
9.Основные причины могущие повлечь за собой аварии.
9.1.Прекращение подачи сырья на установку или выход из строя сырьевого насоса.
При этом произойдет резкое снижение уровня в электродегидраторах что приведет к снижению уровня в Е-15 ведущее далее к понижению уровня в К-1. Снижение уровня в К-1 приведет к сбросу насосов Н-3 (Н-3А) а также к сбросу насосов Н-2 (Н-2АН-2Б) и снижению уровня в К-2.
Снижение уровня в К-2 может привести к сбросу насосов Н-4 (Н-4А Н-32 Н-32А). Прекращение расходов продуктов по змеевикам печей П-1 П-2 П-3 может привести к прогару труб змеевиков печей к возникновению пожара на П-1 П-2 П-3.
9.2. Прекращение подачи пара на установку.
При прекращении подачи пара на установку потухнут жидкостные форсунки на П-1 П-2 П-3 П-4 П-5 (при проведении регенерации катализатора в К-124) и произойдет скопление жидкого топлива на подовых экранах печей (пожар в камерах сгорания) в пароперегреватели печей П-1 П-2 П-3 возможно попадание нефтепродуктов с К-2 К-312 К-123 не будет работать система паротушения прекратится регенерация катализатора в К-124. Данная аварийная ситуация возможна только при неработающих котлах-утилизаторах.
9.3.Прекращение подачи электроэнергии 04 кВ и 6 кВ.
При этом остановятся центробежные насосы двигатели АВЗ АВГ приточные и вытяжные вентиляторы дымососы выключится электрическое освещение на установке.
В результате чего возможны: резкое повышение давления в аппаратах выброс большого количества парогазовой смеси с аппаратов на территорию установки через предохранительные клапаны. Возможна загазованность помещений насосных анализаторной РУ и операторной. Возможен прогар труб змеевиков печей П-1 П-2 П-3 П-4.
На случай кратковременного отключения электроэнергии на установке (не выше 3 сек) все электродвигатели оборудованы самозапуском.
9.4.Перкращение подачи электроэнергии в операторную
В этом случае система управления перейдет на резервный ввод электропитания в операторную. Если он также не работает то система перейдет на автономное электропитание от аккумуляторов и будет работать без сбоев 05 часа.
9.5.Прекращение подачи воды 1 системы на установку.
Прекращение поступления воды на установку может привести : к выходу из строя большинства насосов (из-за перегрева подшипников) в том числе сырьевых и печных резкому повышению давления в колоннах К-1 К-2 К-4 К-9 К-10 вследствие прекращения конденсации паров на верху колонны и резкому повышению (выше 100°С) уходящих с установки продуктов к деформациям конденсаторов и холодильников.
9.6.Прекращение подачи воздуха КИП на установку.
Прекращение подачи воздуха КИП на установку приведет к нарушениям технологического режима регулирующие клапаны типа «НО» откроются а регулирующие клапаны типа «НЗ» закроются.
На установке предусмотрен часовой запас воздуха КИП (в буферной емкости А-6) что обеспечивает необходимый запас для безопасной остановки установки.
9.7.Прогар трубы змеевика печи (П-1 П-2 П-3 П-4)
При этом в камеры сгорания попадает большое количество нефтепродукта и возникает пожар.
9.8.Выход из строя торцового уплотнения на насосе сальникового уплотнения на запорной арматуре пропуски нефтепродукта через фланцевые соединения.
При этом возможно скопление большого количества нефтепродукта и его паров в помещениях и на территории установки; пропуски горячего нефтепродукта могут привести к самовоспламенению.
9.9.Прекращение подачи воздуха от приточных вентсистем в помещения операторной РУ.
При этом в указанных помещениях возможно скопление взрывоопасных количеств газов и паров углеводородов с воздухом что может привести к пожару и взрыву при наличии взрывонезащищенного оборудования.
9.10.Выход из строя приточно-вытяжной вентиляции в помещениях операторной защелачивания и насосной ЭЛОУ.
Вследствие этого возможна загазованность этих помещений и образование взрывоопасных смесей газов и паров нефтепродуктов с воздухом.
9.11. Механические повреждения схем защитного заземления аппаратов трубопроводов корпусов электродвигателей и электрооборудования.
При этом возможно скопление зарядов статического электричества на поверхности трубопроводов аппаратов и появление напряжения на корпусах электрооборудования (при замыкании на корпусе) что может послужить импульсом для возникновения взрывов и пожаров.
9.12. Прекращение подачи ВСГ на установку.
Прекращение подачи ВСГ на установку приведет к сильному коксованию катализатора в К-124(К-122) в результате чего возможно резкое повышение давление в К-122 К-124 срабатывание ППК в К-122.
10.Основные нарушения технологического режима
могущие привести к авариям и несчастным случаям
10.1.Невыполнение отдельных операций несоблюдение очередности выполнения отдельных операций завышенная скорость подъема температуры и неравный прогрев при выводе установки и ее отдельных блоков на нормальный технологический режим может привести к деформации труб аппаратов и нарушению герметичности к загазованности к возникновению взрывов и пожара.
10.2.Завышенная температура (выше норм технологического режима настоящего регламента) на выходе нефтепродуктов из змеевиков печей П-1 П-2 П-3 П-4 а также завышенная температура дымовых газов над перевалами печей П-1 П-2 П-3 П-4 в результате неправильной шуровки печи неравномерного распределения нефтепродукта по отдельным потокам печи может привести к нарушению целостности металлических конструкций печи к разрушению огнеупорной кладки печи к местным перегревам отдельных участков змеевика и в конечном итоге привести к пожару в печи.
10.3.Снижение уровня отбензиненной нефти в колонне К-1 приведет к сбросу печных насосов Н-3 (Н-3А) Н-2 (Н-2А Н-2Б) к прекращению циркуляции нефти по трубам змеевика печей П-1 П-2 П-3 что может привести к деформации и прогару труб змеевиков к возникновению пожара на печах П-1 П-2 П-3.
10.4.Высокий уровень воды в емкостях Е-1 Е-2 может привести к попаданию воды с острым орошением в колонны К-1 К-2 что приведет к резкому увеличению давления в К-1 К-2 в результате чего возможен выброс парогазовой смеси из колонн К-1 К-2 через предохранительные клапана в атмосферу.
10.5.Снижение уровня воды в емкостях Е-1 Е-2 ниже 20% может привести к выбросу через дренаж из Е-1 Е-2 в канализацию и на аппаратный двор большого количества бензина к загазованности а при попадании бензина к печи П-4 - к взрыву и пожару.
10.6.Снижение уровня нефтепродукта в емкостях Е-2 Е-17 приведет к сбросу а Е-1 Е-3 Е-18 - останову насоса подающего орошение в колонны К-1 К-2 К-4 К-10 К-9 в результате чего резко возрастет температура верха колонны что может привести к нарушению качества выпускаемых продуктов.
10.7.Несоблюдение режима по газосепаратору К-7 и недостаточный подогрев топливного газа с Т-30 может привести к попаданию бензинового конденсата на форсунки печей и возникновению пожара в камерах сгорания печей.
10.8.Несоблюдение режима по узлу испарения бензина резкое увеличение давления в Е-1К или температуры подогрева может привести к пропуску Т-1К и попаданию фр.240-300°С в бутановую фракцию поступающую на форсунки печей через теплообменник Т-30 и возникновению пожара в камерах сгорания печей.
10.9.Снижение уровня бензина в колоннах К-9 К-10 приведет к сбросу насосов Н-76 Н-77 соответственно что в свою очередь может привести к прогару трубы в змеевиках печи П-4.
10.10.Снижение уровня бензина в емкостях Е-2 Е-17 и снижение давления в колоннах К-2 К-10 может привести к созданию вакуума в емкостях Е-2 Е-17 и их деформации.

Р 3 Описание процесса.doc

РАЗДЕЛ 3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО
1. Блок сырьевых парков тит. 555
Резервуарный парк тит. 555 предназначен для промежуточного хранения сырой нефти и прямогонного бензина поступающего на загрузку блока вторичной перегонки бензина и некондиции. Сырая нефть с комплекса сооружений и резервуаров сырой нефти по линии №2 поступает в резервуары Р-11 12 и далее на прием Н-11А1Б1В. Стабильная фр.НК-180оС с АВТ-4 бензины с АВТ-13 и АВТ-2 (при работе по схеме переработки нефти) поступают в резервуары Р-13 14 15 и далее направляются на блок вторичной перегонки бензина АВТ-4. Некондиция с установки по линии №339 сбрасывается в резервуар Р-10 откуда насосом Н-63 откачивается в линию загрузки колонны К-1. Врезка некондиции в линию загрузки колонны К-1 находится непосредственно у колонны К-1. Для предотвращения попадания воды на блок ЭЛОУ в резервуарах Р-11 Р-12 имеется зона отстоя высотой 15 м. Для предотвращения попадания воды в К-9 в резервуарах Р-13 Р-14 Р-15 имеется зона отстоя высотой 1 м. Для предотвращения попадания воды в К-1 в резервуаре Р-10 имеется зона отстоя высотой 15 м. Отстоявшаяся вода из резервуаров Р-10 11 12 13 14 15 дренируется в канализацию «Стоки с ЭЛОУ». Дренирование выполняется вручную в исправную канализацию. Работа производится бригадой в количестве не менее 2-х человек. Рабочие должны стоять спиной к ветру и иметь при себе фильтрующие противогазы.
В случае выхода из строя или ремонте резервуаров Р-11 Р-12 имеется возможность использования резервуара Р-10 для хранения сырой нефти. В этом случае нефть поступает с комплекса сооружений и резервуаров сырой нефти по линии №2 а из Р-10 – по линии №343 на прием Н-11А1Б1В.
Вес продуктов в резервуарах регистрируется весомерами: в Р-10 - поз. WRA 4К-1 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз.WR 4К-1А (дублёр); в Р-11 - поз. WRA 4К-2 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз. WR 4К-2А (дублёр); в Р-12 - поз.WRA 4К-3 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз.WR 4К-3А (дублёр); в Р-13 - поз.WRA 4К-4 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз.WR 4К-4А (дублёр); в Р-14 - поз.WRA 4К-5 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз. WR 4К-5А (дублёр); в Р-15 - поз.WRA 4К-6 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению веса поз.WR 4К-6А (дублёр).
По рассогласованию показаний основного весомера и дублёра в резервуарах имеется сигнализация:
в Р-10 - поз. WDA 4К-1V; в Р-11 - поз. WDA 4К-2V; в Р-12 - поз. WDA 4К-3V;
в Р-13 - поз. WDA 4К-4V; в Р-14 - поз. WDA 4К-5V; в Р-15 - поз. WDA 4К-6V.
Резервуары оснащены сигнализаторами предельного заполнения СУ-2:
Р-10 - поз. LA 4К-1В Р-11 - поз. LA 4К-2В Р-12 - поз. LA 4К-3В Р-13 - поз. LA 4К-4В Р-14 - поз. LA 4К-5В Р-15 - поз. LA 4К-6В.
2. Подогрев сырой нефти перед ЭЛОУ
Сырьевыми насосами Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) сырая нефть тремя параллельными потоками подается в теплообменники Т-1 – Т-11.
Температура сырой нефти на выкиде Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-1 давление сырой нефти на выкиде регистрируется с помощью датчика давления поз. РRА 351 расход сырой нефти после Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) регистрируется с помощью диафрагм поз. FQR 1171 поз. FQR 1172. Сумма показаний диафрагм поз. FQR 1171 и поз. FQR 1172 регистрируется с помощью прибора поз. FYQR 117. Для контроля плотности нефти поступающей на установку c линии выкида Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) на прием насосов установлен плотномер поз.QR 5-К3D. Температура сырой нефти в этой линии регистрируется с помощью термопары поз. TR 5-К3Т.
поток сырой нефти проходит последовательно по трубному пространству теплообменников:
Т-11 Т-12 Т-13 где нагревается за счет тепла фр. 140-240°С откачиваемой или из стриппинга К-31 (при работе без блока ГДМ) или из отпарной колонны К-123 (при работе с блоком ГДМ);
Т-2 Т-31 Т-32 где нагревается за счет тепла 1 циркуляционного орошения (далее по тексту ц.о.) колонны К-2;
и поступает в общий коллектор подачи сырой нефти в электродегидраторы
ступени Э-1Э-3Э-5. Температура 1 потока сырой нефти на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. ТR 41-2.
Т-41 где нагревается за счет тепла 1 потока мазута откачиваемого из колонны К-2;
Т-42 где нефть нагревается за счет тепла 1 ц.о. колонны К-2;
Т-5 где нефть нагревается за счет тепла 1 потока мазута откачиваемого из колонны К-2;
Т-61 Т-62 и Т-71 где нефть нагревается за счет тепла фр.300-350°С откачиваемой из стриппинга К-33;
ступени Э-1Э-3Э-5. Температура 2 потока сырой нефти на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-3.
Т-72 где нагревается за счет тепла фр.300-350°С откачиваемой из стриппинга К-33;
Т-8 где нагревается за счет тепла фр.240-300°С откачиваемой из стриппинга К-32 (1 поток);
Т-91 Т-92 Т-101 Т-102 Т-11 где нагревается за счет тепла 2 потока мазута откачиваемого из колонны К-2;
ступени Э-1Э-3Э-5. Температура 3 потока сырой нефти на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-4.
Постоянство расхода сырой нефти по потокам поддерживается регуляторами расхода поз. FRC 404 - по 1 потоку FRC 405 - по 2 потоку FRC 406 -
по 3 потоку клапаны которых установлены на линии выкида насосов Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) перед входом в теплообменники Т-11Т-41Т-72. Один из трех регуляторов работает с коррекцией по уровню в емкости Е-15 (возможен переход на любой из трёх регуляторов расхода).
В теплообменниках Т-1 ÷ Т-11 сырая нефть нагревается до температуры не более 140 °С.
Нагретая в теплообменниках сырая нефть тремя потоками через смесители 1-ой ступени А-19135 поступает соответственно в горизонтальные электродегидраторы 1 ступени Э-1Э-3Э-5.
В смесителях 1-ой ступени А-19135 сырая нефть смешивается с речной или оборотной водой 1 системы подаваемой насосами Н-82 (Н-82А).
Вода подаваемая на блок ЭЛОУ проходит через трубное пространство теплообменника Х-183 где нагревается за счет тепла 1 потока фракции
0-300оС и насосами Н-82 Н-82А подается в теплообменник Т-34К где нагревается за счет тепла стоков ЭЛОУ дренируемых из емкости Е-16 и направляется в смесители 1-ой ступени А-19135 и 2-ой ступени А-20246. Расход воды поступающей в смесители 1-ой ступени регистрируется расходомерами поз. FR 495А FR 494А FR 493А установленными на линиях подачи воды в смесители А-19135 соответственно. Расход воды поступающей в смесители 2-ой ступени регистрируется расходомерами поз. FR 495 FR 494 FR 493 установленными на линиях подачи воды в смесители А-20246 соответственно.
Общее количество воды подаваемой на смешение составляет 5% - 10% от количества подаваемой сырой нефти и обсчитывается интегратором поз. FQR 3К-30. Соотношение подачи воды по ступеням ЭЛОУ составляет примерно 75:25%.
Расход нефти в электродегидраторы по потокам регистрируется расходомерами поз. FR 492 поз. FR 491 поз. FR 490 установленными соответственно на 1 2 3 потоках. Расход сырой нефти регулируется вручную с помощью задвижек установленных на входе нефти в электродегидраторы Э-1 Э-3 Э-5. Температура в электродегидраторах Э-1 Э-3 Э-5 регистрируется с помощью термопар поз. TR 41-12 поз. TR 41-11 поз. TR 41-10 соответственно.
Деэмульгатор «Геркулес» используемый для разрушения эмульсии нефть-вода подается насосом Н-100к на прием насосов Н-1 Н-1А Н-1Б. Закачка и регулировка расхода деэмульгатора производятся в соответствии с разделом 3.9.
В электродегидраторы сырая нефть вводится снизу через маточники-распылители обеспечивающие равномерность распределения потока сырой нефти в электрическом поле.
Электропитание на блок ЭЛОУ подается из РУ 04 кВ.
Подача и снятие напряжения на повышающие трансформаторы установленные на верхних площадках электродегидраторов Э-2 Э-4 Э-6 производится со щита управления в операторной.
Подача и снятие напряжения на источники питания высоковольтные (ИПМ) установленные на верхних площадках электродегидраторов Э-1 Э-3 Э-5 производится со щита управления ШУ1 в аппаратном зале (операторной). Имеется возможность снимать напряжение на ИПМ верхнего и нижнего электродов Э-1 Э-3 Э-5 с кнопки расположенной на верхней площадке соответствующего электродегидратора.
Напряжение устанавливаемое на электродах электродегидраторов Э-2 Э-4 Э-6 может составлять 11; 165; 22 кВ. Напряжение устанавливаемое на электроды электродегидраторов Э-1 Э-3 Э-5 составляет:
-48 кВ на верхнем электроде;
-45 кВ на нижнем электроде.
Контроль величины силы тока и напряжения на электродах электродегидраторов Э-2 Э-4 Э-6 осуществляется по мнемосхеме блока ЭЛОУ на которую напротив каждого электрода выведены численные значения данных величин. Параметры работы электродегидраторов Э-1 Э-3 Э-5 сведены в таблицу на системе управления «Оазис».
При давлении от 45 до 10 кгссм2 и температуре до 140°С в электродегидраторах в электрическом поле высокого напряжения происходит разрушение эмульсии нефть-вода и отделение воды от нефти.
Частично обессоленная и обезвоженная нефть выходящая сверху электродегидраторов Э-1 Э-3 Э-5 через смесители А-20246 направляется в электродегидраторы 2-ой ступени Э-2 Э-4 Э-6 соответственно.
Давление обессоленной нефти на выходе с ЭЛОУ регистрируется с помощью датчика поз. РRA 312 имеющего сигнализацию по минимальному значению параметра и расположенного на линии входа обессоленной нефти в ёмкость Е-15.
Постоянство уровня раздела фаз в электродегидраторах 1 и 2 ступени поддерживается с помощью регуляторов уровня раздела фаз: в электродегидраторе Э-1- поз.LRCA 641 в электродегидраторе Э-3 - поз.LRCA 640 в электродегидраторе Э-5 - поз.LRCA 639 в электродегидраторе Э-2 - поз.LRCA 644 в электродегидраторе Э-4 - поз.LRCA 643 в электродегидраторе Э-6 - поз.LRCA 642 с сигнализациями по минимальному и максимальному значению параметра клапана которых установлены на линиях сброса соленой воды в емкость Е-16.
При наличии уровня в электродегидраторе Э-1 - поз.LSA 641А в Э-2 - поз.LS 644А в Э-3 - поз.LSA 640А в Э-4 - поз.LS 643А в Э-5 - поз.LSA 639А в Э-6 - поз.LS 642А менее 3500 мм срабатывает блокировка отключающая и запрещающая подачу напряжения на электроды электродегидратора.
Ёмкость Е-16 предназначена для улавливания нефти теряемой при дренировании воды с электродегидраторов. Уловленная нефть из емкости Е-16 периодически сбрасывается в сырьевые резервуары Р-11 Р-12. Вытеснение нефти из емкости Е-16 в резервуар осуществляется под собственным давлением с использованием регулятора уровня раздела фаз поз. LRCA 645 клапан которого установлен на линии сброса нефти из емкости Е-16 в резервуары Р-11 Р-12. Постоянство давления в емкости Е-16 поддерживается регулятором давления поз. РRC 313 клапан которого установлен на линии дренажа воды в канализацию «Стоки с ЭЛОУ». Емкость Е-16 оснащена уровнемерами поз. LRCA 645 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 645-1 (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра - поз. LDA 645V.
Для исключения случаев попадания воды из емкости Е-16 на прием насосов Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В) и далее на блок ЭЛОУ сброс нефти из емкости
Е-16 должен осуществляться только в тот резервуар (Р-11 или Р-12) из которого не производится непосредственный забор сырой нефти на прием насосов Н-1 (Н-1А Н-1Б Н-1В). В осенне-зимний период эксплуатации для поддержания движения в линии сброса нефти из Е-16 открывается на проход обессоленная нефть из Э-2.
Все электродегидраторы и емкость Е-16 оборудованы предохранительными клапанами сбросы которых соединяются и выводятся в дренажный колодец и далее в канализацию «Стоков с ЭЛОУ».
На электродегидраторах Э-2 Э-4 Э-6 имеются блокировки отключающие подачу напряжения:
При открытии двери к повышающим трансформаторам;
По повышению уровня воды (при достижении силы тока 90 А);
По образованию газовой подушки в электродегидраторе (при достижении уровня нефтепродукта 3500 мм).
На электродегидраторах Э-1 Э-3 Э-5 имеется блокировка отключающая подачу напряжения при образовании газовой подушки в электродегидраторе (при достижении уровня нефтепродукта 3500 мм).
Кроме того блоком управления ИПМ предусмотрено отключение выходного напряжения ИПМ в следующих случаях:
При нагреве масла в ИПМ более 80 оС;
При коротком замыкании на выходе ИПМ (в нагрузке);
При коротком замыкании в обмотках высоковольтного трансформатора ИПМ;
При выходе из строя тиристоров в ИПМ;
При превышении тока в первичной цепи ИПМ.
Обессоленная и обезвоженная нефть содержащая в своём составе газ поступает из электродегидраторов 2 ступени Э-2 Э-4 Э-6 в емкость Е-15. Газы с верха емкости Е-15 подаются в колонну К-1 на 17 тарелку. Емкость Е-15 оснащена уровнемерами поз.LRCA 605 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра и уровнемером поз. LR 605А (дублёр). Постоянство уровня в емкости Е-15 поз.LRCA 605 (основной) поддерживается одним из трех регуляторов расхода сырой нефти FRC 404 FRC 405 или FRC 406 клапана которых установлены на входе нефти в теплообменники
Т-11 Т-41 Т-72 (возможен переход на любой из трёх регуляторов расхода).
Из емкости Е-15 нефть забирается насосами Н-20 (Н-20А Н-20Б) на выкиде которых делится на 4 потока три из которых прокачиваются через теплообменники предназначенные для нагрева обессоленной нефти и подаются на 16 тарелку колонны К-1 а четвертый поток минуя теплообменники подается на 22 тарелку колонны К-1 в качестве нефтяного орошения. Регулирование расхода нефтяного орошения осуществляется вручную задвижкой у колонны К-1 и регистрируется расходомером поз. FR 820. Нефтяное орошения предназначено для уменьшения нагрузки на конденсаторы – холодильники Х-13 Х-14 Х-15 колонны К-1. Давление обессоленной и обезвоженной нефти после Н-20
(Н-20А Н-20Б) регистрируется с помощью датчика давления поз. РRA 352 с сигнализацией по минимальному значению параметра а ее температура регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-5.
4.Подогрев обессоленной нефти перед К-1.
поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство теплообменников Т-17 Т-181 Т-182 где нагревается за счет тепла фр.240-300°С (1 поток) откачиваемой из стриппинга К-32 трубное пространство Т-224 межтрубное пространство Т-225 где нагревается за счет тепла
потока мазута откачиваемого из колонны К-2 и межтрубное пространство
Т-271 где нагревается за счет тепла 2 потока мазута откачиваемого из колонны К-2. Температура 1 потока обессоленной нефти на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-7.
поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство теплообменников Т-19 где нагревается за счет тепла 2 ц.о. колонны К-2 Т-20 где нагревается за счет тепла 3 ц.о. колонны К-2 Т-21 Т-23 где нагревается за счет тепла фр. 300-350 °С откачиваемой из стриппинга К-33 и межтрубное пространство Т-226 где нагревается за счет тепла 1 потока мазута откачиваемого из колонны К-2. Температура 2 потока обессоленной нефти на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-8.
поток обессоленной нефти проходит последовательно межтрубное пространство теплообменников Т-221 Т-222 Т-223 где нагревается за счет тепла 1 потока мазута откачиваемого из колонны К-2 и трубное пространство Т-24 Т-252 Т-26 где нагревается за счет тепла 3 ц.о. колонны К-2. Температура
потока на выходе из блока теплообменников регистрируется с помощью термопары поз. TR 41-6.
Постоянство расхода обессоленной нефти по каждому из трех потоков поддерживается регуляторами расхода поз. FRC 458 - по 1 потоку поз. FRC 459 - по 2 потоку поз. FRC 460 - по 3 потоку клапана-регуляторы которых установлены на линиях входа нефти в теплообменники Т-17 Т-19 и Т-221 соответственно (один регулятор расхода работает с коррекцией по уровню в колонне К-1 возможен переход на любой из трёх регуляторов расхода).
Нагретая в теплообменниках обессоленная нефть объединяется в один поток и поступает в колонну К-1 на 16 тарелку.
Колонна К-1 работает при следующих рабочих условиях:
- давление верха от 1 до 45 кгссм2;
- температура верха – не выше 150°С;
- температура низа – не выше 280°С.
Для лучшего отпаривания из нефти легкой бензиновой фракции в нижнюю часть колонны К-1 из пароперегревателей печей П-1 П-2 П-3 подается перегретый пар в количестве не более 1200 кгч. Расход перегретого пара в К-1 регистрируется расходомером поз.FR 803 установленным на линии подачи перегретого пара в нижнюю часть колонны К-1. Существует возможность работы колонны К-1 без подачи пара.
Температура на 16 тарелке колонны К-1 регистрируется с помощью термопары поз.TR 104-9 на 18 тарелке колонны К-1 – с помощью термопары поз. TR 41-9.
С верха колонны К-1 отбираются пары фр.НК-180°С и воды которые проходят аппарат воздушного захолаживания АВЗ-3 и конденсаторы-холодильники Х-13 Х-14 Х-15 после которых образовавшаяся парожидкостная смесь поступает в рефлюксную емкость Е-1. Температура парожидкостной смеси поступающей в Е-1 регистрируется с помощью термопары поз. TR 43-2.
Газы из емкости Е-1 поступают на 9 тарелку газосепаратора К-7.
Нестабильная фракция НК-180оС забирается из емкости Е-1 насосами Н-6 (Н-6А) и направляется на 15 и 23 тарелки колонны стабилизации бензина К-4. Расход нестабильной фракции НК-180оС направляемой в колонну стабилизации бензина К-4 регистрируется прибором поз. FR 415.
Емкость Е-1 оснащена уровнемерами поз.LRCSA 603 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LRSA 603B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 603V. Постоянство уровня в емкости Е-1 поддерживается регулятором уровня поз. LRCSA 603 клапан которого расположен на линии подачи нестабильной фракции НК-180оС на 15 тарелку колонны К-4. При одновременном снижении уровней в емкости Е-1 поз. LRCSA 603 и LRSA 603B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к останову насосов Н-6 (Н-6A).
Постоянство уровня раздела фаз в Е-1 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 603А клапан которого установлен на линии сброса воды из емкости Е-1 в сернисто-щелочную канализацию с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра. Предусмотрена возможность сброса воды из емкости Е-1 в пром.канализацию.
С 26 «глухой» тарелки колонны К-1 насосами Н-6K (Н-6K1) забирается фр.40-180°С одна часть которой прокачивается через теплообменник Т-15 установки ЭЛОУ-2 и возвращается на 28 тарелку колонны К-1 в качестве циркулирующего орошения. Другая часть фр.40-180°С с выкида насоса Н-6K
(Н-6K1) подается на загрузку колонны К-4 вместе с нестабильной фракцией НК-180оС поступающей на 15 тарелку колонны К-4. Постоянство расхода циркулирующего орошения поддерживается регулятором расхода поз. FRC 3K-32 клапан которого установлен на линии возврата циркулирующего орошения на 28 тарелку колонны К-1.
Уровень на 26 тарелке колонны К-1 контролируется с помощью датчика уровня поз. LR 4K-28 а температура – с помощью термопары поз.TR 1K-22.
Температура на 25 тарелке колонны К-1 контролируется с помощью термопары поз.TR 1K-21. Расход фр.40-180°С подаваемой c 26 тарелки К-1 в колонну К-4 поддерживается регулятором поз. FRС 3K-33 клапан которого установлен на линии подачи бензина на загрузку колонны К-4.
Постоянство температуры верха колонны К-1 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 2 с коррекцией по расходу орошения колонны К-1 поз. FRC 408. Клапан регулятора температуры верха расположен на линии подачи острого орошения в колонну К-1. Температура острого орошения колонны К-1 регистрируется с помощью термопары поз. ТR 42-1. При работе колонны К-1 с циркулирующим орошением постоянство температуры верха колонны К-1 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 2 с коррекцией по расходу орошения колонны К-1 поз. FRC 408 либо регулятор температуры поз. TRC 2 выключается из работы линия на которой он расположен перекрывается.
При работе колонны К-1 без циркулирующего орошения бензин забирается из емкости Е-1 насосами Н-6 (Н-6A) и частично подается на орошение колонны К-1 а его избыток направляется в колонну стабилизации бензина К-4 на 15 и 23 тарелки. В этом случае фр.40-180 °С с 26 тарелки не отбирается а схема ее вывода отсекается задвижками.
При обоих вариантах работы колонны К-1 постоянство давления в колонне К-1 и емкости Е-1 поддерживается регулятором давления в колонне К-7 поз. PRC 221 клапан которого находится на линии сброса газа из колонны К-7 на установку БКГ.
Давление в колонне К-1 регистрируется с помощью датчика давления поз. PRSA 204. При подъеме давления в колонне до 45 кгссм2 срабатывает сигнализация а до 48 кгссм2 - срабатывает блокировка приводящая к отсечению подачи жидкого и газообразного топлива и бутана на установку прекращению подачи перегретого пара в колонну К-2 и стриппинг К-31 и прекращению подачи теплоносителя в теплообменник Т-1K.
Колонна К-1 оснащена уровнемерами поз. LRCA 602 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 602А LR 602В (дублёры) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного и дублёра поз. LDA 602V.
Постоянство уровня в колонне К-1 поз. LRCA 602 поддерживается регуляторами расхода поз. FRC 458 FRC 459 FRC 460 (одним из трёх возможен переход на любой из них) клапана которых установлены на линиях входа нефти в теплообменники Т-17 Т-19 и Т-221 соответственно.
Температура низа колонны К-1 поддерживается за счет подогрева отбензиненной нефти в печах П-3 П-2. Подогрев отбензиненной нефти осуществляется по следующей схеме:
низ К-1 Н-3(Н-3А)Н-2(Н-2АН-2Б) низ К-1.
Постоянство температуры отбензиненной нефти на выходе из печи П-3 поддерживается с помощью регулятора температуры поз.TRC 3 с коррекцией по температуре низа колонны К-1 поз. TRC 4. Клапан регулятора температуры расположен на линии подачи топливного газа к форсункам правой стороны печи П-3. Температура отбензиненной нефти на выходе из П-3 поддерживается на уровне не более 340°С и регистрируется с помощью термопар поз.TR 55-9
(1 поток) поз. TR 55-10 (2 поток) и поз. TR 55-11 (4 поток).
Температура перевалов печи П-3 регистрируется с помощью термопар поз. TR 39-1 TR 39-2 TR 39-3 TR 39-4 TR 39-5 TR 39-6. Температура 1 и 2 потоков на выходе из подовой части печи П-3 регистрируется с помощью термопар поз.TR 32-34 TR 32-33 соответственно а после выхода из конвекционной части - с помощью термопар поз.TR 32-31 TR 32-32 соответственно.
Постоянство расхода отбензиненной нефти через П-3(124 поток) поддерживается с помощью регуляторов расхода поз. FRCA 416 - по 1 потоку поз. FRCA 417 - по 2 потоку поз. FRCA 810 - по 4 потоку клапана которых установлены на линиях входа отбензиненной нефти в печь П-3 с сигнализацией по минимальному значению параметра.
Постоянство расхода отбензиненной нефти через 2 и 4 потоки печи П-2 поддерживается регуляторами расхода поз. FRCA 428 - по 2 потоку и поз. FRCA 425 - по 4 потоку клапана которых расположены на линиях входа отбензиненной нефти в печь П-2 с сигнализацией по минимальному значению параметра. Постоянство температуры 4 потока отбензиненной нефти на выходе из П-2 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 21 клапан которого расположен на линии подачи газообразного топлива к форсункам правой стороны печи П-2. Температура отбензиненной нефти на выходе 2 потока из печи П-2 контролируется с помощью термопары поз. TR 55-6. Температура отбензиненной нефти на выходе из П-2 поддерживается на уровне не более 365°С.
Отбензиненная нефть с низа колонны К-1 поступает на прием насосов Н-2 (Н-2А Н-2Б) Н-3 (Н-3А) и четырьмя потоками подается в печь П-1 и двумя потоками в печь П-2 где нагревается до температуры не более 365°С и поступает в ректификационную колонну К-2 на 6 тарелку.
Постоянство расходов по потокам печи П-1 поддерживается регуляторами расхода поз. FRCA 411 - по 1 потоку поз. FRCA 412 - по 2 потоку
поз. FRCA 413 - по 3 потоку поз. FRCA 414 - по 4 потоку клапана которых расположены на линиях входа отбензиненной нефти в печь П-1 с сигнализацией по минимальному значению параметра.
Постоянство расходов по потокам печи П-2 поддерживается регуляторами расхода поз. FRCA 427 - по 1 потоку поз. FRCA 426 - по 3 потоку клапана которых расположены на линиях входа отбензиненной нефти в печь П-2 с сигнализацией по минимальному значению параметра.
Постоянство температуры отбензиненной нефти на выходе из П-1 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 9 TRC 11 клапана которых расположены на линии подачи газообразного топлива к форсункам печи П-1. Температура отбензиненной нефти на выходе из печи П-1 регистрируется с помощью термопар поз.TR 55-1 (1 поток) поз. TR 55-2 (2 поток) поз. TR 55-3 (3 поток) поз. TR 55-4 (4 поток).
Постоянство температуры 1 и 3 потоков отбензиненной нефти на выходе из П-2 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 18 клапан которого расположен на линии подачи газообразного топлива к форсункам левой стороны печи П-2. Температура отбензиненной нефти на выходе из печи П-2 регистрируется с помощью термопар поз. TR 55-5 (1 поток) поз.TR 55-7 (3 поток).
Температура перевалов печи П-1 регистрируется с помощью термопар поз. TR 40-1 TR 40-2 TR 40-3 TR 40-4 TR 40-5 ТR 40-6. Температура 1 и 4 потоков на выходе из конвекционной части регистрируется с помощью термопар поз. TR 32-19 TR 32-20 соответственно а температура 2 и 3 потоков - с помощью термопар поз. TR 32-43 TR 32-42 соответственно. Температура перевалов печи П-2 регистрируется с помощью термопар поз. TR 40-7 TR 40-8 TR 40-9 TR 40-10 TR 40-11 TR 40-12. Температура 2 и 4 потоков на выходе из конвекционной части регистрируется с помощью термопар поз. TR 32-25 TR 32-26 соответственно а температура 1 и 3 потоков - с помощью термопар поз. TR 32-27 TR 32-28 соответственно.
Содержание кислорода в дымовых газах печи П-1 регистрируется кислородомером поз.QR 5001 установленным на выходе дымовых газов из печи П-1. Содержание кислорода в дымовых газах печи П-2 регистрируется кислородомером поз.QR 5002 установленным на выходе дымовых газов из печи П-2.
Колонна К-2 работает при следующих рабочих условиях:
- давление верха от 02 до 1 кгссм2;
- температура верха до 148°С;
- температура низа до 350°С.
Для улучшения отпаривания легких фракций в нижнюю часть колонны К-2 подается перегретый пар из пароперегревателей печей П-123. Постоянство расхода перегретого пара поддерживается регулятором расхода поз.FRC 421 клапан которого установлен на линии подачи перегретого пара в нижнюю часть колонны К-2.
Давление в колонне К-2 регистрируется с помощью датчика давления поз. PRSA 213. При подъеме давления до 10 кгссм2 срабатывает сигнализация а до 15 кгссм2 - срабатывает блокировка приводящая к отсечению подачи жидкого газообразного топлива и бутана на установку прекращению подачи перегретого пара в колонну К-2 и стриппинг К-31 и прекращению подачи теплоносителя в теплообменник Т-1К.
Давление в колонне К-2 и емкости Е-2 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентилятора а также открытием-закрытием жалюзи на аппаратах воздушного охлаждения АВЗ-4 АВЗ-5.
Колонна К-2 оснащена уровнемерами поз.LRCA 604 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз.LRSA 604А (дублёр) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз.LR 604В (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра - поз. LDA 604V. При снижении уровня в колонне К-2 поз. LRSA 604А (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-4 Н-4А Н-32 Н-32А.
Постоянство уровня в колонне К-2 поз. LRCA 604 поддерживается регулятором клапан которого установлен на линии откачки 1 потока мазута на выкиде Н-4 Н-4А Н-32 Н-32А перед теплообменником Т-226.
Пары воды и бензиновой фракции 85-180°С с верха колонны К-2 проходят аппараты воздушного охлаждения АВЗ-45 затем конденсаторы-холодильники Х-23 Х-24 Х-25 где происходит их конденсация и поступают в рефлюксную емкость Е-2. Температура продукта поступающего в емкость Е-2 регистрируется с помощью термопары поз.TR 43-1.
Давление в ёмкости Е-2 регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 360.
Из емкости Е-2 фракция 85-180°С забирается насосами Н-7(Н-7А) и частично подается на орошение колонны К-2. Постоянство расхода орошения колонны К-2 поддерживается регулятором расхода поз. FRC 418 клапан которого расположен на линии подачи острого орошения в колонну К-2 с коррекцией по температуре верха колонны К-2 поз.TRC 50. Температура острого орошения на входе в колонну регистрируется с помощью термопары поз. TR 42-2.
Избыток фракции 85-180°С откачивается насосами Н-7 (Н-7А) в отстойник А-1 где происходит защелачивание бензина 10-15% раствором щелочи затем поступает в отстойник А-21 где происходит отстой бензина от унесенной щелочи и далее по линии 211 направляется в цех № 13 либо совместно со стабильной фракцией НК-180оС по линии №328 поступает в резервуары № 13 14 15 парка тит.555. Постоянство давления в А-1 А-21 поддерживается регулятором давления поз. PRC 224 клапан которого расположен на линии выхода бензина из отстойника А-21. Расход бензина из емкости Е-2 в отстойник А-1 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 609А. Имеется возможность направить фракцию 85-180оС с выкида насоса Н-7 (Н-7А) на установку Л-356 по линии №1521 минуя А-1 А-21. Расход фракции 85-180оС на установку Л-356 регистрируется расходомером поз. FQR 3К-35 а температура - с помощью термопары поз.TR 1К-23.
Температура фракции 85-180°С из Е-2 на выходе с установки регистрируется с помощью термопары поз. TR 4-27. Количество фракции 85-180°С откачиваемой из А-21 обсчитывается с помощью расходомера поз. FQR 853 расположенного на линии выхода фракции 85-180°С с установки.
Ёмкость Е-2 оснащена уровнемерами поз.LRCA 609 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LRSA 609В (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 609V. Постоянство уровня в емкости Е-2 поддерживается регулятором поз. LRCA 609 клапан которого установлен на линии откачки бензина из емкости Е-2 в отстойник А-1. При снижении уровня в ёмкости Е-2 поз. LRSA 609В (дублёр) менее 15% - срабатывает сигнализация и блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-7 (Н-7А).
На установке имеется схема подачи фракции 85-180°С на прием насоса Н-6 (Н-6А) и далее на загрузку стабилизационной колонны К-4 и на орошение колонны К-1.
Постоянство уровня раздела фаз в Е-2 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 610 клапан которого установлен на линии сброса воды из емкости Е-2 в сернисто-щелочную канализацию с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра. Предусмотрена возможность сброса воды из емкости Е-2 в пром.канализацию.
Избыточное тепло колонны К-2 снимается тремя циркулирующими орошениями.
ц.о. забирается с 32 тарелки насосами Н-12(Н-12А) и после охлаждения в теплообменниках Т-32 Т-31 Т-2 Т-42 (межтрубное пространство) предназначенных для подогрева сырой нефти и холодильнике АВГ-1 возвращается в колонну К-2 на 34 тарелку. Расход 1 ц.о. колонны К-2 регистрируется с помощью расходомера поз. FR 420 находящегося на линии выкида насоса
Температура 1 ц.о. регистрируется с помощью термопар: поз. TR 102-28 установленной перед теплообменником Т-32 поз TR 17-3 установленной после теплообменника Т-2 поз. TR 101-48 установленной после теплообменника Т-42 поз.TR 42-3 установленной после АВГ-1.
Постоянство температуры на 34 тарелке К-2 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 14 клапан которого установлен на линии выкида
Н-12(Н-12А) перед входом в теплообменник Т-32.
ц.о. забирается с 22 тарелки К-2 насосами Н-13 (Н-11) и после охлаждения в теплообменнике Т-19 (межтрубное пространство) используемом для нагрева обессоленной нефти теплообменниках Т-152 Т-151 (трубное пространство) используемых для нагрева сырья блока вторичной перегонки бензина и стабилизации поступает на 24 тарелку колонны К-2. Расход 2 ц.о. колонны К-2 регистрируется с помощью расходомера поз. FRSA 472 находящегося на линии выкида насоса Н-13 (Н-11) с сигнализацией по минимальному значению параметра. Температура 2 ц.о. регистрируется с помощью термопар: поз. TR 17-12 установленной после Т-19 поз. TR 42-4 установленной после Т-151. Давление на выкиде Н-11 регистрируется с помощью датчика давления поз.PRSA 278 с сигнализацией по минимальному значению параметра. При одновременном снижении расхода 2 ц.о. менее 20 м3ч и давления на выкиде Н-11 менее 4 кгссм2 - срабатывает сигнализация и блокировка приводящая к останову насоса Н-11.
Постоянство температуры на 24 тарелке К-2 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 15 клапан которого установлен на линии выкида
Н-13(Н-11) перед входом в теплообменник Т-19.
ц.о. забирается с 12 тарелки насосами Н-17 (Н-19) и после охлаждения в теплообменниках Т-26 Т-252 Т-24 Т-20 (межтрубное пространство) предназначенных для нагрева обессоленной нефти возвращается на 14 тарелку. Расход 3 ц.о. К-2 регистрируется с помощью расходомера поз. FRSA 419 находящегося на линии выкида насосов Н-17 (Н-19) с сигнализацией по минимальному значению параметра. Температура 3 ц.о. регистрируется с помощью термопар: поз TR 17-11 установленной после Т-24 поз. TR 42-5 установленной после Т-20. Давление на выкиде Н-19 регистрируется с помощью датчика давления поз.PRSA 279 с сигнализацией по минимальному значению параметра. При одновременном снижении расхода 3 ц.о. менее 20 м3ч и давления на выкиде Н-19 менее 4 кгссм2 - срабатывает блокировка приводящая к останову насоса Н-19.
Постоянство температуры на 14 тарелке К-2 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 16 клапан которого установлен на линии выкида
Н-17(Н-19) перед входом в теплообменник Т-26.
Имеется возможность использовать для подачи 3 ц.о. К-2 насос Н-11.
Температура низа колонны К-2 регистрируется с помощью термопары поз. TR 43-9 температура над 6 тарелкой регистрируется с помощью термопары поз. TR 43-10 температура на 13 тарелке регистрируется с помощью термопары поз. TR 43-8 температура на 33 тарелке регистрируется с помощью термопары поз. TR 43-7.
С 35 25 15 тарелок в качестве боковых погонов в соответствующие стриппинга колонны К-3 выводятся фракции 140-240°С 240-300°С и
Отпарная колонна К-3 состоит из трех самостоятельных стриппингов: К-3123. Температуры на перетоках фракций из колонны К-2 в колонны К-3123 регистрируется с помощью термопар поз. TR 17-33 поз. TR 32-12 поз. TR 32-13 соответственно.
Температура в стриппингах К-31 К-32 К-33 регистрируется с помощью термопар поз. TR 17-36 поз. TR 32-14 поз. TR 32-47 соответственно.
Стриппинг К-31 оснащен уровнемерами поз.LRCA 606 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
LRSA 606В (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 606V. Постоянство уровня в стриппинге К-31 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 606 клапан которого расположен на линии выкида насоса Н-14 (Н-67А) непосредственно после насоса. При снижении уровня в стриппинге К-31 поз. LRSA 606В (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-14 Н-67А.
Стриппинг К-32 оснащен уровнемерами поз.LRCA 607 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз. LRSA 607В (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 607V. Постоянство уровня в стриппинге К-32 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 607 клапан которого расположен на линии выкида насоса Н-15 (Н-35) перед холодильником Х-81. При снижении уровня в стриппинге К-32 поз. LRSA 607В (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-15 Н-35.
Стриппинг К-33 оснащен уровнемерами поз.LRCA 608 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз. LRSA 608В (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 608V. Постоянство уровня в стриппинге К-33 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 608 клапан которого расположен на линии выкида насоса Н-16 (Н-16А) непосредственно после насоса. При снижении уровня в стриппинге К-33 поз. LRSA 608В (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-16 Н-16А.
Для увеличения температуры вспышки фракции 140-240оС в стриппинг К-31 подается перегретый пар из пароперегревателей печей П-1 П-3 П-2. Постоянство расхода острого перегретого пара в стриппинг К-31 поддерживается регулятором расхода поз.FRC 422 клапан которого расположен на линии подачи перегретого пара в стриппинг К-31.
Пары с верха стриппинга К-31 возвращаются под 36 тарелку К-2.
Фракция 140-240°С забирается из К-31 насосом Н-14 (Н-67А) прокачивается через теплообменники Т-13 Т-12 Т-11 (межтрубное пространство) где охлаждается сырой нефтью холодильник Х-9 (межтрубное пространство) где охлаждается оборотной водой 1 системы и далее параллельно проходит через аппараты с насадкой «Панченкова» F-3 F-4 последовательно - через отстойники А-22 А-31 А-32 А-4 А-5 и выводится с установки. Постоянство давления в отстойниках поддерживается регулятором давления поз. PRC 225 клапан которого установлен на линии выхода фракции 140-240°С из отстойника А-5. Температура фр.140-240°С регистрируется с помощью термопар: поз. TR 102-27 установленной после теплообменника Т-11 поз. TR 17-39 установленной после холодильника Х-9 поз. TR 104-16 установленной после отстойника А-5.
После отстойника А-5 фракция 140-240°С откачивается в товарный парк цеха №13. Расход фр.140-240°С выходящей из колонны К-31 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 606А расположенного на линии выкида насосов Н-14 (Н-67А). Расход фр.140-240°С на выходе из отстойников обсчитывается с помощью расходчика поз. FQR 850.
Существует возможность использования для откачки К-31 насоса Н-35.
Имеется возможность направить фр.140-240С из К-31 на узел демеркаптанизации.
Процесс демеркаптанизации фракции 140-240С основан на селективной гидрогенизации меркаптанов в результате которой они превращаются в газообразные углеводороды с выделением сероводорода.
Реакция протекает следующим образом:
R-SH + H2 = RH + H2S.
Деструкция меркаптанов в присутствии катализатора происходит при относительно низкой температуре при которой другие углеводороды и гетеросоединения не претерпевают изменений что обуславливает высокую селективность процесса.
Процесс демеркаптанизации фракции 140-240С в потоке водорода и в присутствии алюмокобальтмолибденового катализатора начинает протекать при температурах выше 150°С.
При повышении температуры до 200-210°С содержание меркаптанов снижается до минимальной величины. Подъем температуры выше 250°С не рекомендуется из-за усиления протекания побочных реакций.
Селективная гидродеструкция меркаптанов в «мягких» условиях процесса демеркаптанизации обуславливает низкое потребление водорода и возможность проведения его при низком давлении – на уровне 1-5 кгссм2. В то же время повышение парциального давления водорода в слое катализатора будет способствовать увеличению срока эффективной работы катализатора.
В процессе демеркаптанизации наряду с основной реакцией могут протекать реакции приводящие к образованию продуктов уплотнения и кокса.
Наиболее благоприятными для протекания процесса демеркаптанизации фракции 140-240С являются следующие условия:
температура - 180 – 220°С
давление - более 10 кгссм2.
подача водорода - не менее 300 кгч.
Проведение процесса при температуре ниже 180С приводит к резкому замедлению скорости реакции подъем температуры процесса выше 220С не дает значительного роста скорости реакции.
При работе узла демеркаптанизации фракция 140-240С из стриппинга
К-31 насосами Н-14(Н-67А) подается в тройник смешения с водородсодержащим газом (ВСГ) расположенный перед Т-251. Смесь фракции 140-240С и ВСГ направляется в теплообменник Т-251 (межтрубное пространство) где нагревается за счет тепла фракции 300-350°С из К-33. Расход фракции 140-240С на узел регистрируется расходомером поз. FQR 606А.
Для исключения передавливания ВСГ в керосин на линии керосина от
Н-14 (Н-67А) установлен клапан-отсекатель UV 3003 который отсекает подачу фракции 140-240С на узел демеркаптанизации при снижении её расхода до
Постоянство температуры смеси фракции 140-240С и ВСГ после теплообменника Т-251 поддерживается регулятором температуры поз.TRC 1001 клапан которого установлен на линии подачи фракции 300-350С помимо теплообменника Т-251. Расход ВСГ поддерживается регулятором расхода поз. FQRC 3001 клапан которого установлен на линии подачи ВСГ в тройник смешения. Клапан поз. UV 3001A является отсекателем прекращающим подачу ВСГ на установку в случае возникновения аварийной ситуации. Клапан закрывается нажатием кнопки дистанционного управления находящейся в операторной. Для ограничения расхода ВСГ на блок демеркаптанизации на входе на установку перед клапаном-отсекателем UV 3001A установлена шайба диаметром 15 мм.
Из теплообменника Т-251 смесь фракции 140-240С и ВСГ направляется либо в колонну К-124 либо в стриппинг К-122 заполненные катализатором. При работе колонны К-124 стриппинг К-122 выключается из работы и перекрывается задвижками. При работе стриппинга К-122 колонна К-124 выключается из работы и перекрывается задвижками. Температура смеси фракции 140-240С и ВСГ на входе в колонну К-124 (стриппинг К-122) регистрируется термопарой поз. TR 1004. Для более полного перемешивания смеси ВСГ и фракции 140-240С перед входом в колонну К-124 (стриппинг К-122) установлен смеситель См-1К.
К-124 эксплуатируется при следующих рабочих условиях:
давление - от 10 до 70 кгссм2
температура - в пределах 180 - 220 С.
К-1223 эксплуатируются при следующих рабочих условиях:
давление - от 10 до 50 кгссм2
В колоннах К-124 и К-122 происходит процесс демеркаптанизации фракции 140-240С с образованием сероводорода. Температура газопродуктовой смеси в колонне К-122 регистрируется термопарой поз. TR 1002. Температура газопродуктовой смеси на выходе из колонны К-124 (К-122) регистрируется термопарой поз. TR 1005. Температура реакционной смеси в колонне К-124 регистрируется многозонной термопарой поз.TR 10111-7 температура стенки колонны К-124 регистрируется термопарами поз. TR 10121-16. Давление на входе в К-122 регистрируется прибором поз. PR 2003. Давление вверху колонны К-124 регистрируется по прибору поз. PR 2005. Температура продукта внизу К-124 регистрируется термопарой поз. TR 1010.
Для охлаждения газосырьевой смеси поступающей при подрыве ППК на К-122 на факел на линии её сброса в каплеотбойник Е-44К установлен холодильник Х-15.
Продукты реакции из колонны К-124 (К-122) самотеком перетекают в стриппинг К-123 где из фр. 140-240С выделяются газы. Давление реакционной смеси на входе в К-123 измеряется прибором поз. PR 2004. Температура реакционной смеси на входе в К-123 контролируется с помощью термопары поз. TR 1005.
Для лучшей отпарки газов и легкокипящих углеводородов из фр. 140-240 С в нижнюю часть стрипинга К-123 из пароперегревателя печи П-2 подается перегретый пар. Расход пара в К-123 стабилизируется регулятором поз. FRС 3002 клапан которого расположен на линии подачи пара в стрипинг К-123.
Из стрипинга К-123 фракция 140-240оС забирается насосами Н-23(Н-49 Н-68) и подается в теплообменник Т-13 (межтрубное пространство) где охлаждается 1 потоком сырой нефти и далее направляется по существующей схеме откачки фракции 140-240оС.
Cтриппинг К-123 оснащен уровнемерами поз.LRCA 4002-1 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз. LRSA 4002-2 (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра - поз. LDA 4002-3. При снижении уровня в стриппинге К-123 поз. LRSA 4002-2 (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-23 (Н-49).
Постоянство уровня в стриппинге К-123 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 4002-1 клапан которого установлен на линии откачки фракции 140-240С в теплообменник Т-13 на выкиде насосов Н-23 (Н-49 Н-68).
Давление в колоннах К-12234 поддерживается регулятором давления поз.PRC 2001 клапан которого установлен на линии сброса ВСГ из сепаратора С-1К. Температура низа стриппинга К-123 измеряется термопарой поз. TR 1003. Для уменьшения уноса фракции 140-240С из стриппинга К-123 в верхнюю часть стриппинга в качестве абсорбента направляется часть фракции 140-240оС забираемая с выкида насосов Н-23 (Н-49Н-68) и охлаждаемая в АВГ-1 (секция ХВ-15К). Расход абсорбента в К-123 поддерживается регулятором расхода поз. FRC 3004 клапан которого установлен на линии подачи абсорбента в стриппинг К-123. Температура абсорбента на входе в К-123 контролируется с помощью термопары поз. TR 1004.
Смесь паров углеводородов и ВСГ с верха стрипинга К-123 проходит воздушный холодильник АВГ-1 (секции ХВ-30К и ХВ-31К) водяной холодильник Х-19 (межтрубное пространство) и поступает в сепаратор С-1К где происходит разделение газовой и жидкой фазы. В верхней части сепаратора
С-1К установлен струйный каплеотбойник. ВСГ и легкие углеводороды с верха сепаратора С-1К направляются в холодильник Х-24 после которого выводятся с установки в линию неочищенного топливного газа либо сбрасываются в емкость Е-44К а затем на факел. Давление в верхней части С-1К контролируется с помощью датчика давления поз. PR 2002. Жидкая фаза с низа сепаратора С-1К откачивается насосами Н-110К (Н-111К) либо на смешение с нефтяным орошением колонны К-1 либо на смешение с фракцией 140-240С направляемой в качестве абсорбента в газосепаратор К-7. Расход жидкой фазы откачиваемой из С-1К регистрируется расходомером поз. FQR 3005 расположенного на линии откачки жидкой фазы из сепаратора С-1К на выкиде насосов Н-110К (Н-111К).
Сепаратор С-1К оснащен уровнемерами поз. LRCA 4003-1 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 4003-2 (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра - поз. LDA 4003V. Постоянство уровня в С-1К поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 4003-1 клапан которого установлен на линии откачки из сепаратора жидкой фазы насосами Н-110К (Н-111К) на выкиде насосов. Вода из сепаратора С-1К дренируется либо в промливневую либо в сернисто-щелочную канализацию (на установку ОПУ). Постоянство уровня раздела фаз в С-1К поддерживается с помощью регулятора уровня раздела фаз поз.LRСА 4003-3 клапан которого установлен на линии сброса воды из С-1К в канализацию с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра.
Для абсорбции из газа жидкого остатка часть фракции 140-2400С подается в верхнюю часть газосепаратора К-7 по схеме:
Фр. 140-240 0С Х-9 Х-12 К-7.
Давление необходимое для обеспечения подачи фракции 140-240°С в верхнюю часть К-7 поддерживается с помощью регулятора давления в отстойниках поз. РRC 225. Фр. 140-240°С подается в К-7 только при включенном в работу регуляторе давления поз. PRC 225.
Имеется возможность подать в верхнюю часть газосепаратора К-7 из сепаратора С-1К уловленную керосиновую фракцию по схеме:
С-1К Н-110К (Н-111К) К-7
при этом регулятор расхода поз.FRC 446 клапан которого расположен на линии подачи абсорбента в газосепаратор К-7 переводится на ручное управление.
При регенерации катализатора постоянство расхода по потокам печи П-5 поддерживается регуляторами расхода поз. FRCA 3007 - по 1 потоку поз. FRCA 3008 - по 2 потоку клапана которых расположены на линиях входа пара или азота в печь П-5 с сигнализацией по минимальному значению параметра. Количество пара проходящего по 1 и 2 потокам П-5 обсчитывается с помощью расходомера поз.FQR 402 расположенного перед П-5.
Постоянство температуры пара или азота на выходе из П-5 поддерживается регуляторами температуры поз. TRC 1007 TRC 1008 клапана которых расположены на линии подачи газообразного топлива к форсункам печи П-5.
Температуры пара или азота на выходе из П-5 после объединения 1 и 2 потоков регистрируется с помощью термопары поз. TR 1009. Температура перевалов печи П-5 регистрируется с помощью термопар поз. TR 1013 TR 1014 TR 1015 TR 1016 TR 1017 ТR 1018.
Фр. 240-300°С забирается из стриппинга К-32 насосами Н-15 (Н-35) и разделяется на два потока. Первый поток прокачивается через межтрубное пространство теплообменников Т-182 Т-181 Т-17 где охлаждается 1 потоком обессоленной нефти поступает в межтрубное пространство теплообменника
Т-8 где охлаждается 3 потоком сырой нефти а затем направляется в межтрубное пространство холодильника Х-183 где охлаждается речной водой. Имеется возможность подать в холодильник Х-183 в качестве хладагента оборотную воду 1 системы. Температура 1 потока фр.240-300оС на выходе из теплообменника Т-8 регистрируется с помощью термопары поз. TR 17-13.
Второй поток прокачивается через межтрубное пространство теплообменника Т-277 где охлаждается топливным мазутом поступающим на форсунки печей установки и через трубное пространство теплообменника Т-30 где охлаждается топливным газом также поступающим на форсунки печей установки.
Расход 2 потока фр. 240-300°С поддерживается в зависимости от температуры мазута выходящего из теплообменника Т-277 регулятором поз. TRC 1К-15-2 клапан которого установлен на линии откачки фр. 240-300°С помимо теплообменника Т-277. Температура второго потока фр.240-300°С на выходе из теплообменника Т-277 регистрируется с помощью термопары поз. TR 1К-15-1 на выходе из теплообменника Т-30 - с помощью термопары поз.TR 1К-16-1. Расход фр.240-300°С откачиваемой из стриппинга К-32 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 607А находящегося на линии выкида насосов Н-15 (Н-35).
Перед теплообменником Т-1К оба потока фр.240-300 °С объединяются в межтрубном пространстве Т-1К отдают свое тепло бутановой фракции поступают в межтрубное пространство холодильников Х-81 Х-82 где охлаждаются оборотной водой 1 системы и откачиваются с установки в парки цеха № 13 по линии №325 или на установки гидроочистки Л-246 ЛЧ-247 по линии №330. Температура фр. 240-300°С контролируется с помощью термопары поз.TR 49 установленной после холодильника Х-82. Обсчет количества фр. 240-300°С откачиваемой с установки осуществляется расходомером поз. FQR 851 расположенным на линии выхода фр. 240-300°С с установки.
Пары с верха стриппинга К-32 возвращаются под 26 тарелку К-2.
Фракция 300-350°С забирается из стриппинга К-33 насосами Н-16
(Н-16А) прокачивается через трубное пространство теплообменника Т-251 где охлаждается смесью фр.140-240оС с ВСГ межтрубное пространство теплообменников Т-23 Т-21 где охлаждается 2 потоком обессоленной нефти; межтрубное пространство Т-71 Т-62 Т-61 где охлаждается 2 потоком сырой нефти; межтрубное пространство Т-72 где охлаждается 3 потоком сырой нефти; межтрубное пространство холодильника Х-11 где охлаждается оборотной водой 1 системы и откачивается с установки в парки установок Л-246 ЛЧ-247 по линии №330 или в парк цеха № 13 по линии №325. Расход фр. 300-350°С откачиваемой из стриппинга К-33 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 608А находящегося на выкиде насосов Н-16 (Н-16А).
Пары с верха стриппинга К-33 возвращаются в К-2 под 16 тарелку.
Температура фр. 300-350°С регистрируется с помощью термопар: поз. TR 17-9 установленной после теплообменника Т-72 и поз. TR 42-9 установленной после холодильника Х-11.
Расход фр. 300-350°С с установки обсчитывается расходчиком поз. FQR 852 расположенным на линии выхода фр. 300-350 °С с установки.
Имеется возможность совместного вывода фр. 240-300°С и фр. 300-350°С с установки в парки установок Л-246 ЛЧ-247 по линии №330 или в парк цеха № 13 по линии №325.
Объединение фр. 240-300°С и фр. 300-350°С происходит либо на блоке холодильников после холодильников Х-82 и Х-11 либо на выходе с установки на узле объемных счетчиков.
На установке имеется возможность получения дизельного топлива «З».
В этом случае фр. 140-240оС на границе установки смешивается с частью
фр. 240-300°С и откачивается с установки по линии № 194 на установки гидроочистки или по линии № 325 в цех № 13. Количество фр. 240-300оС вовлекаемой в процесс получения дизельного топлива «З» учитывается с помощью прибора поз. FQR 851 установленного на линии откачки фр. 240-300°С на границе установки. Количество фр. 240-300°С идущей на смешение с фр. 140-240°С определяется требуемой плотностью дизельного топлива «З». Общее количество дизельного топлива «З» откачиваемого с установки учитывается суммированием показаний приборов поз. FQR 851 и FQR 850. Оставшаяся часть фр. 240-300°С К-32 смешивается на границе установки с фр. 300-350°С откачиваемой из стриппинга К-33 и по линии откачки фр. 300-350°С поступает в цех № 13 по линии № 325 или на установки гидроочистки Л-246 ЛЧ-247 по линии № 330 .
Мазут с низа колонны К-2 поступает на прием насосов Н-4(Н-4А) и
Н-32(Н-32А) на выкиде которых он делится на 2 потока.
поток мазута проходит трубное пространство теплообменников
Т-2265 межтрубное пространство теплообменника Т-224 трубное пространство теплообменников Т-22321 предназначенных для нагрева обессоленной нефти межтрубное пространство теплообменников Т-273 Т-274 используемых для нагрева теплофикационной воды межтрубное пространство теплообменников Т-5 Т-41 используемых для нагрева 1 потока сырой нефти и направляется в резервуары цеха № 13 (по линии 277) в качестве сырья установок ВТ-6 или ВТ-3 (по линии 277А). Расход 1 потока мазута выводимого в линию 277А контролируется расходомером поз.FQR 821.
Температура 1 потока мазута регистрируется с помощью термопар поз.TR 17-19 расположенной после теплообменника Т-221 поз. TR 17-6 расположенной после теплообменника Т-274 поз. TR 17-54 расположенной после теплообменника Т-41 и поз. TR 17-56 расположенной на выходе с установки.
поток мазута прокачивается через трубное пространство теплообменника Т-271 предназначенного для нагрева 1 потока обессоленной нефти через трубное пространство теплообменника Т-272 предназначенного для нагрева теплофикационной воды межтрубное пространство теплообменников
Т-11 Т-102 Т-101 Т-92 Т-91 где нагревается 3 поток сырой нефти межтрубное пространство холодильника Х-38 где он охлаждается оборотной водой 1 системы затем поступает по линии №277 в резервуары цеха № 13 или по линии №653 – в качестве сырья для установки КМ-2.
Расход 2 потока мазута поддерживается регулятором расхода поз.FQRC 520 клапан которого установлен на выкиде насосов Н-4 (Н-4А) и Н-32 (Н-32А) перед теплообменником Т-271.
Температура 2 потока мазута регистрируется с помощью термопар поз. TR 17-17 расположенной после теплообменника Т-101 поз. TR 17-46 расположенной после холодильника Х-38.
Имеется возможность перед выводом с установки объединить оба потока мазута.
Количество мазута уходящего с установки в линию №277А после объединения 1 и 2 потоков обсчитывается с помощью расходчика поз. FQR 822 расположенного на линии 1 потока мазута после объединения со вторым потоком мазута.
Существует возможность вывода части 2 потока мазута для подпитки заводского топливного кольца а также в качестве сырья на ЯЗТУ (по линии 699). Количество мазута выводимого в заводскую топливную линию обсчитывается расходомером поз. FQR 3К-19 расположенном на линии вывода мазута в заводскую топливную линию.
6. Блок абсорбции углеводородного газа и стабилизации бензина
Газы из емкости Е-1 поступают на 9 тарелку газосепаратора К-7. В газосепараторе за счет абсорбции растворителем из газа поглощаются пропан и бутан.
Колонна К-7 работает при следующих рабочих условиях:
давление верха от 1 до 45 кгссм2
температура верха не выше 70 0С
температура низа не выше 71 0С
Температура газа поступающего из емкости Е-1 в газосепаратор К-7 регистрируется с помощью термопары поз.ТR 44-8 расположенной на линии подачи газа из емкости Е-1 в газосепаратор К-7 непосредственно у К-7.
Газосепаратор К-7 состоит из двух частей: верхней и нижней соединенных между собой перетоком по жидкости и газоуравнительной линией по парам. Температура жидкости в нижней и температура газа в верхней части газосепаратора К-7 регистрируется с помощью термопар поз.ТR 44-6 и поз. ТR 44-5 соответственно.
В качестве абсорбента в газосепараторе К-7 используется фр. 140-2400С из К-31 или уловленная керосиновая фракция откачиваемая с низа сепаратора
С-1К. Абсорбент подается в верхнюю часть К-7 а затем по перетоку перетекает в нижнюю часть колонны. Смесь уловленных легких углеводородов и абсорбента с низа газосепаратора К-7 поступает на прием насосов Н-47 (Н-48) и далее откачивается на 17 тарелку колонны К-1.
Постоянство расхода фракции 140-240 0С в К-7 поддерживается с помощью регулятора расхода поз. FRC 446 клапан которого установлен на линии подачи абсорбента непосредственно перед К-7. Температура абсорбента поступающего в газосепаратор К-7 регистрируется с помощью термопары
Газосепаратор К-7 оснащен уровнемерами поз. LRCA 619 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра поз. LRSA 619B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 619V. Постоянство уровня в газосепараторе К-7 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 619 клапан которого расположен на линии откачки насыщенного абсорбента в К-1 на выкиде насосов Н-47 (Н-48). При снижении уровня в колонне К-7 поз. LRSA 619B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-47 (Н-48).
Расход насыщенного абсорбента с низа газосепаратора К-7 на 17 тар. К-1 регистрируется с помощью расходомера поз. FR 619А расположенного на выкиде насосов Н-47 (Н-48).
Постоянство давления в газосепараторе К-7 поддерживается регулятором давления поз. PRC 221 клапан которого расположен на линии выхода жирного газа из газосепаратора К-7. Расход жирного газа из К-7 регистрируется и обсчитывается с помощью расходомера-интегратора поз. FQR 429 расположенного на линии жирного газа из К-7 на БКГ до врезки в данную линию линии сброса газа из емкости Е-3. Давление в линии газа из К-7 на БКГ регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 859 а его температура регистрируется с помощью термопары поз. ТR 1-23. Датчик давления и термопара расположены на линии подачи газа из К-7 на БКГ на выходе с установки.
Кроме БКГ газ из газосепаратора К-7 и из емкости Е-3 может быть направлен на печи П-12345 установки. Расход газа на печи регистрируется и обсчитывается с помощью расходомера поз.FQR 811 расположенного на линии подачи газа из К-7 и Е-3 на печи П-12345 перед теплообменником Т-30.
Подача газа из К-7 на печи осуществляется до клапана поз. PRC 221. Линия газа из К-7 и Е-3 на печи врезается в линию топливного газа из общезаводской сети после клапана регулятора давления топливного газа на установку
поз. PRCA 205 расположенного на входе линии топливного газа на установку. Далее смесь газов из К-7 и Е-3 и топливный газ из заводской линии проходят через межтрубное пространство теплообменника Т-30 где подогреваются 2 потоком фр. 240-3000C откачиваемой из стриппинга К-32 и подаются на сжигание к форсункам печей П-12345.
Фр. НК-180оС из емкости Е-1 забираемая насосами Н-6 (Н-6А) а также фр. 85-180оС подаваемый от Н-7 (Н-7А) на прием Н-6 (Н-6А) двумя потоками направляются в колонну стабилизации К-4. Первый поток подается на 23 тарелку колонны К-4 а второй пройдя последовательно межтрубное пространство теплообменников Т-14 Т-151 где он нагревается за счет тепла стабильного бензина с низа колонны К-4 и 2 ц.о. колонны К-2 соответственно подается на 15 тарелку колонны К-4. Существует возможность объединения данных потоков на входе в колонну К-4 и их совместной подачи на 15 19 или 23 тарелки К-4.
Суммарный расход бензина поступающего в К-4 по двум потокам регистрируется с помощью диафрагмы поз. FR 415.
Постоянство загрузки на 23 тарелку колонны К-4 поддерживается регулятором расхода поз. FRC 444 клапан которого расположен непосредственно перед колонной.
Температура бензина подаваемого на 15 тарелку К-4 контролируется с помощью термопары поз. ТR 44-3.
При работе колонны К-1 с циркуляционным орошением поток бензина подаваемый на 23 тарелку колонны К-4 после теплообменника Т-151 объединяется с частью фр. 40-1800С поступающей от насосов Н-6К (Н-6К1).
Имеется возможность часть бензина с выкида Н-6 (Н-6А) направить в линию острого орошения К-4. Расход бензина подаваемого с выкида Н-6 (Н-6А) в линию острого орошения К-4 регистрируется с помощью расходомера поз. FR 3К-26.
Стабилизатор К-4 работает при следующих условиях:
давление от 6 до 11 кгссм2
температура верха до 80 0С
температура низа до 180 0 C
Постоянство давления в колонне К-4 поддерживается регулятором давления поз. PRCA 220 клапан которого расположен на линии выхода паров с верха колонны К-4. Пары пропан-бутановой фракции с верха стабилизатора поступают в межтрубное пространство конденсаторов-холодильников Х-41 Х-42
Х-43 где охлаждаются оборотной водой 1 системы. После конденсации и охлаждения пропан-бутановая фракция собирается в емкости Е-3. Из емкости Е-3 насосами Н-10 (Н-10А) пропан-бутановая фракция частично подается на орошение стабилизатора К-4 а ее избыток откачивается с установки на установку ГФУ. Давление в емкости Е-3 поддерживается регулятором давления поз. PRCA 223 клапан которого установлен на линии сдувки газа из емкости Е-3 в линию газа выводимого на БКГ. Постоянство расхода орошения колонны К-4 поддерживается регулятором расхода поз. FRC 440 клапан которого расположен на линии подачи острого орошения в колонну К-4 с коррекцией по температуре верха колонны поз. TRC 44-4. Температура пропан-бутановой фракции подаваемой на орошение колонны К-4 регистрируется с помощью термопары поз. ТR 44-1.
Емкость Е-3 оснащена уровнемерами поз. LRCSA 616 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
поз. LRSA 616B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 616V. Постоянство уровня в емкости Е-3 поддерживается регулятором уровня поз. LRCSA 616 клапан которого установлен на линии откачки ПБФ в парки установки ГФУ на выкиде насосов Н-10 (Н-10А). При одновременном снижении уровней в емкости Е-3 поз. LRCSA 616 и LRSA 616B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к останову насосов Н-10 (Н-10А). Расход пропан-бутановой фракции на ГФУ регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 616А расположенного на линии откачки ПБФ на ГФУ на выкиде Н-10 (Н-10А). С целью исключения попадания воды уносимой с ПБФ на ГФУ из рефлюксной емкости Е-3 ежевахтно производится дренирование подтоварной воды. Дренирование выполняется вручную в исправную промливнёвую канализацию. Работа производится бригадой в количестве не менее 2-х человек. Рабочие должны стоять спиной к ветру и иметь при себе фильтрующие противогазы.
Температуры по колонне К-4 регистрируется с помощью термопар
поз. ТR 44-12 (низ К-4) поз. ТRС 44-4 (верх К-4) поз. ТR 204-8 (19 тарелка).
Температура низа колонны К-4 поддерживается циркуляцией фракции низа колонны К-4 через печь П-3 по схеме:
низ К-4 Н-78 (Н-78А) левый потолочный экран П-3 низ К-4.
Постоянство расхода бензина с низа колонны К-4 направляемого через печь П-3 поддерживается регулятором расхода поз. FRCA 441 клапан которого расположен на линии входа бензина в печь П-3.
Постоянство температуры рибойлирующей струи на выходе из П-3 поддерживается с помощью регулятора температуры поз.ТRC 5 клапан которого расположен на линии подачи топливного газа к форсункам левой стороны печи
С низа К-4 стабильная фракция НК-180оС выходит под собственным давлением и разделяется на два потока. Первый поток направляется по межтрубному пространству теплообменника Т-152 где нагревается за счет тепла 2 ц.о. К-2 и подается на 11 тарелку колонны К-9. Постоянство расхода первого потока поддерживается регулятором расхода поз. FQRC 442 клапан которого расположен на линии загрузки колонны К-9 перед теплообменником Т-152.
Второй поток стабильной фракции НК-180оС проходит по трубному пространству теплообменника Т-14 где охлаждается нестабильным бензином из емкостей Е-1 Е-2 по межтрубному пространству параллельно включенных холодильников Х-5 Х-6 по межтрубному пространству холодильника Х-7 где охлаждается оборотной водой 1 системы и поступает в резервуары № 13 14 15 парка тит.555 по линии №328 и в парки цеха №13 или на КР-600 по линии 211.
Кроме этого второй поток стабильной фракции НК-180оС можно направить по следующим направлениям:
После холодильников Х-5 Х-6 по жесткой схеме на блок вторичной перегонки бензина на прием Н-57 (Н-57А).
После холодильников Х-5 Х-6 совместно с фракцией 85-180оС на блок защелачивания бензина в отстойник А-1.
После холодильников Х-5 Х-6 совместно с фракцией 85-180оС с установки. Расход фракции 85-180оС с установки регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 853 а температура с помощью термопары
Колонна К-4 оснащена уровнемерами поз. LRCA 617 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
поз. LR 617B (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 617V. Постоянство уровня бензина в низу колонны К-4 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 617 клапан которого установлен на линии выхода стабильной фракции НК-180оС из холодильников Х-5 Х-6.
Расход избытка бензина с низа К-4 в парк тит. 555 регистрируется с помощью расходомеров: поз. FQR 617А установленного после холодильников
Х-5 Х-6 и поз. FQR 854 установленного после холодильника Х-7. Температура стабильной фракции НК-180оС на выходе с установки регистрируется с помощью термопары поз. ТR 202-35 установленной после холодильника Х-7.
7. Блок вторичной перегонки бензина
Бензиновая фракция НК-180 оС подается в колонну К-9 двумя потоками:
поток бензина из резервуаров Р-13 Р-14 Р-15 поступает на прием насосов Н-57 (Н-57А) прокачивается через межтрубное пространство теплообменника Т-16 где нагревается за счет тепла бензиновой фракции отходящей с низа колонны К-10 и подается на 25 тарелку К-9. Температура 1 потока бензина поступающего на загрузку колонны К-9 контролируется с помощью термопар поз. ТR 17-41 установленной перед теплообменником Т-16 и поз. ТR 202-34 установленной после теплообменника Т-16.
поток бензина с низа колонны К-4 под собственным давлением проходит через межтрубное пространство теплообменника Т-152 где нагревается за счет тепла 2 Ц.О. колонны К-2 и подается на 11 тарелку колонны К-9. Температура 2 потока бензина поступающего на загрузку колонны К-9 регистрируется с помощью термопары поз. ТR 17-40 установленной после теплообменника
Постоянство расхода 1 потока бензина поддерживается регулятором расхода поз.FQRC 816 клапан которого установлен на линии 1 потока бензина непосредственно перед входом в колонну К-9.
Существует возможность объединения данных потоков на входе в колонну К-9 и их совместной подачи на 11 или 25 тарелки К-9.
Колонна К-9 работает при следующих условиях:
давление верха от 1 до 30 кгссм2
температура верха не выше 120оС
температура низа не выше 170оС
Пары фракции НК-62оС выходящие с верха колонны К-9 параллельно проходят межтрубное пространство конденсаторов-холодильников Х-20
Х-211 (либо Х-212) где охлаждаются оборотной водой 1 системы и АВЗ-1 (3 секции) АВЗ-2 (2 секции) где происходит их конденсация и собираются в емкости Е-18. В случае работы без АВЗ-1 (3 секции) АВЗ-2 (2 секции) во время остановки блока вторичной перегонки бензина предусмотрена возможность отглушения входного и выходного коллекторов АВЗ-1 АВЗ-2. Температура продукта поступающего в Е-18 регистрируется с помощью термопары
поз. ТR 17-45 установленной на входе в Е-18.
Из емкости Е-18 фракция НК-62оС поступает на прием насосов Н-54 (Н-54А) и частично подается на орошение верха колонны К-9 а ее избыток проходит через межтрубное пространство холодильника Х-27 где охлаждается оборотной водой 1 системы и направляется в парки цеха № 13 по линии №337К в качестве компонента товарного бензина или на установку изомеризации бензина ЛИ-150 по линии №337А.
Постоянство расхода острого орошения в К-9 поддерживается регулятором расхода поз.FRC 457 клапан которого расположен на линии подачи острого орошения в колонну К-9 с коррекцией по температуре верха колонны поз. TRC 17-57. Температура острого орошения подаваемого в колонну К-9 регистрируется с помощью термопары поз. TR 201-32.
Емкость Е-18 оснащена уровнемерами поз.LRCSA 633 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LRSA 633B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 633V. Постоянство уровня в емкости Е-18 поддерживается регулятором уровня поз. LRCSA 633 клапан которого расположен на линии откачки
фр. НК-62оС с установки перед холодильником Х-27 с коррекцией по расходу фр. НК-62оС с установки поз. FRC 473. При одновременном снижении уровней в емкости Е-18 поз. LRCSA 633 и LRSA 633B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к останову насосов Н-54 (Н-54А). Температура
фр. НК-62оС уходящей с установки регистрируется с помощью термопары
поз. TR 202-36 расположенной после холодильника Х-27.
Давление в колонне К-9 контролируется с помощью датчика давления поз. PRCA 318 с сигнализацией по максимальному значению параметра. Постоянство давления в колонне К-9 поддерживается регулятором давления поз. PRCA 318 клапан которого установлен на линии выхода паров фр.НК-62оС из колонны К-9.
Температура низа колонны К-9 поддерживается циркуляцией кубового продукта по схеме:
низ К-9 Н-76 (Н-79) 1 (правый) поток П-4 низ К-9
Постоянство температуры бензина на выходе из печи П-4 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 28 клапан которого находится на линии подачи топливного газа к форсункам правой стороны печи П-4 с коррекцией по температуре низа колонны К-9 поз.TRC 30.
Постоянство расхода бензина по 1 потоку печи П-4 поддерживается регулятором расхода поз.FRCA 448 клапан которого расположен на линии входа сырья в печь П-4. Давление в 1 потоке П-4 регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 284.
Колонна К-9 оснащена уровнемерами поз. LRCA 632 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
LR 632A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 632V. Постоянство уровня в колонне К-9 поддерживается регулятором поз. FRC 453 клапан которого расположен на линии перетока из колонны К-9 в колонну К-10 с коррекцией по уровню колонны К-9 поз. LRCA 632. Температура на 8 тарелке колонны К-9 регистрируется с помощью термопары поз. TR 45-3.
При пуске блока вторичной перегонки бензина и его выводе на режим существует возможность откачки фр. 62-180оС с низа колонны К-9 насосом
Н-76 с установки минуя колонну К-10 по схеме откачки фр.105-180оС от Н-58 (Н-58А).
Фр. 62-180оС с низа колонны К-9 поступает по линии перетока в колонну К-10 на 17 25 31 37 тарелки. Температура бензина подаваемого на загрузку К-10 регистрируется с помощью термопары поз. TR 45-8.
Количество сырья подаваемого на 17 25 31 37 тарелки колонны К-10 регулируется вручную задвижками расположенными на линиях подачи сырья на соответствующие тарелки в зависимости от режима работы колонны.
Колонна К-10 работает при следующих условиях:
давление верха от 02 до 10 кгссм2
температура верха не выше 110 0 С
температура низа не выше 168 0С
Пары фракции 62-105оС выходящие с верха колонны К-10 двумя параллельными потоками проходят межтрубное пространство холодильников-конденсаторов Х-22 Х-212 где охлаждаются оборотной водой 1 системы АВЗ-1 (3 секции) и АВЗ-2 (4 секции) где происходит их конденсация и поступают в емкость Е-17. Температура бензина на входе в Е-17 регистрируется с помощью термопары поз. TR 17-44.
Из емкости Е-17 фракция 62-105 оС поступает на прием насосов Н-55
(Н-56 Н-59) и частично подается на орошение верха колонны К-10 а другая ее часть последовательно прокачивается через межтрубное пространство холодильников Х-25К Х-231 Х-232 где охлаждается оборотной водой 1 системы и выводится с установки на Л-356 по линии №1521 на КР-600 и в цех № 13 по линии №211.
Давление в емкости Е-17 регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 217. Избыточное давление в емкости Е-17 поддерживается вручную с помощью задвижки установленной на линии подачи паров из емкости Е-18 в емкость Е-17.
Температура острого орошения К-10 на входе в колонну регистрируется с помощью термопары поз. TR 17-38.
Постоянство расхода орошения в колонну К-10 поддерживается с помощью регулятора расхода поз. FRC 454 клапан которого расположен на линии подачи острого орошения в колонну с коррекцией по температуре верха К-10 поз. TRC 31.
Емкость Е-17 оснащена уровнемерами поз. LRCA 635 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
поз. LRSA 635B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 635V. Постоянство уровня в емкости Е-17 поддерживается с помощью регулятора уровня поз.LRCA 635 клапан которого установлен на линии откачки фракции 62-105оС с установки. При снижении уровня в емкости
Е-17 поз. LRSA 635B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-55(Н-56 Н-59).
Расход фр. 62-105оС регистрируется с помощью расходомеров поз. FQR 635А установленного на линии выкида Н-55 (Н-56 Н-59) и поз. FQR 857 установленного на выходе фр. 62-105оС с установки. Температура фр. 62-105оС на выходе с установки контролируется с помощью термопары поз. TR 17-50.
Температура низа колонны К-10 поддерживается циркуляцией кубового продукта К-10 по схеме:
низ К-10 Н-77 (Н-77А) 2 (левый) поток П-4 низ К-10
Постоянство температуры бензина на выходе из печи П-4 поддерживается регулятором температуры поз. TRC 29 клапан которого установлен на линии подачи топливного газа к форсункам левой стороны печи П-4 с коррекцией по температуре низа колонны К-10 поз.TRC 36.
Постоянство расхода циркулирующего кубового продукта от насоса Н-77 (Н-77А) через печь П-4 поддерживается регулятором расхода поз. FRCA 449 клапан которого установлен на входе фракции 105-180оС в печь П-4. Давление во 2 потоке печи П-4 регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 285.
Температура перевалов печи П-4 регистрируется с помощью термопар поз. TR 46-1 - TR 46-6. Температуры в конвекционной части П-4 регистрируются с помощью термопар поз. TR 32-35 и поз. TR 32-2 в подовой части П-4 - с помощью термопар поз.TR 32-36 и поз. TR 32-15. Температура в борове печи П-4 регистрируется с помощью термопары поз. TR 32-3.
Температура по колонне К-10 регистрируется с помощью термопар поз. TR 45-5 (10 тарелка) поз. TR 204-7 (28 тарелка) и поз. TR 201-46 (35 тарелка). Давление в колонне К-10 регистрируется с помощью датчика давления поз.PR 293.
Фр.105-180оС забирается с низа колонны К-10 насосами Н-58 (Н-58А) прокачивается через трубное пространство теплообменника Т-32 где охлаждается ПТК установки; трубное пространство теплообменника Т-16 где охлаждается бензином поступающим из парка тит.555 на загрузку К-9 межтрубное пространство последовательно включенных холодильников Х-262 Х-263 где охлаждается оборотной водой 1 системы и поступает в парки установок каталитического риформирования Л-3511 ЛГ-3511 по линии №195 КР-600 или цех №13 по линии № 211.
Колонна К-10 оснащена уровнемерами поз. LRCA 634 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
поз. LRSA 634B (дублёр) с сигнализацией по минимальному значению параметра и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 634V. Постоянство уровня в колонне К-10 поддерживается регулятором уровня поз.LRCA 634 клапан которого установлен на линии откачки фр. 105-180оС с установки перед холодильником Х-262. При снижении уровня в колонне К-10 поз. LRSA 634B (дублёр) менее 15% - срабатывает блокировка приводящая к запрету пуска насосов Н-58 (Н-58А).
Расход фр. 105-180оС регистрируется с помощью расходомеров
поз. FQR 634А установленного на линии выкида Н-58 (Н-58А) и поз. FQR 856 установленного на выходе фр. 105-180оС с установки. Температура
фр. 105-180оС на выходе с установки регистрируется с помощью термопары поз. TR 17-43.
8. Блок защелачивания.
Блок защелачивания предназначен:
8.1. Для защелачивания прямогонного бензина (фр.85-180оС или смеси фр. НК-1800С и фр.85-1800С) уходящего с установки.
8.2. Для защелачивания обессоленной нефти.
В состав блока защелачивания входит блок отстойников фр. 140-240оС от воды.
8.1. Защелачивание бензина.
Бензин забирается из емкости Е-2 насосами Н-7 (Н-7А) и прокачивается через отстойник А-1 где происходит защелачивание бензина 10-15% раствором щелочи и отстойник А-21 где происходит отстой бензина от щелочи унесенной из А-1.
-15% раствор щелочи закачивается с реагентного хозяйства завода в емкость Е-7 по мере необходимости. Уровень в емкости Е-7 регистрируется с помощью уровнемеров поз. LR 627 LRA 627В с сигнализацией по максимальному и минимальному значению параметра. Из Е-7 раствор щелочи забирается насосом Н-33 (Н-33А) и закачивается в отстойник А-1. Контроль за поступлением щелочи в А-1 осуществляется визуально по уровнемерному стеклу установленному на А-1. Закачка щелочи производится на 13 уровнемерного стекла.
Бензин поступающий в отстойник А-1 проходя через инжектор создает разряжение за счет которого происходит поступление щелочи с низа А-1.
Смешение бензина со щелочью происходит в инжекторе и в самом отстойнике А-1 при помощи специально установленного маточника.
Циркуляция щелочи может осуществляться при помощи насоса Н-33 (Н-33А) по схеме:
А-1 Н-33 (Н-33А) инжектор А-1
Для контроля качества защелачивания бензина в А-1 используется «экспресс-анализ» бензина производимый не реже чем 1 раз в 2 часа.
При снижении концентрации щелочи до 25% в А-21 а также при отрицательном результате «экспресс-анализа» бензина производится замена отработанной щелочи на «свежую». Отработанная щелочь и щелочь унесенная из А-1 в А-21 дренируются в сернисто-щелочную канализацию. Дренирование производится вручную в исправную промканализацию бригадой не менее 2-х человек. При дренировании необходимо стоять спиной к ветру и иметь при себе фильтрующий противогаз.
8.2. Защелачивание обессоленной нефти.
Для подавления соляно-кислой коррозии в аппаратах и трубопроводах в обессоленную нефть подается раствор слабой щелочи по схеме:
Емкость Е-5 (Е-6 Е-6А) Н-31 (Н-31А) линия обессоленной нефти с выкида Н-20 (Н-20А Н-20Б) на малый статический смеситель малый статический смеситель прием Н-20 (Н-20АН-20Б).
Для улучшения процесса смешения обессоленной нефти с раствором слабой щелочи на выкиде насосов Н-20 (Н-20АН-20Б) смонтирован большой статический смеситель. Расход обессоленной нефти с выкида на прием насосов
Н-20 (Н-20А Н-20Б) контролируется с помощью расходомера поз.FR 3К-34.
Емкость Е-5 оснащена уровнемерами поз. LRA 628В (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра и
поз. LR 628 (дублёр).
Емкость Е-6 оснащена уровнемерами поз.LRA 4004 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра и
поз. LRА 4005 (дублёр) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра
Емкость Е-6А оснащена уровнемерами поз.LRA 626В (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра и
поз. LR 626 (дублёр).
В емкости Е-5 Е-6 Е-6А раствор слабой щелочи с концентрацией 15-2% принимается с реагентного хозяйства завода по заявке оператора АВТ-4.
Регулирование подачи раствора слабой щелочи в обессоленную нефть производится вручную изменением хода плунжеров на насосах Н-31(Н-31А). Расход раствора слабой щелочи подаваемого в обессоленную нефть регистрируется по измерительной бюретке на приемах Н-31(Н-31А) и по расходомеру поз. FQR 3К-27. В щелочной насосной находятся прибор СТМ-10
поз. QSA 731A (датчик «А») который сигнализирует наличие взрывоопасных концентраций паров и газов более 20% от НПВ.
Удаление воды из фр. 140-240 оС.
Фракция 140-240°С забирается из К-31 насосом Н-14 (Н-35 Н-67А) подаётся на блок демеркаптанизации далее насосами Н-23 (Н-49 Н-68) прокачивается через теплообменники Т-13 Т-12 Т-11 (межтрубное пространство) где охлаждается сырой нефтью холодильник Х-9 (межтрубное пространство) где охлаждается оборотной водой 1 системы далее параллельно проходит через аппараты с насадкой «Панченкова» F-3 F-4 последовательно через отстойники
А-22 А-31 А-32 А-4 А-5 (отстойники работают последовательно) и выводится с установки. При работе без блока демеркаптанизации фр.140-240°С поступает в отстойники по схеме:
К-31 Н-14 (Н-35 Н-67А) Т-13 Т-12 Т-11 (межт. пр-во) Х-9
А-22 А-31 А-32 А-4 А-5
Раз в смену производится зачистка отстойников в промканализацию от отстоявшейся воды до появления в дренажах водной эмульсии керосина. Дренирование производится вручную в исправную промканализацию бригадой не менее 2-х человек. При дренировании необходимо стоять спиной к ветру и иметь при себе фильтрующий противогаз.
9. Описание схемы подачи ингибитора нейтрализатора и деэмульгатора.
Для нейтрализации веществ вызывающих коррозию трубопроводов и оборудования в шлемовую часть колонны К-2 подается нейтрализатор.
Для создания защитной пленки на внутренней поверхности трубопроводов и оборудования в шлемовую часть колонн К-1 К-2 К-4 К-9 подается ингибитор.
Для разрушения эмульсии нефть-вода на блоке ЭЛОУ на прием насосов Н-1 Н-1А Н-1Б подается деэмульгатор.
Реагенты доставляются на установку автомобильным транспортом в бочках по 200 л. Из бочек при помощи насоса Н-102К реагенты последовательно закачиваются в емкость Е-50К используемую для хранения деэмульгатора емкость Е-51К используемую для хранения нейтрализатора емкость Е-52К используемую для хранения ингибитора. Уровень деэмульгатора в емкости Е-50К регистрируется с помощью уровнемера поз.LR 661 и по уровнемерному стеклу.
Уровень реагентов в емкостях Е-51К Е-52К контролируется по уровнемерным стеклам.
Деэмульгатор из емкости Е-50К поступает на прием насоса Н-100К и подается на прием насосов Н-1 (Н-1А Н-1Б).
Нейтрализатор из емкости Е-51К перепускается в емкость Е-53К откуда поступает на прием насоса Н-101К. Насос Н-101К имеет две рабочие головки. С помощью первой подается нейтрализатор в шлемовую часть колонны К-2 с помощью второй подается ингибитор в шлемовую часть колонны К-2.
Ингибитор из емкости Е-52К перепускается в емкости Е-54К Е-55К.
Из емкости Е-55К ингибитор поступает на прием насоса Н-101К и подается в шлемовую часть колонны К-2. Из емкости Е-54К ингибитор поступает на прием насоса Н-100К. Насос Н-100К имеет четыре рабочие головки. С помощью первой подается ингибитор в шлемовую часть колонны К-1 с помощью второй подается ингибитор в шлемовую часть колонны К-4 с помощью третей подается ингибитор в шлемовую часть колонны К-9 с помощью четвертой подается деэмульгатор на прием насосов Н-1 (Н-1А Н-1Б).
Уровень реагентов в емкостях Е-53К Е-54К Е-55К регистрируется с помощью уровнемеров поз. LR 662 поз. LR 663 поз. LR 4001 соответственно и по уровнемерным стеклам.
В линии подачи реагентов предусмотрена подача разбавителя. Расход разбавителя 20-50 лчас ограничивается установленными дроссельными шайбами. В качестве разбавителя в линию деэмульгатора в линию ингибитора в шлемовые части колонн К-1 К-2 и в линию нейтрализатора в шлемовую часть колонны К-2 используется фр.140-240оС поступающая после теплообменника Т-12 или Т-13. В качестве разбавителя в линии ингибитора в шлемовые части колонн К-4 и К-9 используется фр.105-180оС поступающая с выкида насосов Н-77 (Н-77А).
Расход деэмульгатора на тонну нефти определятся по формуле:
R – расход деэмульгатора на 1 тонну нефти гт;
Gг – расход деэмульгатора г;
Vн – объемный расход нефти м3ч;
dн – плотность нефти кгм3.
Расход ингибитора и нейтрализатора в зависимости от скорости истечения 10 мл реагента и потока бензина через шлем колонны определяется по таблице.
Для уменьшения расхода реагента необходимо уменьшить число ходов поршня соответствующей головки насоса Н-100К Н-101К с помощью ручки мультипликатора поворачивая ее против часовой стрелки. Для увеличения расхода реагента увеличить число ходов поршня соответствующей головки насоса Н-100К Н-101К с помощью ручки мультипликатора поворачивая ее по часовой стрелке.
10. Блок утилизации тепла отходящих дымовых газов
Утилизация тепла дымовых газов печи П-1 осуществляется по схеме:
дымовые газы из камеры конвекции печи П-1 дымоход
трубное пространство КУ-34 дымосос Д-79 дымовая труба.
Утилизация тепла дымовых газов печи П-2 осуществляется по схеме:
дымовые газы из камеры конвекции печи П-2 дымоход
трубное пространство КУ-12 дымосос Д-34 дымовая труба.
Утилизация тепла дымовых газов печи П-3 осуществляется по схеме:
дымовые газы из камеры конвекции печи П-3 дымоход
трубное пространство КУ-5 дымосос Д-11 дымовая труба.
В котлах-утилизаторах осуществляется выработка пара с давлением 13 кгссм2 для чего в их межтрубное пространство подается хим. очищенная вода (ХОВ) по схеме:
ХОВ из заводской магистрали под собственным давлением помимо насоса Н-72А Т-33 деаэратор А-22 насосы Н-73 (Н-73А) КУ-12345
пар в общий коллектор пара с КУ-12345 паропровод установки.
Емкость Е-28 и насос Н-72А из работы выключены и используются как резерв на случай падения давления в заводской магистрали ХОВ емкость Е-28 всегда заполнена ХОВ.
Уровень в емкости Е-28 регистрируется с помощью уровнемера поз. LR 654.
Расход ХОВ из заводской линии в А-22 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 500 установленного на линии входа ХОВ на установку. Давление ХОВ после Т-33 регистрируется с помощью датчика давления поз. PRA 211 с сигнализацией по минимальному значению параметра а температура ХОВ - с помощью термопары поз. TR 47. Давление ХОВ после насосов Н-73 (Н-73А) регистрируется с помощью датчика давления поз. PRA 210 с сигнализацией по минимальному значению параметра расположенного на выкиде насосов.
ХОВ направляемая на блок котлов-утилизаторов подогревается в трубном пространстве теплообменника Т-33 за счет тепла промтеплофикационной воды собственного контура установки и поступает в деаэратор А-22 предназначенный для удаления из питательной воды кислорода и других растворенных газов.
Для лучшей отдувки растворенных газов в деаэратор А-22 подается водяной пар. Температура в деаэраторе А-22 контролируется с помощью термопары поз. TR 48.
Деаэратор А-22 оснащен уровнемерами поз. LRC 655(основной) и LR 655А (дублёр) с сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 655V. Постоянство уровня ХОВ в деаэраторе поддерживается регулятором уровня поз. LRC 655 клапан которого расположен на линии подачи ХОВ в деаэратор после теплообменника Т-33.
Котёл КУ-1 оснащен уровнемерами поз. LRCA 656 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 656A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 656V. Постоянство уровня воды в котле-утилизаторе КУ-1 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 656 клапан которого расположен на линии подачи воды в котёл непосредственно перед котлом.
Котёл КУ-2 оснащен уровнемерами поз.LRCA 657 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 657A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 657V. Постоянство уровня воды в котле-утилизаторе КУ-2 поддерживается регулятором уровня поз.LRCA 657 клапан которого расположен на линии подачи воды в котёл непосредственно перед котлом.
Котёл КУ-3 оснащен уровнемерами поз.LRCA 658 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 658A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 658V. Постоянство уровня воды в котле-утилизаторе КУ-3 поддерживается регулятором уровня поз.LRCA 658 клапан которого расположен на линии подачи воды в котёл непосредственно перед котлом.
Котёл КУ-4 оснащен уровнемерами поз.LRCA 659 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 659A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 659V. Постоянство уровня воды в котле-утилизаторе КУ-4 поддерживается регулятором уровня поз.LRCA 659 клапан которого расположен на линии подачи воды в котёл непосредственно перед котлом.
Котёл КУ-5 оснащен уровнемерами поз.LRCA 660 (основной) с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра LR 660A (дублёр) и сигнализацией по рассогласованию показаний основного уровнемера и дублёра поз. LDA 660V. Постоянство уровня воды в котле-утилизаторе КУ-5 поддерживается регулятором уровня поз.LRCA 660 клапан которого расположен на линии подачи воды в котёл непосредственно перед котлом.
Пар с верха барабана каждого котла-утилизатора поступает в общий коллектор и далее в общий паропровод установки. Расход пара вырабатываемого в котлах-утилизаторах учитывается с помощью интегратора расходов поз. FQR 512 расположенного на общей линии пара с котлов перед врезкой в паропровод установки. При работающих котлах-утилизаторах пар из заводской магистрали на установку не берется а избыток пара из сети установки сбрасывается в заводскую линию мятого пара. Давление в общем паропроводе котлов регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 350 установленного на общей линии пара с котлов перед врезкой в паропровод установки.
Давление в линии мятого пара с установки поддерживается регулятором давления поз. PRC 2K-43 клапан которого установлен на линии сброса острого пара в линию мятого пара. Расход острого пара в линию мятого пара учитывается с помощью интегратора расхода поз. FQR 3K-28.
Из паропровода установки пар поступает в пароперегреватели печей П-1 П-2 П-3. Из пароперегревателей печей П-1 П-3 и 1-го пароперегревателя печи П-2 поступает в колонны К-2 К-31 и при необходимости в колонну К-1. Из 2-го пароперегревателя печи П-2 перегретый пар поступает в колонну К-123 а избыток сбрасывается в заводскую линию мятого пара перед дросселирующим клапаном поз. PRC 2K-43. Температура пара сбрасываемого в заводскую линию мятого пара не должна превышать 250оС и регистрируется с помощью термопары поз. TRA 1К-19 с сигнализацией по максимальному значению параметра. Температура перегретого пара после 2-го пароперегревателя печи П-2 регистрируется с помощью термопары поз. TR 13. Температура перегретого пара после пароперегревателей печей П-1 и П-3 регистрируется с помощью термопар поз. TR 104-17 поз. TR 7 соответственно.
При недостатке пара вырабатываемого на котлах и при пуске установки пар на установку берется из заводской магистрали. Давление острого пара поступающего на установку регистрируется датчиком давления поз. PRА 202 расположеном на входе линии острого пара на установку с сигнализацией по минимальному значению параметра. Расход острого пара на установку учитывается с помощью интегратора расхода поз. FQR 402. Температура острого пара поступающего на установку регистрируется с помощью термопары поз. TR 1-24. Давление острого пара поступающего к печам поддерживается регулятором давления поз. PRC 202А клапан которого установлен на линии острого пара к печам.
При отсутствии необходимости потребления острого пара из заводской магистрали задвижка на линии острого пара на установку перекрывается при этом направление движения острого пара меняется на противоположное. Поэтому клапан поз. PRC 202А «давление пара на печи» выключается из работы а изменение давления пара на установке осуществляется регулятором
11. Система автоматического диагностирования
насосного оборудования
Для исключения случаев аварийного выхода из строя насосного оборудования на установке смонтирована система автоматического диагностирования насосного оборудования «Компакс» установленная на следующих насосах:
Н-1 Н-1А Н-1Б Н-2 Н-2А Н-2б Н-3 Н-3А Н-4 Н-4А Н-6 Н-6А Н-7 Н-7А Н-20 Н-20А Н-20Б Н-32 Н-32А Н-78 Н-78А.
У насосов Н-1 Н-1А Н-1Б Н-2 Н-2А Н-2б Н-3 Н-3А Н-4 Н-4А Н-20 Н-20А Н-20Б Н-32 Н-32А датчики смонтированы на переднем и заднем подшипниках электродвигателей насосов и на самих насосах. У насосов Н-6 Н-6А Н-7 Н-7А Н-78 Н-78А датчики смонтированы на переднем подшипнике электродвигателей насосов и на самих насосах. Датчики диагностируют следующие параметры: температуру виброскорость виброускорение виброперемещение подшипников а также силу тока на электродвигателе насоса. Значения данных параметров выведены на монитор системы «Компакс» и снабжены сигнализацией:
зеленый цвет параметра – нормальная работа;
желтый цвет параметра – допустимая работа;
красный цвет параметра – требует принятия мер авария.
В случае работы насоса с красным значением параметра система сообщает об этом с помощью речевого сопровождения.
Система позволяет отслеживать данные по параметрам работы насоса в течении длительного периода времени содержит в памяти основные неисправности агрегата и его ремонты может производить распечатку графиков значений параметров работы агрегата для проведения анализа качества ремонтов и причин выхода насосов из строя.
12. Подогрев воздуха поступающего на форсунки П-123
Для улучшения процесса горения в печах П-123 на установке производится подогрев воздуха поступающего к форсункам печей осуществляемый в калориферах за счет тепла воды ПТК установки по следующим схемам:
Атмосферный воздуходувка В-1 калориферы (2 шт.)
воздух (В-2) форсунки лев. стороны П-1
Атмосферный воздуходувка В-5 калориферы (2 шт.)
воздух (В-6) форсунки лев. стороны П-2
Атмосферный воздуходувка В-9 калориферы (2 шт.)
воздух (В-10) форсунки лев. стороны П-3
На выкид воздуходувки В-9 (В-10) так же подается воздух сдуваемый с установки ОПУ.
13. Схема теплофикационного контура
Для утилизации избыточного тепла отходящих продуктов предназначен промтеплофикационный контур (ПТК).
Тепло ПТК на установке используется:
Для подогрева воздуха в калориферах печей.
Для подогрева воздуха в калориферах венткамер ВК-1 2 3 4 5 6.
Для обогрева приборов КИП.
В теплоспутниках технологических линий установки.
Подогрев промтеплофикационного контура может осуществляться по 2-м вариантам.
14.1. Теплофикационная вода насосами Н-66 (Н-66А) забирается из емкости Е-13 используемой в качестве буферной прокачивается через межтрубное пространство теплообменников: Т-32 где подогревается фр. 105-180оС
Т-276 Т-275 в которых охлаждается оборотной водой 1 системы трубное пространство теплообменников Т-2743 межтрубное пространство теплообменника Т-272 где подогревается за счет тепла 1 и 2 потоков мазута и уходит к потребителям тепла (в калориферы теплоспутники) после чего возвращается в ёмкость Е-13.
Охлаждение ПТК установки в Т-275 Т-276 необходимо для того чтобы при высокой загрузке по нефти температура мазута уходящего с установки не превышала установленной нормы и обеспечивалась устойчивая работа насосов Н-66 (Н-66А).
14.2.Существует возможность использования теплообменника Т-276 для подогрева промтеплофикационного контура завода за счет тепла ПТК установки по схеме:
вода из Е-13 Н-66(Н-66А) Т-32 Т-275 Т-274 Т-273
Т-272 Т-276 потребители тепла Е-13.
Расход ПТК установки от Н-66(Н-66А) контролируется с помощью расходомера поз. FR 461.
Для компенсации возникающих потерь теплофикационной воды используется ХОВ закачиваемая в Е-13. Расход ХОВ подкачиваемой в Е-13 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 3К-2А клапан которого установлен на линии подачи ХОВ в Е-13.
Емкость Е-13 оснащена уровнемером поз. LRCA 4008 с сигнализацией по минимальному и максимальному значению параметра. Постоянство уровня в емкости Е-13 поддерживается регулятором уровня поз. LRCA 4008 клапан которого установлен на линии подачи ХОВ в Е-13.
Расход заводского промтеплофикационного контура в Т-276 регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 3К-29.
Температура ПТК установки регистрируется с помощью термопар поз. TR 42-11 расположенной на выкиде насосов Н-66(Н-66А) поз.TR 1К-18-1 расположенной на линии циркуляции ПТК после Т-272 поз. TR 1К-18-2 расположенной на линии циркуляции ПТК после Т-276. Температуры ПТК завода регистрируется с помощью термопар поз. TR 1К-17-1 расположенной на линии циркуляции ПТК завода перед Т-276 и поз. TR 1К-17-2 расположенной на линии циркуляции ПТК завода после Т-276.
В настоящее время подогрев ПТК установки осуществляется по второму варианту.
14.Схема снабжения установки жидким топливом.
Установка обеспечивается жидким топливом из общезаводского коллектора. К установке подходит два трубопровода: прямой и обратный. Перед входом жидкого топлива на установку стоят секущие задвижки и байпасная задвижка которая до начала приема жидкого топлива на установку остается открытой с целью обеспечения его циркуляции. Подача жидкого топлива на установку осуществляется по следующей схеме:
Прямая линия жидкого топлива тр. пространство теплообменника Т-277
печи П-54312 обратная линия жидкого топлива.
Давление жидкого топлива на установку поддерживается регулятором давления поз. PRCA 227 клапан которого находится на линии прямого жидкого топлива перед теплообменником Т-277. Расход жидкого топлива на установку регистрируется расходомером поз. FQR 463 расположенным на линии прямого жидкого топлива после теплообменника Т-277. Температура жидкого топлива перед теплообменником Т-277 регистрируется с помощью термопары поз. TR 1К-15-3. Температура жидкого топлива подаваемого к печам поддерживается регулятором температуры поз. TRC 1К-15-2 клапан которого находится на линии 2-го потока фр. 240-300оС направляемого помимо теплообменника Т-277. Подогрев жидкого топлива в теплообменнике Т-277 осуществляется 2 потоком фр. 240-300оС (на время пуска установки жидкое топливо подогревается острым паром подаваемым из заводской линии).
Расход жидкого топлива с установки поддерживается регулятором расхода поз. FQRC 464 клапан которого установлен на линии обратного жидкого топлива. Температура жидкого топлива на выходе с установки регистрируется с помощью термопары поз. TR 1К-20.
15.Схема снабжения установки газообразным топливом.
Подача газообразного топлива к печам установки осуществляется по следующей схеме:
газ с заводской линии
межтр. пространство Т-30 П-54312
В теплообменнике Т-30 топливный газ подогревается за счет тепла второго потока фракции 240-300оС. Давление топливного газа на установку поддерживается регулятором поз. PRCA 205 клапан которого установлен на линии подачи топливного газа из заводской магистрали. Давление топливного газа в заводской топливной линии регистрируется с помощью датчика давления поз. PR 205А расположенного на линии заводского топливного газа перед клапаном регулятора давления. Температура топливного газа в заводской линии регистрируется с помощью термопары поз. TR 1-22. Расход топливного газа поступающего из заводской линии регистрируется с помощью расходомера поз. FQR 407. Температура топливного газа на выходе из теплообменника Т-30 регистрируется с помощью термопары поз. TR 1К-16-2.
На период капремонта БКГ газ из сепаратора К-7 направляется в линию топливного газа и далее на сжигание к форсункам печей. Врезка из линии газа сбрасываемого из К-7 в линию топливного газа установки находится после клапана регулятора давления топливного газа поступающего на установку из заводской сети и после прибора для измерения расхода топливного газа подаваемого на установку из заводской линии.
16. Узел испарения бутана.
В случае возникновения необходимости подпитки схемы газообразного топлива на установке включается в работу узел испарения бутана. Бутановая фракция поступает в емкость Е-1К из цеха № 5 с давлением до 10 кгссм2 и температурой до 35оС. Расход бутановой фракции в емкость Е-1К поддерживается регулятором расхода поз. FRC 3К-24А клапан которого находится на линии подачи бутановой фракции в емкость Е-1К. Уровень в емкости Е-1К регистрируется уровнемером поз. LRA 4К-18 с сигнализацией по максимальному значению параметра.
В емкости Е-1К происходит испарение бутана за счет его нагрева теплом части фр. 240-300оС осуществляемого в рибойлере Т-1К. Фр. 240-300оС подается в межтрубное пространство рибойлера Т-1К отдает свое тепло бутану и сбрасывается в общую линию откачки фр. 240-300оС с установки перед холодильником Х-81.
Газ с верха емкости Е-1К поступает в линию топливного газа установки перед теплообменником Т-30 где смешивается с топливным газом поступающим на установку из заводской топливной линии и далее подается на газовые форсунки печей установки.
Температура в емкости Е-1К поддерживается регулятором поз.ТRС 202-37 клапан которого установлен на линии входа фр. 240-300оС в теплообменник Т-1К. Давление в линии бутана перед теплообменником Т-30 регистрируется датчиком давления поз. PR 2К-40. Расход газообразного бутана после Е-1К регистрируется расходомером поз. FQR 3К-24. Давление в емкости Е-1К регистрируется датчиком давления поз. PR 2К-41. Емкость Е-1К снабжена сигнализацией верхнего предельного уровня поз. LА 4К-19. При срабатывании блокировки по давлению в К-1 (при P≥48 кгссм2) и в К-2 (при P≥15 кгссм2) закрывается клапан установленный на линии подачи фр.240-300оС в Т-1К (поз. PRC 2К-41) и клапан-отсекатель UV 555 расположенный на линии входа бутановой фракции в емкость Е-1К после клапана-регулятора расхода бутановой фракции в Е-1К. Для исключения попадания газообразного топлива и бутана на печи в случае срабатывания блокировки по давлению К-1 и К-2 отсечение подачи жидкого газообразного топлива и бутана на установку продублировать перекрытием клапанов и закрытием задвижек на клапанных сборках на линиях подачи топливного газа и жидкого топлива на каждую сторону печей П-1 П-2 П-3 П-4 П-5 (в случае проведения регенерации) дать пар в камеры сгорания печей.
17. Снабжение установки оборотной водой 1 системы.
Оборотная вода 1 системы на установке используется:
-для конденсации и охлаждения продуктов в конденсаторах-холодильниках и холодильниках;
-для охлаждения рубашек картеров насосов.
Кроме этого оборотная вода 1 системы может использоваться вместо речной на блоке ЭЛОУ.
Со 2 водоблока цеха №16 оборотная вода 1 системы поступает на один из фильтров Ф-1 или Ф-2 установленные на входе оборотной воды на установку. Перепад давления воды на фильтрах регистрируется датчиками поз. PDRA 2К-44 на Ф-1 и поз. PDRA 2К-45 на Ф-2 с сигнализацией по максимальному значению параметра. Давление оборотной воды поступающей на установку регистрируется с помощью датчика поз. PRA 302 установленного после фильтров с сигнализацией по минимальному значению параметра. Расход оборотной воды поступающей на установку измеряется с помощью расходомера поз. FQR 466 расположенной после фильтров.
Расход речной воды поступающей на установку в насосную защелачивания регистрируется с помощью расходомера поз. FR 815.
18. Сброс газа с ППК аппаратов.
Сброс газа на факел может осуществляться: с ППК аппаратов Е-15 К-122 К-4 К-7 К-9 К-10 Е-18 Е-17 Е-2 Е-1 Е-3 Е-1К С-1К; от форсунок печей
П-1 2 3 4 во время сдувки газового конденсата перед пуском печей; ППК бачков торцевого уплотнения насосов Н-1 Н-1А Н-1Б Н-1В Н-20 Н-20А Н-20Б Н-110К Н-111К Н-6К Н-6К1 Н-48 Н-6 Н-6А Н-10 Н-10А Н-78 Н-78А
Н-7 Н-7А Н-54 Н-54А Н-58 Н-58А Н-57 Н-57А Н-12 Н-12А Н-15 Н-35
Н-14 Н-67А Н-79 Н-55 Н-56 Н-59 Н-76 Н-77 Н-77А. Также на факел может производиться сдувка ВСГ и легких углеводородов с верха сепаратора С-1К. Сброс газа на факел осуществляется в заводскую факельную линию через каплеотбойник Е-44К. При появлении расхода газа в линии его выхода из Е-44К срабатывает сигнализатор расхода газа поз.FA 823 расположенный после каплеотбойника Е-44К. При достижении уровня в каплеотбойнике Е-44К более
метра срабатывает сигнализатор уровня поз. LA 4К-17. Бензиновый конденсат из емкости Е-44К насосом Н-41Б откачивается в линию некондиции и далее в резервуар Р-10.
Сброс продуктов в канализацию может осуществляться с ППК Э-1-6 Е-16. Сброс в атмосферу может производиться с ППК К-1 К-2 К-4 К-7 К-9 К-10 К-123 Е-1 Е-15 Е-17 КУ-1-5 Е-1К А-6 линии входа ВСГ на установку линии мятого пара.
Сброс бензина и керосина с ППК отстойников А-1 А-21 А-22 А-31 А-32 А-4 А-5 производится в емкость Е-2Б. Из Е-2Б нефтепродукт насосом Н-41А откачивается в резервуар №10. Емкость Е-2Б свободно сообщается с атмосферой.
19. Система дистанционного контроля температуры
Для исключения случаев аварийного выхода из строя насосного оборудования на установке смонтирована система дистанционного контроля температуры подшипников насосов.
Регистрация температуры подшипников насосов Н-10А Н-54 Н-54А Н-58 Н-58А Н-76 Н-77 Н-77А Н-79 Н-6К Н-6К1 Н-66 Н-66А Н-82 Н-82А Н-73А Н-11 Н-16А Н-19 Н-23 Н-49 Н-47 Н-48 Н-67А осуществляется термопарами поз. TRA H-10А-3 TRA H-54-3 TRA H-54-4 TRA H-54А-3 TRA H-54А-4 TRA H-58-3 TRA H-58-4 TRA H-58А-3 TRA H-58А-4 TRA H-76-3 TRA H-76-4 TRA H-77-3 TRA H-77-4 TRA H-77А-3 TRA H-77А-4 TRA H-79-3 TRA H-79-4 TRA H-6К-3 TRA H-6К-4 TRA H-6К1-3 TRA H-61-4 TRA H-66-3 TRA H-66А-3 TRA H-82-3 TRA H-82А-3 TRA H-73А-3 TRA H-11-3 TRA H-11-4 TRA H-16А-3 TRA H-16А-4 TRA H-19-3 TRA H-19-4 TRA H-23-3 TRA H-23-4 TRA H-49-3
TRA H-49-4 TRA H-47-3 TRA H-48-4 TRA H-67А-3 TRA H-67А-4
20. Снабжение установки воздухом КИП.
Воздух КИП на установку поступает с ЦВК-1. На входе на установку установлена буферная ёмкость воздуха КИП А-6. Давление воздуха КИП на установку регистрируется прибором поз. PRA 700 установленным после А-6 с сигнализацией по минимальному значению параметра.
21. Система дистанционного контроля утечки уплотняющей
Для контроля за состоянием торцевых уплотнений насосы Н-11 Н-19
Н-16А Н-47 Н-48 Н-23 Н-49 Н-67А оснащены системой контроля и сигнализацией утечки уплотняющей жидкости. Давление уплотнительной жидкости на насосах Н-11 Н-16А Н-19 Н-23 Н-47 Н-48 Н-49 Н-67А регистрируется с помощью датчиков поз. PRA 270 PRA 271 PRA 272 PRA 273 PRA 274
PRA 275 PRA 276 PRA 277 соответственно с сигнализацией по максимальному значению параметра.

Р 7.4 Сведения об основных опасностях производства.doc

7.4. Сведения об основных опасностях производства.
Установка предназначена для переработки нефти с содержанием серы более 5%.
В результате переработки нефти под воздействием температур образуются газы бензиновые фракции дизельные фракции и все они являются токсичными легковоспламеняющимися жидкостями и образуют в том числе и газы взрывоопасные смеси с воздухом.
Данные по температурам вспышки самовоспламенения пределы взрываемости ПДК приведены в таблице №5.
Пары углеводородов оказывают вредное воздействие на нервную систему человека вызывают острые и хронические отравления. Отравления выражаются в начале головной болью головокружением сердцебиением слабостью психическим возбуждением беспричинной веселостью сухостью во рту тошнотой и затем потерей сознания.
Основные факторы определяющие опасность на установке:
токсичность продуктов получаемых на установке;
наличие нефтепродуктов с температурой выше температуры самовоспламенения;
наличие огневых нагревательных печей;
образование статического электричества при движении жидкостей и газов по трубопроводам и в аппаратах;
наличие в процессе высоких температур.
наличие высокого напряжения на блоке ЭЛОУ.
Наличие водородосодержащего газа обладающего широкими пределами взрываемости.
По характеру перерабатываемых веществ установка относится к категории «А» взрывопожароопасных производств.

Р 9.1.3. Насосы.doc

1.3. Насосное оборудование
Наименование оборудования (тип наименование аппарата назначение и т.д.)
Номер позиции по схеме индекс
Методы защиты металла оборудования от коррозии
Техническая характеристика
Давление на выкиде кгcсм2
Частота враще-ния обмин
Использо-вание взрывоза-
щиты электро-двигателя
Подача нефти в П-12
Подача сырья в К-4 и орошение К-1 НК210200
Подача орошения в К-2 и откачка бензина в А-1 НК 210200
Подача орошения в К-4 и откачка ПБФ с установки
Подача 1-го ц.о. К-2
Откачка фракции 140-240°С из К-31
Откачка фракции 240-300°С из К-32
Подача фр. 140-240°С в К-7 ТКА32125
Подача орошения в К-9 и откачки НК-62°С
Подача орошения в К-10 и откачка с установки фр. 62-105°С
Подача сырья в К-9 из парков тит. 555
Откачка фракции низа
Откачка фр.62-105°С с установки (резерв Н-55)
Циркуляция фракции низа К-9 через печь П-4 (рибойлирование К-9) НК-210200
Циркуляция фракции низа К-10 через печь П-4 (рибойлирование К-10) НК-210200
Циркуляция фракции низа К-4 через печь П-3 (рибойлирование К-4)
Откачка мазута из К-2
Откачка фракции 300-350°С из К-33
Подача 2-го ц.о. в К-2 НК 200120
Подача 3-го ц.о. в К-2
Подача уплотнительной жидкости 5НГК-5х1
Подача ц.о. в К-1 НК 210200
Откачка из аппаратов ПДГ-7040-М
Подача обессоленной нефти в К-1
Подача обессоленной не-фти в К-1
Подача воды в электродегидраторы
Подача щелочи в А-1 циркуляция щелочи
Подача раствора сл. щелочи в нефть
Подача воды в калорифер то ПТК
Подача питательной воды
Подача химочищенной воды в деаэратор 2К-6а
Откачка фр. 140-240°С из емкости Е-2Б;
Закачка нейтрализатора и ингибитора в шлем К-2
Закачка ингибитора в шлема К-1К-4К-9 подача деэмульгатора
Закачка ингибитора и нейтрализатора деэмульгатора из бочек в Е-50К Е-51К Е-52К НДМ 100025
Насос откачки фракции 140-240оС из К-123
Насос откачки уловленного продукта из сепаратора С-1К
Откачка фр. 140-240оС из К-31

Р 9.1.1.,2. Колонны, емкости.doc

РАЗДЕЛ 9. Краткая характеристика технологического оборудования
регулирующих и предохранительных клапанов
1. Краткая характеристика технологического оборудования
1.1. Колонные аппараты
Наименование оборудования (тип наименование аппарата назначение и т.д.)
Номер позиции по схеме индекс
Методы защиты металла оборудования от коррозии
Техническая характеристика
Расчетное давле-ние кгcсм2
Первая ректификационная колонна
Подача сл. щелочи в нефть ингибитора в шлем К-1
трапециевидные клапанные
Вторая ректификационная колонна
Подача сл. щелочи. раствора в бензиновый коллектор или ингибитора и нейтрализатора в шлем К-2
Стабилизационная колонна бензина
Подача инги-битора в шлем К-4
трапе-циевидные клапанные
Газосепаратор колонна
Ректификационная колонна вторичной перегонки
Подача инги-битора в шлем К-9
Ректификацион-ная колонна вторичной перегонки
1.2. Емкости отстойники электроосадители электродегидраторы
расчетное давление кгcсм2
Высота (H) или длина (L) мм
Емкость-водоотдели-тель колонны К-1
Емкость водоотделитель колонны К-2
Рефлюксная емкость орошения колонны К-4
Емкость для раствора едкого натра 2%
Продолжение таблицы № 16
Емкость для раствора едкого натра 10%
Буферная емкость ПТК установки
Буферная емкость ХОВ
Буферная емкость обессоленной нефти после ЭЛОУ
Отстойник соляного раствора от нефти
Рефлюксная емкость колонны К-10
Рефлюксная емкость колонны К-9
Отстойник керосина от воды
Буферная емкость воздуха КИП
Отстойник защелачивания бензина на выходе с установки
Отстойник бензина от щелочи
Отстойники керосина от воды
Каплеотбойник на факельной линии
Емкость испаритель бутановой фракции
Емкость сброса с ППК блока отстойников
Фильтр оборотной воды
Емкость для деэмульгатора
Емкость для нейтрализатора
Емкость для ингибитора
Бачки торцевого уплотнения
Н-1 Н-1А Н-1Б Н-1В Н-20 Н-20А Н-20Б Н-6 Н-6АН-23 Н-6К Н-6К1 Н-7 Н-7АН-48 Н-67АН-16
Н-10А Н-10 Н-54 Н-54А Н-57 Н-57А Н-58Н-58А Н-59Н-55Н-56 Н-77 Н-77А Н-78 Н-78А Н-76 Н-79 Н-110К Н-111К
Н-2 Н-2А Н-2Б Н-3 Н-3А Н-17 Н-19 Н-16А Н-11 Н-47Н-49

Р 9.1.6. Вентиляция.doc

1.6. Вентиляционное оборудование
Обозначение вентустановки
обслуживаемое помещение.
Тип и номер вентилятора.
Число оборотов рабочего колеса вентилятора (обмин)
Производиельность (м3час)
Тип электродвигателя.
электродвигателя (кВт)
электродвигателя (обмин)
Приток воздуха в насосную ЭЛОУ
Приток воздуха в комнату машинистов
Вытяжная общеобменная насосная ЭЛОУ
Вытяжная аварийная насосной ЭЛОУ
Приточная общеобменная насосной очистного отделения
Приточная общеобменная в ТП-41
Вытяжная общеобменная насосной щелочного отделения
Вытяжная аварийная насосная очистного отделения
Приточная общеобменная в склад
Вытяжная общеобменная из склада
Приточная общеобменная в операторную
Приточная общеобменная трансформаторной подстанции ТП-4243
Вытяжная общеобменная из помещения деаэраторной

01-AVT4 Общая.dwg

ЦЕХ N-1 УСТАНОВКА ВТ-6
ЯРОСЛАВНЕФТЕОРГСИНТЕЗ
ЦЕХ N-1 УСТАНОВКА АВТ-4
Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез
Зам. глав. инженера В.П.Черепанов
Зам. глав. инженера В.Ф.Блохинов
Главный механик А.А.Дундяков
Главный метролог В.П.Тихомиров
Главный технолог А.Л.Князьков
Технический директор -
СЛАВНЕФТЬ-ЯРОСЛАВНЕФТЕОРГСИНТЕЗ
для сушки катализатора
Стабильная фр.НК-180С

Р 9.1.4. Теплообменники.doc

1.4. Теплообменное и холодильное оборудование
Наименование оборудования (тип наименование аппаратов назначение и т.д.)
Номер позиции по схеме индекс
Методы защиты материала оборудования от коррозии
Техническая характеристика
Расчетная температура трмтр 0С
Расчетное давление трмтр кгcсм2
Поверхность теплообмена м2
сырая нефть – фр. 140-240°С
сырая нефть – 1 ц.о. К-2
сырая нефть – мазут
сырая нефть – 1 ц.о. К-2
Продолжение таблицы №18
сырая нефть – фр.300-350°С
сырая нефть -- фр.300-350°С
сырая нефть -- фр.240-300°С
сырая нефть -- мазут
стабильный бензин –
бензин на загрузку К-4
бензин на загрузку К-9
бензин на загрузку К-9 – фр.105-180 оС
нефть обессоленная –
нефть обессоленная --
мазут -- обессоленная нефть
мазут -- обессоленная нефть
обессоленная нефть -- мазут
обессоленная нефть –
Теплообменник обессоленная нефть – 3 ц.о. К-2
мазут – обессоленная нефть
вода ПТК – оборотная вода
оборотная вода – вода ПТК завода
фр.240-300°С (пар) – жидкое топливо
бутановая фракция – фр.240-3000С
фр.240-300°С – топливный газ
Теплообменник фр.105-180 оС – ПТК установки
Конденсатор-холодильник
Конденсатор-холо-дильник паров фр. НК-180°С
ингибитор нейтрализатор
Конденсатор-холодильник паров фр. 85-180°С
Продолжение таблицы №18
Холодильник стабильного бензина
Холодильник стабильного бензина
Конденсатор холодильник
Холодильник фр.85-105°С
Холодильник фр.105-180°С
Холодильник фр.НК-62°С
Холодильник факельных сбросов с К-122
фр. 140-240оС ВСГ –
речная вода – стоки ЭЛОУ
1.5. Аппараты воздушного охлаждения
Материал крышек трубок
Техническая характеристика
Давление расч. кгcсм2
Аппарат воздушного охлаждения паров фр.НК-62°С фр.85-105°С
Аппарат воздушного охлаждения паров фр. НК-180°С
Аппарат воздушного охлаждения паров фр.85-180°С
Покрытие крышек Х16Н60С2Р2
Продолжение таблицы №19
Аппарат воздушного охлаждения 1 Ц.О. К-2 фр.140-240°С