2. Основная часть

2.1 Место гидрокрекинга в составе нефтеперерабатывающего завода и выбор схемы установки

В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в дизельном топливе по сравнению с автобензином за рубежом с 1980 г. была начата промышленная реализация установок легкого гидрокрекинга вакуумных дистиллятов, позволяющих получать одновременно с малосернистым сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельного топлива. Внедрение процесса гидрокрекинга вначале осуществлялось реконструкцией эксплуатируемых ранее установок гидрообессеривания сырья каталитического крекинга, затем строительством специально запроектированных новых установок. На большинстве зарубежных нефтеперерабатывающих заводах с глубокой переработкой нефти наличие процесса гидрокрекинга имеет важное значение.

Помимо увеличения глубины переработки гидрокрекинг является основным процессом, влияющим на гибкость технологической схемы предприятия и качество его товарной продукции. При отсутствии на НПЗ других процессов переработки остатков от перегонки нефти применяется, в основном, гидрокрекинг с полной конверсией с целевым назначением определенного продукта.

В тех случаях, когда на НПЗ уже имеются процессы конверсии нефтяных остатков, наиболее привлекательным является применение гидрокрекинга с частичной конверсией и комбинирование его с другими процессами конверсии. При этом гидрокрекинг использует в качестве сырья газойли низкого качества других процессов и получает высококачественный остаток, который служит облагороженным сырьем или компонентом сырья этих же установок. Остаток гидрокрекинга вакуумного газойля является превосходным сырьем для этиленовых установок, превосходя по эффектности другие виды сырья. [1,8]

Таким образом, наличие гидрокрекинга в технологической схеме НПЗ значительно повышает гибкость и, соответственно, эффективность его работы.

0. В связи с переходом европейских стран на новые спецификации, ужесточающие требования к качеству дизельного топлива по содержанию серы, полициклической ароматики и цетановому числу, нефтеперерабатывающие предприятия вынуждены принимать решения по строительству или модернизации установок гидрогенизационных процессов.

Основное целевое назначение каталитического крекинга – производство с максимально высоким выходом (до 50% и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов – сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения. Подготовка (облагораживание) сырья каталитического крекинга осуществляется с целью снижения содержания металлов и коксогенных компонентов в сырье до такой степени, чтобы его последующая каталитическая переработка была бы более экономична, то есть при умеренных габаритах регенератора и без чрезмерного расхода дорогостоящего катализатора [2].

Необходимо отметить следующие достоинства переработки с предварительной гидроочисткой сырья крекинга:

- существенно снижается содержание сернистых и азотистых соединений во всех жидких продуктах каталитического крекинга и содержание оксидов серы в газах регенерации, в результате отпадает необходимость в их облагораживании и снижаются выбросы вредных газов в атмосферу;

- полициклические ароматические углеводороды и смолы сырья при гидроочистке подвергаются частичному гидрокрекингу с образованием алкилароматических углеводородов с меньшим числом колец, в результате снижается коксообразование в процессе каталитического крекинга;

- существенно снижается содержание металлов в гидроочищенном сырье, что снижает расход катализаторов крекинга;

- при каталитическом крекинге подготовленного сырья увеличивается выход целевых (более высокого качества) продуктов и снижается выход газойлей и кокса [2].

Развитие процесса лёгкого гидрокрекинга на НПЗ России существенно отстаёт от мирового уровня. Первая промышленная апробация процесса лёгкого гидрокрекинга была осуществлена по технологии ВНИИ НП на Новокуйбышевском НПЗ ещё в 60- е годы с последующим освоением крупной промышленной установки на Саратовском НПЗ. Разработанная технология базируется на использовании одноступенчатого процесса в присутствии АКМ и АНМ катализатора. [23]

Впоследствии ВНИИ НП была предложена более эффективная модификация этого процесса, предусматривающая использование двухстадийной технологии, т.е. применение последовательно гидроочистки сырья (1 стадия) и затем - собственно гидрокрекинга (2 стадия). Такая технология реализована на Мозырском НПЗ. Процесс осуществлён в трёх последовательно расположенных реакторах гидрокрекинга, загруженных соответственно катализаторами гидроочистки ГП-534 (реактор Р-1), НМГ-70 (реактор Р-2) и цеолитсодержащим катализатором ГКО-1 (реактор Р-3). Гидроочистка осуществляется при температуре 360-420 °С, гидрокрекинг – 380-425°С. Давление водорода не превышает 5-6 МПа, объёмная скорость подачи сырья - 0,55-1,0 ч ^-1.

Лёгкий гидрокрекинг вакумного газойля, позволяет получать одновременно с малосернистым сырьём для каталитического крекинга значительные количества дизельного топлива.

На ОАО «СНПЗ» существует необходимость проектирования установки легкого гидрокрекинга для обеспечения гидроочищенным вакуумным газойлем (с содержанием серы до 0,15% масс.) существующие установки каталитического крекинга Л-24/8С с целью увеличения степени конверсии и глубины переработки нефти

Возможны два варианта легкого гидрокрекинга - одностадийный и двухстадийный.

Двухстадийный процесс не имеет значительного преимущества по сравнению с одностадийным, но при этом требует более значительных затрат. Необходимо будет изготовить два дорогостоящих реактора, произвести монтаж мощного насосного оборудования, а выход продуктов будет меньше. Поэтому проект такой установки считаю не целесообразным.

Одностадийный ЛГК требует меньших капитальных затрат, так как потребуется изготовление и монтаж только одного реактора.

На НПЗ применяют следующие два варианта регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина – абсорбента сероочистки ВСГ от Н₂S: непосредственно на самой установке гидрооблагораживания либо централизованную регенерацию в общезаводском узле. В данной работе рассматривается вариант регенерации насыщенного раствора МЭА непосредственно на самой установке.

Процесс лёгкого гидрокрекинга с вариантом гидроочистки имеет следующие преимущества:

- высокая технологическая гибкость, позволяет в зависимости от спроса на моторные топлива легко изменять соотношения дизтопливо : бензин, эксплуатируя установку лёгкого гидрокрекинга либо в режиме глубокого обессеривания с целью получения максимального количества сырья каталитического крекинга;

- за счёт получения дизельного топлива при лёгком гидрокрекинге соответственно разгружается мощность установки каталитического крекинга, что позволяет вовлечь в переработку другие источники сырья.

Основными параметрами процесса гидрокрекинга являются:

- Температура. Оптимальный интервал температур для процесса составляет 360-440⁰С. При более низкой температуре реакции процесса протекают с малой скоростью, а повышение температуры ограничивается термодинамическими факторами (реакций гидрирования полициклической ароматики) и усилением роли реакций газо- и коксообразования. В данной работе выбрана температура на входе в реактор 410⁰С.

- Давление. Большинство промышленных установок легкого гидрокрекинга работает под давлением 5-10 МПа. Для гидрокрекинга нефтяных остатков с использованием относительно дорогостоящих катализаторов применяют давление 20 МПа. Гидрокрекинг прямогонных легких газойлей с низким содержанием азота можно проводить при относительно низких давлениях – около 7 МПа. При давлении менее 5 МПа начинается интенсивное закоксовывание катализатора. В данной работе принято давление 7,5 МПа.

- Объемная скорость подачи сырья при гидрокрекинге вследствие предпочтительности проведения процесса при минимальных температурах обычно низка (0,2-0,5 ч^-1). При ведении процесса в режиме мягкого гидрокрекинга она выше и достигает до 1 ч^-1. В данной работе объемная скорость подачи сырья равна 0,9 ч^-1. По литературным данным конверсия сырья при объемной скорости подачи сырья равной 0,9 ч^-1 , составляет 30%. При этом выход дизельного топлива равен 19%, выход бензина - 4,2% и остальное газ.

- Кратность циркуляции водородсодержащего газа по отношению к перерабатываемому сырью колеблется в зависимости от назначения процесса в пределах 800-2000 нм³/м³. В данной работе кратность циркуляции ВСГ принята 1000 нм³/м³.

- Расход водорода зависит от назначения процесса, используемого сырья, катализатора, режима процесса, глубины гидрокрекинга и др. Чем легче продукты гидрокрекинга и тяжелее гидрокрекируемое сырье, тем больше расход водорода и тем выше должно быть соотношение водород:сырье.

В данной ВКР рассматривается одностадийная однопроходная технологическая схема с горячей сепарацией. Основным достоинством варианта горячей сепарации является уменьшение тепловой нагрузки на технологические печи, теплообменное и конденсационное оборудование, при этом значительно увеличивается коэффициент использования тепла.

Ориентировочные ресурсы сырья для процесса ЛГК при условии переработки на НПЗ 6000 тыс.т/год нефти составят до 1200 тыс.т/год, так как содержание фракции 350-500 ⁰С на перерабатываемую нефть находится в пределах 19% масс.

В 2001 году была запущена после реконструкции установка легкого гидрокрекинга Л 24/8 с производительностью 500 тыс. т/год. На сегодняшний день на ОАО «СНПЗ» действуют две установки Г-43-102 общей производительностью 630 тыс т/год. Но из этого видно, что установка Л 24/8 обеспечивает только на 70% гидроочищенным вакуумным газойлем две установки каталитического крекинга. Остальные 30% сырья установок является вакуумный газойль с ЭЛОУ АВТ – 6.

Учитывая все выше сказанное можно сделать вывод, что оптимальная проектная мощность установки ЛГК составляет 1250 тыс.т/год, что полностью обеспечит гидроочищенным вакуумным газойлем установки каталитического крекинга ОАО «СНПЗ» с учетом перспективы строительства на заводе новой установки каталитического крекинга с лифт-реактором. Это положительно скажется на увеличении глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов, а также экологической ситуации в целом.

Основным аппаратом установки является реактор гидрокрекинга Р-101, который и предназначен для проведения процесса гидрокрекинга дизельного топлива в среде водородсодержащего газа на катализаторе DN-200.

Реактор эксплуатируется при следующих параметрах:

Давление, МПа: рабочее – 7,5; расчетное – 8;

Температура, °С: рабочей среды, не более – 430; расчетная металла корпуса – 450;

Среда: при реакции – газосырьевая смесь дизельного топлива и водорода с плотностью 0,75 – 0,9 тн/м³, с содержанием Н₂ до 90% об. и Н₂S до 2,5% об.; при регенерации – дымовые газы с плотностью 7,34кг/м³ с содержанием: SО₂ до 0,3%об., СО₂ – 2 %об., О₂ до 5%об., остальное N₂.

Основные размеры аппарата:

– диаметр внутренний, мм 4000

– высота, мм 16800

– вместимость, м³ 148,6

Реактор гидрокрекинга Р-101 представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами.

На верхнем днище в центре расположен люк Dу 650 мм, через который осуществляется монтаж внутренних устройств, загрузка катализатора и подача сырьевого потока. Ввод сырьевого потока производится через штуцер Dу 250 мм и распределительное устройство, который опирается на фланец люка Dу 650 мм.

На верхнем днище находятся три штуцера Dу 100 мм для многозонных термопар, устанавливаемых с целью измерения температуры внутри реактора. На нижнем днище расположен штуцер Dу 250 мм для вывода продукта и штуцер Dу 200 мм для выгрузки катализатора.

В верхней части реактора установлено распределительное устройство, предназначенное для равномерного распределения газосырьевой смеси по сечению реактора.

Под тарелкой расположены сетчатые корзины, служащие для очистки сырья, увеличения поверхности ввода потока в слой катализатора.

В нижней части реактора установлен сборник вывода продукта.

Корпус реактора выполнен из биметалла – двухслойный лист, состоящий из двух различных металлов. Основной слой биметалла выполнен из теплоустойчивой хроммолибденовой стали 12ХМ. Защитный слой биметалла выполнен из стали 08Х18Н10Т. Внутренние устройства выполнены из стали 08Х18Н10Т, штуцера и люк – из стали 15ХМ с наплавкой из стали 08Х18Н10Т, ответные фланцы – из стали 08Х18Н10Т.

Реактор снаружи теплоизолируется.

Смесь сырья и водородсодержащего газа поступает в реактор через верхний центральный штуцер и распределитель. Далее пройдя через распределительную тарелку, слой фарфоровых шаров, сырье поступает в слой катализатора.

После прохождения слоя катализатора готовый продукт поступает в сборник и через штуцер Dу 250 мм выводится из реактора.

Все внутренние устройства реактора имеют разборную конструкцию, что позволяет проводить внутренний осмотр корпуса реактора.

2.2 Характеристика сырья, полупродуктов, катализаторов и готовой продукции.

Сырьем установки легкого гидрокрекинга (ЛГК) является вакуумный газойль – фракция с пределами выкипания 350-500 ⁰С, поступающий из парка завода. Процесс осуществляется в среде водородсодержащего газа на катализаторе гидрокрекинга. Водородсодержащий газ будет поступать с установки Л-35/5 этого же завода.

Характеристика сырья, получаемых продуктов и катализатора представлена в табл.2.1.

Таблица 2.1

Характеристика сырья, получаемых продуктов и катализатора.

Наименование показателя	Показатели качества	Величина показателя
1	2	3
Сырье - фракция 350-5000С	Плотность при 200С, кг/м3 Фракционный состав, 0С: нк 10% 30% 50% 70% 90% кк 3. Содержание серы, % мас. 4. Содержание азота, ррm, 5. Содержание металлов, ррm: -ванадий -никель -железо	900 350 377 413 427 447 487 500 1,8 500 2,5 1 1
Гидроочищенный остаток- фракция, выкипающая выше 3600С	1.Плотность при 200С, кг/м3 2. нк, 0С 3. Содержание серы, % мас,	903 280 0,15
Гидроочищенный остаток- фракция, выкипающая выше 3600С	1.Плотность при 200С, кг/м3 2. нк, 0С 3. Содержание серы, % мас,	903 280 0,15

Продолжение табл. 2.1

1	2	3
Гидроочищенное дизельное топливо - фракция 180-3600С	1. Плотность при 200С, кг/м3 Фракционный состав, 0С: - 50% перегоняется при температуре, 0С, - 96% перегоняется при температуре, 0С 3.Содержание серы, % мас, 4.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле ,0С не ниже 5. Цетановое число	860 260 360 0,035 62 45
Бензин - отгон	Плотность при 200С , кг/м3 Фракционный состав, 0С: нк 50% кк 3. Содержание серы, %	770 40 100 180 0,01
Сероводородный газ	Содержание суммы кислых газов, % об	97,5
Свежий водородсодержащий газ (СВСГ)	Плотность, кг/нм3 Состав газа, % об.: Н2 СН4 С2Н6 С3Н8 изо-С4Н10 н-C4H10 С5Н12	0,333 84 7,7 4,6 2,5 0,8 0,3 0,1
Сероводород	Н 2S	0,2
Очищенный водородсодержащий газ (отдув)	1. Плотность при 200С, кг/м3 2.Содержание водорода, % об. 3. Содержание сероводорода , % об.	0,341 75 0,1
Очищенный углеводородный газ	1.Плотность при 200С, кг/м3 2.Содержание водорода, % об.	1,55 15
Водный раствор моноэтаноламина	1.Содержание моноэтаноламина, % масс.	10-15

Таблица 2.2

Характеристика катализаторов

Наименование показателя	Показатели качества	Величина показателя
1	2	3
Катализатор 834 НС фирмы « Shell»	1.Внешний вид 2.Насыпная плотность при плотной загрузке, кг/м3 в слежавшемся состоянии, кг/м3 3.Форма 4.Номинальный размер, мм	Гранулы 760 720 Полый цилиндр 8,0
Катализатор 815 НС фирмы « Shell»	1. Внешний вид 2. Насыпная плотность при плотной загрузке, кг/м3 в слежавшемся состоянии, кг/м3 3. Форма 4. Номинальный размер, мм	Гранулы 760 720 Полый цилиндр 4,8
Катализатор RN-410 фирмы « Shell»	1. Внешний вид 2. Насыпная плотность при плотной загрузке, кг/м3 в слежавшемся состоянии, кг/м3 3. Форма 4. Номинальный размер, мм	Гранулы 760 720 Трилистник 2,5
Катализатор DN-200 фирмы « Shell»	1. Внешний вид 2. Насыпная плотность при плотной загрузке, кг/м3 в слежавшемся состоянии, кг/м3 3. Химический состав,% мас.: Оксид никеля Оксид молибдена 4. Форма 5. Номинальный размер, мм 6. Прочность к истиранию, % мас. 7. Прочность на раздавливание, Н/мм	Гранулы 760 720 3,7 12,9 Трилистник 1,3 1 243-330

2.3 Технологическая схема установки

Сырье – легкий вакуумный газойль из сырьевых резервуаров №№ 10, 11 с температурой не выше 90 °C (при работе установки в режиме гидроочистки используется сырье для получения топлива дизельного летнего, поступающее из сырьевого резервуара № 12) поступает на прием подпорных насосов Н-201/1,2 с нагнетания которых, идет на прием в сырьевую емкость Е-101.

Для очистки сырья от механических примесей, на трубопроводе перед сырьевой емкостью, установлены фильтры Ф-101/1,2.

Расход сырья, поступающего на установку, измеряется и суммируется прибором поз. FQR-1391, давление контролируется прибором поз. PI-1200A, температура – в РСУ поз.TR-1133.

На установке также предусмотрена подача смеси бензиновой и дизельной фракций с установок висбрекинга.

Вовлечение смеси бензиновой и дизельной фракций с установки висбрекинга увеличит содержание непредельных соединений в сырье, что в свою очередь приведет к увеличению потребления водорода и повышению перепада температуры в слое катализатора.

Для создания постоянного подпора у сырьевых насосов Н-1а, Н-1б, в емкости Е-101 поддерживается избыточное давление не более 3,5 кгс/см².

Давление в емкости Е-101 регулируется контуром поз. PRC-1250.

Уровень в емкости Е-101 регулируется контуром поз. LRCAHL-1400.

Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает от прибора поз. LIASHL-1401.

Сырье из емкости Е-101 забирается насосами Н-1а, Н-1б и подается в тройник на смешение с циркуляционным водородсодержащим газом, нагнетаемым поршневыми компрессорами ПК-1,2,3.

Расход сырья, подаваемого на смешение, регулируется контуром поз. FRCAL-1351, установленным на линии нагнетания насосов Н-1а, Н-1б.

Сигнал на блокировку по уменьшению расхода сырья поступает от поз. FSL-1352.

Расход циркуляционного водородсодержащего газа, поступающего на смешение с сырьем, контролируется контуром поз. FRAL-1368. Сигнал на блокировку по уменьшению расхода циркуляционного водородсодержащего газа поступает от СПАЗ поз. FSL-1369.

Температура циркуляционного водородсодержащего газа контролируется в РСУ, от термопреобразователей, установленных на линии всасывания компрессоров ПК-1,2,3, поз. TR-1184 и поз. TI-1187, TI-1186, TI-1185 – на линии нагнетания компрессоров ПК-1,2,3.

Давление на линии всасывания компрессоров ПК-1,2,3 контролируется в РСУ поз. PR-1276А, на линии нагнетания - манометрами поз. PI-1209 D,E,F.

Для поддержания необходимой концентрации водорода в циркуляционном газе предусмотрена подача свежего водородсодержащего газа перед сепаратором циркуляционного газа С-105 (до ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной) и в линию нагнетания циркуляционного водородсодержащего газа компрессорами ПК-1,2,3 (после ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной).

Расход свежего водородсодержащего газа, поступающего на установку, регулируется контуром поз. FQRCAL-1387.

Газо-сырьевая смесь с давлением 53,5 кгс/см² и температурой не выше 90 С поступает в сырьевой теплообменник Т-1, где нагревается до температуры не ниже 260 С за счет тепла газо-продуктовой смеси, поступающей из реактора Р-101.

Температура газо-сырьевой смеси на входе в межтрубное пространство теплообменника Т-1 контролируется в РСУ поз. TR-1134A, на выходе из теплообменника - поз.TR-1135.

Из теплообменника Т-1 газо-сырьевая смесь с температурой 260-275 °С (начало цикла) и 300-330 °С (конец цикла) поступает в реакторную печь П-1. В печи П-1 газо-сырьевая смесь нагревается в режиме гидрокрекинга до температуры реакции 355-378 С (начало цикла), 400-410 С (конец цикла), в режиме гидроочистки 320-335 °С (начало цикла), 340-360 °С (конец цикла) и с давлением 42-51 кгс/см² в режиме гидрокрекинга и 31-34 кгс/см² в режиме гидроочистки поступает в реактор Р-101.

В реакторе Р-101 на катализаторе фирмы «CRITERION CATАLYSTS» происходит глубокое гидрообессеривание и легкий гидрокрекинг исходного сырья, а также удаление азот- и кислородсодержащих веществ с образованием аммиака и воды.

Температурный режим газо-сырьевой смеси на входе в реактор регулируется контуром поз. TRCASH-1191 с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам реакторной печи П-1 поз.PRCAHL-2250.

Реактор Р-101 содержит два слоя катализатора.

Температурный профиль реактора контролируется двумя многозонными термопарами.

Кроме того, температурный режим верхнего слоя катализатора регулируется поз TRCAH-1137A,G с коррекцией по расходу поз. FRC-1388 холодного циркуляционного водородсодержащего газа.

Температура на входе во второй слой катализатора регулируется подачей холодного водородсодержащего газа – «квенча» между слоями катализатора.

Температурный режим второго слоя катализатора регулируется поз. TRCAH-1137D,L с коррекцией по расходу поз. FRC-1372 холодного циркуляционного газа.

Температура на выходе из каждого слоя катализатора контролируется в РСУ поз. TIAH-1137B, E, H, M и в СПАЗ - поз. TRASH-1137 C, F, K, N.

Давление на входе в реактор контролируется прибором поз. PRASL-2270 с сигнализацией минимального значения. Давление на выходе из реактора контролируется в РСУ поз. PR-1260. Величина перепада давления в реакторе рассчитывается в РСУ и сигнализируется при достижении допустимого перепада 6 кгс/см².

Газо-продуктовая смесь в режиме гидрокрекинга с температурой 382-398 С (начало цикла) 415-425 С (конец цикла), в режиме гидроочистки 345-360 ^оС (начало цикла), 360-375 °С (конец цикла), и с давлением 40-48 кгс/см² (режим гидроочистки – 29-31 кгс/см²) из реактора Р-101 поступает в трубное пространство сырьевого теплообменника Т-1, где охлаждается газо-сырьевой смесью до температуры не выше 240С и далее направляется в аппараты воздушного охлаждения ХВ-101/1,2,3.

В аппаратах воздушного охлаждения газо-продуктовая смесь охлаждается до температуры не выше 60 °С и поступает в сепаратор высокого давления С-101.

Температура газо-продуктовой смеси на выходе из аппаратов воздушного охлаждения ХВ-101/1,2,3 регулируется изменением частоты вращения вала электродвигателя (контур TRC-1139).

В сепараторе С-101 при давлении не более 44 кгс/см² и температуре не выше 60 С происходит разделение циркуляционного водородсодержащего газа, нестабильного гидрогенизата и промывной воды.

Давление в сепараторе С-101 (в реакторном блоке) регулируется контуром поз. PRC-1251, клапан которого установлен на линии отдува очищенного водородсодержащего газа из абсорбера К-103 на установку Л-24/6 (до ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной), либо – на выходе из сепаратора циркуляционного газа С-105 (после ввода в эксплуатацию новой дожимной компрессорной).

Циркуляционный газ из сепаратора С-101 направляется в абсорбер высокого давления К-103 на очистку от сероводорода регенерированным 15 % водным раствором моноэтаноламина (МЭА), который забирается из емкости Е-25 насосами Н-2, Н-102 и подается в абсорбер К-103 и абсорбер очистки углеводородного газа К-2.

Расход раствора МЭА, подаваемого на орошение в абсорбер К-103, регулируется контуром поз. FRCAL-1359 с регулирующим клапаном на линии подачи раствора МЭА от насосов Н-2, Н-102 в абсорбер. Сигнал на блокировку по понижению расхода регенерированного МЭА поступает от СПАЗ поз. FSL-1360.

Уровень насыщенного раствора МЭА в абсорбере К-103 регулируется контуром поз. LRCAHL-1420 с регулирующим клапаном на линии вывода насыщенного МЭА из абсорбера К-103 в емкость насыщенного МЭА Е-5. Сигнал на блокировку по минимальному уровню в абсорбере К-103 поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1421.

Давление в кубе абсорбера К-103 контролируется в РСУ поз. PR-1269C.

Температура насыщенного раствора МЭА в кубе абсорбера К-103 контролируется в РСУ поз. TR-1166.

Очищенный циркуляционный водородсодержащий газ из абсорбера К-103 направляется в сепаратор циркуляционного газа С-105, откуда поступает на прием поршневых компрессоров ПК-1,2,3.

Унесенный из абсорбера К-103 с водородсодержащим газом раствор моноэтаноламина отделяется в сепараторе С-105.

Уровень раствора МЭА в сепараторе С-105 регулируется контуром поз. LRCAHL-1427 с регулирующим клапаном, установленным на линии вывода насыщенного МЭА в абсорбер К-2. Сигнал на блокировки по минимальному и максимальному уровням раствора МЭА в сепараторе С-105 поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1428.

Давление в сепараторе С-105, перед каплеотбойным устройством, контролируется прибором поз. PI-1208B, после него - прибором поз. PI-1208C.

Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-101 контролируется и регулируется контуром поз. LRCAHL-1402, клапан которого установлен на линии вывода нестабильного гидрогенизата в сепаратор низкого давления С-102. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1403, предусмотрена сигнализация максимального уровня.

Из сепаратора С-101 по уровню раздела фаз выводится промывная вода. Уровень раздела фаз регулируется контуром поз. LRСASHL-1404 с регулирующим клапаном на линии вывода промывной воды в промканализацию I системы К4 (до ввода в эксплуатацию узла сбора и вывода кислых стоков), либо в емкость сбора кислых стоков Е-129 (после ввода в эксплуатацию узла сбора и вывода кислых стоков.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора высокого давления С-101 выводится в сепаратор низкого давления С-102.

В сепараторе низкого давления С-102, при давлении не более 4 кгс/см² и температуре не выше 60 С из нестабильного гидрогенизата выделяются растворенные углеводородные газы и водород, которые направляются на очистку от сероводорода в абсорбер низкого давления К-2 и в емкость насыщенного МЭА Е-5 для поддержания в ней заданного давления.

Давление в сепараторе С-102 регулируется контуром поз. PRC-1252, клапан которого установлен на линии вывода углеводородного газа из С-102 в абсорбер К-2. Расход углеводородного газа, поступающего на очистку в абсорбер К-2 контролируется в РСУ поз. FR-1373.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора низкого давления С-102 поступает на прием насосов Н-122/1,2, которыми последовательно прокачивается через теплообменники Т-105/4, Т-105/5, Т-105/1, Т-105/2, Т-105/3, Т-105/6, Т-105/7, Т-105/8 и печь П-2.

Уровень в сепараторе С-102 поддерживается контуром поз. LRCAHL-1405, клапан которого установлен на линии вывода нестабильного гидрогенизата от насосов Н-122/1,2 в блок теплообменников стабилизации. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1406. Расход нестабильного гидрогенизата контролируется в РСУ поз. FRAL-1371A.

Из печи П-2 нестабильный гидрогенизат в режиме гидрокрекинга с температурой 345-360 °С и в режиме гидроочистки с температурой 280-295 °С поступает в зону питания стабилизационной колонны К-1 (тарелка № 22).

В колонне К-1 происходит отпарка растворенных газов, сероводорода из нестабильного гидрогенизата и его разделение на легкий газойль ЛГК, бензин-отгон и гидроочищенный остаток.

Для отпарки легких фракций и снижения температуры куба колонны предусмотрена подача пара водяного перегретого. Расход пара в колонну регулируется контуром поз. FRC-1357.

С верха колонны К-1 с температурой до 140 °С пары бензина, воды и углеводородный газ поступает по шлемовой линии в воздушный холодильник-конденсатор ВХК-102, где они конденсируются и охлаждаются до температуры не выше 60 С.

Из воздушного холодильника-конденсатора ВХК-102 продукт поступает в водяной холодильник Х-121, где охлаждается до температуры не выше 45 °С и далее направляется в сепаратор бензина С-3.

Температура верхнего продукта на входе в сепаратор бензина С-3 контролируется в РСУ поз. TR-1162.

Температурный режим верха колонны К-1 обеспечивается подачей острого орошения с температурой не выше 45 С, в качестве которого используется часть бензиновой фракции, поступающей от насосов Н-4, 4а.

Температура верха колонны поддерживается контуром поз.TRCАН-1130, клапан-регулятор которого установлен на линии подачи острого орошения в колонну.

Расход острого орошения контролируется прибором поз. FR-1355.

Давление в верхней части колонны К-1 контролируется в РСУ поз. PRAH-1266B. Сигнал на блокировку по повышению давления в колонне К-1 поступает от прибора поз. PSHL-1266С .

Избыточное тепло колонны К-1 снимается потоком циркуляционного орошения (ЦО).

- циркуляционное орошение (ЦО) с температурой не ниже 145 °С отбирается из колонны К-1 с тарелки № 12 и насосами Н-127/1,2 прокачивается по межтрубному пространству теплообменников Т-105/5,4, где отдает тепло на нагрев нестабильного гидрогенизата и с температурой 90-115 ^оС возвращается в колонну К-1 (на тарелку № 10).

Расход ЦО регулируется контуром поз. FRC-1367, температура ЦО контролируется в РСУ поз. TR-1155 на выходе из К-1, на входе в К-1 поз. TR-1143.

Уровень ЦО на тарелке № 12 контролируется контуром поз. LIAHL-1440. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1441, предусмотрена сигнализация максимального уровня.

Боковым погоном, с температурой не более 260 °С, из колонны К-1 (с тарелок № 14, 15), по переточной линии, самотеком, в стриппинг К-104 поступает легкий газойль ЛГК.

Под тарелку № 6, стриппинга К-104, подается пар водяной перегретый, расход которого регулируется контуром поз. FRC-1358.

Уровень жидкости в стриппинге К-104 регулируется контуром поз. LRCAHL-1409 с регулирующим клапаном на линии перетока легкого газойля ЛГК. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1410.

Пары легкокипящих фракций и водяной пар из стриппинга К-104 выводятся по линии возврата паров в К-1, на тарелку № 12.

Давление в стриппинге К-104 контролируется в РСУ поз. PR-1268.

Отпаренная фракция легкого газойля ЛГК с температурой не выше 250 °С из стриппинга К-104 поступает на прием насосов Н-121/1, 2, прокачивается по межтрубному пространству теплообменника стабилизации Т-105/ 1, где нагревает нестабильный гидрогенизат, охлаждается в воздушном холодильнике ХВ-121 и выводится с установки с температурой не выше 60 °С.

Температура легкого газойля ЛГК на входе в межтрубное пространство теплообменника Т-105/1 контролируется в РСУ поз. TR-1160, на выходе поз. TR-1150. Расход легкого газойля ЛГК регулируется контуром поз. FRC-1356.

Давление в кубе колонны К-1 контролируется в РСУ поз. PR-1266D.

Температура гидроочищенного остатка в кубе колонны контролируется в РСУ поз. TR-1158.

Из куба колонны К-1, с температурой не выше 340 °С, на прием насосов Н-103/1, 2 поступает гидроочищенный остаток, прокачивается по межтрубному пространству теплообменников Т-105/8,7,6,3,2 охлаждается в воздушных холодильниках ХВ-106/1, 2, и с температурой не выше 100 °С выводится с установки.

Расход гидроочищенного остатка контролируется и суммируется контуром поз. FQR-1375.

Уровень в колонне К-1 поддерживается контуром поз. LRCAHL-1407, клапан которого установлен на линии вывода гидроочищенного остатка от Н-103/1, 2 перед входом в межтрубное пространство Т-105/8.

Сигнал на блокировку по минимальному уровню в колонне К-1 поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1408. Температура гидроочищенного остатка на входе в межтрубное пространство теплообменника Т-105/8 контролируется в РСУ поз. TR-1152, на выходе из межтрубного пространства теплообменника Т-105/2 - поз. TR-1153.

Температура гидроочищенного остатка на выходе из аппаратов воздушного охлаждения ХВ-106/1,2 регулируется изменением частоты вращения вала электродвигателя (контур поз. TRC-1154).

В сепараторе бензина С-3 происходит разделение углеводородного газа, бензина и воды. Часть бензин-отгона в качестве орошения подается в колонну К-1, балансовое количество бензин-отгона выводится на установку Л-24/7 или ЭЛОУ-АВТ-6.

Уровень в сепараторе С-3 поддерживается контуром поз. LRCAHL-1412, клапан которого установлен на линии вывода бензин-отгона с установки.

Сигнал на блокировку по минимальному уровню в сепараторе поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1413.

Бензин-отгон выводится с установки с температурой не выше 45 °С, расход контролируется и суммируется поз. FQR-1376.

Из сепаратора бензина С-3 в абсорбер очистки углеводородного газа К-2 выводится неочищенный углеводородный газ.

Давление в блоке стабилизации (в сепараторе бензина С-3), регулируется контуром поз. PRC-1253 с регулирующим клапаном на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-3 на очистку в абсорбер К-2.

В абсорбере К-2 производится очистка углеводородного газа от сероводорода, поступающего из сепаратора низкого давления С-102, сепаратора бензина С-3 и из емкости насыщенного МЭА Е-5.

Очистка углеводородного газа производится 15 % водным раствором МЭА, который забирается из емкости регенерированного МЭА Е-25 насосом Н-2, Н-102 и подается в абсорбер К-2.

Расход раствора МЭА в абсорбер К-2 регулируется контуром поз. FRC-1361.

Уровень раствора насыщенного МЭА в абсорбере К-2 регулируется контуром поз. LRCAHL-1417 с регулирующим клапаном на линии вывода насыщенного МЭА в емкость насыщенного МЭА Е-5.

Температура раствора насыщенного МЭА в кубе абсорбера К-2 контролируется в РСУ поз. TR-1168 от термопреобразователя, установленного на линии выхода насыщенного МЭА из абсорбера.

Насыщенный сероводородом раствор МЭА, из куба абсорбера К-2, поступает на прием насосов Н-6,6а и подается в емкость раствора МЭА Е-5.

Сигнал на блокировку по минимальному уровню раствора МЭА в абсорбере К-2 осуществляется от СПАЗ поз. LIASHL-1442.

Очищенный углеводородный газ из абсорбера К-2 выводится в сепаратор топливного газа Е-1 и используется на отопление печей установки П-1 и П-2.

Давление в абсорбере К-2 поддерживается контуром поз. PRC-1255 с регулирующими клапанами на линии вывода очищенного углеводородного газа в сепаратор топливного газа Е-1 и его избытка в факельную сеть завода.

Насыщенный сероводородом раствор МЭА из абсорбера К-103 под давлением, из абсорбера К-2 насосами Н-6,6а подается в емкость насыщенного МЭА Е-5 для выделения бензина. В емкости Е-5 поддерживается избыточное давление 3,8 кгс/см², создаваемое углеводородным газом и регулируется контуром поз. PRC-1254 с регулирующими клапанами на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-102 в емкость Е-5 и на линии вывода избытка углеводородного газа на очистку в абсорбер К-2.

Уровень бензина в емкости Е-5 регулируется контуром поз. LRCAHL-1415 с регулирующим клапаном на линии вывода его в бензин-отгон.

Насыщенный раствор МЭА из Е-5 выводится через регулирующий клапан, установленный на линии вывода его в блок регенерации.

Охлажденный регенерированный раствор МЭА поступает в емкость Е-25 из блока регенерации (холодильника Х-103).

Предусмотрена подпитка свежим 15 % раствором МЭА, который подается из бойлера в емкость Е-25.

Уровень регенерированного МЭА в Е-25 измеряется контуром поз LRAHL-1418. Сигнал на блокировку по минимальному уровню раствора МЭА в Е-25 поступает от СПАЗ поз. LIASHL-1419. Предусмотрена сигнализация максимального значения верхнего уровня.

Насыщенный раствор моноэтаноламина с температурой до 55 °С из емкости Е-5 поступает в десорбер (отгонную колонну) К-105, предварительно нагреваясь в теплообменниках Т-103/1, 2 за счет тепла регенерированного раствора МЭА.

Температура насыщенного МЭА на входе в отгонную колонну контролируется в РСУ поз. TR-1172 и составляет 90-110 С.

Расход насыщенного раствора МЭА на входе в колонну К-105 измеряется в РСУ поз. FR-1383.

В отгонной колонне К-105 происходит десорбция сероводорода из раствора моноэтаноламина. Тепло, необходимое для десорбции, подводится циркуляцией раствора моноэтаноламина через термосифонный ребойлер Т-104/1, 2, обогреваемый водяным паром перегретым.

Температура в кубе колонны К-105 (не выше 140 С) регулируется контуром поз. TRC-1131 с запорно-регулирующим клапаном на линии подвода пара в ребойлер Т-104/1,2.

Температурный режим верха колонны регулируется контуром поз. TRC-1132 с регулирующим клапаном на линии вывода горячей воды I системы.

Давление верха колонны К-105 регулируется контуром поз. PRC-1257A, с регулирующим клапаном на линии отдува сероводорода на установку производства серной кислоты методом «Мокрого катализа».

Давление в кубе колонны контролируется в РСУ поз. PR-1257B.

Уровень регенерированного МЭА в колонне К-105 регулируется контуром поз. LRCAHL-1422 с регулирующим клапаном на линии вывода регенерированного раствора в теплообменник Т-103/2.

Пары воды, сероводорода, бензина, с температурой до 100 С, из колонны К-105 поступают в холодильник-конденсатор ХК-107, где они конденсируются и охлаждаются. Для охлаждения паро-газовой смеси в холодильник – конденсатор ХК-107 насосами Н-128/1,2 подается вода оборотная охлажденная I системы.Сконденсированные в холодильнике ХК-107 пары воды, бензина с температурой не выше 50 С возвращаются на орошение колонны.

Выделившийся сероводород с температурой не выше 50 С поступает в сепаратор сероводорода С-4, где происходит отделение унесенных с сероводородом паров воды.

Уровень сероводородной воды в сепараторе С-4 регулируется контуром поз. LRCAHL-1423, с клапаном, установленным на линии вывода сероводородной воды на прием насосов Н-6, 6а.

Давление в сепараторе С-4 контролируется в РСУ поз. PR-1273, температура – поз. TR-1171.

Сероводород из сепаратора С-4 поступает на установку производства серной кислоты методом «Мокрого катализа». Расход, выводимого сероводорода, контролируется в РСУ поз. FR-1381.

Регенерированный раствор МЭА из куба колонны К-105, с температурой не выше 140С, поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-103/2,1, где отдает свое тепло на нагрев насыщенного раствора МЭА, и охлаждается в водяном холодильнике Х-103 до температуры не выше 45 °С.

Из холодильника Х-103 регенерированный раствор МЭА поступает в емкость Е-25.