МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ШЫМКЕНТСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

Стр 1 из 19Следующая ⇒

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ШЫМКЕНТСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

ТОО «ПКОП»

ПРОЕКТ

ML-003-04

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО

ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

УСТАНОВКА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

ТЯЖЕЛЫХ ОСТАТКОВ RFCC

Титул 1000

ТОМ 4

Книга 2.1

Раздел 1

Государственная лицензия № 007057

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ШЫМКЕНТСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

ТОО «ПКОП»

ПРОЕКТ

ML-003-04

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО

ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ

УСТАНОВКА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

ТЯЖЕЛЫХ ОСТАТКОВ RFCC

Титул 1000

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ТОМ 4

Книга 2.1

Раздел 1

Генеральный директор	____________	Сериков Ф.Т.
Заместитель генерального директора по проектированию - Главный инженер	____________	Ли В.Р.
Главный инженер проекта	____________	Шабалин И.В.



1	05.2014	Для утверждения РК
0	04.2014	Для утверждения РК
А	04.2014	Для рассмотрения

Рев .

Дата

Состояние

Примечание

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ

Наименование раздела	Должность	Ф.И.О.	Подпись	Дата
Технологические решения	Главный инженер проекта	Лудченко В.		04.2014
Технологические решения	Руководитель группы	Яцюк А.		04.2014

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ.. 3

1 Краткая характеристика объекта строительства.. 10

1.1 Назначение строительства. 10

1.2 Основание для разработки проектной документации. 10

1.3 Исходные данные для проектирования. 11

1.4 Технологическое назначение. 11

1.5 Мощность проектируемого объекта, режим работы.. 11

2.1 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, реагентов, основных и побочных продуктов, отходов производства. 13

2.1.1 Сырье. 13

2.1.2 Основные, промежуточные и побочные продукты.. 13

2.1.3 Катализаторы, вспомогательные материалы, реагенты.. 14

2.1.4 Отходы производства. 15

2.2 Потребность в основных энергоресурсах. 16

2.2.1 Потребность в топливе. 16

2.2.2 Потребность в воздухе и азоте. 16

3 Основные технологические решения.. 18

3.1 Технология производства. 18

3.2 Описание технологической схемы.. 19

3.3 Краткое описание вспомогательных объектов. 38

3.4 Товарный материальный баланс и материальные потоки. 43

3.5 Состав и обоснование применяемого оборудования, в том числе импортного. 45

3.5.1 Характеристика оборудования общего назначения. 45

3.5.2 Основное оборудование. 45

Таблица 3.5.2.1 Реакторы.. 46

3.5.2.2 Аппараты колонного типа. 46

Таблица 3.5.2.8 Воздухоподогреватель. 59

Таблица 3.5.2.9 Пароперегреватель. 59

3.6 Решения по применению малоотходных и безотходных технологических процессов и производств, повторному использованию тепла и уловленных хим. реагентов. 63

3.6.1 Решение по применению малоотходных и безотходных процессов и производств. ...63

3.6.2 Решения по повторному использованию тепла. 63

3.6.3 Решения по повторному использованию уловленных химических реагентов. 63

3.7 Характеристика межцеховых и цеховых коммуникаций. 64

3.8 Компоновочные решения. 66

3.8.1 Общая часть. 66

3.8. 2 Компрессорный блок. 66

3.8. 3 Абсорбционный блок. 67

3.8. 4 Блок отпарки абсорбента. 67

3.8. 5 Блок дебутанизации бензина. 68

3.8. 6 Блок подготовки сырья. 68

3.8.7 Блок реактора-регенератора и основной колонны.. 69

3.8. 8 Подземные емкости. 72

3.8. 9 Насосные. 72

3.8. 10 Здания В-03 и В-01. 73

3.8.1 1 Внутриплощадочные коммуникации. 73

3.9 Механизация трудоемких работ. 75

3.10 Предложения по организации контроля качества. 76

4 Основные мероприятия по технике безопасности и противоаварийной защите 101

4.1 Характеристика имеющихся опасностей. 101

4.2 Мероприятия по снижению уровня опасности и обеспечению безопасной эксплуатации производства. 111

4.2.1 Защита сосудов и аппаратов от превышения давления. 113

4.3 Принципиальные решения по защите от пожара. 116

4 .4 Мероприятия по защите от шума. 116

4 .5 Обеспечение работников средствами индивидуальной защиты.. 117

5 Организация труда и управления.. 118

5.1 Принципиальные решения по структуре и организации производства. 118

5.2 Характеристика производства. 118

5.3 Численность производственного персонала. 119

5.4 Оснащенность рабочих мест. 121

6 Мероприятия по энергосбережению... 122

7 Охрана окружающей среды.. 123

7.1 Воздействие установки каталитического крекинга на состояние окружающей среды.. 123

7.2 Технические решения по предотвращению (сокращению) выбросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду. 123

8 Перечень нормативной документации.. 125

СОСТАВ ПРОЕКТА

Номер тома	Номер книги	Наименование	Примечание
Том 1	-	Паспорт проекта	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
Том 2	-	Энергетический паспорт проекта	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
Том 3	Книга 1	Общая пояснительная записка	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
Том 3	Книга 2	Исходные данные для проектирования	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
Том 4	Книга 1 (Часть 1-2)	Генеральный план объекта и организация транспорта	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
	Книга 2.1 Раздел 1 (Часть 1-3)	Технологические решения по переработке нефти Установка каталитического крекинга тяжелых остатков RFCC. Титул 1000; 1000 - RFCC
	Книга 2.1 Раздел 2 (Часть 1-2)	Технологические решения по переработке нефти Установка гидроочистки бензина каталитического крекинга. Титул 1100
	Книга 2.1 Раздел 3 (Часть 1-2)	Технологические решения по переработке нефти Комбинированная установка разделения С3/С4 и производства МТБЭ. Титулы 1600 и 1200
	Книга 2.1 Раздел 4 (Часть 1-2)	Технологические решения по переработке нефти Комбинированная установка обессеривания ненасыщенных СУГ, обессеривания насыщенных СУГ и очистки щелочи. Титулы 1300, 1400 и 1350
	Книга 2.1 Раздел 5 (Часть 1)	Технологические решения по переработке нефти Установка извлечения серы. Титул 1500;
	Книга 2.1 Раздел 6 (Часть 1-2)	Технологические решения по переработке нефти Комбинированная установка регенерации амина и отпарки кислых стоков. Титулы 1700 и 1800
	Книга 2.1 Раздел 7 (Часть 1)	Технологические решения по переработке нефти Установка короткоцикловой адсорбции. Титул 1900
	Книга 2.1 Раздел 8 (Часть 1)	Технологические решения по переработке нефти Установка атмосферной перегонки АТ-ІІІ. Титул 0100
	Книга 2.2 Раздел 1 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Комбинированная установка очистных сооружений, нейтрализации и канализационная насосная станция. Титулы 3000, 3050 и 3650
	Книга 2.2 Раздел 2 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Установка водоподготовки. Титул 3100
	Книга 2.2 Раздел 3 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Комбинированная установка сжатого воздуха, производства азота и сферический резервуар хранения азота. Титулы 3200, 3300
	Книга 2.2 Раздел 4 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Установка оборотного водоснабжения. Титул 3400
	Книга 2.2 Раздел 5 (Часть 1-2)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Установка приготовления пара. Титул 3500
	Книга 2.2 Раздел 6 (Часть 1-2)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Резервуарный парк хранения нефтепродуктов. Титул 3600
	Книга 2.2 Раздел 7 (Часть 1-2)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Установка хранения СУГ. Титул 3700
	Книга 2.2 Раздел 8 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Установка факела. Титул 3800
	Книга 2.2 Раздел 9 (Часть 1)	Технологические решения по установкам общезаводского хозяйства Система пожаротушения. Титул 3900
	Книга 3.1 (Часть 1-3)	Система автоматизации производства переработки нефти
	Книга 3.2 (Часть 1-6)	Система автоматизации по установкам общезаводского хозяйства
	Книга 4 (Часть 1-9)	Архитектурно-строительные решения
	Книга 5 (Часть 1-5)	Электротехнические решения
	Книга 6 (Часть 1-2)	Система водоснабжения, канализации и пожаротушения
	Книга 7 (Часть 1-4)	Система отопления, вентиляции и кондиционирования
	Книга 8 (Часть 1-2)	Система телекоммуникаций
	Книга 9 (Часть 1-3)	Система обнаружения пожара и газа
	Книга 10 (Часть 1-6)	Автоматизация пожаротушения
	Книга 11	Автоматизированная система мониторинга зданий и сооружений
	Книга 12.1 (Часть 1)	Инженерно-технические мероприятия по ГО и ЧС
	Книга 12.2 (Часть 1)	Система обеспечения комплексной безопасности и антитеррористической защищенности
	Книга 13 (Часть 1-3)	Межцеховые коммуникации
Том 5		Проект организации строительства	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
Том 6		Эффективность инвестиций (Результаты экономического анализа)	Компания «Technip Italy S.p.A»
Том 7	Книга 1	Сводный сметный расчет, сметный расчет стоимости строительства и объектные сметные расчеты	ТОО «ИК «КАЗГИПРОНЕФТЕТРАНС»
	Книга 2	Локальные сметные расчеты
	Книга 3	Локальные сметные расчеты
	Книга 4	Локальные сметные расчеты
	Книга 5	Локальные сметные расчеты
	Книга 6	Локальные сметные расчеты
	Книга 7	Локальные сметные расчеты
	Книга 8	Локальные сметные расчеты
	Книга 9	Локальные сметные расчеты
	Книга 10	Локальные сметные расчеты
	Книга 11	Локальные сметные расчеты
	Книга 12	Локальные сметные расчеты
	Книга 13	Локальные сметные расчеты
	Книга 14	Локальные сметные расчеты
	Книга 15	Локальные сметные расчеты
	Книга 16	Локальные сметные расчеты
	Книга 17.1	Локальные сметные расчеты
	Книга 17.2	Локальные сметные расчеты
	Книга 17.3	Локальные сметные расчеты
	Книга 17.4	Локальные сметные расчеты
	Книга 17.5	Локальные сметные расчеты
	Книга 18	Перечень оборудования для Сборников Технико-коммерческих предложений
	Книга 19 (Часть 1-6)	Основной сборник коммерческих предложений
	Книга 20 (Часть 1-6)	Альтернативный сборник коммерческих предложений
Том 8	Книга 1	Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС)	ТОО «ECOKRONOS»
Том 8	Книга 2	Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС). Приложения	ТОО «ECOKRONOS»
Том 9	Книга 1	Отчет об инженерно-геологических изысканиях на строительство	ПК «Институт «КАЗГИПРОВОДХОЗ»
Том 9	Книга 2	Отчет об инженерно-геологических изысканиях на строительство	ПК «Институт «КАЗГИПРОВОДХОЗ»

ЗАПИСЬ ГИПа

Технические решения, принятые в проекте (рабочем проекте), соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм и правил, действующих на территории Республики Казахстан, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочим проектом мероприятий.

Главный инженер проекта ___________________ Шабалин И.В

Назначение строительства

Сочетание увеличения спроса на нефтепродукты и высоких требований к качеству автомобильного топлива обуславливает необходимость увеличения глубины переработки нефти за счет строительства современных технологических установок с использованием передовых процессов.

Шымкентский нефтеперерабатывающий завод является одним из трех крупнейших нефтеперерабатывающих заводов Казахстана и имеет мощность переработки 5,25 млн. тонн сырой нефти в год.

На сегодняшний день схема переработки нефти на заводе не позволяет получать автомобильные бензины с показателями качества, которые соответствуют требованиям стандарта ЕВРО-5.

Для повышения качества выпускаемых нефтепродуктов, увеличения ассортимента выпускаемой продукции, устранения дефицита высокооктановых бензинов, планируется строительство установки каталитического крекинга.

Строительство установки каталитического крекинга осуществляется с целью увеличения производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов из тяжелого нефтяного сырья.

Строительство осуществляется в условиях действующего предприятия.

Исходные данные для проектирования

В таблице 1.3.1 приводится перечень исходных данных для выполнения проектной документации объекта «Установка каталитического крекинга тяжелых остатков RFCC на ШНПЗ ТОО «ПетроКазахстанОйлПродактс» (ПКОП).

Таблица 1.3.1. Перечень исходных данных
Наименование документа	Разработчик	Дата выпуска, номер, шифр	Примеча-ние
Проект в западном стиле «Установка каталитического крекинга тяжелых остатков RFCC на ШНПЗ ТОО «ПетроКазахстанОйлПродактс»	фирма «Technip Italy S.p.A» по лицензии фирмы «UOP»	-	-

Технологическое назначение

Проект установки каталитического крекинга разработан в соответствии с проектом в западном стиле «Установка каталитического крекинга тяжелых остатков RFCC на ШНПЗ ТОО ПКОП», выполненные фирмой «Technip Italy S.p.A» по лицензии фирмы «UOP» (Великобритания).

Строительство установки каталитического крекинга обусловлено:

- необходимостью увеличения глубины переработки нефти в целом по предприятию;

- необходимостью внедрения энергосберегающих технологий, включая оптимизацию процессов теплообмена, повышение эффективности работы печей;

- необходимостью улучшения качества выпускаемой продукции;

- необходимостью улучшения экологической обстановки за счет снижения выбросов сернистых соединений в атмосферный воздух.

Сырье

Сырьем установки каталитического крекинга является смесь 52% масс. остатка атмосферной перегонки (АП) и 48% масс. вакуумного газойля (ГВП).

Характеристика сырья приведена в таблице 3.1.1.

Таблица 2.1.1 Характеристика сырья
Наименование и показатель технической характеристики	Единицы измерения	Смесь 52% АП+ 48% ГВП
Плотность в градусах API		23,25
Характеризующий фактор UOPK	-	11,97
Содержание серы	% масс.	1,01
Содержание азота	ppm масс.	1 582
Коксуемость	% масс.	4,50 *
Содержание ванадия	ppm масс.	12,5
Содержание никеля	ppm масс.	8,3
Вязкость при 100 C	сСт	-

Отходы производства

В таблице 2.1.4 приведены краткие данные об отходах производства установки каталитического крекинга.

Таблица 2.1.4
Наименование и показатель технической характеристики, единицы измерения	Значение	Примечание
1 Кристаллизованные соли		Направляется на полигон для захоронения отходов, если надлежащим образом обработан и не является опасным.
1.1 Состав, % масс.
- Na₂SO₄	99,9÷99,5
- катализатор	0,2÷0,5
- NаОН - 'Никель + Ванадий	следовые количест-ва
2 Отработанный катализатор		Направляется на полигон для захоронения отходов, если надлежащим образом обработан и не является опасным.

	-

Подробные данные о виде, составе и объеме отходов производства, подлежащих регенерации или утилизации и захоронению - приведены в разделе ОВОС.

Потребность в топливе

В качестве основного топлива для технологических печей установки каталитического крекинга используется газообразное топливо из сети завода, а также газ собственной выработки. В качестве резервного топлива к потребителям предусмотрен подвод жидкого топлива из сети предприятия.

Проектируемые нагреватели оборудованы газомазутными горелками, работающими как на газовом, так и на жидком топливе, а также на комбинированном топливе в любом соотношении.

Данные по расходу топлива при номинальной мощности приведены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1

Вид топлива и его характеристика	Теплотворная способность (низшая), ккал/кг	Параметры		Количество, потребление (выработка)		Примечание
Вид топлива и его характеристика	Теплотворная способность (низшая), ккал/кг	Р, МПа изб.	Т, °С	тыс. т/год	макс. т/ч	Примечание
1. Газообразное топливо (в т.ч. собственной выработки)	11802	0,4	35	6,3* (10,5)	0,8*	*данные уточняются после получения документации по печам
2. Жидкое топливо (мазут)	9523	0,6-0,8	80-90	7,6	0,93	расход мазута будет определяться дефицитом газа в сети завода

2.2.2 Потребность в воздухе и азоте

Снабжение объектов установки каталитического крекинга воздухом КИП, азотом высокого и низкого давлений осуществляется от сетей предприятия.

Для обеспечения требуемого нормативного часового запаса воздуха для нужд КИП проектом предусмотрен ресивер воздуха КИП С-1020 объемом 260 м³.

Данные о потребности в сжатом воздухе и азоте и их параметры приведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2
	Наименование и характеристика	Параметры рабочие		Количество			Особые условия, направление использования
	Наименование и характеристика	Р МПа изб	Т, °С	тыс.нм³/год	посто-янно нм³/час	Максим нм³/час	Особые условия, направление использования
	Воздух КИП* точка росы – минус 40 ºС	0,75*	окр. среды.	5997,6	735	925	*по параметрам вновь проектируемой воздушной компрессорной.
	Воздух технический* точка росы – минус 40 ºС	0,75*	окр. среды.	1120	-	13507	Для ремонтных нужд. Потребление 25 дней в году по 4 часа в день.
	Азот низкого давления:	0,6	окр. среды.	91	-	1710	содержание кислорода менее 0,5 % Для продувки и опрессовки системы перед пуском установки.
	Азот высокого давления	4,0	окр. среды.	*	-	*	*уточняется при детальном проектировании. Используется на опрессовку оборудования.

Технология производства

Процесс каталитического крекинга тяжелых нефтяных фракций осуществляется по запатентованной технологии компании UOP.

Каталитический крекинг - процесс деструктивного превращения тяжелых фракций в более легкие при высокой температуре и умеренном давлении в присутствии псевдоожиженного циркулирующего катализатора и может быть представлен следующими стадиями:

- поступление сырья к поверхности катализатора;

- хемосорбция на активных центрах катализатора;

- химическая реакция на поверхности катализатора;

- десорбция продуктов крекинга и непрореагировавшей части сырья с поверхности катализатора.

В процессе крекинга на катализаторе образуется кокс, снижающий активность катализатора, блокируя доступ к его активным центрам. Восстановление катализатора осуществляется выжигом кокса в присутствии воздуха.

Псевдоожижение катализатора в реакторно-регенераторном блоке осуществляется соответствующей паровой фазой. В реакторе паровая фаза представлена углеводородами в парообразном состоянии и водяным паром, а в регенераторе - воздухом и дымовыми газами. Псевдоожижение в реакторе обеспечивает эффективный контакт сырья с горячим регенерированным катализатором, сырье испаряется и испаренное сырье крекирует с образованием более легких углеводородных продуктов.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга, являются:

-физико-химические свойства сырья;

-свойства катализатора;

-температура процесса;

-кратность циркуляции катализатора;

-время контакта сырья и катализатора.

Примеси в сырье металлов, азотистых и сернистых соединений оказывают отрицательное влияние на каталитический крекинг. Возрастанию отложений кокса способствует повышение коксуемости сырья. Увеличение содержания азота приводит к дезактивации и снижению селективности катализатора.

Изменение времени контакта сырья с катализатором сказывается на степени его превращения и выходах продуктов крекинга. Чем меньше продолжительность пребывания сырья в реакционной зоне, тем ниже глубина его конверсии. Уменьшение времени контакта может быть скомпенсировано более высокой активностью катализатора и повышением температуры. При равных активности катализатора и температуре возрастание времени контакта приводит к увеличению степени превращения сырья.

Регулирование кратности циркуляции катализатора позволяет поддерживать тепловой баланс процесса каталитического крекинга, стабилизировать работу установки.

Блок основной колонны

Пары продуктов крекинга из реактора R-1001 поступают под 1-ю тарелку отмывочно-сепарационной секции основной колонны К-1002, в которой происходит контакт паров, поступающих из реактора и загрязненных катализатором, с циркуляционными потоками. Нижняя часть колонны оборудована ловушкой для улавливания твердых частиц.

Циркуляционные потоки направляются в колонну для отмывки паров продуктов крекинга от катализаторной пыли, для снятия избыточного тепла и поддержания оптимальной температуры в кубе с целью уменьшения коксообразования. При контактировании паров с жидкостью происходит отмыв их от катализатора и частичная конденсация высококипящих углеводородов. Жидкость с катализатором поступает в кубовую часть, где происходит частичный отстой катализаторной пыли. Отмытые от катализаторной пыли пары поступают в концентрационную (укрепляющую) часть на ректификацию. С целью улучшения перемешивания и предотвращения неравномерного распределения температур и осаждения твердых частиц в нижнюю секцию подается водяной пар. Расход пара регулируется прибором FIC-036, клапан которого установлен на трубопроводе пара.

В колонне К-1002 контролируются:

-температура куба приборами TI-046,TI-047;

- перепады давления по высоте колонны:

-PDI-015 (между PI-014 и PI-016);

- PDI-017 (между PI-016 и PI-018);

- PDI-019 (между PI-018 и PI-020, между PI-025 и PI-020);

- PDI-021 (между PI-022 и PI-020),

- PDI-023 (между PI-025 и PI-014).

Уровень в нижней части колонны К-1002 контролируется прибором LICA-022 с предупредительной сигнализацией минимального значения и аварийной сигнализацией максимального значения. При снижении уровня до предельно допустимого значения по прибору LS-020 А/В (два из двух) предусмотрена противоаварийная защита.

Кубовый продукт с низа колонны К-1001 поступает на прием насосов Н-1015, Н-1016 и далее направляется на циркуляцию в два контура и на вывод балансового количества кубового продукта в колонну отпарки К-1001.

В первом контуре циркуляция кубового продукта осуществляется насосами Н-1015, Н-1016 через трубные пространства парогенераторов Т-1011, Т-1012, Т-1016 с последующим объединением обратных потоков и возвратом в качестве «квенча» в куб основной колонны К-1002.

Во 2-м контуре циркуляция кубового продукта осуществляется насосами Н-1015, Н-1016 через трубные пространства теплообменников Т-1013, Т-1014 с последующим объединением обратных потоков и возвратом на 5-ю тарелку нижней секции колонны К-1002.

Кубовый продукт основной колонны подается насосами Н-1015, Н-1016 в верхнюю часть колонны К-1001 для удаления легких компонентов из кубовой жидкости с целью достижения требуемой температуры вспышки тяжелого остатка. Удаление легких компонентов обеспечивается за счет отгонки с водяным паром. Расход водяного пара среднего давления в нижнюю часть колонны контролируется регулятором FIC-013, клапан которого установлен на трубопроводе пара.

Извлеченные легкие компоненты с верха колонны К-1001 возвращаются под 7-ю тарелку основной колонны К-1002.

Уровень в кубе К-1001 контролируется регулятором LICA-006 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений. Клапан регулятора установлен на трубопроводе подачи кубового продукта в отпарную колонну. При снижении уровня до предельно низкого значения по прибору LS-030 предусмотрена противоаварийная защита.

С низа колонны К-1001 тяжелый кубовый остаток поступает на прием насосов Н-1013, Н-1014 и далее подается в трубные пространства теплообменников Т-1007 (Т-1008). Расход выводимого продукта контролируется регулятором FICA-047 с предупредительной сигнализацией минимального значения. Клапан регулятора установлен на возвратном трубопроводе в колонну К-1001.

В теплообменниках Т-1007 (Т-1008) тяжелый кубовый остаток охлаждается, нагревая сырьевой поток. Температура охлаждения тяжелого кубового остатка регулируется прибором TIC-019 и поддерживается 2-мя клапанами, установленными на байпасном трубопроводе сырья (TV-019В) и на входе сырья в указанную группу теплообменников (TV-019A). При понижении температуры закрывается клапан TV-010А, при повышении температуры закрывает клапан TV-010В.

Охлажденный тяжелый кубовый остаток направляется на фильтрацию от катализаторной пыли в систему фильтрации F-1001. Проектом предусматривается промывка фильтра легким каталитическим газойлем, подаваемым насосами циркуляции легкого каталитического газойля Н-1019, Н-1020.

Очищенный тяжелый кубовый остаток каткрекинга подается на доохлаждение в холодильники Х-1001, Х-1002 и выводится на компаундирование котельного топлива. На входе в холодильники контролируется температура прибором TI-023.

Расход тяжелого остатка контролируется регулятором FIC-015, клапан которого установлен на трубопроводе сброса охлажденного потока в коллектор возврата циркулирующего кубового продукта основной колонны.

Предусмотрен контроль температуры кубового продукта прибором TI-027.

Расход контролируется регулятором FIC-016 с коррекцией по уровню в кубе основной колонны К-1002 (по LICAHL-022). Клапан регулятора установлен на трубопроводе вывода тяжелого остатка каталитического крекинга с установки.

Проектом предусматривается возможность вывода тяжелого кубового остатка каткрекинга в резервуар аварийного сброса. Расход выводимого продукта контролируется регулятором FIC-017, клапан которого установлен на трубопроводе вывода. Температура контролируется прибором TI-026.

В 1-м контуре циркуляции теплоноситель (кубовый продукт основной колонны) подается насосами Н-1015, Н-1016 3-мя параллельными потоками в трубные пространства парогенераторов Т-1011, Т-1012, Т-1016. Один из парогенераторов является резервным и подключается в процесс в случае засорения одного из рабочих парогенераторов. В парогенераторах за счет теплоты кубового продукта вырабатывается пар высокого давления, который затем направляется в коллектор пара высокого давления. Питательная вода после предварительного нагрева в теплообменнике Т-1015 подается в парогенераторы по индивидуальным трубопроводам.

В парогенераторах Т-1011, Т-1012, Т-1016 расход теплоносителя поддерживается регуляторами FIC-020, FIC-025, FIC-029, соответственно. Клапаны регуляторов установлены на потоке, выводимом в коллектор возврата циркулирующего кубового продукта. Температура обратного теплоносителя контролируется прибором TI-029, TI-031, TI-033. Теплоноситель после парогенераторов выводится в коллектор «квенча».

Расход питательной воды на входе в Т-1011, Т-1012, Т-1016 регулируется прибором FIC-021, FIC-026, FIC-030 с коррекцией по уровню в корпусе парогенератора (LICA-009, LICA-012, LICA-015) и расходу пара высокого давления на выходе из сепаратора парогенератора (FI-018, FI-022, FI-027). Клапаны регуляторов установлены на трубопроводе подачи питательной воды в парогенератор.

Уровень питательной воды в корпусе парогенераторов контролируется прибором LICA-009, LICA-012, LICA-015 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений.

Температура влажного пара высокого давления на выходе из парогенераторов контролируется прибором TI-028, TI-030, TI-032. Расход пара высокого давления на выходе из сепаратора парогенератора контролируется прибором FI-018, FI-022, FI-027.

Из коллектора «квенча» (обратные потоки теплоносителя из парогенераторов Т-1011, Т-1012, Т-1016) охлажденный кубовый продукт основной колонны возвращается в куб основной колонны К-1002. Расход «квенча» стабилизируется регулятором FIC-024, клапан которого установлен на трубопроводе подачи в основную колонну.

Во 2-м контуре циркуляции теплоноситель (кубовый продукт основной колонны) подается насосами Н-1015, Н-1016 в трубные пространства теплообменников Т-1013, Т-1014. Расход теплоносителя в Т-1013 (Т-1014) поддерживается регулятором FIC-008 (FIC-009), клапан которого установлен на выходе из соответствующего теплообменника.

Температура обратных потоков контролируется приборами TI-009 и TI-006, соответственно. Обратные потоки теплоносителя выводятся в коллектор возврата циркулирующего кубового продукта основной колонны. Из коллектора охлажденный кубовый продукт возвращается в нижнюю часть основной колонны К-1002 на 5-ю тарелку.

Расход возврата контролируется регулятором FIC-031, клапан которого установлен на подпиточном трубопроводе из прямого коллектора. Температура на входе в К-1002 контролируется прибором TI-045.

Пары из нижней секции основной колонны К-1002 поступают в концентрационную (укрепляющую) часть на ректификацию.

Отбор тяжелого газойля осуществляется со сборной тарелки, расположенной под 10 тарелкой основной колонны К-1002.

Уровень на сборной тарелке К-1002 контролируется прибором LICA-019 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений. Температура на выходе из сборной тарелки контролируется прибором TI-043.

Тяжелый газойль со сборной тарелки выводится в коллектор, откуда направляется на прием насосов циркуляции тяжелого газойля Н-1017, Н-1018 и насосов рециркуляции тяжелого газойля Н-1031, Н-1032.

Насосами Н-1031, Н-1032 часть потока подается в сырьевой трубопровод для совместного ввода объединенного сырья в лифт-реактор реакторно-регенераторного блока. Расход потока тяжелого газойля стабилизируется прибором FIC-045 с клапаном, установленным на напорном трубопроводе.

Остальная часть потока поступает на прием насосов Н-1017, Н-1018, которыми подается на 9-ю тарелку нижней секции колонны для промывки тарелок секции и в трубное пространство теплообменника Т-1010, в котором отдает тепло сырьевому потоку.

Расход потока на входе в колонну регулируется прибором FIC-035 с коррекцией по уровню в сборной тарелке К-1002 (LICA-019). Клапан регулятора установлен на трубопроводе подачи.

Расход тяжелого газойля на входе в Т-1010 регулируется прибором FIC-010 и поддерживается системой 2-х клапанов, установленных на байпасе теплообменника (FV-010B) и на обратном потоке из теплообменника (FV-010А). При понижении расхода закрывается клапан FV-010B, при повышении расхода закрывается клапан FV-010А.

После Т-1010 тяжелый газойль направляется в блок газофракционирования для обеспечения теплом рибойлера дебутанизатора Т-1024. После рибойлера часть потока возвращается на 12-ю тарелку основной колонны К-1002. Остальная часть потока направляется в качестве «квенча» в общий всасывающий коллектор насосов Н-1017, Н-1018 и Н-1031, Н-1032. Температура во всасывающем коллекторе контролируется регулятором TIC-053, клапан которого установлен на трубопроводе подачи «квенча».

Фракция легкого газойля выводится со сборной тарелки, расположенной под 18-й тарелкой основной колонны. Температура вывода контролируется TI-040.

Одна часть фракции является продуктом и под собственным давлением поступает в колонну К-1003 для отпарки водяным паром легких фракций и регулирования температуры вспышки. Продукт поступает в К-1003 на верхнюю тарелку. Водяной пар подается в нижнюю часть колонны. Расход пара поддерживается регулятором FIC-038, клапана которого установленного на трубопроводе подачи водяного пара.

Легкие фракции вместе с водяным паром возвращаются в основную колонну К-1002 под 18 тарелку.

Уровень в кубе колонны К-1003 поддерживается регулятором LICA-024 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений. Клапан регулятора установлен на трубопроводе подачи легкого газойля на отпарку. При снижении уровня до предельно низкого значения по прибору LS-032 предусмотрена противоаварийная защита - блокировка UС-008.

С низа К-1003 выводится насосами Н-1021, Н-1022 балансовое количество отпаренного легкого газойля, который через теплообменник Т-1015, в котором нагревает питательную воду, аппарат воздушного охлаждения Х-1003 и водяной холодильник Х-1004, выводится с установки на установку гидроочистки дизельного топлива. Температура легкого газойля на выходе из Т-1015, Х-1003, Х-1004 контролируется приборами TI-056, TI-057. TIА-058, соответственно. Предусмотрена предупредительная сигнализация максимального значения температуры. Расход легкого газойля контролируется регулятором FIC-040, клапан которого установлен на трубопроводе вывода.

Температура питательной воды на выходе из теплообменника Т-1015 контролируется прибором TI-055. Далее питательная вода поступает в парогенераторы Т-1011, Т-1012, Т-1016.

Часть фракции легкого газойля поступает на прием насосов циркуляции легкого газойля Н-1019, Н-1020. Циркулирующий поток разделяется на два контура:

- в трубное пространство теплообменника Т-1009 для нагрева сырья установки. Расход горячего продукта на входе в трубное пространство теплообменника регулируется прибором FIC-011 с клапаном, установленным на трубопроводе охлажденного продукта.

- в рибойлер колонны отпарки блока газофракционирования.

После охлаждения оба потока возвращаются в виде орошения в колонну К-1002 на 20-ю тарелку. Температура объединенного потока контролируется прибором TI-044.

Проектом в пусковой период предусматривается подача топливного газа в колонну К-1003. Расход топливного газа контролируется регулятором FIC-039, клапан которого установлен на трубопроводе подачи. Давление измеряется прибором PI-033.

Фракция тяжелой нафты отбирается со сборной тарелки, расположенной под 33-й тарелкой основной колонны и насосами Н-1023, Н-1024 направляется в трубное пространство теплообменника Т-1006 для нагрева сырья установки каталитического крекинга. Расход горячего продукта на входе в трубное пространство теплообменника контролируется регулятором FIC-012, клапан которого установлен на трубопроводе вывода. Охлажденный поток направляется в основную колонну К-1002 в качестве циркуляционного орошения на 35-ю тарелку. Температура на входе в колонну контролируется регулятором TIC-051, клапан которого установлен на байпасном трубопроводе.

Предусмотрен переток из сборной тарелки на тарелку 21. Расход перетока контролируется прибором FI-032. Температура на выходе со сборной тарелки контролируется прибором TI-038.

Углеводородные пары с верха основной колонны К-1002 направляются на охлаждение и конденсацию в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения ХК-1001, концевые конденсаторы ХК-1002, ХК-1003. Температура после ХК-1001контролируется прибором TI-059.

Температура паров на выходе из основной колонны контролируется прибором TIC-037 и регулируется расходом острого орошения основной колонны.

Для удаления из верхнего продукта веществ, вызывающих коррозию (аммиак, сульфиды, цианиды, фенолы) и предотвращения забивки теплообменного оборудования аммонийными солями перед ХК-1001 предусмотрена подача промывной воды. Расход промывной воды регулируется прибором FIC-042, клапан которого установлен на трубопроводе подачи кислой воды насосами Н-1025, Н-1026.

Далее парожидкостной поток поступает в ресивер основной колонны С-1007, в котором происходит разделение газовой и жидкой фаз, а также отделение кислой воды от бензина. Углеводородный газ (жирный газ) направляется для дальнейшего разделения в блок фракционирования газов – в емкость на приеме компрессора С-1011. На выходе предусмотрены датчики давления (PT-039 и PT-040), сигналы от которых направляются к регуляторам давления в систему антипомпажа и регулирования компрессора жирного газа СК-1002 в блоке фракционирования газов.

Уровень в ресивере С-1007 поддерживается в заданных пределах регулятором LICA-026 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. При снижении уровня до предельно допустимого значения по прибору LS-033 срабатывает блокировка UС-009.

С низа ресивера С-1007 выводится нестабильный бензин на прием насосов Н-1027, Н-1028 и Н-1029, Н-1030.

Часть нестабильного бензина из ресивера С-1001 насосами Н-1027, Н-1028 подается в верхнюю часть колонны К-1002 в качестве орошения. Расход орошения регулируется прибором FIC-034 с коррекцией по температуре паров TIC-037. Клапан регулятора установлен на трубопроводе подачи орошения в колонну К-1002.

Остальная часть - балансовое количество нестабильного бензина из ресивера С-1007 насосами Н-1029, Н-1030 выводится в блок газофракционирования на стабилизацию. Расход выводимого нестабильного бензина регулируется прибором FIC-046 с коррекцией по уровню нестабильного бензина в С-1007 (LICA-026). Клапан регулятора расхода установлен на трубопроводе вывода нестабильного бензина. Температура нестабильного бензина контролируется на приеме насосов Н-1029, Н-1030 прибором TI-060.

Нижняя часть ресивера С-1007 оборудована отстойником кислой воды, откуда кислая вода выводится насосами Н-1025, Н-1026 на промывку конденсаторно-холодильного оборудования ХК-1001, ХК-1002, ХК-1003. Избыток кислой воды по уровню раздела фаз в отстойнике сбрасывается на установку отпарки. Уровень раздела фаз в отстойнике регулируется прибором LICA-028 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Клапан регулятора установлен на трубопроводе вывода кислой воды на установку отпарки кислых стоков. Расход кислой воды, подаваемой на установку отпарки, контролируется прибором FI-043.

Секция фракционирования

Секция газофракционирования предназначена для разделения бензина, сжиженного нефтяного газа и сухого газа, получаемых на установке каткрекинга. Основной позицией оборудования установки газофракционирования является отпарная колонна. Отпарная колонна служит для отделения этан-этиленовой фракции (C₂) и сероводорода (H₂S) от бензина и сжиженных углеводородных газов при минимальных потерях компонентов пропана и бутана с потоком сухого газа.

Жирный газ из ресивера С-1007 блока основной колонны поступает в емкость на приеме компрессора С-1011, в которой отделяется унесенная капельная жидкость (углеводородный конденсат). Жирный газ с верха емкости С-1011 поступает на I ступень компрессора СК-1002. Углеводородный конденсат по мере его накопления периодически откачивается насосами Н-1033, Н-1051 в блок основной колонны (в ресивер С-1007). Включение насосов производится при максимальном рабочем уровне в С-1011 (по LIА-005), отключение – при минимальном уровне (по LIА-005). При повышении уровня до предельно допустимого значения по прибору LS-003 A,B,C (два из трех) срабатывает блокировка, останавливающая компрессор СК-1002. В емкости С-1011 предусматривается контроль температуры, сигнал от которого направляется в систему регулирования и антипомпажной защиты компрессора СК-1002.

Сжатие жирного газа осуществляется в компрессоре двухступенчатого сжатия СК-1002 с межступенчатым и концевым охлаждением сжатого газа, сепарированием и выводом сконденсированной жидкой фазы. Компрессор СК-1002 оснащается системой сухих газовых уплотнений, в которых в качестве рабочего газа используется азот.

В проекте предусматривается система автоматического регулирования и антипомпажной защиты компрессора СК-1002, которая

Контролирует параметры:

- на входе в I ступень - давление, температуру и расход с предупредительной сигнализацией минимального расхода;

- на выходе из I ступени - давление и температуру;

- на входе во II cтупень - давление, температуру и расход с предупредительной сигнализацией минимального расхода;

- на выходе из II ступени - давление и температуру;

- частоту вращения электродвигателя компрессора.

Регулирует (с помощью регуляторов, входящих в систему):

-давление на приеме компрессора регулируемым перепуском потока сжатого газа через антипомпажный клапан I ступени с нагнетания первой ступени на прием компрессора (поток направляется в трубопровод парожидкостной смеси перед концевыми конденсаторами ХК-1002, ХК-1003 основной колонны);

-давление после I ступени (межступенчатое давление) перепуском регулируемого потока газа через антипомпажный клапан II ступени с нагнетания второй ступени на первую ступень (поток направляется в трубопровод на входе в межступенчатый холодильник компрессора Х-1005);

-скорость вращения электродвигателя компрессора.

Сигнализирует:

-при изменении перепада давления I ступень/всас ;

-при максимально предельном значении давления на приеме. При достижении максимально предельного значения открывает регулирующий клапан (PV-041), который установлен на трубопроводе вывода жирного газа из ресивера основной колонны С-1007 в факельный трубопровод.

Система остановки компрессора поставляется комплектно с документацией Поставщика компрессора.

После I cтупени компрессора СК-1002 жирный газ последовательно направляется на охлаждение в межступенчатый холодильник Х-1005 и концевой межступенчатый холодильник Х-1006. Температура после Х-1005 контролируется прибором TI-007. С целью предотвращения отложения солей перед межступенчатым холодильником Х-1005 предусмотрен ввод промывной воды, подаваемой из емкости Е-1007 насосами Н-1036, Н-1037. Расход промывной воды на вводе регулируется прибором FIC-004 и поддерживается с помощью клапана, установленного на трубопроводе подачи.

В качестве промывной воды используется отпаренная кислая вода с установки отпарки кислых стоков в смеси с конденсатом водяного пара. Расход отпаренной кислой воды на вводе в емкость регулируется прибором FIC-003 с клапаном на трубопроводе подачи и изменяется в заданном соотношении с расходом конденсата, контролируемым прибором FI-001.

Подача конденсата осуществляется по уровню в емкости Е-1007 LIC-002 и поддерживается клапаном на подаче холодного конденсата. В емкости Е-1007 предусматривается «газовая подушка», давление которой регулируется прибором PIC-001 и поддерживается системой 2-х кланов: при понижении давления открывается клапан, установленный на трубопроводе подачи топливного газа, при повышении давления открывается клапан, установленный на трубопроводе сброса в факельный коллектор.

Охлажденная парожидкостная смесь после концевого межступенчатого холодильника Х-1006 поступает в промежуточную емкость компрессора С-1012 для отделения жидкости от газа. Жирный газ направляется на II ступень компрессора, а конденсат выводится насосами Н-1034, Н-1035 в трубопровод жирного газа перед емкостью С-1012.

Расход конденсата контролируется прибором FICА-010 с предупредительной сигнализацией минимального значения и поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе подачи конденсата.

Уровень в промежуточной емкости компрессора С-1012 контролируется прибором LICA-008 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Клапан регулятора установлен на трубопроводе вывода конденсата к конденсатору высокого давления Х-1007. При повышении уровня до предельно максимального значения по прибору LS-006 A,B,C (два из трех) срабатывает противоаварийная защита, останавливающая компрессор СК-1002. При снижении уровня до предельно допустимого значения по LS-033 предусмотрена противоаварийная защита – останов насосов Н-1034, Н-1035.

Сжатый в компрессоре жирный газ направляется в конденсатор высокого давления Х-1007 и концевой конденсатор высокого давления Х-1008. На входе в Х-1007 в поток сжатого жирного газа вводится:

- кислая вода, подаваемая насосами Н-1034, Н-1035 из промежуточной емкости компрессора С-1012;

- насыщенный абсорбент, подаваемый насосами Н-1043, Н-1044 из куба первичного абсорбера К-1004;

- парогазовый поток из колонны отпарки К-1006.

Температура газожидкостной смеси после Х-1007 контролируется прибором TI-045 и регулируется прибором TIС-044 изменением числа оборотов двигателя вентилятора аппарата воздушного охлаждения.

Охлажденная газожидкостная смесь поступает в ресивер высокого давления С-1013 для разделения газовой и жидкой фазы, а также для отделения кислой воды. С верха ресивера выводится углеводородный газ и направляется в первичный абсорбер К-1004. Расход газа контролируется прибором FI-011. С низа ресивера насосами Н-1038, Н-1039 выводится углеводородный конденсат и далее часть потока направляется на реконтактирование с потоком сжатого газа на входе в ресивер С-1013, а вторая часть подается через теплообменник Т-1019 в колонну отпарки К-1006.

Расход потока на реконтактирование регулируется прибором FICА-012 с предупредительной сигнализацией минимального значения и поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе подачи к ресиверу С-1013. Расход потока в колонну отпарки регулируется прибором FIC-013 с коррекцией по уровню в ресивере С-1013 (LICA-012) и поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе вывода к К-1006.

Уровень углеводородного конденсата в ресивере высокого давления С-1013 регулируется прибором LICA-012 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. При снижении уровня до предельно допустимого значения по LS-027 предусмотрена противоаварийная защита - останов насосов Н-1038, Н-1039.

Нижняя часть ресивера С-1013 оборудована отстойником кислой воды, откуда кислая вода выводится по уровню раздела фаз, который регулируется прибором LICA-010 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Клапан регулятора уровня установлен на трубопроводе вывода кислой воды. Кислая вода направляется на объединение с потоком кислой воды из ресивера С-1015.

Углеводородный газ из ресивера высокого давления С-1013 поступает под собственным давлением под 1-ю тарелку первичного абсорбера К-1004. Нестабильный бензин, поступающий из блока основной колонны (от насосов Н-1029, Н-1030), направляется в среднюю часть абсорбера - на 32 тарелку. Абсорбент, в качестве которого используется кубовый продукт колонны дебутанизации (бензин каткрекинга), подается в верхнюю часть абсорбера - на 40-ю тарелку насосами Н-1047, Н-1048.

В первичном абсорбере К-1004 из входящих потоков извлекается большая часть пропана и бутана. С верха первичного абсорбера К-1004 выводится обедненный углеводородный газ, который направляется в жидкостной абсорбер К-1005. Расход и температура выводимого газа контролируются приборами FI-014 и TI-012, соответственно.

В первичном абсорбере К-1004 предусматриваются два контура циркуляции: верхняя и нижняя циркуляция. Для обеспечения верхней циркуляции из сборной тарелки (№28) выводится поток на прием насосов Н-1040, (Н-1042) и далее через верхний промежуточный холодильник Х-1009 возвращается в абсорбер. Для обеспечения нижней циркуляции из сборной тарелки (№14) выводится поток на прием насосов Н-1041, (Н-1042) и далее через нижний промежуточный холодильник Х-1010 возвращается в абсорбер. Для защиты от перелива обе сборные тарелки имеют переток в трубопровод вывода.

В первичном абсорбере К-1004 контролируется перепад давления верх/низ прибором PDI-026.

Насыщенный абсорбент выводится из куба абсорбера насосами Н-1043, Н-1044 и подается на циркуляцию с возвратом потока в куб абсорбера. Расход циркуляционного потока регулируется прибором FIC-015 и поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе циркуляции.

Уровень в кубе абсорбера регулируется прибором LICA-014 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений и поддерживается выводом насыщенного абсорбента насосами Н-1043, Н-1044 на реконтактирование с потоком сжатого газа перед конденсатором высокого давления Х-1007. Клапан регулятора уровня установлен на трубопроводе вывода к Х-1007. При снижении уровня до предельно допустимого значения по LS-028 предусмотрена противоаварийная защита – останов насосов Н-1043, Н-1044.

Углеводородный газ из первичного абсорбера поступает под насадочную секцию жидкостного абсорбера К-1005, которая орошается тощим абсорбентом.

В качестве тощего абсорбента используется легкий газойль, выводимый из рибойлера колонны отпарки Т-1020, с последующим охлаждением его в теплообменнике Т-1018, за счет отдачи тепла насыщенному абсорбенту, выводимого из куба К-1005, и доохлаждением в холодильнике Х-1011. Охлажденный легкий газойль выводится на прием насосов Н-1045, Н-1046, которыми подается на орошение жидкостного абсорбера К-1005. Расход орошения контролируется регулятором FIC-018, клапан которого установлен на трубопроводе подачи орошения.

В жидкостном абсорбере контролируются перепад давления верх/низ и температура верха приборами PDI-032 и TI-018, соответственно. Уровень в кубе регулируется прибором LICA-016, клапан которого поз. LV-016 установлен на трубопроводе вывода насыщенного абсорбента, а также прибором LIА-029 с аварийной сигнализацией максимального и минимального значений, с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений.

Из куба насыщенный абсорбент под собственным давлением направляется через теплообменник Т-1018 в возвратный коллектор циркулирующего легкого газойля. Температура насыщенного абсорбента на выходе из абсорбера контролируется прибором TI-019.

С верха жидкостного абсорбера выводится углеводородный газ каткрекинга, который через холодильник Х-1012 и отбойную емкость С-1014 для отделения капельной жидкости направляется на установку очистки. Уровень в С-1014 контролируется приборами LI-030, LI-018 с предупредительной и аварийной сигнализациями максимального значения. Жидкость из отбойной емкости периодически выводится в возвратный коллектор циркулирующего легкого газойля для последующей подачи в блок основной колонны.

Углеводородный конденсат, выводимый насосами Н-1038, Н-1039 из ресивера высокого давления С-1013, подается в теплообменник Т-1019, где нагревается за счет рекуперации тепла с бензином каткрекинга, поступающим из рибойлера Т-1020. Температура углеводородного конденсата на выходе из теплообменника Т-1019 регулируется прибором TIC-023 с клапанами, установленными на выходе бензина какрекига из Т-1019 и на байпасном трубопроводе.

Углеводородный конденсат после Т-1019 направляется в колонну отпарки К-1006.

Для обеспечения теплового режима отпарная колонна К-1006 оборудуется рибойлерами Т-1020 и Т-1021, которые установлены последовательно. В рибойлер Т-1020 в качестве теплоносителя подается поток кубового продукта колонны дебутанизации (бензин каткрекинга). Обратный поток теплоносителя после рибойлера Т-1020 направляется на дальнейшее охлаждение в теплообменник Т-1019. Температура обратного потока контролируется прибором TI- 029. В рибойлер Т-1021 в качестве теплоносителя подается поток циркулирующего легкого газойля из блока основной колонны. На период пуска предусмотрен дополнительный рибойлер Т-1022, в котором в качестве теплоносителя используется водяной пар среднего давления.

Расход теплоносителя (циркулирующего легкого газойля) на входе в рибойлер Т-1021 регулируется прибором FIC-023 с коррекцией по расходу парогазового потока на выходе из колонны (по FIC-022). Клапан регулятора расхода установлен на обратном потоке теплоносителя в возвратный коллектор. Часть обратного потока теплоносителя после Т-1021 направляется в теплообменник Т-1018, где поток охлаждается, за счет рекуперации тепла с насыщенным абсорбентом из куба жидкостного абсорбера К-1005, после чего сбрасывается в возвратный коллектор. Из возвратного коллектора циркулирующий легкий газойль направляется в блок основной колонны.

В колонне отпарки К-1006 контролируются:

-перепад давления верх/низ прибором PID-042;

-температура в кубовой части колонны прибором TI-032;

-температура на входе в рибойлер Т-1021 прибором Т-027;

- температура на выходе из рибойлера Т-1020 прибором Т-028.

С верха колонны отпарки К-1006 выводится парогазовый поток, который возвращается в трубопровод сжатого газа перед конденсатором высокого давления Х-1007. Температура потока контролируется прибором TI-026. Расход потока регулируется прибором FIC-022 и поддерживается изменением расхода теплоносителя, подаваемого в рибойлер Т-1021.

Уровень в кубе регулируется прибором LICA-020 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений и

поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе вывода, а также контролируется прибором LI-034 с аварийной сигнализацией максимального и минимального значений.

Кубовый продукт с низа колонны К-1006 выводится под собственным давлением и направляется в теплообменник Т-1023, где нагревается, охлаждая теплоноситель - легкий газойль из блока основной колонны. Расход теплоносителя на входе в Т-1023 регулируется прибором FIC-027 и поддерживается клапаном, установленным на выводе теплоносителя в возвратный коллектор циркулирующего легкого газойля. Температура нагрева продукта контролируется прибором TI-041. Расход кубового продукта на входе в Т-1023 контролируется прибором FI-024.

После предварительного нагрева в Т-1023 кубовый продукт подается на 20-ю тарелку колонны дебутанизации К-1007. Верх колонны орошается потоком сжиженного углеводородного газа, подаваемого насосами Н-1049, Н-1050 на 40-ю тарелку. Расход орошения регулируется прибором FIC-028 с коррекцией по температуре паров на 31-й тарелке (по TIC-035) и поддерживается клапаном на трубопроводе подачи. На трубопроводе орошения предусматривается поточный анализатор с сигнализацией превышения содержания С₂ и С_IC₅.

В колонне дебутанизации К-1007контролируются:

-перепад давления верх/низ прибором PID-046;

-температура паров в кубовой части колонны прибором TI-037;

-температура паров над 5-й тарелкой прибором TI-036;

-температура паров над 31-й тарелкой прибором TI-034 и TIC-035;

-температура на входе в рибойлер Т-1024 прибором Т-038;

- температура паров на выходе из рибойлера Т-1024 прибором Т-039.

Подвод тепла в куб колонны дебутанизации осуществляется через рибойлер Т-1024, в котором в качестве теплоносителя используется тяжелый газойль, поступающий из блока основной колонны. Расход теплоносителя на входе в рибойлер регулируется прибором FIC-026. Клапан регулятора расхода установлен на обратном потоке теплоносителя, возвращаемого в блок основной колонны.

Уровень в кубе регулируется прибором LICA-022 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений и поддерживается выводом балансового количества бензина каткрекинга с установки.

Выводимый с низа колонны К-1007 кубовый продукт - бензин каткрекинга направляется на охлаждение в рибойлер отпарной колонны Т-1020, теплообменник Т-1019, воздушный холодильник Х-1013 и водяной холодильник Х-1014. Температура бензина кат крекинга на выходе из Х-1013 контролируется прибором TI-024.

Часть потока бензина каталитического крекинга после Х-1014 отводится на прием насосов Н-1047, Н-1048 для подачи в первичный абсорбер в качестве абсорбента. Балансовое количество бензина каталитического крекинга под собственным давлением выводится на установку гидроочистки. Расход регулируется прибором FIC-020 и корректируется по уровню в кубе К-10007 (по LICA-022).

С верха колонны К-1007 выводятся углеводородные пары, которые направляются в воздушный конденсатор ХК-1004, где конденсируются и охлаждаются, после чего влажные сжиженные углеводородные газы поступают в ресивер колонны дебутанизации С-1015. Температура после ХК-1004 контролируется прибором TI-042.

Давление в системе колонн регулируется прибором FIC-049 и поддерживается клапаном на трубопроводе вывода углеводородных паров из К-1007.

В ресивере С-1015 от сжиженных углеводородных газов отделяется вода, которая накапливается в отстойнике ресивера.

Уровень в ресивере регулируется прибором LIC-024 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений и поддерживается выводом балансового количества CУГ с установки. При снижении уровня до предельно допустимого значения по LSLL-032 срабатывает блокировка UС-003, останавливающая насосы Н-1049, Н-1050.

Сжиженный газ из ресивера поступает на прием насосов Н-1049, Н-1050 и далее часть сжиженных газов подается в качестве орошения в колонну дебутанизации К-1007, а остальная часть в балансовом количестве выводится через водяной холодильник Х-1015 в аминовый абсорбер установки щелочной очистки Мерокс. Расход регулируется прибором FIC-029 с коррекцией по уровню в кубе ресивера (по LIC-024) и поддерживается клапаном, установленным на трубопроводе вывода.

Нижняя часть ресивера С-1015 оборудована отстойником кислой воды, откуда кислая вода выводится по уровню раздела фаз, который регулируется прибором LICA-026 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Клапан регулятора уровня установлен на трубопроводе вывода. Кислая вода объединяется с кислой водой, выводимой из ресивера высокого давления С-1013, и под собственным давлением направляется в блок основной колонны.

Блок аминовой очистки газов

Углеводородный газ из блока фракционирования совместно с потоками отходящего газа с установки гидроочистки бензина каталитического крекинга и углеводородного газа секции 200 поступает на очистку в нижнюю секцию аминового абсорбера К-1010.

Аминовый абсорбер по конструкции представляет собой аппарат колонного типа. В нижней и верхней части абсорбера располагаются сепараторы, которые позволяют отделить от газа унесенную капельную жидкость.

В качестве абсорбента применяется водный раствор МДЭА.

Предусмотрен контроль температуры объединенного газового потока TI-5005.

Нижняя секция аминового абсорбера предназначена для отделения жидкости из углеводородного газа.

Уровень в нижней секции контролируется приборами LIA-5006, LIA-5005А с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Периодически по показаниям прибора LIA-5006 из нижней части секции выводится конденсат в линию некондиции.

Из верхней части сепарирующей секции газ направляется под первую тарелку аминового абсорбера.

На 22 тарелку К-1010 подается регенерированный раствор МДЭА. Расход регенерированного амина контролируется регулятором FICA-5005 с предупредительной сигнализацией минимального значения. Клапан регулятора FV-5005 установлен на трубопроводе подачи амина в абсорбер.

Регенерированный раствор амина поступает с установки регенерации амина на прием насосов Н-1060, Н-1061, которыми подается в аминовый абсорбер, предварительно подогреваясь в теплообменнике Т-1030. Температура потока после Т-1030 контролируется TIC-5001.

Расход регенерированного раствора амина на установку контролируется FI-5012.

Очищенный углеводородный газ с верхней части абсорбера поступает в сепаратор, в котором отделяется от унесенной капельной жидкости. После чего очищенный углеводородный газ направляется в заводскую топливную сеть и в качестве продувочного газа на установку каталитического крекинга.

Уровень в верхнем сепараторе аминового абсорбера контролируется LIA-5002 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений. По мере накопления унесенного раствора МДЭА предусмотрен вывод раствора МДЭА с установки путем открытия отсекателя на трубопроводе вывода жидкости из верхнего сепаратора.

Давление в абсорбере контролируется регулятором PIC-5002, клапан которого установлен на трубопроводе вывода очищенного углеводородного газа из К-1010.

Температура очищенного газа контролируется прибором TI-5033.

Для контроля степени очистки газа проектом предусматривается постоянный контроль содержания сероводорода в очищенном углеводородном газе с помощью поточного анализатора AI-5001.

Насыщенный раствор МДЭА выводится из кубовой части аминового абсорбера и под собственным давлением направляется на установку регенерации.

Уровень в кубе абсорбера контролируется регулятором LICA-5004 с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Клапан регулятора LV-5004 установлен на трубопроводе вывода насыщенного раствора амина из абсорбера К-1010.

При снижении уровня до предельно допустимого значения по прибору LISA-5034 предусмотрена противоаварийная защита – закрытие отсекателя на трубопроводе вывода насыщенного раствора.

Проектом предусматривается контроль перепада давления по абсорбционной секции аминового абсорбера PDIA-5001 с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений.

Факельная система

Периодические и аварийные сбросы горючих газов и паров от аппаратов и трубопроводов установки каталитического крекинга (при сбросе давления в аппаратах, при срабатывании предохранительных клапанов, при аварийном освобождении блоков) направляются по факельному коллектору установки через факельный сепаратор Е-1020 в общую факельную систему завода.

Во избежание замерзания нижняя часть факельного сепаратора обогревается.

В сепараторе предусмотрен контроль давления и температуры с предупредительной сигнализацией максимального и минимального значений. Кроме того, предусмотрена аварийная сигнализация предельно максимального значения температуры.

Удаление конденсата из сепаратора Е-1020 осуществляется насосами Н-1062, Н-1063 по показанием прибора LIA-5022 в трубопровод вывода некондиции.

Предусмотрена предупредительная сигнализация понижения и повышения уровня жидкости в сепараторе LIA-5018, LIA-5019.

При повышении уровня срабатывает система блокировок - запуск насоса Н-1062, открытие электрозадвижки на трубопроводе нагнетания. При дальнейшем повышении уровня дополнительно запускается насос Н-1063 и открывается электрозадвижка на выкидном трубопроводе. При снижении уровня до предельно минимального значения насосы останавливаются, электрозадвижки закрываются. Расход конденсата контролируется прибором FIA-5001А с предупредительной сигнализацией минимального значения.

Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси и во избежание понижения давления в ней, в начало факельного коллектора предусмотрена подача продувочного топливного газа или азота, как резервного продувочного газа.

Факельные системы оборудуются техническими средствами, обеспечивающими постоянную регистрацию (с выводом показаний в помещение управления) следующих данных:

расхода продувочного газа в факельный коллектор и газовый затвор;

уровня жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;

уровня жидкости в факельном гидрозатворе;

количества сбросных газов и паров, конденсата, возвращаемых с установки сбора углеводородных газов и паров;

температуры газов и паров, поступающих в газгольдер;

температуры жидкости в факельном гидрозатворе.

Факельные системы оснащаются средствами сигнализации (с выводом сигналов в помещение управления), срабатывающими при достижении следующих параметров:

минимально допустимом расходе продувочного газа в коллектор и газовый затвор;

минимально допустимом давлении или расходе топливного газа на дежурные горелки;

погасании пламени дежурных горелок;

образовании разрежения у основания факельного ствола, равного или более 1000 Па;

минимально и максимально допустимых уровнях жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;

минимально допустимом уровне жидкости в факельных гидрозатворах;

максимально допустимой температуре газов, поступающих в газгольдер;

минимально допустимой температуре в факельных гидрозатворах;

включении насосов по откачке конденсата;

(Требования промышленной безопасности к устройству и безопасной эксплуатации факельных систем гл.9).

Ресивер воздуха КИП

Для надежности и бесперебойной подачи воздуха к контрольно-измерительным приборам установки каталитического крекинга предусмотрен ресивер С-1020, обеспечивающий аварийный запас воздуха на 1 час работы.

Предусмотрен контроль температуры, давления и расхода воздуха КИП, поступающего на установку приборами TI-5044, PIA-5014 и FQI-5050, соответственно. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального значения давления воздуха КИП на установку.

Система дренажных емкостей

Проектом предусматривается установка дренажных емкостей для темных нефтепродуктов, светлых нефтепродуктов и раствора амина.

Темные нефтепродукты из аппаратов и оборудования установки каталитического крекинга поступают в дренажную емкость Е-1021.

Откачка нефтепродуктов осуществляется в автоматическом режиме включением/выключением насоса Н-1064 по показаниям прибора LICA-5026. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального и максимального значений. При повышении уровня включается насос Н-1064 и нефтепродукт откачивается с установки в линию некондиции темных.

При снижении уровня до предельно допустимого значения LISA-5024 предусмотрена противоаварийная защита – останов насоса Н-1064.

Температура в Е-1021 контролируется прибором TIА-5003 с предупредительной сигнализацией максимального.

Расход и давление, выводимых с установки темных нефтепродуктов, контролируется FI-5014 и РIA-5011 с предупредительной сигнализацией максимального значения.

Светлые нефтепродукты из аппаратов и оборудования установки каталитического крекинга поступают в дренажную емкость Е-1022.

Откачка нефтепродуктов осуществляется в автоматическом режиме включением/выключением насоса Н-1065 по показаниям прибора LICA-5009. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального и максимального значений. При повышении уровня включается насос Н-1065 и нефтепродукт откачивается с установки в линию некондиции светлых.

При снижении уровня до предельно допустимого значения LISA-5028 предусмотрена противоаварийная защита – останов насоса Н-1065.

Температура в Е-1022 контролируется прибором TIА-5004 с предупредительной сигнализацией максимального значения.

Расход и давление, выводимых с установки светлых нефтепродуктов, контролируется FI-5016 и РIA-5013 с предупредительной сигнализацией максимального значения.

Раствор амина из аппаратов и оборудования секции аминовой очистки поступают в дренажную емкость Е-1023.

Откачка раствора амина осуществляется в автоматическом режиме включением/выключением насоса Н-1066 по показаниям прибора LICA-5021. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального и максимального значений уровня. При повышении уровня включается насос Н-1066 и раствор откачивается с установки на установку регенерации.

При снижении уровня до предельно допустимого значения предусмотрена противоаварийная защита – останов насоса Н-1066.

Расход и температура, выводимого с установки раствора, контролируется FI-5013 и ТI-5013, соответственно.

Топливный газ

Топливный газ из сети предприятия поступает на установку каталитического крекинга в сепаратор С-1021.

Расход, температура и давление топливного газа контролируется приборами FQI-5018, TI-5018 и PIА-5018, соответственно. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального и максимального значения давления топливного газа на установку.

Уровень в сепараторе контролируется прибором LIA-5014А с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значений. При повышении уровня до предельно допустимого значения LISA-5012 предусмотрена противоаварийная защита – прекращение подачи топливного газа к потребителям установки.

Топливный газ из сепаратора С-1021 подогревается водяным паром в теплообменнике Т-1031 и направляется к потребителям установки. Температура топливного газа после Т-1031 контролируется регулятором TICA-5050 с предупредительной сигнализацией минимального значения.

Жидкое топливо

Жидкое топливо поступает из сетей предприятия на установку каталитического крекинга в теплообменник Т-1032, где подогревается водяным паром.

Расход котельного топлива на установку контролируется прибором FI-5029.

Температура жидкого топлива после Т-1032 контролируется регулятором TICA-5007 с предупредительной сигнализацией минимального значения.

245076

1999,8

100

Получено:

Тяжелый остаток каталитического крекинга 7268 59,3 3,0 Стабильный бензин каталитического крекинга 118348 965,7 48,3 Сжиженные углеводородные газы 34665 282,9 14,1 Легкий газойль каталитического крекинга 53755 438,6 21,9 Отходящий тощий газ каткрекинга (на очистку) 12461 101,7 5,1 Кокс и потери 18579 151,6 7,6 ИТОГО: 245076 1999,8 100

Таблица 3.4.1 Товарный материальный баланс секции аминовой очистки углеводородного газа
Наименование
Наименование	кг/час	тыс. т/год	% масс.
Взято:
Углеводородный газ с установки гидроочистки бензина	1227	10,0	2,0
Углеводородный газ из секции 200	3078	25,1	5,0
Отходящий тощий газ каткрекинга	12461	101,7	20,2
Регенерированный раствор МДЭА	45000	367,2	72,9
ИТОГО:	61766	504,0	100
ИТОГО:	61766	504,0	100
Получено:
Очищенный углеводородный газ	15176	123,8	24,6
Насыщенный раствор МДЭА	46590	380,2	75,4
ИТОГО:	61766	504,0	100

Схемы материальных потоков и их характеристики приведены в Приложениях:

- 2447-1000-PFD-0010-1401;

- 2447-1000-PFD-0010-1402;

- 2447-1000-PFD-0010-1403;

- 2447-1000-PFD-0010-1404;

- 2447-1000-PFD-0010-1501;

- 2447-1000-PFD-0010-1502;

- 2447-1000-PFD-0010-1503;

- 2447-1000-PFD-0010-1504;

- 2447-1000-PFD-0010-1505;

- 2447-1000-PFD-0010-1601;

- 2447-1000-PFD-0010-1602;

- 2447-1000-PFD-0010-1603;

- 2447-1000-PFD-0010-1604;

- 2447-1000-PFD-0010-1001-01;

- 2447-1000-PFD-0010-1001-02;

- 969764-B.1-2;

- 969765-B.1-2;

- 969766-B.1-2.

Основное оборудование

Характеристика оборудования приведена в таблицах:

- реактор, регенератор – таблица 3.5.2.1;

- аппараты колонного типа – таблица 3.5.2.2;

- емкостные аппараты – таблица 3.5.2.3;

- теплообменная, конденсационная и холодильная аппаратура – таблица 3.5.2.4;

- насосное оборудование – таблица 3.5.2.5;

- компрессорное оборудование – таблица 3.5.2.6;

- дополнительное оборудование – таблица 3.5.2.7;

- воздухоподогреватель - таблица 3.5.2.8;

- пароперегреватель - таблица 3.5.2.9;

- предохранительные клапаны - таблица 3.5.2.10.

Таблица 3.5.2.1 Реакторы

Индекс по схеме

Наименование аппарата

Секция

Диаметр, мм

Длина/высота мм

Расчетное давление МПа

Расчетная температура °C

Рабочее давление МПа

Рабочая температура °C

Объем геометрический м³

Изоляция

Расположение

Примечание

R-1001

Реактор

1000

Верх/низ 6200/3600

Верх/низ 11400/7200

6,3

552

да

На наружной площадке

969764-327

R-1002

Регенератор

1000

Верх/низ 10700/ 7300

Верх/низ 12300/10700

5,22

788

да

На наружной площадке

969764-327

Примечание:

* уточняется при детальном проектировании

3.5.2.2 Аппараты колонного типа

Индекс по схеме

Наименование аппарата

Секция

Диаметр, мм

Длина/высо-та, мм

Расчет-ное давление МПа

Расчетная температу-ра, °C

Рабочее давление МПа

Рабочая температура °C

Объем геометри-ческий, м³

Изоля-ция

Расположение

Примечание

К-1001

Колонна отпарки кубового продукта основной колонны

1000

900

Нц=6500

0,55

400

Верх/низ 360/352

да

На наружной площадке

969765-301

К-1002

Основная колонна

1000

5400

Нц=40600

0,5

360

Верх/низ 147/360

да

На наружной площадке

969765-301

К-1003

Колонна отпарки легкого каталитического газойля

1000

1100

Нц=11800

0,55

265

Верх/низ 221/212

да

На наружной площадке

969765-301

К-1004

Первичный абсорбер

1000

2300

Нц=31700

1,8

120

Верх/низ 45/40

да

На наружной площадке

969766-301

К-1005

Жидкостной абсорбер

1000

1200

Нц=17500

1,7

120

Верх/низ 43/55

да

На наружной площадке

969766-301

К-1006

Колонна отпарки

1000

3400

Нц=30000

2,05

180

Верх/низ 63/143

да

На наружной площадке

969766-301

К-1007

Колонна дебутанизации

1000

Верх/низ 2600/3400

Нц=31300

1,55

235

Верх/низ 81/161

да

На наружной площадке

969766-301

К-1010

Аминовый абсорбер отходящего газа

1000

1350

Нц=26200

Верх/низ 1,02/*

Верх/низ */120

Верх/низ 0,72/0,74

Верх/низ 45/55

да

На наружной площадке

2447-1000-SP-0510-1001

Примечание:

* уточняется при детальном проектировании

Таблица 3.5.2.3 Емкостные аппараты

Индекс по схеме

Наименование аппарата

Секция

Диаметр, мм

Длина/высота мм

Расчетное давление МПа

Расчетная температура °C

Рабочее давление МПа

Рабочая температура °C

Объем геометрический м³

Изоляция

Обогрев

Расположение

Е-1001

Комплектная станция подачи реагентов

1000

На наружной площадке

Е-1002

Бункер хранения свежего катализатора

1000

8200

Нц=18000

Верх/низ 0,534/0,806

343

315

да

нет

На наружной площадке

Е-1003

Бункер хранения равновесного катализатора №1

1000

6000

Нц=18000

Верх/низ 0,534/0,782

343

315

да

нет

На наружной площадке

Е-1004

Бункер хранения равновесного катализатора №2

1000

6000

Нц=18000

Верх/низ 0,534/0,782

343

315

да

нет

На наружной площадке

Е-1006

Сырьевая емкость

1000

2500

Lц=11500

0,55

345

да

На наружной площадке

Е-1007

Расходная емкость воды

1000

1400

Нц=1900

0,4

120

да

На наружной площадке

Е-1020

Факельный сепаратор

1000

3200

Lц=8500

0,35

400

0,05

200

да

На наружной площадке

Е-1021

Емкость тяжелой некондиционной нефти

1000

2800

Lц=6000

0,35

400

0,05

90-200

нет

да

На наружной площадке

Е-1022

Емкость легкой некондиционной нефти

1000

2100

Lц=5000

0,35

200

0,05

32-120

нет

На наружной площадке

Е-1023

Дренажная емкость амина

1000

1500

Нц=3000

0,35

120

0,02

нет

да

На наружной площадке

Е-1024

Аварийная емкость

1000

4150

Lц=10500

0,4

400

0,02-0,1

38-360

да

На наружной площадке

С-1001

Холодильник катализатора №1 сепаратор пара

1000

1900

Lц=6600

5,35

285/257

257

да

нет

На наружной площадке

С-1002

Холодильник катализатора №2 сепаратор пара

1000

1900

Lц=6600

5,35

285/257

257

да

нет

На наружной площадке

С-1003

Сепаратор пара продувки реактора

1000

0,738

350

0,63

180

На наружной площадке

С-1004

Сепаратор пара продувки реактора

1000

0,738

350

0,63

180

На наружной площадке

С-1005

Сепаратор пара

1000

1,9

350

1,2

195

На наружной площадке

С-1007

Ресивер основной колонны

1000

3800

Lц=7800

0,5

120

да

На наружной площадке

С-1008 С-1009 С-1010

Сепаратор пара

1000

5,35

285

4,711**

температура насыщения при заданном давлении

**максимальное значение

С-1011

Емкость на приеме компрессора

1000

2200

Нц=3300

0,5

120

да

да (нижней части)

На наружной площадке

С-1012

Межступенчатая емкость компрессора

1000

2000

Нц=3000

0,85

120

да

нет

На наружной площадке

С-1013

Ресивер высокого давления

1000

4200

Lц=12900

1,8

120

да

да (нижней части)

На наружной площадке

С-1014

Отбойная емкость тощего газа

1000

1100

Нц=2400

1,65

120

нет

На наружной площадке

С-1015

Ресивер колонны дебутанизации

1000

2600

Lц=7800

1,6

120

да

да (нижней части)

На наружной площадке

С-1020

Емкость воздуха КИП

1000

5000

Нц=13500

1,1

120

0,75

да

да (нижней части)

На наружной площадке

С-1021

Сепаратор топливного газа

1000

1300

Lц =2600

0,75

120

0,4

30-65

нет

На наружной площадке

С-1022

Продувочная емкость

1000

1600

Нц=3200

0,35

140

атм.

100

да

нет

На наружной площадке

С-1023

Емкость постоянной продувки

1000

900

Нц=2000

1,2

280

0,55

162

да

нет

На наружной площадке

С-1024

Циклон третьей ступени

1000

На наружной площадке

С-1025

Циклон третьей ступени

1000

На наружной площадке

С-1026

Бункер восстановленного катализатора

1000

На наружной площадке Комплектная поставка

Примечание:

* уточняется при детальном проектировании

3.5.2.4 - Теплообменная, конденсационная и холодильная аппаратура
Индекс по схеме	Наименование аппарата	Простран-ство аппарата	Наименование продукта	Кол-во продукта, кг/ч	Температура, ⁰С		Общая тепловая нагрузка, ккал/ч	Расчетное давление по, МПа (трубн / межтрубн.)	Поверхность теплообмена, м²		Данные по ТУ Условное обозначение аппарата	№ опросного листа Тип Габариты (диаметр/длина трубного пучка), мм	Примечание
					нач.	кон.			Расчет-ная	Приня-тая по ТУ
Т-1001	Генератор пара на линии дымовых газов	Трубное пространство	Дымовые газы	326573	530	260	24,1 x 10⁶	*	*	*	*Комплектная поставка	969764-230-Flue Gas Steam Generator Rev 01	Нестандартное оборудование
		Межтрубное пространство	Водяной пар, питательная вода	37870	120	253
Т-1002	Холодильник катализатора №1 сепаратор пара	Трубное пространство	Псевдоожиженный катализатор	772973	716	-	22.77 x 10⁶	5,8/3,0	*	*	*Комплектная поставка UOP	969764-412-00-Catalyst Coolers-Rev 00 2133.6/7315.2	Нестандартное оборудование
		Межтрубное пространство	Котловая вода	1321488	257	257
Т-1003	Холодильник катализатора №2 сепаратор пара	Трубное пространство	Псевдоожиженный катализатор	772973	716	-	22.77 x 10⁶	5,8/3,0	*	*	*Комплектная поставка UOP	969764-412-00-Catalyst Coolers-Rev 00 2133.6/7315.2	Нестандартное оборудование
		Межтрубное пространство	Котловая вода	1321488	257	257
Т-1006	Теплообменник циркулирующая тяжелая нафта/сырье	Трубное пространство	Тяжелая нафта	258342	180,6	154,4	3.783 x 10⁶	2,35/3,0	245	304,42	1000ТПГв-6,3-2,5-М/ 25Г-6-Т-6 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1001-RU_PA 860/6096	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье	245076	90	121,6
Т-1007, Т-1008	Теплообменник кубовый продукт основной колонны/сырье	Трубное пространство	Кубовый продукт основной колонны	14536	351,7	197,8	1.177 x 10⁶	2,35/3,0	21	41,5	400ТПГв-6,3-2,5-М/ 25Г-6-Т-2 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1002-RU_PA 305/6096	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье	36761	121,6	181,7
Т-1009А/В	Теплообменник циркулирующий легкий каталитический газойль/сырье	Трубное пространство	Легкий каталитический газойль	199529	221,4	154,4	6.809 x 10⁶	2,35/3,0	1094	740,79х2	1200ТПГв-6,3-2,5-М/ 25Г-9-Т-2 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1003-RU_PA 1170/7315	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье	245076	131,0	182,8
Т-1010	Теплообменник циркулирующий тяжелый каталитический газойль/сырье	Трубное пространство	Тяжелый каталитический газойль	385562	304,5	292,5	2.522 x 10⁶	2,35/3,0	65	196,04	800ТПГв-6,3-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1004-RU_PA 670/3660	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье	245076	182,8	200,5
Т-1011, Т-1012, Т-1016	Генераторы пара и кубового продукта основной колонны	Трубное пространство	Кубовый продукт основной колонны	367909	360	285	15.53 x 10⁶	4,15/5,35	291	-	Индивидуальный проект	2447-1000-SP 0610-1005-RU_PA 1120/1750	TEMA Type A/K/T
		Межтрубное пространство	Котловая вода	33078	176,8	257
Т-1013, Т-1014	Теплообменник кубовый продукт основной колонны/сырье	Трубное пространство	Кубовый продукт основной колонны	83788	360	260	4.641 x 10⁶	2,35/3,0	175	328,92	1000ТПГв-6,3-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1006-RU_PA 790/7315	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье	245076	200,5	232,2
Т-1015А/В	Теплообменник товарный легкий каталитический газойль/питательная котловая вода	Трубное пространство	Котловая вода	33078	120	176,8	1.939 x 10⁶	8,4/6,5	90х2	103,67х2	600ТУГв-8,0-8,0-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1007-RU_PA 610/4877	TEMA Type A/E/U
		Межтрубное пространство	Товарный легкий каталитический газойль	60134	211,7	146,7
Т-1018	Теплообменник тощий/насыщенный абсорбент жидкостного абсорбера	Трубное пространство	Тощий абсорбент	52565	171,1	91,1	1.919 x 10⁶	1,3/1,1	282	328,92	1000ТПГв-1,6-1,6-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1008-RU_PA 670/6096	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Насыщенный абсорбент	57119	55,2	129,9
Т-1019	Теплообменник сырья колонны отпарки	Трубное пространство	Стабильный бензин каталитического крекинга	172074	136,7	106,3	3.116 x 10⁶	1,85/2,4	98	154,57	700ТУГв-2,5-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1009-RU_PA 730/4877	TEMA Type A/E/U
		Межтрубное пространство	Сырье колонны отпарки	242186	37,7	61,1
Т-1020	Рибойлер колонны отпарки	Трубное пространство	Циркулирующий легкий каталитический газойль	263545	221,4	171,1	6.859 x 10⁶	1,65/2,1	-	-	Индивидуальный проект Теплообменник рибойлера устанавливается непосредственно на рибойлер колонны отпарки	2447-1000-SP 0610-1010-RU_PA 1118/7315	TEMA Type AJ21U
		Межтрубное пространство	Кубовый продукт колонны отпарки	326068	126,2	143,3
Т-1021	Теплообменник рибойлера колонны отпарки	Трубное пространство	Стабильный бензин каталитического крекинга	172074	187,2	136,7	5.995 x 10⁶	1,7/2,15	-	-		2447-1000-SP 0610-1011-RU_PA 1168/7315	TEMA Type AJ12U
		Межтрубное пространство	Кубовый продукт колонны отпарки	326068	110,8	126,2
Т-1022	Паровой рибойлер колонны отпарки (для пуска)	Трубное пространство	Водяной пар	16255	190,0	188,8	7.716 x 10⁶	1,9/2,15	303	337	2000ИП-2,5-2,5-М /25-6-4-4-И-У ТУ 3612-013-00220302-99	2447-1000-SP 0610-1012-RU_PA 1016/6096	TEMA Type BJ12U
		Межтрубное пространство	Кубовый продукт колонны отпарки	174173	109	151,5
Т-1023	Теплообменник сырья колонны дебутанизации	Трубное пространство	Циркулирующий легкий каталитический газойль	51806	137,9	145,5	1.905 x 10⁶	1,35/1,7	489	493,86	1200ТПГв-1,6-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1013-RU_PA 840/4877	TEMA Type A/E/S or T
		Межтрубное пространство	Сырье колонны дебутанизации	206742	221,4	148,9
Т-1024	Рибойлер дебутанизатора	Трубное пространство	Циркулирующий тяжелый газойль	385562	292,5	232,2	12.06 x 10⁶	1,55/1,65	569	586	2000ИУ-1,6-2,5-М /20-6-4-И-У ТУ 3612-013-00220302-99	2447-1000-SP 0610-1014-RU_PA 1270/7315	TEMA Type A/H/S
		Межтрубное пространство	Кубовый продукт колонны дебутанизации	454642	187,2	204,2
Т-1030	Нагреватель тощего амина	Трубное пространство	Тощий амин	45000	40	45	0,2 x 10⁶	2,16/1,66	-	-	Пластинчатый теплообменник	2447-1000-SP-0630-1001	multitube
		Межтрубное пространство	Водяной пар НД	400	142	142
Т-1031	Подогреватель топливного газа	Трубное пространство	Топливный газ	1190	35	70	0,056 x 10⁶	1,0/1,3	8,64	214,0	800ТПГ-1,6-М1/ 20Г-6-К-2 ТУ 3612-023-00220302-01	2447-1000-SP-0630-1002	Уточняется при детальном проектировании
		Межтрубное пространство	Водяной пар НД	115	190	157
Т-1032	Подогреватель нефтяного топлива (жидкого топлива)	Трубное пространство	Водяной пар НД	110	190	157	0,056 x 10⁶	1,3/1,0	-	196,04	800ТПГв-1,6-1,6-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP-0630-1003	Уточняется при детальном проектировании
		Межтрубное пространство	Жидкое топливо	1400	50	130
Т-1033	Охладитель периодической продувки	Трубное пространство	Оборотная вода	13700	28	38	0,137 x 10⁶	1,0/0,77	-	-	Теплообменник спирального типа или труба в трубе	2447-1000-SP-0630-1004	Уточняется при детальном проектировании
		Межтрубное пространство	Неоднородный конденсат	2250	100	40
Т-1034	Охладитель непрерывной продувки	Трубное пространство	Водяной пар НД	55800	28	38	0,558 x 10⁶	1,0/1,3	-	-	Теплообменник спирального типа или труба в трубе	2447-1000-SP-0630-1005	Уточняется при детальном проектировании
		Межтрубное пространство	Однородный конденсат	4500	162	40
Х-1001, Х-1002	Холодильник кубового продукта основной колонны	Трубное пространство	Оборотная вода	42316	28	45	0.7191 x 10⁶	2,0/2,55	31х2	196,04	800ТПГв-2,5-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007 Рассмотреть в качестве альтернативы спиральный теплообменник или типа «труба в трубе»	2447-1000-SP 0610-1015-RU_PA 337/6096	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Кубовый продукт основной колонны	14536	197,8	79,4
Х-1003	Охладитель циркулирующего легкого газойля	Трубное пространство	Легкий газойль	60134	146,7	53	2.374 x 10⁶	6,5	-	-	-	-	Аппарат воздушного охлаждения
Х-1004	Концевой холодильник легкого каталитического газойля	Трубное пространство	Оборотная вода	29542	28	37,8	0.2889 x 10⁶	1,25/6,5	76	103,67	600ТУГв-1,6-8,0-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1016-RU_PA 570/4877	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Легкий каталитический газойль	60134	53	40
Х-1005	Межступенчатый холодильник компрессора	Трубное пространство	Углеводородный газ, конденсат	77654	70,8	53	1.340 x 10⁶	0,9	-	-	-	969766-402-Air Cooled Exchangers Rev 00	Аппарат воздушного охлаждения
Х-1006	Концевой межступенчатый холодильник компрессора	Трубное пространство	Оборотная вода	146656	28	38	1.464 x 10⁶	1,0/0,9	470	493,86	1200ТПГв-1,6-1,6-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1017-RU_PA 1220/7315	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Углеводородный газ, конденсат	77654	53	38
Х-1007	Концевой конденсатор высокого давления	Трубное пространство	Углеводородный газ, конденсат	304273	61,9	53	2.276 x 10⁶	2,05	-	-	-	969766-402-Air Cooled Exchangers Rev 00	Аппарат воздушного охлаждения
Х-1008 А/В	Концевой конденсатор высокого давления	Трубное пространство	Оборотная вода	209408	28	45	3.555 x 10⁶	1,6/2,05	442х2	493,86х2	1200ТПГв-1,6-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1018-RU_PA 1170/7315	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Углеводородный газ, конденсат	304273	53	38
Х-1009	Верхний промежуточный холодильник первичного абсорбера	Трубное пространство	Оборотная вода	57901	28	38	0.5781 x 10⁶	1,75/2,25	163	196,04	800ТПГв-2,5-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1019-RU_PA 790/4877	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Верхняя циркуляция первичного абсорбера	176804	44,6	38
Х-1010	Нижний промежуточный холодильник первичного абсорбера	Трубное пространство	Оборотная вода	44969	28	38	0.4490 x 10⁶	1,75/2,25	292	380,76	1000ТПГв-2,5-2,5-М/ 20Г-6-Т-6 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1020-RU_PA 690/6096	TEMA Type A/E/S
		Межтрубное пространство	Нижняя циркуляция первичного абсорбера	182323	43	38
Х-1011	Холодильник тощего абсорбента жидкостного абсорбера	Трубное пространство	Оборотная вода	109341	28	38	1.092 x 10⁶	1,0/1,3	247	328,92	1000ТПГв-1,6-1,6-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1021-RU_PA 790/7315	TEMA Type A/E/S
		Межтруб-ное про-странство	Тощий абсорбент	52565	91,1	38
Х-1012	Холодильник тощего газа	Трубное пространство	Оборотная вода	3933	28	37,5	0.03731 x 10⁶	1,9/2,15	-	-	Пластинчатый теплообменник	969766-401-Tubular Exchangers Rev 01	multitube
		Межтруб-ное про-странство	Тощий газ	14961	42,5	40
Х-1013	Холодильник кубового продукта колонны дебутанизации	Трубное пространство	Стабильный бензин каталитического крекинга	172074	106,3	53	4.932 x 10⁶	1,65	-	-	-	969766-402-Air Cooled Exchangers Rev 00	Аппарат воздушного охлаждения
Х-1014	Концевой холодильник кубового продукта дебутанизатора	Трубное пространство	Оборотная вода	127765	28	38	1.276 x 10⁶	1,3/1,65	260	328,92	1000ТПГв-1,6-2,5-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1023-RU_PA 840/6096	TEMA Type A/E/S
		Межтруб-ное про-странство	Стабильный бензин каталитического крекинга	172074	53	38
Х-1015	Холодильник верхнего продукта дебутанизатора (СУГ)	Трубное пространство	Оборотная вода	33712	28	38	0.3366 x 10⁶	2,0/2,6	190	245,42	800ТПГв-2,5-2,5-М/ 20Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1024-RU_PA 510/3660	TEMA Type A/E/S
		Межтруб-ное про-странство	Сжиженные углеводородные газы	34665	52,7	38
ХК-1001	Конденсатор основной колонны	Трубное пространство	Углеводородный газ, конденсат	331843	104,7	52,4	42.16 x 106	0,5	-	-	-	-	Аппарат воздушного охлаждения
ХК-1002А/В, ХК-1003А/В	Концевой конденсатор основной колонны	Трубное пространство	Оборотная вода	278449	28	45	4.732 x 10⁶	1,0/0,8	457х4	493,86х4	1200ТПГв-1,6-1,6-М/ 25Г-6-Т-4 ТУ 3612-6172-05747945-2007	2447-1000-SP 0610-1025-RU_PA 1200/7315	TEMA Type AJ21S
		Межтруб-ное про-странство	Углеводородный газ, конденсат	331843	52,4	37,6
ХК-1004	Конденсатор колонны дебутанизации	Трубное пространство	Сжиженные углеводородные газы	141162	66,3	51,8	11.22 x 10⁶	1,6	-	-	-	969766-402-Air Cooled Exchangers Rev 00	Аппарат воздушного охлаждения

Примечание:

* уточняется при детальном проектировании

Таблица 3.5.2.5 Насосное оборудование

Индекс по схеме

Наименование

Секция

Тип

Мощ-ность кВт

Рабочее давление, МПа

Рабочая температура, °C

Пода-ча м³/час

Дифференциаль-ный напор, м

Вязкость,сП

Кавитацион-ный запас, м

Расположение

Н-1001,

Н-1002,

Н-1003

Холодильник катализатора No. 1 Насосы циркуляции воды

1000

Центробежный

154,9

Всас/нагнета-ние 4,746/5,295

257

838

69,7

0,100

4,0

На наружной площадке

Н-1004,

Н-1005,

Н-1006

Холодильник катализатора No. 2 Насосы циркуляции воды

1000

Центробежный

154,9

Всас/нагнета-ние 4,746/5,295

257

838

69,7

0,100

4,0

На наружной площадке

Н-1011,

Н-1012

Сырьевые насосы

1000

Центробежный

230,3

Всас/нагнета-ние 0,2209/2,024

328

209,8

10,799

31,4

На наружной площадке

Н-1013,

Н-1014

Насосы кубового продукта основной колонны

1000

Центробежный

81,2

Всас/нагнета-ние 0,2715/1,794

352

33,3

174,1

0,546

4,9

На наружной площадке

Н-1015,

Н-1016

Насосы циркуляции кубового продукта основной колонны

1000

Центробежный

175,9

Всас/нагнета-ние 0,2707/0,888

360

691

71,7

0,479

5,2

На наружной площадке

Н-1017,

Н-1018

Насосы циркуляции тяжелого каталитического газойля

1000

Центробежный

153,5

Всас/нагнета-ние 0,3616/1,047

304

641

77,6

0,542

16,3

На наружной площадке

Н-1019,

Н-1020

Насосы циркуляции легкого каталитического газойля

1000

Центробежный

112,2

Всас/нагнета-ние 0,4072/0,8322

221

785

53,9

0,362

25,1

На наружной площадке

Н-1021,

Н-1022

Насосы продуктового легкого газойля

1000

Центробежный

27,6

Всас/нагнета-ние 0,2417/0,9884

212

85,6

92,3

0,407

3,3

На наружной площадке

Н-1023,

Н-1024

Насосы циркуляции тяжелой нафты

1000

Центробежный

49,0

Всас/нагнета-ние 0,4628/0,7966

181

442

47,5

0,292

38,0

На наружной площадке

Н-1025,

Н-1026

Насосы кислых стоков

1000

Центробежный

12,4

Всас/нагнета-ние 0,1725/0,6866

55,8

51,8

0,679

7,9

На наружной площадке

Н-1027,

Н-1028

Насосы подачи орошения в основную колонну

1000

Центробежный

36,7

Всас/нагнета-ние 0,1525/0,6921

187

76,2

0,385

5,7

На наружной площадке

Н-1029,

Н-1030

Насосы верхнего продукта основной колонны

1000

Центробежный

119,9

Всас/нагнета-ние 0,1526/1,819

185

235,1

0,385

5,8

На наружной площадке

Н-1031,

Н-1032

Насосы циркуляции тяжелого каталитического газойля

1000

Центробежный

30,5

Всас/нагнета-ние 0,3715/1,292

304

75,4

104,3

0,542

36,8

На наружной площадке

Н-1034,

Н-1035

Межступенчатые насосы откачки конденсата от компрессора

1000

Центробежный

29,7

Всас/нагнета-ние 0,548/1,997

39,2

173

0,596

3,5

На наружной площадке

Н-1036,

Н-1037

Насосы подачи воды

1000

Центробежный

11,8

Всас/нагнета-ние 0,067/0,8703

21,5

81,7

0,467

10,0

На наружной площадке

Н-1038,

Н-1039

Насосы ресивера высокого давления

1000

Центробежный

105

Всас/нагнета-ние 1,528/2,199

431

103,8

0,252

5,4

На наружной площадке

Н-1040

Насос верхнего промежуточного холодильника первичного абсорбера

1000

Центробежный

19,9

Всас/нагнета-ние 1,608/1,797

297

27,6

0,316

20,0

На наружной площадке

Н-1041,

Н-1042

Насос нижнего промежуточного холодильника первичного абсорбера

1000

Центробежный

21,0

Всас/нагнета-ние 1,553/1,746

308

28,3

0,309

13,0

На наружной площадке

Н-1043,

Н-1044

Насосы насыщенного абсорбента первичного абсорбера

1000

Центробежный

61,0

Всас/нагнета-ние 1,483/1,986

329

75,4

0,283

3,3

На наружной площадке

Н-1045,

Н-1046

Насосы тощего абсорбента жидкостного абсорбера

1000

Центробежный

39,8

Всас/нагнета-ние 0,456/1,665

67,6

129,5

3,347

20,0

На наружной площадке

Н-1047,

Н-1048

Насосы циркулирующего кубового продукта колонны дебутанизации

1000

Центробежный

31,6

Всас/нагнета-ние 0,965/1,803

90,0

116,8

0,407

20,0

На наружной площадке

Н-1049,

Н-1050

Насосы верхнего продукта колонны дебутанизации

1000

Центробежный

Всас/нагнета-ние 1,149/1,883

317

143,2

0,12

4,7

На наружной площадке

Н-1033,

Н-1051

Насосы конденсата из емкости на приеме компрессора

1000

Дозировочный

Всас/нагнета-ние 0,23*/0,13**

4542,49 л/ч

0,333-0,688

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1060,

Н-1061

Бустерные насосы тощего амина

1000

Центробежный

Всас/нагнета-ние 0,83/1,25

50,3

2,664

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1062,

Н-1063

Роторные насосы факельного сепаратора

1000

Центробежный

Всас/нагнета-ние 0,065/0,7

20,0

106

0,25

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1064

Насос тяжелой некондиционной нефти

1000

Полупогружной

Всас/нагнета-ние 0,05/0,7

18,0

11,0

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1065

Насос для легкой некондиционной нефти

1000

Полупогружной

Всас/нагнета-ние 0,05/0,7

18,0

0,39

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1066

Дренажный насос амина

1000

Полупогружной

Всас/нагнета-ние 0,01/0,51

5,0

2,664

На наружной площадке *уточняется на этапе детального проектирования

Н-1067,

Н-1068

Насос откачки из аварийной емкости

1000

Центробежный

Всас/нагнета-ние 0,02/0,7

38-360

124

0,14-11

2,9

На наружной площадке

Таблица 3.5.2.6 Компрессорное оборудование

Индекс по схеме

Назначение компрессора

Характеристика перекачиваемого продукта

Параметры компрессора

Марка компрессора

Установ-ленная мощность двигателя

кВт

Примечание

Наименование

Массовый расход, кг/час

Молекулярный вес

Температура,

°C

Объемный расход,м³/час

Давление МПа

(абс.)

Потребля-емая мощность, кВт

вход

выход

СК-1001

Основная воздуходувка

Воздух

295485

28,7

Всас/нагнета-ние 39/232*

231000

0,093

0,438

16497,9

* уточняется при детальном проектировании

СК-1002

Компрессор влажного газа

Углеводородный газ

59288

37,5

Всас/нагнета-ние 38/97

35400

0,22

0,693

1740,9

Паровая турбина с противодавлением*

* уточняется при детальном проектировании

Таблица 3.5.2.7 Дополнительное оборудование
Индекс по схеме	Наименование	Секция	Наименование продукта	Температура, °C	Давление, МПа	Характеристика продукта	Расход,кг/ч	Примечание
EJ-1001	Эжектор	1000		от минус 37,5 до 343	Вход/выход 0,034/0,095	28,96*	1054
F-1001	Система фильтрации основной колонны	1000	Кубовый продукт основной колонны	198	1,60	0,974*	14,9	Удельная плотность при рабочей температуре * м³/ч
F-1005	Сливной фильтр амина	1000	Стоки амина	Окружающей среды	0,50	1028*	5200	Плотность, кг/м³
EX-1001	Экспандер	1000	Дымовые газы	*	*	*	*	* уточняется при детальном проектировании
G-1001	Генератор	1000	-	*	*	*	*	* уточняется при детальном проектировании

Таблица 3.5.2.8 Воздухоподогреватель
№ п/п	Наименование	Ед. изм	Р-1001
№ п/п	Наименование	Ед. изм	Режим работы
1	2	3	4
1.	Назначение		Нагрев воздуха
2.	Количество нагреваемого продукта (максимальное)	кг/час	221614
3.	Теплопроизводительность (максимальная)	(ккал/час) х 10⁶	27,12
4.	Температура продукта
	на входе	°С	196
	на выходе	°С	650
5.	Давление продукта
	на входе на выходе	МПа	0,23

Таблица 3.5.2.9 Пароперегреватель
№ п/п	Наименование	Ед. изм	Р-1002
№ п/п	Наименование	Ед. изм	Режим работы
1	2	3	4
1.	Назначение		Нагрев водяного пара
2.	Количество нагреваемого продукта (нормальный режим)	кг/час	136213
3.	Теплопроизводительность (максимальная)	(ккал/час) х 10⁶	13,76
4.	Температура продукта
	на входе	°С	256
	на выходе	°С	405
5.	Давление продукта
	на входе на выходе	МПа	4,52 4,24

Таблица 3.5.2.10 Предохранительные клапаны
№ п/п	Позиция по схеме	Защищаемый объект (место установки)	Характеристика сбрасываемой среды	Направление сброса	Необходимая пропускная способность, кг/ч	Рабочее давление в аппарате,	Расчетное давление аппарата,	Общее противодавление в системе сброса,	Обозначение клапана (таблица фигур)	№ пружины	ALFA	Установочное давление,	Количество клапанов,	Диаметр входного патрубка,
№ п/п	Позиция по схеме	Защищаемый объект (место установки)	Характеристика сбрасываемой среды	Направление сброса	Необходимая пропускная способность, кг/ч	Рраб., МПа	Ррасч., МПа	Р2., МПа	Обозначение клапана (таблица фигур)	№ пружины	ALFA	Рнаст., МПа	(раб./рез.)	мм
1	PRV-1001	E-1002 Бункер свежего катализатора	Воздух технический	Атмосфера	32608	0,354 (1)	0,534	0	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	76	0,40	0,534	2/2	200
2	PRV-1002	E-1003 Бункер №1 равновесного катализатора	Воздух технический	Атмосфера	32608	0,354 (1)	0,534	0	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	76	0,40	0,534	2/2	200
3	PRV-1003	E-1004 Бункер № 2 равновесного катализатора	Воздух технический	Атмосфера	32608	0,354 (1)	0,534	0	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	76	0,40	0,534	2/2	200
4	PRV-1004	CK-1001 Линия главной воздуходувки	Воздух КиП	Атмосфера	351502	0,284 (1)	0,464	0	СППК4-200-16М Ру 1,60МПа Ду 200	75М-2	0,70	0,464	9/0	200
5	PRV-1005-1, 1005-2	C-1001 Холодильник катализатора №1	Водяной пар	Атмосфера (в безопасное место)	61564	4,404 (1)	5,35	0	СППК5-100-63-01 Ру 6,30МПа Ду 100	82	0,80	5,350	2/0	100
6	PRV-1006-1, 1006-2	C-1002 Холодильник катализатора №2	Водяной пар	Атмосфера (в безопасное место)	61564	4,404 (1)	5,35	0	СППК5-100-63-01 Ру 6,30МПа Ду 100	82	0,80	5,350	2/0	100
7	PRV-1009	R-1002 Регенератор	Воздух технический	Атмосфера	155627	0,284 (1)	0,464	0	СППК4-200-16М Ру 1,60МПа Ду 200	75М-2	0,70	0,464	7/0	200
8	PRV-1010, 1011,1012, 1013	R-1002 Кольцо воздуха на реакторе	Воздух технический	Атмосфера	4327	0,284 (1)	0,464	0	СППК4-150-16М Ру 1,60МПа Ду 150	72	0,80	0,464	4/0	150
9	PRV-1017	Соединительный стояк продувочного газа 969764-120-24-PID	Продувочный газ	Углеводородный факел	4672	0,630 (1)	0,879 (1)	0,08	СППК5-100-16 Ру 1,60МПа Ду 100	54	0,80	0,799	1/1	100
10	PRV-1019	P-1002 Пароперегреватель	Пар	Атмосфера (в безопасное место)	117264 (1)	4,334 (1)	5,35	0	СППК5-100-63-01 Ру 6,30 МПа Ду 100 (1)	82		5,35	2/0	100
11	PRV-1025-1, 1025-2	T-1011 Парогенератор кубовых продуктов основной колонны	Пар	Атмосфера (в безопасное место)	23569	4,405	5,35	0	СППК5-100-63 Ру 6,30МПа Ду 100	80	0,80	5,350	2/0	100
12	PRV-1026-1, 1026-2	T-1012 Парогенератор кубовых продуктов основной колонны	Пар	Атмосфера (в безопасное место)	23569	4,405	5,35	0	СППК5-100-63 Ру 6,30МПа Ду 100	80	0,80	5,350	2/0	100
13	PRV-1027-1, 1027-2	T-1016 Парогенератор кубовых продуктов основной колонны	Пар	Атмосфера (в безопасное место)	23569	4,405	5,35	0	СППК5-100-63 Ру 6,30МПа Ду 100	80	0,80	5,350	2/0	100
14	PRV-1028	K-1002 Основная колонна	Углеводород-ные пары	Углеводородный факел	125374	0,19	0,5	0,08	СППК4-200-16М Ру 1,60МПа Ду 200	75М-2	0,70	0,420	3/3	200
15	PRV-1029	C-1007 Линия выхода паров ресивера	Жирный газ	Углеводородный факел	71147	0,134 (2)	0,5	0,08	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	75	0,40	0,420	4/4	200
16	PRV-1035	E-1007 Буферная емкость воды	Топливный газ	Углеводородный факел	462	0,070 (3)	0,4	0,08	СППК4-50-16 Ру 1,60МПа Ду 50	12	0,80	0,320	1/1	50
17	PRV-1036	C-1012 Промежуточная емкость на всасе компрессора	Жирный газ	Углеводородный факел	71198	0,513 (3)	0,85	0,08	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	77	0,40	0,770	2/2	200
18	PRV-1038	К-1005 Жидкостный адсорбер	Отходящий газ	Углеводородный факел	17644	1,332 (3)	1,7	0,08	СППК4-150-40М Ру 4,00МПа Ду 150	75	0,80	1,620	1/1	150
19	PRV-1039	K-1007 Колонна дебутанизации	Углеводородные пары	Углеводородный факел	135018	1,18 (3)	1,55	0,08	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	79	0,40	1,470	2/2	200
20	PRV-1040	C-1015 Ресивер колонны дебутанизации	Углеводородные пары	Углеводородный факел	13584	1,093 (3)	1,60	0,08	СППК4-150-16М Ру 1,60МПа Ду 150	75	0,80	1,520	1/1	150
21	PRV-1037	C-1013 Ресивер высокого давления	Жирный газ	Углеводородный факел	53646	1,458 (3)	1,8	0,08	СППК4-150-40М Ру 4,00МПа Ду 150	75	0,80	1,720	2/2	150
22	PSV-5040	K-1010 Адсорбер отходящего газа амина	Топливный газ	Углеводородный факел	46915	Верх/Низ 0,72/0,74	1,02	0,08	СППК4-200-16 Ру 1,60МПа Ду 200	78	0,40	0,940	2/2	200
23	PSV-5041	C-1020 Емкость воздуха КиП	Воздух КиП	Атмосфера	9124	0,75	1,2	0	СППК4-150-16М Ру 1,60МПа Ду 150	75	0,80	1,200	1/0	150
24	PSV-5042	C-1021 Сепаратор топливного газа	Топливный газ	Углеводородный факел	6310	0,38	0,75	0,08	СППК4-150-16М Ру 1,60МПа Ду 150	73	0,80	0,670	1/1	150
25	PSV 5043	C-1023 Емкость охладителя непрерывной продувки	Пар	Атмосфера (в безопасное место)	3760	0,55	1,3	0	СППК5-100-16 Ру 1,60МПа Ду 100	55	0,80	1,300	1/0	100
26	PRV-1041	Н-1001, Н-1002, Н-1003 Насосы циркуляции воды холодильника катализатора №1	Пар	Атмосфера (безопасное место)	11300 (4)	0,55 (4)	1,3 (4)	0	Ду вх. 4" Ду вых 6" (4) СППК5-100-16 Ру 1,60МПа Ду 100	55	-	1,3 (4)	1/0	100
27	PRV-1042	Н-1004 Н-1005 Н-1006 Насосы циркуляции воды холодильника катализатора №2	Пар	Атмосфера (безопасное место) –	11300 (4)	0,55 (4)	1,3 (4)	0	Ду вх. 4" Ду вых 6" (4) СППК5-100-16 Ру 1,60МПа Ду 100	55	-	1,3 (4)	1/0	100
28	PRV-1062	F-1001 Система фильтрации кубового продукта основной колонны	Кубовый продукт основной колонны К-1002	Углеводородный факел	-	1,63	2,5	0,08	СППК4-50-40 Ру 4,00МПа Ду 50	15	-	2,42	1/1	50
29	PRV-1068	Н-1015 Насос циркуляции кубового продукта основной колонны	Пар	Атмосфера (безопасное место)	7000 (4)	0,55 (4)	1,3 (4)	0	Ду вх. 3" Ду вых 4" (4) СППК4-80-16 Ру 1,60МПа Ду 80	34	-	1,3 (4)	1/0	80
30	PRV-5044	T-1030 Нагреватель тощего амина	Пар	Атмосфера (безопасное место)	272 (4)	0,5 (4)	1,66	0	Ду вх. 1" Ду вых 2" (4) СППК4-25-40 Ру 4,00МПа Ду 25	2	-	1,66 (4)	1/0	25
31	PRV-5045	T-1031 Подогреватель топливного газа	Пар	Атмосфера (безопасное место)	272 (4)	0,5 (4)	1,30	0	Ду вх. 1" Ду вых 2" (4) СППК4-25-40 Ру 4,00МПа Ду 25	1	-	1,3 (4)	1/0	25
32	PRV-5046	T-1032 Подогреватель нефтяного топлива	Пар	Атмосфера (безопасное место)	272 (4)	0,5 (4)	1,30	0	Ду вх. 1" Ду вых 2" (4) СППК4-25-40 Ру 4,00МПа Ду 25	1	-	1,3 (4)	1/0	25
Примечания: - Данные взяты из опросного листа UOP 969764-807 - Данные взяты из опросного листа UOP 969765-807 - Данные взяты из опросного листа UOP 969766-807 - Данные взяты из опросного листа Technip 2447-1000-SP-1545-1001

Компоновочные решения

Общая часть

Компоновка технологических блоков, узлов, оборудования, зданий и сооружений установки каталитического крекинга выполнена с учетом противопожарных разрывов с действующими, строящимися и проектируемыми объектами и оборудованием, кратчайших технологических связей, удобства обслуживания и ремонта оборудования, безопасности его эксплуатации.

Все разрывы между объектами и оборудованием выполнены в соответствии с требованиями технических регламентов, сводов правил, правил промышленной и пожарной безопасности действующих на территории Республики Казахстан:

- «Требования промышленной безопасности при эксплуатации технологических Трубопроводов» Утверждены приказом № 176 Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от «27» июля 2009 года

- «Требования промышленной безопасности к устройству и безопасной эксплуатации факельных систем» Утверждены приказом № 311 Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от «16» июля 2012 г

- «Общие требования промышленной безопасности для взрывопожароопасных производств» Утверждены приказом № 392 Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от «04» ноября 2010 г

- Технический регламент «Общие требования к пожарной безопасности» Постановление Правительства РК от 16.01.2009 г. №14 с 18.08.2009 г

- ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

- - ВУТП-97. Ведомственные Указания по технологическому проектированию производственного водоснабжения, канализации и очистки сточных вод предприятий нефтеперерабатывающей промышленности

- СН РК 3.02-15-2003. Нормы технологического проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов

- СНиП РК 3.05-09-2002. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

Отметка чистого пола установки принята 100 000, что соответствует 557 метров над уровнем моря.

Установка каталитического крекинга остатков в псевдоожиженном слое расположена в северо-восточной части завода, возле автодороги №17. Установка разделена на 6 технологических блоков:

1. Компрессорный блок.

2. Абсорбционный блок.

3. Блок отпарки абсорбента.

4. Блок дебутанизации бензина.

5. Блок подготовки сырья.

6. Блок реактора-регенератора и основной колонны.

Компрессорный блок

В компрессорный блок входят следующие аппараты:

• Отбойная емкость на приеме компрессора С-1011

• Межступенчатая емкость компрессора С-1012

• Межступенчатый холодильник компрессора Х-1005

• Концевой холодильник компрессора Х-1006

• Компрессор влажного газа СК-1002

Аппараты С-1011, С-1012, Х-1006 находятся возле обслуживающей площадки 1000-STR-800 в юго-западной части установки. Компрессор СК-1002 находится в сооружении 1000-SHT-300 под навесом. Для защиты от ветра и атмосферных осадков по периметру сооружения выполнено ограждение из легких съемных конструкций.

Холодильник Х-1005 расположен над эстакадой 1000-PR-100.

В блоке вокруг аппаратов, установленных на отм.100000 и содержащих легковоспламеняющиеся, горючие жидкости и углеводороды, выполнены сплошные ограждающие борты высотой 0,15 м. Для обслуживания колонных аппаратов и емкостного оборудования, а также размещенных на них приборов контроля и автоматики, трубопроводной арматуры и других устройств, на аппаратах выполнены площадки. Для входа на обслуживающие площадки аппаратов выполнены маршевые эвакуационные лестницы и вертикальные лестницы-стремянки.

Абсорбционный блок

В абсорбционный блок входят следующие аппараты:

• Первичный абсорбер К-1004

• Жидкосной абсорбер К-1005

• Отбойная емкость тощего газа С-1014

• Верхний промежуточный холодильник первичного абсорбера Х-1009

• Нижний промежуточный холодильник первичного абсорбера Х-1010

• Холодильник тощего абсорбента жидкостного абсорбера Х-1011

• Теплообменник тощий / насыщенный абсорбент жидкостного абсорбера Т-1018

Аппарат К-1004 расположен возле этажерки 1000-STR-1000 в юго-западной части установки. Под этажеркой 1000-STR -1000 расположены аппараты Х-1009, Х-1010. Аппараты Х-1011,Т-1018/1/2.

Блок отпарки абсорбента

В блок отпарки абсорбента входят аппараты:

• Колонна отпарки К-1006

• Теплообменник сырья колонны отпарки Т-1019

• Рибойлер колонны отпарки Т-1020

• Теплообменник ребойлера колонны отпарки Т-1021

• Рибойлер отпарной колонны Т-1022

• Концевой воздушный холодильник высокого давления Х-1007

• Концевой конденсатор высокого давления Х-1008

• Ресивер высокого давления С-1013

• Воздушный холодильник кубового продукта колонны дебутанизации Х-1013

• Концевой холодильник кубового продукта колонны дебутанизации Х-1014

Аппараты К-1006,Т-1019,Т-1020,Т-1021,Т-1022 находятся возле этажерки 1000-STR-1000, расположенной на юго-западе. Этажерка 1000-STR-1000 в осях размерами 9х16м выполнена в трех уровнях (отметках): +106000,+113700, +120000

На отм. +106000 установлен аппарат С-1013

На отм. +113700 установлены аппараты Х-1008, Х-1014.

На отм. +120000 предусмотрена площадка для обслуживания арматуры

Воздушные холодильники Х-1007 и Х-1013 расположены над эстакадой 1000-PR-100.

Блок дебутанизации бензина

В блок дебутанизации бензина входят аппараты:

• Колонна дебутанизации К-1007

• Рибойлер дебутанизатора Т-1024

• Теплообменник сырья колонны дебутанизации Т-1023

• конденсатор колонны дебутанизации ХК-1004

• ресивер колонны дебутанизации С-1015

Аппараты К-1007, Т-1024,Т-1023 находятся в западной части установки возле этажерки 1000-STR-900. Этажерка выполнена в осях размерами 9х13м и имеет один уровень (отметку) +106000, на которой установлен аппарат С-1015.

Конденсатор ХК-1004 находится над эстакадой 1000-PR-200.

3.8.6 Блок подготовки сырья

В блок подготовки сырья входят следующие аппараты:

• Сырьевая емкость Е-1006

• Система фильтрации куб. продукта основной колонны F-1001

• Теплообменник: циркулирующий кубовый продукт основной колонны – сырье T-1013,T-1014

• Холодильники кубового продукта основной колонны X-1001, X-1002

Аппараты Е-1006,Т-1013,Т-1014 находятся в западной части установки и расположены перпендикулярно к эстакаде 1000-PR-100.

Холодильники Х-1001, Х-1002 находятся под этажеркой 1000-STR-700.

Система фильтрации F-1001 возле этажерки 1000-STR-700

Подземные емкости

Емкости Е-1021,Е-1022,Е-1023 с погружными насосами Н-1064 ,Н-1065, Н-1066 расположены в западной части установки перпендикулярно 1000-PR-200. Дренажная емкость Е-1021,Е-1022,Е-1023 расположена в бетонном приямке, засыпанном сухим песком. Отметка осей емкостей +98200.Отметка веха цементного кольца +95400.

Насосные

Насосы Н-1036,Н-1037,Н-1062,Н-1063,Н-1067,Н-1068 расположены в юго-восточной части установки вдоль 1000-PR-400.Отметка +100000.

Насосы Н-1001-Н-1006 расположены в южной части установки на нижнем уровне1000-STR-500.

Насосы Н-1025-Н-1030,Н-1033-Н-1035,Н-1038-Н-1044,Н-1047,Н-1048,Н-1051 расположены в западной части установки вдоль 1000-PR-100.

Насосы Н-1045 ,Н-1046, Н-1049, Н-1050, Н-1060, Н-1061, расположены в западной части установки вдоль 1000-PR-200. Отметка +100000.

Насосы Н-1011-Н-1014, Н-1017-Н-1024, Н-1031, Н-1032 расположены в северной части установки вдоль 1000-PR-300. Отметка +100000.

Насосы Н-1015, Н-1016 расположены в северной части установки на нижнем уровне 1000-STR-600.

Вокруг насосных и отдельно стоящих насосов по периметру выполнены сплошные ограждающие борты высотой 0,15 м. Для защиты от ветра и атмосферных осадков по периметру насосной выполнено ограждение из легких съемных конструкций.

Здания В-03 и В-01

Здание В-01 расположено в северной части установки.

Состав помещений контроллерной:

На первом этаже (отм. +1,700):

-Помещение ОВ и ВК;

- Кабельная ;

На втором этаже (отм. +4,900):

- Помещение электрического распределительного устройства РТП-51

На третьем этаже (отм. +12,600):

- инженерная комната (категория В4);

- помещение ИБП (категория В4);

- контроллерная (категория В3)

- внешняя зона ОВ и ВК (отм.+11,500).

Здание В-03 расположено в северной части установки.

Состав помещений контроллерной:

На первом этаже (отм. +1,700):

-Помещение ОВиВК;

- Кабельная;

На втором этаже (отм. +4,900):

- Помещение электрического распределительного устройства РТП-53

На третьем этаже (отм. +12,600):

- инженерная комната (категория В4);

- помещение ИБП (категория В4);

- контроллерная (категория В3)

- внешняя зона ОВ и ВК (отм.+11,500).

Блок фракционирования

SN-1031

Вода из ресивера высокого давления

Поток 617

pH ASTM D1293 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существу-ющая заводская лаборатория

Содержание железа и меди UOP 314 По требованию (по требованию) Содержание фенола UOP 262 По требованию (по требованию) Содержание цианидов UOP 682 1 раз в месяц (по требованию) Содержание сульфидов UOP 683 1 раз в месяц (по требованию) Содержание аммиака ASTM D6919 По требованию (по требованию) Общее содержание углеводородов ASTM D3921 По требованию (по требованию) Общее содержание растворимых солей ASTM D1126 1 раз в неделю (по требованию) Щелочность ASTM D1067 1 раз в неделю (по требованию)

SN-1032

Углеводородный газ из ресивера высокого давления

Поток 651

Содержание сероводорода UOP 212 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

Состав, % масс. UOP 539 По требованию (1 раз в сутки)

SN-1033

Углеводородный газ из первичного абсорбера

Поток 653

Содержание сероводорода UOP 212 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

Состав, % масс. UOP 539 По требованию (по требованию)

SN-1034

Отходящий газ каталитического крекинга на очистку

Поток 660

Содержание сероводорода UOP 212 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Состав, % масс. UOP 539 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

SN-1035

Кубовый продукт дебутанизатора (бензин каталитического крекинга)

Поток 746

Плотность ASTM D4052 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Фракционный состав: температура начала перегонки, конец кипения ASTM D86 1 раз в сутки (3 раза в сутки) Содержание сероводорода и меркаптановой серы UOP 163 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Упругость паров по Рейду ASTM D323 1 раз в сутки (3 раза в сутки) ИОЧ ASTM D2699 1 раз в сутки (1 раз в сутки) МОЧ ASTM D2700 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Состав (C₄ и менее) UOP 980 1 раз в сутки (по требованию) Общее содержание серы ASTM D2622 1 раз в сутки (1 раз в сутки)

SN-1036

Сжиженный углеводородный газ

Поток 729

Содержание сероводорода, меркаптановой серы и COS UOP 212 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Состав, % масс. UOP 539 1 раз в сутки (3 раза в сутки) Общее содержание серы ASTM D6667 1 раз в сутки (1 раз в сутки)

Блок основной колонны

SN-1016

Сырье установки каталитического крекинга

Поток 154

Плотность ASTM D4052 or ASTM D70 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Плотность на пикнометре (для потока с высокой температурой застывания) По требованию (по требованию) Вакуумная разгонка ASTM D1160 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Вязкость ASTM D445 1 раз в неделю (3 раза в неделю) Определение углеродных остатков ASTM D4530 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Содержание воды и осадка ASTM D4007 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание серы UOP 864 or ASTM D2622 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Общее содержание азота ASTM D4629 or D5762 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание чистого азота UOP 269 По требованию (по требованию) Содержание металлов UOP 389 1 раз в неделю (1 раз в сутки) Температура потери текучести ASTM D97 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Растворимость в гексане UOP 614 По требованию (по требованию) Характеризующий фактор UOP K UOP 375 1 раз в сутки (1 раз в сутки)

SN-1026

Углеводородный газ из ресивера основной колонны

Поток 551

Состав, % масс. UOP 539 По требованию (1 раз в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Содержание сероводорода UOP 212 По требованию (1 раз в сутки)

SN-1024

Нестабильный бензин из ресивера основной колонны

Поток 534

Плотность ASTM D4052 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

Фракционный состав: температура начала перегонки, конец кипения ASTM D86 По требованию (по требованию) Состав (C₄ и менее) UOP 980 По требованию (по требованию) Содержание сероводорода и меркаптановой серы UOP 163 По требованию (по требованию)

SN-1027

Вода из ресивера основной колонны

Поток 511

pH ASTM D1293 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

SN-1025

Легкий газойль каталитического крекинга

Поток 347

Плотность ASTM D4052 1 раз в сутки (3 раза в сутки) Фракционный состав: температура начала перегонки, конец кипения ASTM D86 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Вязкость ASTM D445 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание серы UOP 864 or ASTM D2622 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Температура потери текучести ASTM D97 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Температура вспышки ASTM D93 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Цетановое число ASTM D4737 1 раз в сутки (1 раз в сутки)

SN-1019

Водяной пар из Т-1011

Поток 298

Содержание примесей ASTM D2186 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

Содержание диоксида кремния ASTM D859 По требованию (по требованию) Содержание натрия ASTM D1428 По требованию (по требованию)

SN-1021

Водяной пар из Т-1012

Поток 298

Содержание примесей ASTM D2186 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

SN-1023

Водяной пар из Т-1016

Поток 298

Содержание примесей ASTM D2186 По требованию (по требованию)

Существующая заводская лаборатория

SN-1028

Кубовый продукт колонны

Трубопровод кубового продукта из основной колонны

Содержание воды и осадка ASTM D4007 1 раз в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Содержание золы ASTM D482 1 раз в неделю (1 раз в сутки)

SN-1017

Кубовый продукт основной колонны

Поток 236

Плотность на пикнометре (для потока с высокой температурой застывания) ASTM D4052 3 раза в сутки (3 раза в сутки)

Существующая заводская лаборатория

Вакуумная разгонка ASTM D1160 1 раз в сутки (1 раз в сутки) Вязкость ASTM D445 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание серы UOP 864 or ASTM D2622 1 раз в неделю (1 раз в сутки) Содержание воды и осадка ASTM D4007 1 раз в сутки Содержание золы ASTM D482 1 раз в неделю (1 раз в сутки)

SN-1018, SN-1020,

SN-1022

Продувка из Т-1011, Т-1012, Т-1016

Поток 295

Содержание натрия ASTM D4192 1 раз в неделю (1 раз в неделю)

Существующая заводская лаборатория

Общая щелочность ASTM D1067 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Щелочность ASTM D1067 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Кислотность ASTM D1067 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание хлоридов ASTM D512 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание диоксида кремния ASTM D859 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Общее содержание твердых веществ STD Meth 2540C 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Общее содержание взвешенных частиц STD Meth 2540D 1 раз в неделю (1 раз в неделю) pH ASTM D1293 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Удельная электропроводность ASTM D1125 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание фосфатов ASTM D4327 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание масел ASTM D3921 1 раз в неделю (1 раз в неделю) Содержание гидразина ASTM D1385 1 раз в неделю (1 раз в неделю)

Аминовая очистка

1000-SC-0001

Offgas

From Amine Offgas Absorber

(K-1010)

10”-PRG-B1A2-S

Содержание сероводорода UOP 9 1 раз в сутки

Существующая заводская лаборатория

Содержание диоксида углерода GC, ASTM D 1945 1 раз в сутки Содержание аммиака Kjeldahl Method По требованию (по требованию) Содержание воды ASTM D 5454 По требованию (по требованию)

Автоматические поточные анализаторы

АТ-5001 Адсорбер отходящего газа амина К-1010 Линия вывода верхнего продукта адсорбера Содержание H₂S - Непрерывно Дистанцион-но(в операторной) АТ-5002 Пароперегреватель Р-1002 Корпус пароперегревателя Содержание O₂ - Непрерывно Дистанцион-но(в операторной) 1001- АT-001 Регенератор R-1002 На линии дымовых газов на линии от системы рекуперации энергии Содержание O₂ - Непрерывно Дистанцион-но(в операторной)

1001-АТ-001

Ресивер колонны дебутанизации С-1015

На линии орошения в колонну дебутанизации К-1007 от насосов H-1049, H-1050

Содержание фракции C2, ppm - Непрерывно Дистанцион-но(в операторной) Содержание фракции IC5, ppm - Непрерывно Дистанцион-но(в операторной)

Характеристика производства

На основании того, что обращающиеся нефтепродукты, газы являются веществами 4 класса опасности, 3-го класса опасности, кислая вода 2-го класса опасности, установка каталитического крекинга относится к производству с вредными условиями труда.

Опасность производственного процесса обусловлена свойствами обращающихся веществ, параметрами технологического процесса и особенностями применяемого оборудования.

На установке каталитического крекинга присутствуют горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости и горючие жидкости, нагретые выше температуры вспышки, которые при разгерметизации технологической системы способны образовывать с кислородом воздуха взрывоопасные смеси, возгораться и взрываться.

Потенциально опасными факторами технологического процесса являются:

- высокая температура и давление;

- применение открытого огня (печи);

- использование азота;

- использование пара низкого и среднего давления;

- использование значительного количества электропотребителей (насосы, компрессоры, воздуходувки, аппараты воздушного охлаждения).

- наличием горючих и взрывоопасных газов; пожароопасных и взрывоопасных веществ;

- наличие токсичных газов и веществ;

- возможность образования пирофорных соединений;

- повышенный уровень статического электричества вследствие перемещения по трубопроводам нефтепродуктов, обладающих способностью накапливать заряды статического электричества;

- движущимися частями производственного оборудования, машин и механизмов.

Для обеспечения безопасных условий труда рабочих, обслуживающих установку каталитического крекинга, предусматривается комплекс проектных решений, строго соответствующих требованиям действующих норм и правил (по технике безопасности, в т.ч. взрыво-пожаробезопасности, по охране труда, по промсанитарии, по экологии и пр.).

Для обеспечения безопасности при эксплуатации установки каталитического крекинга предусматривается следующий комплекс мероприятий:

- Контроль и управление технологическим процессом осуществляется с помощью современных систем АСУ ТП и ПАЗ, что позволяет свести к минимуму потребность обходов оборудования, повышает качество и безопасность работы, значительно облегчает труд.

- Постоянный контроль состояния воздуха в рабочих зонах с помощью автоматических газоанализаторов довзрывоопасных концентраций взрывоопасных газов.

- Применение герметичного и надежного в эксплуатации технологического оборудования.

- Использование надежной запорной арматуры и качественных прокладочных материалов.

- Использование электродвигателей насосов, и других токоприемников, а также освещения, с уровнем взрывозащиты, соответствующим категории и группе взрывоопасной смеси.

Для обеспечения санитарно-гигиенических нормативов для обслуживающего персонала проектом предусматривается:

- искусственное освещение всех сооружений, входящих в состав установки. Предусматривается рабочее, аварийное и ремонтное освещение.

- во всех производственных помещениях, электрощитовых и помещениях КиП запроектировано воздушное отопление с приточной вентиляцией.

- мероприятия по снижению шума.

В проекте предусматриваются организационные решения, направленные на снижение вредных воздействий производственных факторов на здоровье обслуживающего персонала, в том числе:

- Организация постоянного рабочего места в операторной (тит.5000), откуда осуществляется контроль и управление технологическими процессами. Временное присутствие обслуживающего персонала на технологических объектах (периодический обход).

- Обеспечение персонала средствами индивидуальной защиты (защиты органов дыхания, глаз, кожных покровов тела, рук, головы, а также средствами защиты от шума).

- Обслуживание работающих медсанчастью предприятия. Для оказания первой медицинской помощи обеспечение аптечкой с необходимым набором лекарственных препаратов, с размещением ее в операторной.

- Организация общественного питания рабочих в столовой и буфете, которые расположены на территории предприятия.

- Организация труда и отдыха рабочих с учетом специфики обслуживания сложных технологических процессов.

- Обеспечение рабочих, непосредственно участвующих в обслуживании производства с вредными и опасными условиями труда, дополнительным отпуском, сокращенной рабочей неделей и спецпитанием.

Оснащенность рабочих мест

Технологическое оборудование расположено с учетом удобного доступа и с соблюдением норм и требований техники безопасности. Организация и оснащение рабочих мест выполнены с учетом их назначения: по квалификации, профессиям, числу работающих, уровню специализации, механизации и автоматизации, а также обслуживаемого оборудования.

Постоянные рабочие места персонала будут располагаться в помещении новой операторной тит.5000.

Управление всеми процессами на установке осуществляется с помощью современных систем АСУ ТП и ПАЗ, что позволяет свести к минимуму потребность обходов оборудования, повышает качество работы, значительно облегчает труд.

Вся информация о технологическом процессе собирается и обрабатывается АСУТП, расположенной в контроллерной. Передача информации в операторную осуществляется средствами вычислительной техники по оптоволоконной линии связи. Информация о ходе технологического процесса выводится на дисплей АРМ.

Сигнализация о предупредительных и аварийных значениях параметров процесса, определяющих его взрывоопасность, выводится в виде цветовой и звуковой индикации на дисплей АРМ.

Освещенность рабочих мест выбрана в соответствии с разрядом зрительных работ.

Охрана окружающей среды

Экологические факторы являются определяющими при принятии решения о строительстве, реконструкции или техническом перевооружении действующих нефтеперерабатывающих предприятий.

Эти факторы предусматривают жесткие требования к проектным решениям, требуют оценки характера использования природных ресурсов, определения параметров воздействия объектов на компоненты окружающей среды и составления прогноза экологических и социальных последствий строительства и эксплуатации объекта. Анализ экологических требований определяет возможность осуществления планируемой деятельности на конкретной территории, исходя из масштабов и характера ее влияния на окружающую природную среду.

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ШЫМКЕНТСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

ТОО «ПКОП»

ПРОЕКТ

ML-003-04

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒