Усовершенствование технологии установки висбрекинга (стр. 9 из 16)

1.3.3 Описание технологической схемы очистки углеводородного газа висбрекинга

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

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

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

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

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

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

Режим работы колонны К-104:

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

· температура – не выше 50 °С.

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

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

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

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

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

1.3.4. Описание теплотехнической схемы узла утилизации тепла

Подготовка питательной воды.

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

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

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

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

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

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

Отделитель воды (генератор пара) Е-204.

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

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

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

Парогенерирующий контур.

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

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

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

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

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

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

Водяной контур.

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

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

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

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

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

1.4. Основные параметры технологического процесса

Нормы технологического режима показаны в таблице 3. Таблица 3.

№ п/п	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима		Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологичес-ких параметров	Требуемый класс точности измеритель-ных приборов	Сфера применения, характеристи-ка МО, шифр МО	Примечание
1	2		3	4	5	6	7	8
1.	Сырьевой резервуар Р-101
1.1.	Температура		TI 130	оС	110 – 120	1,0	К калибровка
1.2.	Уровень		LIСA 406, LSA 404	%шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
2.	Емкость Е-119
2.1.	Температура		TI 155	оС	300 – 320	1,0	К калибровка
2.2.	Уровень		LSA 407-1,2, LIСA 408	%шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
3.	Печь П-104
3.1.	Расход сырья по каждому из 2-х потоков		FICA 320, FICA 321	т/час	50 – 80	1,5	И индикатор
3.2.	Давление сырья на входе в печь по каждому из 2-х потоков		PIA 254, PISA 256 PIA 255, PISA 257	Кгс/см2	18 – 29	1,5	К калибровка
3.3.	Расход разбавителя (тяжелого газойля) в поток сырья		FIC 339		10 % на сырье	1,5	И индикатор
3.4.	Температура на выходе каждого потока		TСA 162, TIСA 163	оС	475 – 485	1,0	К калибровка
3.5.	Давление топливного газа к пилотным горелкам		PISA 264, PIA 263	Кгс/см2	0,2 – 0,6	1,5	К калибровка
3.6.	Давление топливного газа к основным горелкам		PISA 267, PIA 266	Кгс/см2	0,006 – 0,03	1,5	К калибровка
3.7.	Давление жидкого топлива к форсункам печи		PISA 269, PIA 268	Кгс/см2	1,5 – 5,8	1,5	К калибровка
3.8.	Расход турбулизатора (пар, легкий газойль висбрекинга) в 1-й и 2-ой потоки -в конвекционной части змеевика -в радиантной части змеевика (2 ввода)	FIC 380-1,2 FIC 381-1,2 FIC 382-1,2 FIC 383-1,2 FIC 384-1,2 FIC 385-1,2		л/час	50 – 100 100 - 200	1,5	И индикатор
3.9.	Температура перегретого пара на выходе из печи	TIA 1104		оС	350 – 400	1,0	К калибровка
3.10.	Температура дымовых газов на перевале печи	TICA 168a, TICA 169a TISA 168б, TISA 169б		оС	Не выше 800	1,0	К калибровка
4.	Емкость топливного газа Е-109
4.1.	Давление	PI 251		Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	К калибровка
4.2.	Уровень	LISA 409		%шкалы	10 – 90	1,5	И индикатор
5.	Ректификационная колонна К-101
5.1.	Температура на входе в колонну	TICA 164		оС	410 – 420	1,0	К калибровка
5.2.	Температура верха	TIC 170		оС	Не выше 200	1,0	К калибровка
5.3.	Температура низа	TIC 174		оС	Не выше 400	1,0	К калибровка
5.4.	Давление	PIA 278, PISA 279		Кгс/см2	4,5 – 4,8	1,5	ГБ госповерка
5.5.	Уровень верхнего аккумулятора	LISA 413, LICA 412		% шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
5.6.	Уровень нижнего аккумулятора	LISA 415, LICА 414		% шкалы	20 – 80	1,5	И индикатор
5.7.	Уровень низа колонны	LISA 416, LICА 417		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
6.	Отпарная колонна К-102
6.1.	Температура верха	TI 175		оС	Не более 200	1,0	К калибровка
6.2.	Давление	PI 281		Кгс/см2	4,5 – 4,8	1,5	ГБ госповерка
6.3.	Уровень	LICA 418, LISА 419		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
7.	Емкость Е-101
7.1.	Температура	TI 186		оС	Не выше 40	1,0	К калибровка
7.2.	Давление	PIC 291, PI 290		Кгс/см2	Не более 4,5	1,5	К калибровка
7.3.	Уровень бензина	LICA 421, LISA 423		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
7.4.	Уровень воды	LdICA 422		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
8.	Колонна К-103
8.1.	Температура верха	TIC 199		оС	Не выше 90	1,0	К калибровка
8.2.	Давление	PIA 298		Кгс/см2	9,0 – 9,5	1,5	ГБ госповерка
8.3.	Температура низа	TIA 1001		оС	200 – 210	1,0	К калибровка
8.5.	Уровень в Т-110	LIСA 427		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
9.	Емкость Е-102
9.1.	Уровень	LICA 424, LSA 425		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
10.	Емкость Е-103
10.1.	Температура	TI 1005		оС	Не выше 45	1,0	К калибровка
10.2.	Давление	PIC 2000		Кгс/см2	Не более 9,0	1,5	К калибровка
10.3.	Уровень сжиженного газа	LICA 428, LSA 430		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
10.4.	Уровень воды	LICA 429		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
11.	Емкость Е-111
11.1.	Температура	TIA 1057		оС	20 – 75	1,0	К калибровка
11.2.	Уровень	LIA 462		% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
12.	Колонна К-104
12.1.	Температура	TI 1019		оС	40 – 50	1,0	К калибровка
12.2.	Давление	PIC 2008, PIС 2009		Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	ГБ госповерка
12.3.	Уровень	LICA 434, LSA 437		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
13.	Емкость Е-105
13.1.	Температура	TI 1022, TI 1023		оС	40 – 50	1,0	К калибровка
13.2.	Давление	PI 2018		Кгс/см2	Не выше 3,0	1,5	К калибровка
13.3.	Уровень насыщенного раствора МЭА	LSA 442, LICА 441		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
13.4.	Уровень углеводородов	LIA 439		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
14.	Емкость Е-104
14.1.	Уровень	LICА 446, LSA 447		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
15.	Колонна К-105
15.1.	Давление	PI 2040		Кгс/см2	Не более 1,6	1,5	К калибровка
15.2.	Температура верха	TI 1039		оС	Не выше 115	1,0	К калибровка
15.3.		Температура низа	TIC 1038		оС	Не выше 125	1,0	К калибровка
16.		Колонна К-106
16.1.		Температура верха	TI 1073		оС	Не выше 120	1,0	К калибровка
16.2.		Температура низа	TIC 1075		оС	Не выше 125	1,0	К калибровка
16.3.		Давление	Кгс/см2	Не более 1,1	1,5	К калибровка
16.4.		Уровень	LICA 481		% шкалы	45 – 55	1,5	И индикатор
17.		Дренажная емкость Е-111
17.1.		Температура	TIA 1057		оС	20 – 75	1,0	К калибровка
17.2.		Уровень	LISA 462		% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
18.		Емкость Е-114
18.1.		Уровень углеводородов	LISA 477		% шкалы	10 – 60	1,5	И индикатор
18.2.		Уровень водяного конденсата	LISA 479		% шкалы	10 – 75	1,5	И индикатор
19.		Приготовление агидола - емкость Е-115/1,2
19.1.		Уровень	LIA 464, LSA 468 LIA 465, LSA 469		% шкалы	10 – 80	1,5	И индикатор
20.		Приготовление ИКБ-2-2 - емкость Е-116/1,2
20.1.		Уровень	LIA 466, LSA 470 LIA 467, LSA 471		% шкалы	10 – 80	1,5	И индикатор
21.		Емкость раствора МЭА Е-108/1
21.1.		Температура	TIA 1027		оС	30 – 75	1,0	К калибровка
21.2.		Уровень	LISA 449		% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
22.		Емкость Е-108/1,2
22.1.		Температура	TIA 1041		оС	30 – 75	1,0	К калибровка
22.2.		уровень	LISA 451		% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
23.		Емкость химочищенной воды Е-201
23.1.		Уровень	LIA 4000		% шкалы	20 – 90	1,5	И индикатор
24.		Деаэратор Е-202
24.1.		Давление	PIA 2146		Кгс/см2	Не более 0,2	1,5	К калибровка
24.2.		Уровень	LIA 4003		% шкалы	65 – 95	1,5	И индикатор
25.		Емкость Е-204
25.1.		Уровень	LIA 4010		% шкалы	10 – 90	1,5	И индикатор
26.		Емкость Е-205
26.1.		Уровень воды	LIA 4002		% шкалы	10 – 15	1,5	И индикатор
27.		Воздухоподогреватели ВП-201/1,2
27.1.		Температура воздуха после ВП-201/1,2	TIA 1123,1124		оС	120 – 180	1,0	К калибровка
27.2.		Температура воды после ВП-201/1,2	TIA 1125,1126		оС	50 – 150	1,0	К калибровка

1.5 Техническая характеристика основного технологического оборудования