Усовершенствование технологии установки висбрекинга

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


1.3.2 Описание технологической схемы стабилизации бензина

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

Режим колонны К-103:

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

температура верха – не выше 90 оС

температура низа – 200-210 оС.

Предусмотрены два варианта подачи бензина в К-103:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


1.3.3 Описание технологической схемы очистки углеводородного газа висбрекинга

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

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

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

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

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

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

Режим работы колонны К-104:

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

температура – не выше 50 °С.

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

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

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

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

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

1.3.4. Описание теплотехнической схемы узла утилизации тепла

Подготовка питательной воды.

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

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

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

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

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

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

Отделитель воды (генератор пара) Е-204.

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


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

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


Парогенерирующий контур.

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

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

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

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

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

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

Водяной контур.

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

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

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

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

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


1.4. Основные параметры технологического процесса


Нормы технологического режима показаны в таблице 3. Таблица 3.

№ п/п Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора на схеме Единица измерения Допускаемые пределы технологичес-ких параметров Требуемый класс точности измеритель-ных приборов Сфера применения, характеристи-ка МО, шифр МО Примечание
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Сырьевой резервуар Р-101





1.1. Температура TI 130 оС 110 – 120 1,0 К калибровка
1.2. Уровень LIСA 406, LSA 404 %шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
2. Емкость Е-119





2.1. Температура TI 155 оС 300 – 320 1,0 К калибровка
2.2. Уровень LSA 407-1,2, LIСA 408 %шкалы 20 – 80 1,5 И индикатор
3. Печь П-104





3.1. Расход сырья по каждому из 2-х потоков FICA 320, FICA 321 т/час 50 – 80 1,5 И индикатор
3.2. Давление сырья на входе в печь по каждому из 2-х потоков

PIA 254, PISA 256

PIA 255, PISA 257

Кгс/см2 18 – 29 1,5 К калибровка
3.3. Расход разбавителя (тяжелого газойля) в поток сырья FIC 339
10 % на сырье 1,5 И индикатор
3.4. Температура на выходе каждого потока TСA 162, TIСA 163 оС 475 – 485 1,0 К калибровка
3.5. Давление топливного газа к пилотным горелкам PISA 264, PIA 263 Кгс/см2 0,2 – 0,6 1,5 К калибровка
3.6. Давление топливного газа к основным горелкам PISA 267, PIA 266 Кгс/см2 0,006 – 0,03 1,5 К калибровка
3.7. Давление жидкого топлива к форсункам печи PISA 269, PIA 268 Кгс/см2 1,5 – 5,8 1,5 К калибровка
3.8.

Расход турбулизатора (пар, легкий газойль висбрекинга) в 1-й и 2-ой потоки

-в конвекционной части змеевика

-в радиантной части змеевика (2 ввода)

FIC 380-1,2

FIC 381-1,2

FIC 382-1,2

FIC 383-1,2

FIC 384-1,2

FIC 385-1,2

л/час

50 – 100


100 - 200

1,5 И индикатор
3.9. Температура перегретого пара на выходе из печи TIA 1104 оС 350 – 400 1,0 К калибровка
3.10. Температура дымовых газов на перевале печи

TICA 168a, TICA 169a

TISA 168б, TISA 169б

оС

Не выше 800

1,0 К калибровка
4. Емкость топливного газа Е-109





4.1. Давление PI 251 Кгс/см2 Не выше 3,0 1,5 К калибровка
4.2. Уровень LISA 409 %шкалы 10 – 90 1,5 И индикатор
5. Ректификационная колонна К-101





5.1. Температура на входе в колонну TICA 164 оС 410 – 420 1,0 К калибровка
5.2. Температура верха TIC 170 оС Не выше 200 1,0 К калибровка
5.3. Температура низа TIC 174 оС Не выше 400 1,0 К калибровка
5.4. Давление PIA 278, PISA 279 Кгс/см2 4,5 – 4,8 1,5 ГБ госповерка
5.5. Уровень верхнего аккумулятора LISA 413, LICA 412 % шкалы 20 – 80 1,5 И индикатор
5.6. Уровень нижнего аккумулятора LISA 415, LICА 414 % шкалы 20 – 80 1,5 И индикатор
5.7. Уровень низа колонны LISA 416, LICА 417 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
6. Отпарная колонна К-102





6.1. Температура верха TI 175 оС Не более 200 1,0 К калибровка
6.2. Давление PI 281 Кгс/см2 4,5 – 4,8 1,5 ГБ госповерка
6.3. Уровень LICA 418, LISА 419 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
7. Емкость Е-101





7.1. Температура TI 186 оС Не выше 40 1,0 К калибровка
7.2. Давление PIC 291, PI 290 Кгс/см2 Не более 4,5 1,5 К калибровка
7.3. Уровень бензина LICA 421, LISA 423 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
7.4. Уровень воды LdICA 422 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
8. Колонна К-103





8.1. Температура верха TIC 199 оС Не выше 90 1,0 К калибровка
8.2. Давление PIA 298 Кгс/см2 9,0 – 9,5 1,5 ГБ госповерка
8.3. Температура низа TIA 1001 оС 200 – 210 1,0 К калибровка
8.5. Уровень в Т-110 LIСA 427 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
9. Емкость Е-102





9.1. Уровень LICA 424, LSA 425 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
10. Емкость Е-103





10.1. Температура TI 1005 оС Не выше 45 1,0 К калибровка
10.2. Давление PIC 2000 Кгс/см2 Не более 9,0 1,5 К калибровка
10.3. Уровень сжиженного газа LICA 428, LSA 430 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
10.4. Уровень воды LICA 429 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
11. Емкость Е-111





11.1. Температура TIA 1057 оС 20 – 75 1,0 К калибровка
11.2. Уровень LIA 462 % шкалы 20 – 90 1,5 И индикатор
12. Колонна К-104





12.1. Температура TI 1019 оС 40 – 50 1,0 К калибровка
12.2. Давление PIC 2008, PIС 2009 Кгс/см2 Не выше 3,0 1,5 ГБ госповерка
12.3. Уровень LICA 434, LSA 437 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
13. Емкость Е-105





13.1. Температура TI 1022, TI 1023 оС 40 – 50 1,0 К калибровка
13.2. Давление PI 2018 Кгс/см2 Не выше 3,0 1,5 К калибровка
13.3. Уровень насыщенного раствора МЭА LSA 442, LICА 441 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
13.4. Уровень углеводородов LIA 439 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
14. Емкость Е-104





14.1. Уровень LICА 446, LSA 447 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
15. Колонна К-105





15.1. Давление PI 2040 Кгс/см2 Не более 1,6 1,5 К калибровка
15.2. Температура верха TI 1039 оС Не выше 115 1,0 К калибровка
15.3. Температура низа TIC 1038 оС Не выше 125 1,0 К калибровка
16. Колонна К-106





16.1. Температура верха TI 1073 оС Не выше 120 1,0 К калибровка
16.2. Температура низа TIC 1075 оС Не выше 125 1,0 К калибровка
16.3. Давление
Кгс/см2 Не более 1,1 1,5 К калибровка
16.4. Уровень LICA 481 % шкалы 45 – 55 1,5 И индикатор
17. Дренажная емкость Е-111





17.1. Температура TIA 1057 оС 20 – 75 1,0 К калибровка
17.2. Уровень LISA 462 % шкалы 20 – 90 1,5 И индикатор
18. Емкость Е-114





18.1. Уровень углеводородов LISA 477 % шкалы 10 – 60 1,5 И индикатор
18.2. Уровень водяного конденсата LISA 479 % шкалы 10 – 75 1,5 И индикатор
19. Приготовление агидола - емкость Е-115/1,2





19.1. Уровень

LIA 464, LSA 468

LIA 465, LSA 469

% шкалы 10 – 80 1,5 И индикатор
20. Приготовление ИКБ-2-2 - емкость Е-116/1,2





20.1. Уровень

LIA 466, LSA 470

LIA 467, LSA 471

% шкалы 10 – 80 1,5 И индикатор
21. Емкость раствора МЭА Е-108/1





21.1. Температура TIA 1027 оС 30 – 75 1,0 К калибровка
21.2. Уровень LISA 449 % шкалы 20 – 90 1,5 И индикатор
22. Емкость Е-108/1,2





22.1. Температура TIA 1041 оС 30 – 75 1,0 К калибровка
22.2. уровень LISA 451 % шкалы 20 – 90 1,5 И индикатор
23.

Емкость химочищенной воды

Е-201







23.1. Уровень LIA 4000 % шкалы 20 – 90 1,5 И индикатор
24. Деаэратор Е-202





24.1. Давление PIA 2146 Кгс/см2 Не более 0,2 1,5 К калибровка
24.2. Уровень LIA 4003 % шкалы 65 – 95 1,5 И индикатор
25. Емкость Е-204





25.1. Уровень LIA 4010 % шкалы 10 – 90 1,5 И индикатор
26. Емкость Е-205





26.1. Уровень воды LIA 4002 % шкалы 10 – 15 1,5 И индикатор
27.

Воздухоподогреватели

ВП-201/1,2







27.1.

Температура воздуха после

ВП-201/1,2

TIA 1123,1124 оС 120 – 180 1,0 К калибровка
27.2.

Температура воды после

ВП-201/1,2

TIA 1125,1126 оС 50 – 150 1,0 К калибровка

1.5 Техническая характеристика основного технологического оборудования


Таблица 4.

№ п/п Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.) Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости) Количество, шт Материал Техническая характеристика
1 2 3 4 5 6
УЗЕЛ ВИСБРЕКИНГА ГУДРОНА
1 Основная ректификационная колонна К-101 1

09Г2С+

08Х13


Диаметр - 1800/2400 мм; Высота - 34635 мм; Объем -107 м3;

Давление расчетное - 0,82 МПа (8,2 кгс/см2); Температура расчетная - 420 оС; Контактные устройства: каскадные - 5 шт.; трапециевидно - клапанные тарелки - 30 шт.

2 Отпарная колонна К-102 1

09Г2С - 17

08Х13


Диаметр - 800 мм; Высота - 10035 мм; Объем - 4,6 м3;

Давление расчетное - 0,84 МПа (8,4 кгс/см2); Температура расчетная - 320 оС; Контактные устройства - перекрестноточные насадочные модули - 8 шт.

3


Стабилизатор бензина К-103 1

09Г2С - 17+

08Х13


Диаметр - 1200 мм; Высота - 30700 мм; Объем - 31,7 м3;

Давление расчетное - 1,26 МПа (12,6 кгс/см2); Температура расчетная - 250 оС; Контактные устройства - перекрестноточные насадочные модули - 40 шт.

4 Флегмовая емкость колонны К - 101 Е-101 1 16ГС - 12

Диаметр - 2000 мм; Длина - 5497 мм; Объем - 16,1 м3;

Давление расчетное 0,76 МПа (7,6 кгс/см2); Температура расчетная - 313 оС; Среда - бензин, техн. конденсат, у/в газ;

Подогреватель:

Давление расчетное - 1,0 МПа (10 кгс/см2); Температура расчетная 100 оС; Среда - теплофикационная вода.

5


Флегмовая емкость стабилизатора бензина Е-103 1 09Г2С - 12

Диаметр - 1200 мм; Длина - 4067 мм; Объем - 4 м3;

Давление расчетное - 1,26 МПа (12,6 кгс/см2); Температура расчетная - 100 оС; Среда - углеводородный газ, сжиженный газ, технологический конденсат;

Подогреватель:

Давление расчетное - 1,0 МПа (10 кгс/см2); Температура расчетная 150 оС; Среда - вода теплофикационная.

6 Емкость горячего гудрона Е-119 1

09Г2С - 12

16ГС - 12

Диаметр - 2400 мм; Высота - 14492 мм; Объем - 50 м3

Давление расчетное - 0,42 МПа (4,2 кгс/см2); Температура расчетная - 340 оС; Среда: гудрон, пары у/в С1 - С6.

7 Буферный резервуар гудрона Р-101 1 Ст. углер.

Диаметр - 7580 мм; Высота - 7450 мм; Объем - 300 м3

Внутреннее избыточное давление - от 200 до 230 мм вод. ст.

вакуум 25 мм вод. ст.; Температура хранения - 120 оС.

8 Печь висбрекинга П-104 1

Труба

Х9М, 15Х5М.

Полезная тепловая мощность:

для гудрона - 19,5 Гкал/ч; для водяного пара - 0,15 Гкал/ час.

Расчетное давление змеевика:

для гудрона - 4,0 МПа (40 кгс/см2);

для водяного пара - 1,6 МПа (16 кгс/см2).

Расчетная температура стенки труб:

для гудрона - 590 0С; для водяного пара - 465 0С.

Поверхность труб, м2 /число труб:

в камере конвекции - 499,2/64; в камере радиации - 698,2/84; для водяного пара - 1,0/2.

Размер труб змеевика, мм:

в радиантный камере - 127ґ10; в камере конвекции - 127ґ10;

в камере конвекции - 152ґ11

- для водяного пара - 89ґ6

Тип горелочных устройств - ГП-2,5 Д1; Топливо - газ/ мазут.

9 Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-101» Т-100,101

1

сдвоен.

Кожух

09Г2С

09Г2С - 12

Трубки

Сталь 20

1000ТПГ - 4,0 - М1 У И

25Г - 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01

Поверхность теплообмена - 537,8ґ2 м2.

Трубное пространство:

Давление расчетное - 3,5 МПа (35 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: остаток висбрекинга.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 3,72 МПа (37,2 кгс/см2); Температура расчетная - 200 0С; Среда: сырье - гудрон.


10 Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-104» Т-102,103

1

сдвоен.

Кожух

09Г2С

09Г2С - 12

Трубки

Сталь 20

1000ТПГ - 4,0 - М1 У И

25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01

Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: остаток висбрекинга.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 3,5 МПа (35 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: сырье - гудрон.

11 Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из Т-105» Т-104,105

1

сдвоен.

Кожух

09Г2С

09Г2С - 12

Трубки

Сталь 20

1000ТПГ - 4,0 - М1 У И

25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01

Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: остаток висбрекинга.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 3,0 МПа (30 кгс/см2); Температура расчетная - 300 0С; Среда: сырье - гудрон.


12


Теплообменник «сырье - гудрон - остаток висбрекинга из К-101» Т-106,107

1

сдвоен.

Кожух

09Г2С

09Г2С - 12

Трубки

Сталь 20

1000ТПГ - 4,0 - М1 У И

25Г 6 - К - 4 по ТУ 3612 - 023 - 00220302 - 01

Поверхность теплообмена – 537,8ґ2 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 2,3 МПа (23 кгс/см2); Температура расчетная - 400 0С; Среда: остаток висбрекинга.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 2,6 МПа (26 кгс/см2); Температура расчетная - 350 0С; Среда: сырье - гудрон.

13

Кипятильник стабилизатора бензина

К-103

Т-110 1

09Г2С - 14

09Г2С - 15

Трубки

Сталь 20

1000ИУ - 1,6 - 2,5 - М1 У И

20 6 - 2 по ТУ 3612 - 013 - 00220302 - 99

Поверхность теплообмена - 120 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 1,9 МПа (19 кгс/см2); Температура расчетная 300 0С; Среда: легкий газойль.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 1,4 МПа (14 кгс/см2); Температура расчетная - 250 0С; Среда: стабильный бензин.

14 Доохладитель паров колонны К-101 Х-101 1

Кожух

Ст3 сп5

Трубки

08Х18Н10Т

600КНГ-0,6 -1,6-М12-У-И

25Г - 6 - 4 по ТУ 3612 - 024 - 00220302 - 02

Поверхность теплообмена - 95,62 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 0,6 МПа (6 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: вода оборотная.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 1,6 МПа (16 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: углеводороды С1 - С4 ,бензин, технологический конденсат, Н2S.

15 Конденсатор паров колонны К-103 Х-103 1

Кожух

09Г2С - 12

09Г2С - 14

Трубки

08Х18Н10Т

600КНГ-0,6-1,6-М12-У- И

25Г - 6 - 6 по ТУ 3612 - 024 - 00220302 - 02

Поверхность теплообмена - 90,9 м2

Трубное пространство:

Давление расчетное - 0,6 МПа (6кгс/см2); Температура расчетная - 60 0С; Среда: вода оборотная.

Межтрубное пространство:

Давление расчетное - 1,6 МПа (16 кгс/см2); Температура расчетная - 100 0С; Среда: углеводороды С2 - С4, Н2 S.

16 Насос нефтяной центробежный для подачи сырья - гудрона Н-101/1,2 2 Сталь 25Л - 11

ТКА 32/ 125 - аС60 УТДХ 2 У2
Производительность - 15 - 40 м3/ч; Напор - 120-130 м ст. ж.;

Среда: сырье - гудрон.

Электродвигатель - ВА-200М-2

Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 37 кВт;

Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.

17

Насос нефтяной центробежный для откачки остатка висбрекинга

из К-101

Н-102/1,2 2 Хромистая сталь по стандар - ту API С6

HZZ - 102 - 321

Производительность - 134 м3/ч; Напор - 200 м ст. ж.;

Среда: остаток висбрекинга.

Электродвигатель - M3JP315SMB2

Исполнение - Eexde IIBT4; Мощность - 132 кВт;

Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.


18 Насос нефтяной центробежный для подачи острого орошения в К-101 и откачки бензиновой фракции Н-103/1,2 2 Сталь 25 Л - 11

ТКА 63/ 125 БС УСГ У2

Производительность - 40 м3/ч; Напор - 119 м ст. ж.;

Среда: нестабильный бензин.

Электродвигатель - ВА-180М 2

Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 30 кВт;

Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.

19 Насос нефтяной центробежный циркуляционного орошения К-101 Н-105/1,2 2 Сталь 25Л - 11

ТКА 210/ 80 - аС60 УТДХ 2 У2

Производительность - 164,5 м3/ч; Напор - 90 м ст. ж.;

Среда: легкий газойль.

Электродвигатель - В-255М-2

Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 55 кВт;

Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 380 в.

20 Насос нефтяной центробежный подачи тяжелого газойля висбрекинга в К-101 и в сырье Н-108/1,2 2 APIC6

GSG50 - 220/7

Производительность – 37 м3/ч; Напор - 470 м ст. ж.;

Среда: тяжелый газойль.

Электродвигатель - M3JP280SMA2

Исполнение - ЕExdIIBT4; Мощность - 75 кВт;

Число оборотов - 2975 об/мин; Напряжение - 380 в.

21 Шестиголовочный мембранный дозировочный насос для подачи турбулизатора в змеевики П-104 Н-122/ 1,2 2

Головки

1.4571 (А316Тi)

мембраны

РТFE

Мf6s - 80/51

Производительность каждой головки - 0-300 л/ч; Давление нагнетания - 4,0 МПа (40 кгс/см2); Среда: химочищенная вода.

Электродвигатель - LOHEP,

Исполнение - ЕExdеIIСT4;Мощность - 4 кВт; Число оборотов - 1420 об/мин; Напряжение - 380 в.

22 Насос подачи сырья - гудрона в печь П-104 Н-128/ 1,2 2 Хромистая сталь

GSG 80 - 260/ 6

Производительность - 129 м3/ч; Напор - 440 м ст. ж.;

Среда: сырье - гудрон

Электродвигатель - КД2375Х

Исполнение - IExdIIBT4; Мощность - 250 кВт;

Число оборотов - 2950 об/мин; Напряжение - 6000 в.

УЗЕЛ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛА
23 Деаэратор Е-202 1 16ГС - 12

ДА - 15 - деаэраторный бак.

Диаметр - 1200 мм; Длина - 4450 мм; Объем - 4