Элоу авт 6(3). на 25 листах хтп 240403 00. 000 От исполнитель студент гр. Бтп

метки: Газпром, Салават, Фракция, Нефтехим, Емкость, Колонна, Нефть, Поток

Подборка по базе: , Мой отчет 5 курс.doc , Отчет по практике электрика.docx , отчет о практике Д.docx , БЖ отчет 2 лаба.docx , дневник по практике стандартизация.docx , Краткий отчёт о лекции.docx , 1 ОТЧЕТ ТИТУЛЬНЫЙ.doc , Танатаров.Ш.М отчёт по практике.docx , Пример отчета.docx

---

Нефтеперерабатывающий завод ОАО «Газпром нефтехим Салават» – это основное звено в производственной цепочке компании.

Ежегодно предприятие способно перерабатывать до 10 миллионов тонн углеводородного сырья. В перечень основных технологических процессов НПЗ ОАО «Газпром нефтехим Салават» входят: первичная переработка нефти и стабильного газового конденсата , каталитический крекинг, каталитическое риформирование, гидроочистка дизельного топлива, производство ароматических углеводородов, производство, мазута и битума, и другие.

Предприятие выпускает автомобильные бензины, топливо для дизельных двигателей, топочный мазут , соответсвующие современным и перспективным требованиям технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», а также толуол, битум нефтяной, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке.

В соответствии с жесткими требованиями к автомобильным топливам по содержанию серы, бензола, ароматических и олефиновых углеводородов, ОАО «Газпром нефтехим Салават» наращивает темпы по модернизации производств, направленные на улучшение качества бензина и дизельного топлива, самостоятельно отслеживая все колебания конъюнктуры рынка нефтепродуктов и руководствуясь новым техническим регламентом.

На заводе перерабатывается сырая нефть и стабильный газовый конденсат. Обессоленная и обезвоженная в цехе № 13 нефть и стабильный газовый конденсат направляются на установки первичной переработки АВТ-1,3,4 и ЭЛОУ-АВТ-4, где под действием температуры и давления происходит их разделение на прямогонный бензин , керосино-газойлевую фракцию, вакуумный газойль, полугудрон, рефлюкс и газ.

Прямогонный бензин частично направляется как сырье на ЭП-300 завода Мономер, частично на установку ГО-4, где проходит процесс очистки от сернистых соединений и разделение на более узкие бензиновые фракции:

• пропан-бутановая фракция (направляется на установку АГФУ для стабилизации, затем направляется как сырье на ЭП-300)
• пентан-изопентановая фракция (направляется на ЗАО «Каучук», может являться компонентом товарного бензина)
• фракция НК-62 ºС (может направляться на ЭП-300 как сырье, может являться компонентом товарного бензина)
• фракция 62-85 ºС (является сырьем установки 35/6 (платформинг)
• фракция 85-180 ºС является сырьем установки 35/11-1000 (риформинг).
  46 стр., 22685 слов

  Экономиста пример введения. Отчёт по производственной практике ...

  ... руководством. Отчет по практике: виды, особенности, структура Выделяют учебную (ознакомительную), производственную и преддипломную практики. Учебная практика, Производственная (технологическая) практика, Преддипломная практика Организационные ... с установленными ГОСТами. Цель производственной практики - получение первоначальных профессиональных навыков будущего экономиста. Проводится эта часть ...

Поступившая с ГО-4 фракция 62-85 на установке 35/6 проходит процесс каталитического риформинга с последующей экстракцией полученных ароматических углеводородов водным раствором триэтиленгликоля и вторичной ректификацей извлеченной ароматики. При этом получаются бензол-толуольная фракция, которая направляется в цех № 46 завода «Мономер», рафинат, который может являться как сырьем ЭП-300, так и компонентом товарного бензина, водород-содержащий газ, направляемый на установки гидроочистки.

Фракция 85-180 с ГО-4 на установке 35/11-1000 проходит предварительную гидроочистку, стабилизацию, каталитический риформинг. Получаемый на ней стабильный катализат является основным компонентом товарных автобензинов.

Керосино-газойлевая фракция с АВТ 1,3,4 и ЭЛОУ-АВТ-4 проходит очистку от сернистых соединений и стабилизацию на установках ГО-2,3, Л-16. Затем направляется в резервуары ТСЦ как компонент товарного дизельного топлива.

Вакуумный газойль направляется на установки каталитического крекинга (КК), излишки отгружаются как товар. На установках КК в слое шарикового движущегося катализатора происходит расщепление вакуумного газойля на более легкие углеводороды с выработкой компонента бензина, легкого каталитического газойля, тяжелого каталитического газойля, жирного газа.

Компонент бензина вместе с жирным газом направляются на стабилизацию на установку ГФУ-1 далее бензин направляется в ТСЦ как компонент товарного бензина, газ направляется на стабилизацию на установку АГФУ и затем на ЭП-300. Легкий каталитический газойль после гидроочистки на ГО-2,3 направляется в ТСЦ как компонент товарного дизельного топлива. Тяжелый каталитический газойль сбрасывается в мазут. Полугудрон с АВТ и ЭЛОУ-АВТ-4 направляется напрямую в резервуары ТСЦ для приготовления мазута топочного или сырья для производства битумов.

Во всех вторичных процессах выделяется сухой газ (отводится в топливную сеть объединения для поддержания высокотемпературных режимов), кроме того на гидроочистках выделяется сероводород, который направляется на производство элементарной серы.

3 Общее назначение, блок схема установки и ее описание

3.1 Общее назначение установки

На установке ЭЛОУ-АВТ-6 нефтеперерабатывающего завода ОАО «Газпром нефтехим Салават» осуществляется процесс подготовки (обессоливания и обезвоживания) сырой Западно-Сибирской нефти и первичной переработки подготовленной нефти по топливной схеме с целью получения: бензина прямогонного, фракции керосина, фракции дизельного топлива, газойля вакуумного, газойля вакуумного тяжелого, полугудрона. В качестве побочных продуктов на установке получаются углеводородный газ, кислый газ, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

Установка состоит из блоков ЭЛОУ, отбензинивания нефти, атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, физической стабилизации бензина, отпарки кислой воды.

Сырьем для установки ЭЛОУ-АВТ-6 является сырая нефть Западно-Сибирского месторождения, расчетная мощность по сырью составляет

Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки ...

... установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д. Блок атмосферной перегонки нефти высокопроизводительной, наиболее распространенной в нашей стране установки ЭЛОУ ... Блок вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ – АВТ – 6 Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого ...

6 000 000 тонн/год, гарантийная мощность –724,7 тонн/час. Диапазон устойчивой работы установки составляет 60-110 % от номинальной производительности.

Установка введена в эксплуатацию в 2012 г., число рабочих дней в году — 345. Количество технологических линий — одна.

Ввод установки ЭЛОУ-АВТ-6 позволил увеличить мощности первичной переработки нефти , повысить четкость разделения целевых фракций, а также позволит вывести из эксплуатации морально и физически устаревшие производства АВТ-1, АВТ-4, ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-5.

3.2 Химизм процесса

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию — систему из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель нефть в воде — гидрофильная и вода в нефти — гидрофобная эмульсия.

Та жидкость, которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой.

Смолистые нефти, содержащие сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Образованию стойкой эмульсии способствует понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют в системе вещества, называемые эмульгаторами. На промысловой практике чаще всего встречаются гидрофобные эмульсии, которые образуются за счет хорошо растворимых в нефтепродуктах эмульгаторов: щелочноземельных солей органических кислот, смол, мелкодисперсных частиц сажи, глины, окислов металлов, различных примесей, легче смачиваемых нефтью, чем водой.

Вода, содержащаяся в нефти, отличается сравнительно высоким содержанием минеральных солей , которые вызывают коррозию аппаратуры и трубопроводов, образуя отложения в трубопроводах и теплообменниках.

Основным источником коррозии нефтяной аппаратуры является хлористый магний, который в присутствии воды подвергается гидролизу на 90 % с образованием соляной кислоты. Причем гидролиз его происходит как при высоких, так и при низких температурах по уравнению:

MgCl ₂ +H ₂ O Mg(OHCl)+HCl

Наибольшей коррозии подвергаются конденсаторы, холодильники, печные трубы, верхние части ректификационных колонн.

При переработке сернистых нефтей выделяющийся сероводород еще более усиливает коррозию. В присутствии влаги сероводород реагирует с металлом аппаратуры и образует сернистое железо :

Fe+H ₂ SFeS+H ₂

Сернистое железо не растворяется в воде и поэтому образование на внутренней поверхности аппаратуры пленки из сернистого железа может предохранить металл от дальнейшей коррозии. При наличии же соляной кислоты сернистое железо вступает с ней в реакцию с образованием хлористого железа и сероводорода:

FeS+ 2HClFeCl

Хлористое железо легче растворяется в воде, а выделяющийся сероводород вновь вступает во взаимодействие с металлом и т.д., поэтому комбинированное действие двух коррозирующих агентов (сероводорода и соляной кислоты) значительно увеличивает коррозию аппаратуры.

В связи с вредным влиянием воды и минеральных солей, содержащихся в нефти, сырая нефть подвергается обессоливанию и обезвоживанию электрическим способом с применением деэмульгаторов. Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется в блоке ЭЛОУ, который основан на применении методов химической, электрической, температурной обработки нефтяных эмульсий.

Методы обессоливания нефти и нефтяного

... обессоливания нефти особенно актуальна в Татарстане, так как добываемая здесь нефть отличается высоким содержанием солей. 1. Причины появления солей в нефти и нефтяного сырья. 1.1. Минерализация пластовых вод ... выделения асфальтенов и экстракционного разделения нефтей на фракции, применяя растворители с различной полярностью. ... от 800-2200мг/л имели простой за счет остановок на промывку сырья до 20 ...

Содержание солей в нефти, после блока ЭЛОУ, должно быть не более 3мг/л, содержание воды не более 0,1 %.

Сущность процесса электрообессоливания и электрообезвоживания нефти заключается в смешении нефти с промывной водой и деэмульгатором с последующим отделением солесодержащей воды в электродегидраторах, где под действием переменного электрического поля высокого напряжения в сочетании с деэмульгатором и повышенной температурой образовавшаяся эмульсия разрушается. При этом в результате отстоя из нефти удаляется вода вместе с растворенными в ней хлористыми солями.

3.3 Нагрев нефти до ЭЛОУ

Сырая нефть из резервуаров цеха № 13 поступает на прием сырьевых насосов Н-100А/В/С. С выкида насосов Н-100А/В/С нефть двумя параллельными потоками прокачивается:

• 1-й поток – через теплообменники Т-110, Т-111А/В/С, Т-112, где нагревается за счет регенерации тепла фракции 180-300 ^о С, фракции 340-360 ^о С (вакуумной дизельной фракции) и I ЦО (циркуляционного орошения) вакуумной колонны К-300, I ЦО атмосферной колонны К-201;

17

17

19

15

15

15

16

10

17

13

к ВСА

K-8

K-7

K-6

K-5

K-4

К-3в

К-3б

K-3а

K-2

K-1

П-3

1

2

3

4

5

6

7

8

17

17

14

С-1

Э-1

Т-1

ВКХ-1

П-1

П-2

18

Е-1

9

Э-1-электродегидраторы; П-1,П-2,П-3-трубчатые печи; К-1-отбензинивающая колонна; К-2-основная отбензинивающая колонна; К-3-отпарные колонны; К-4-стабилизационная колонна; К-5,К-6,К-7-колонны вторичной перегонки бензина; К-8-вакуумная колонна; Е-1-емкости орошения; Т-1-теплообменники, ВКХ-1-воздушные конденсаторы-холодильники, С-1-газосепараторы.

Линии: 1 – нефть, 2 – сухой газ, 3 – сжиженный газ, 4 – фракция н.к.-62 ⁰ С, 5 – фракция 62-105⁰ С, 6 – фракция 105-140⁰ С, 7 – фракция 140-180⁰ С, 8 – фракция 180-220⁰ С, 9 – фракция 220-280⁰ С, 10 – фракция 280-350⁰ С, 11 – фракция 280-350⁰ С в атмосферную колонну, 12 – фракция 350-500⁰ С, 13 – гудрон, 14 – отбензиненная нефть, 15 – горячая струя, 16 — мазут, 17 – водяной пар, 18 – смесь бензиновых фракций, 19 – стабильный бензин.

Принципы промышленной первичной переработки нефти

... и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти: к перв ... в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных ...

Рисунок 8 Принципиальная схема установки ЭЛОУ–АВТ–6 с блоком вторичной перегонки бензина.

• 2-й поток – через теплообменники Т-113, Т-114, Т-115А/В, Т-116, где нагревается за счет тепла фракции 360-450 °С, фракции 450-560 °С, полугудрона вакуумной колонны К-300 и фракции 300-340 °С.

Для разрушения эмульсий в сырую нефть перед сырьевыми теплообменниками подается деэмульгатор.

Для нейтрализации кислотности нефти в сырьевую линию на прием насосов Н-100А/В/С подается 1-2 % раствор щелочи. рН сточной воды поддерживается в пределах 5÷9.

Для защиты пластинчатых теплообменников от попадания твердых частиц на всасе сырьевых насосов Н-100А/В/С предусмотрены фильтры.

3.4 Электрообессоливание и электрообезвоживание сырой нефти

После теплообменников два потока нефти объединяются в один для

выравнивания температуры и давления и затем нефть поступает в параллельно работающие электродегидраторы I ступени ЭД-150А/В.

Вода на промывку нефти на 1-ю ступень подается в поток нефти насосами Н-151А/В/С/D из электродегидраторов 2-й ступени ЭД-151 А/В.

Предусмотрена возможность подачи на 1-ю ступень в ЭД-150А/В насосом Н-150А/В из емкости Е-151 свежей промывной воды, подогреваемой в холодильнике Х-150 за счет тепла воды, выводимой из электродегидраторов 1-й ступени.

Смешение нефти с промывной водой происходит с помощью смесителей (смесительных клапанов, статических смесителей СМ-150А/В фирмы «Зульцер»), установленных перед электродегидраторами ЭД-150А/В.

Электродегидратор представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, снабженную системой электродов, электрически соединенных с фазами трансформатора (комплектуется с электродегидратором).

Нефть с промывной водой после смесителей вводится в электродегидраторы через маточник, создающий равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх.

В электродегидраторах первой ступени под воздействием электрического поля высокого напряжения в присутствии раствора деэмульгатора и щелочи происходит деэмульгирование и отделение воды от нефти, в результате чего отмывается основная масса солей (80÷85 %) за счет подачи в нефть воды перед электродегидраторами.

Сточная вода из электродегидраторов 1-й ступени охлаждается в холодильнике Х-150 за счет нагрева поступающей в блок электродегидраторов свежей промывной воды и поступает в емкость-отстойник Е-150, где происходит отстаивание воды от нефти.

Нефть с верхней части емкости-отстойника Е-150 направляется на прием сырьевого насоса Н-100 А/B/C.

После прохождения I ступени ЭЛОУ частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов ЭД-150А/В двумя параллельными потоками направляется на II ступень ЭЛОУ в электродегидраторы ЭД-151 А/В.

В электродегидраторах ЭД-151 А/В происходит отмывка нефти от остатка солей до 3 мг/л за счет подачи свежей промывной воды из емкости Е-151.

Основные понятия и законы фильтрации нефти, газа, воды

... д. Теоретической основой разработки нефтегазоводоносных пластов является нефтегазовая подземная гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых и (или) трещиноватых горных породах. Движение флюидов в ... диаметром 100--200 мм, отстоящие друг от друга на сотни метров. Теорию фильтрации нефти и газа в природных пластах характеризуют следующие особенности. 1. Невозможность изучать ...

Подготовленная для дальнейшей переработки нефть с содержанием солей не более 3,0 мг/дм ³ и 0,1 % об. воды из электродегидраторов II-й ступени ЭЛОУ объединяется в один поток и направляется в блок теплообмена.

С целью дополнительной защиты конденсационно-холодильного оборудования от коррозии в поток обессоленной и обезвоженной нефти, направляемой в блок теплообмена вводится 1-2 % раствор щелочи.

3.5 Нагрев нефти после ЭЛОУ

Обессоленная и обезвоженная нефть после ЭЛОУ двумя параллельными потоками направляется в теплообменники по схеме:

• 1-й поток – через теплообменники Т-200, Т-201, Т-202, Т-203, Т-204А/В, Т-205, где нагревается за счет тепла фракции 180-300 °С и II ЦО атмосферной колонны К-201, фракции 450-560 °С и III ЦО и полугудрона вакуумной колонны К-300 (мазут при работе без вакуумного блока);
• 2-й поток – через теплообменники Т-206, Т-207, Т-208, Т-209А/В, Т-210, Т-211, где нагревается за счет тепла фракции 300-340 °С и III ЦО атмосферной колонны К-201;
• фракции 360-450 °С и II ЦО фракции 450-560 °С и III ЦО и полугудрона вакуумной колонны К-300 (мазут при работе без вакуумного блока).

3.6 Отбензинивание нефти

Потоки обессоленной нефти после блока теплообмена объединяются для усреднения температуры и направляются в отбензинивающую колонну К-200.

Отбензинивающая колонна К-200 снабжена 16-ю тарелками клапанного типа и предназначена для отгона легких фракций углеводородов и бензина из нефти и одновременной её осушки (за счет образования гетероазеотропа) перед подачей в атмосферную колонну.

Пары легких углеводородов , бензиновых фракций, примесей воды, выводимые с верха колонны К-200, двумя параллельными потоками поступают в пластинчатые конденсаторы Х-200А/В, где конденсируются пары бензиновой фракции и воды.

Поток углеводородов с примесями воды поступает в емкость Е-200, где происходит сепарация углеводородного газа и разделение кислой воды и бензина.

Углеводородный газ из емкости Е-200 выводится из установки.

Нестабильный бензин из рефлюксной емкости Е-200 подается насосами Н-201 А/В на 1-ю верхнюю тарелку колонны К-200 в качестве острого орошения, балансовое количество смешивается с бензином колонны К-201 и направляется в блок стабилизации.

Отстоявшаяся вода из рефлюксной емкости Е-200 по уровню раздела фаз самотеком выводится в емкость кислых стоков.

Отбензиненная нефть из куба колонны К-200 насосом Н-200А/В подается в пластинчатый теплообменник Т-214, где нагревается за счет тепла полугудрона вакуумной колоны.

Отбензиненная нефть шестью параллельными потоками (двумя потоками в каждую секцию печи) поступает в печь П-400, где последовательно нагревается в конвективной и радиантной камерах до температуры не более 380 °С и направляется в атмосферную колонну К-201.

3.7 Атмосферная перегонка нефти

Атмосферная колонна К-201 предназначена для перегонки отбензиненной нефти с целью выделения узких целевых фракций:

• бензиновой фракции – фр. НК-120 °С;
• бензиновой фракции – фр. 120-180 °С;
• компонента керосиновой фракции – фр. 180-300 °С;
• компонента дизельной фракции – фр. 300-340 °С;
• мазут — фр. > 340 °С.

Колонна К-201 снабжена 50-ю тарелками клапанного типа.

Изомеризация бензиновых фракций

... легкие прямогонные фракции, продукцией - изокомпонент, который направляется на смешение с катализатами риформинга и каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов. Нижеприводится характеристика сырья и продуктов установки изомеризации ... каталитической изомеризации легкой бензиновой фракции и ... изомеризации бутана, установка изомеризации пентан-гексановой фракции может включать колонну ...

Отбензиненная нефть с температурой до 380 ^о С из П-400 поступает двумя потоками в испаритель атмосферной колонны К-201, где углеводородный газ, пары бензина и фракций нефтепродуктов отделяются от жидкого продукта.

Для съема тепла и конденсации целевых фракций по высоте колонны

К-201 предусматриваются три промежуточных циркуляционных орошения.

I циркуляционное орошение (ЦО) забирается с 14-й тарелки колонны К-201 и насосами Н-208А/В прокачивается 2 параллельными потоками через пластинчатые теплообменники Т-111 С, Т-112, где охлаждается за счет потока нефти, поступающей на установку. Далее объединенный поток направляется в холодильник Х-203, где дополнительно охлаждается и подается на 13-ю тарелку колонны К-201. Расход потока I ЦО – 192-370 м ³ /час.

II циркуляционное орошение (ЦО) с 24-й тарелки колонны К-201 насосами Н-209А/В прокачивается через пластинчатый теплообменник Т-203, где охлаждается за счет потока обессоленной нефти. Далее поток направляется в холодильник Х-204, где дополнительно охлаждается, и подается на 23-ю тарелку колонны К-201. Расход потока II ЦО –157-303 м ³ /час.

III ЦО с 32-й тарелки колонны К-201 насосами Н-210А/В направляется в качестве теплоносителя в ребойлеры Т-213 А/В колонны стабилизации К-206, далее часть ЦО направляется в теплообменники Т-209А/В, где происходит ее охлаждение за счет потока обессоленной нефти. Другая часть ЦО проходит по байпасу Т-209А/В, соединяется с охлажденным ЦО из Т-209А/В и возвращается на 31-ю тарелку колонны К-201. Расход потока III ЦО –140-270 м ³ /час.

В нижнюю секцию колонны К-201 для отпарки легких компонентов из кубового продукта подается перегретый водяной пар среднего давления (0,9÷1,1 МПа) с температурой 390-410 С. Норма расхода пара на тонну сырья – 10,3 кг/т.

Пары углеводородных газов, бензиновых фракций, водяного пара, выводимые с верха колонны К-201, направляются в пластинчатые конденсаторы Х-201А/В/С, где конденсируются пары бензиновой фракции и воды.

Объединенный поток углеводородов после охлаждения поступает в емкость Е-201, где происходит сепарация жирного газа и разделение кислой воды и бензина.

Отстоявшаяся вода из емкости Е-201 выводится в емкость кислых стоков.

Нестабильный бензин из рефлюксной емкости Е-201 насосом Н-203А/В подается на 1-ю тарелку колонны К-201 в качестве острого орошения, балансовое количество соединяется с бензином колонны К-200 и направляется в блок стабилизации. Расход острого орошения – 155-220 м ³ /час.

Из колонны К-201 осуществляется вывод трех фракций 120-180 °С,

180-300 °С, 300-340 °С в виде боковых потоков через стриппинги К-202, К-203, К-204 соответственно.

Фракция 120-180 ^о С отбирается с 12-й тарелки колонны К-201 и поступает на 1-ю тарелку стриппинга К-202.

Для отпарки легких фракций в нижнюю часть стриппинга К-202 подается перегретый водяной пар среднего давления (0,9÷1,1 МПа) с температурой

Гидроочистка нефтяных фракций

... кольца. На скорость гидроочистки нефтяных фракций существенно влияет химическая природа и физические свойства сырья, тип катализатора, ... колонны 11, охлаждается последовательно в теплообменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50°С выводится с установки. На установке ... высокого давления; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары -- ...

390-410С. Норма расхода пара на тонну сырья – 10,2 кг/т.

Пары, выводимые из стриппинга К-202, возвращаются под 10-ю тарелку атмосферной колонны К-201.

Фракция 120-180 ^о С из куба стриппинга К-202 насосом Н-204А/В после соединения с потоком стабильного бензина из К-206 откачивается через холодильник Х-250 из установки.

Фракция 180-300 °С выводится с 22-й тарелки колонны К-201 и поступает на 1-ю тарелку стриппинга К-203.

В стриппинг К-203 подается перегретый водяной пар. Норма расхода пара на тонну сырья – 5,1 кг/т.

Пары, выводимые из стриппинга К-203, возвращаются под 19-ю тарелку атмосферной колонны К-201.

Фракция 180-300 °С из куба стриппинга К-203 насосом Н-205А/В прокачивается последовательно через теплообменники Т-200, Т-110, где охлаждается за счет потока сырой и обессоленной нефти, далее через холодильник Х-251 выводится из установки.

Фракция 300-340 ^о С с 30-й тарелки колонны К-201 поступает на 1-ю тарелку стриппинга К-204.

В стриппинг К-204 подается перегретый водяной пар. Норма расхода пара на тонну сырья – 7,1 кг/т.

Пары, выводимые из стриппинга К-204, возвращаются под 27-ю тарелку атмосферной колонны К-201.

Фракция 300-340 °С из куба стриппинга К-204 насосом Н-206А/В прокачивается последовательно через теплообменники Т-211, Т-116, где охлаждается за счет потока сырой и обессоленной нефти, далее через холодильник Х-252 выводится из установки.

Мазут из куба колонны К-201 насосом Н-202А/В восемью параллельными потоками поступает в змеевики двух секций печи П-401, где последовательно нагревается в конвективной и радиантной камерах до температуры не более 410 °С и далее поступает в вакуумную колонну К-300.

3.8 Вакуумная колонна

Вакуумная колонна К-300 предназначена для разделения атмосферного остатка (мазута) на:

• вакуумную дизельную фракцию (фракция 340-360 °С);
• легкий вакуумный газойль (фракция 360-450 °С);
• тяжелый вакуумный газойль (фракция 450-560 °С);
• гудрон (остаток вакуумной колонны — фр. > 560 °С).

Для создания необходимого вакуума в колонне используется пароэжекторная вакуумсоздающая система.

Для съема тепла и конденсации узких целевых фракций по высоте колонны К-300 предусмотрены три промежуточных циркуляционных орошения.

I циркуляционное орошение (ЦО) колонны К-300 и фракция 340-360 °С (вакуумная дизельная фракция) насосом Н-300А/В прокачивается через пластинчатые теплообменники Т-111 А/В/С, затем проходит через холодильник Х-254, где охлаждается и подается на первую насадку колонны К-300. Расход потока I ЦО – не менее 127 м ³ /час.

Балансовое количество фракции 340-360 °С вакуумной дизельной фракции охлаждается в холодильнике Х-256 до температуры не более 45 ^о С и выводится с установки.

II — ЦО колонны К-300 и фракция 360-450 °С насосом Н-301А/В прокачивается через пластинчатые теплообменники Т-210 и Т-208, где охлаждается и подается на третью насадку колонны К-300.

Балансовое количество фракции 360-450 °С прокачивается через теплообменник Т-113, охлаждается в холодильнике Х-257 до температуры не более 70 ^о С и выводится с установки.

III — циркуляционное орошение и фракция 450-560 °С из вакуумной колонны К-300 насосом Н-302А/В откачивается через пластинчатые теплообменники Т-205, Т-202 где охлаждается, после чего III ЦО возвращаются в колонну К-300, а фракция 450-560 °С охлаждается в теплообменниках Т-206, Т-114, затем охлаждается в холодильнике Х-258 и с температурой не более 70 °С выводится с установки. Расход потока III ЦО – не менее 76,6 м ³ /час.

Газофракционирующая установка

... разделение в К-3, и фракцию С5 и выше, поступающую в К-5. Верхний продукт колонны К-3 -- пропановая фракция выводится с установки. Нижний продукт колонны К-3 -- смесь бутана и ... и подается на сжатие компрессором ЦК-1,2. Сжатый газ охлаждается и конденсируется в конденсаторах-холодильниках. Головки стабилизации установок AT и АВТ очищаются от сероводорода раствором этаноламина ...

Предусмотрена подача внутренней флегмы (III ЦО и фракция 450-560 ^о С) в низ колонны К-300. Внутренняя флегма подается на насадку над эвапорационным пространством над вводом сырья и предназначена для создания «моющего слоя» для исключения попадания коксовых частиц в вакуумный газойль и сокращения в нем содержания металлов, в частности ванадия и никеля.

В колонне К-300 предусмотрен вывод затемненного продукта с низа колонны, который возвращается насосом Н-306А/В на верхнюю тарелку отпарной секции колонны К-300. Выводом затемненного продукта поддерживается уровень жидкости на нижней тарелке концентрационной части вакуумной колонны. Расход затемненного продукта в К-300 – не менее 17,7 м ³ /час.

Для наиболее полного извлечения легких нефтепродуктов в нижнюю часть колонны К-300 подается перегретый водяной пар среднего давления.

Из куба колонны К-300 гудрон насосом Н-303А/В прокачивается через пластинчатые теплообменники нагрева нефти Т-214, Т-204А/В, Т-201, где охлаждается до температуры не более 220 ^о С

Для поддержания температуры в кубе колонны не выше 369 °С и для предотвращения дальнейшей реакции крекинга и коксообразования гудрон в виде квенчинга после теплообменника Т-201 возвращается в колонну К-300.

Гудрон после Т-201 охлаждается в теплообменниках Т-207, Т-115А/В, затем в холодильнике Х-259 и с температурой не более 110 °С выводится с установки.

Головной погон с верха вакуумной колонны К-300 с температурой

70-105 С поступает в вакуумсоздающую систему. Часть газов и паров с верха колонны К-300 направляются в барометрическую емкость Е-300.

3.9 Вакуумсоздающая система

Для создания вакуума в колонне К-300 используются вакуум-эжекторы Э300А/В/С/D, Э-301А/В/С, Э-302А/В/С. Рабочим агентом в этих эжекторах является водяной пар среднего давления.

Из шлемового трубопровода колонны К-300 углеводородные газы, пары нефтепродуктов и водяной пар поступают в вакуум-эжекторы первой ступени Э-300А/В/С/D.

Из эжекторов смесь углеводородных газов, паров и водяного пара поступает в холодильники-конденсаторы Х-300А/В, где охлаждается до температуры не более 40С и частично конденсируется.

Конденсат из Х-300А/В стекает в барометрическую емкость Е-300, а несконденсировавшиеся пары и газы поступают в вакуум-эжекторы второй ступени Э-301А/В/С.

Далее смесь углеводородных газов и водяного пара поступает в холодильник-конденсатор паров Х–301, где охлаждается до температуры не более 45 С и частично конденсируется.

Конденсат из Х-301 самотеком поступает в барометрическую емкость

Е-300, а несконденсировавшиеся пары и газы направляются в вакуум-эжекторы третьей ступени Э-302А/В/С.

Из эжекторов смесь углеводородных газов и водяного пара поступает в холодильник-конденсатор Х-302, где охлаждается до температуры не более 45 С и частично конденсируется.

Конденсат и несконденсированные газы из Х-302 поступают в барометрическую емкость Е-300, где происходит разделение на водную фазу и фазу легких углеводородов.

Отстоявшаяся кислая вода из барометрической емкости Е-300 по уровню раздела фаз насосом Н-304А/В выводится в емкость кислых стоков.

Несконденсированные пары из барометрической емкости Е-300 через гидрозатвор и сепаратор газов разложения направляются на сжигание в печь П-401.

3.10 Стабилизация бензина

Колонна стабилизации К-206 предназначена для стабилизации бензина.

В колоне К-206 стабилизации подвергается лёгкая бензиновая фракция

НК-120 °С – это смесь верхнего погона отбензинивающей колонны К-200 и верхнего погона атмосферной колонны К-201.

Сырье – лёгкая бензиновая фракция (НК-120 °С) поступает из блока атмосферной перегонки нефти и подогревается в теплообменнике обратных потоков Т-212 кубовым продуктом К-206, а затем направляется в стабилизатор бензина К-206.

Колонна К-206 снабжена 41-й тарелкой клапанного типа.

Пары углеводородов с примесями паров воды с верха колонны К-206 направляются в пластинчатые конденсаторы Х-202А/В, где конденсируется основная часть углеводородов и воды. Часть паров с верха К-206 направляется в емкость Е-202, минуя конденсаторы Х-202А/В.

Объединенный поток углеводородов с примесями воды поступает в емкость Е-202, где происходит сепарация углеводородного газа и разделение кислой воды и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Углеводородный газ с верха Е-202 направляется на смешение с углеводородным газом из Е-200 и далее выводится с установки.

Часть сконденсированного продукта (ШФЛУ) из емкости Е-202 насосами Н-211А/В подается на орошение верха колонны К-206 в качестве флегмы.

Отстоявшаяся вода из емкости Е-202 по уровню раздела фаз самотеком выводится в емкость кислых стоков.

Отделённая от лёгких углеводородов стабильная фракция 35-120 °С из куба К-206 насосом Н-212А/В направляется в теплообменник обратных потоков Т-212, после чего стабильная фракция 35-120 °С направляется на смешение с фракцией 120-180 °С.

Стабильная бензиновая фракция 35-180 °С направляется в холодильник Х-250, где охлаждается до температуры не более 35 ^о С, а затем выводится с установки.

Возможен вариант работы установки ЭЛОУ-АВТ-6 без блока стабилизации. При этом лёгкая бензиновая фракция (НК-120 °С) из блока атмосферной перегонки нефти направляется на охлаждение в холодильник Х-250, минуя теплообменник Т-212 по перемычке, а затем выводится с установки.

На выходе с установки производится контроль фракционного состава, плотности и цветности стабильного бензина (фракции 35-180 ^о С).