Вода из бл 1 пар сероводород в дымовую трубу 3 страница

11.3. Спецификация предохранительных клапанов

Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата)	Расчетное давление защищае- мого аппарата МПа (кг/см²)	Опера- тивное техноло- гич. давл. в аппарате МПа (кг/см²)	Установ. давление контрольн. клапана МПа (кг/см²)	Установ. давление рабочего клапана МПа (кг/см²)	Направле- ние сброса контрольного и рабочего клапана

Трубопровод нагнетания сырьевых насосов	6,4 (64)	6,1 (61)	-	6,35 (63,5)	В емкость Е-211
Трубопр. Нагнетания компрессора циркуляционного газа ЦК-301	6,4 (64)	6,1 (61)	-	6,4 (64)	В атмосферу
Трубопр. Топливного газа со щита сброса	4,0 (40)	2,0 (20)	-	2,5 (25)	На факел через Е-211
Верх стабилизационной колоны К-301	1,1 (11)	0,8 (8,0)	-	1,05 (10,5)
Трубопровод насыщенного раствора МЭА в С-304	1,1 (11)	0,7 (7,0)	-	1,05 (10,5)	В емкость Е-301
Трубопровод раствора от Н-306,Н-307 в К-302	6,4 (64)	5,1 (51)	-	6,35 (63,5)	В емкость Е-301
Трубопровод газа из С-304 в К-307	0,45 (4,5)	0,06 (0,6)	-	0,4 (4,0)	На факел через Е-211
Трубопровод газа из С-302	1,1 (11)	0,7 (7,0)	-	1,05 (10,5)	На факел через Е-211
Трубопровод раствора МЭА от Н-308, Н-309 в К-303	1,1 (11)	0,6 (6,0)	-	1,05 (10,5)	В емкость Е-301
Верх колонны К-309	1,75 (17,5)	0,5 (5,0)	-	0,85 (8,5)	На факел через Е-211
Емкость Е-301	0,45 (4,5)	0,05 (0,5)	-	0,4 (4,0)	В атмосферу
Емкость Е-302	0,4 (4,0)	0,05 (0,5)	-	0,4 (4,0)	В атмосферу
Трубопровод откачки раствора МЭА	0,45 (4,5)	0,05 (0,5)	-	0,4 (4,0)	В емкость Е-301
Трубопровод раствора ингибитора коррозии от Н-313, Н-314	6,4 (64)	1,0 (10)	-	6,9 (69)	В трубопровод на прием Н-313, Н-314
Трубопровод воды из Х-302	1,0 (10)	0,3 (3,0)	-	1,0 (10)	В атмосферу

Сепаратор низкого давления С-301А	2,2 (22)	1,3 (13)	-	1,43 (14,3)	На факел через Е-211
Сепаратор С-316	0,8 (8,0)	0,5 (5,0)	-	0,75 (7,5)	На факел через Е-211
ЭД-107	1,8 (18)	0,6 (6,0)	-	1,13 (11,3)	В К-101

11.4. ПЕРЕЧЕНЬ

отсеченных клапанов и электрозадвижек С-300-1

Индекс по схеме	Исполнение	Dу трубы	Dу клапана	Давление до клапана	Давление после кл.	Расход мах.	Т⁰, среды	Среда	Матер.	Место установ.
U-300	-"-							ДТ	ст.20	л.д/т от Т-107 в Т-316
U-301	-"-							ДТ	-"-	л.д/т от Т-316 в Т-107
U-302	-"-			2,5	0,8			H₂S+H₂O	-"-	из С-302 в К-304
U-303	но			5,5	0,5			УВГ	-"-	сброс из С-316 на факел
U-304	нз			5,5	атм			H₂S+H₂O	-"-	из С-316 в К-304
О-301					0,5			мазут	-"-	мазут прямой в П-303
О-302					0,5			мазут	-"-	мазут обратный от П-303
О-303	нз				0,5			УВГ	-"-	топл.газ в П-303
О-308	-"-				0,5			мазут	-"-	мазут прямой в П-301
О-308а	-"-				0,5			мазут	-"-	мазут обратный в П-301
Z-301	-"-							ДТ	-"-	от Н-301-Н-303а
Z-303	-"-							МЭА	-"-	от Н-306,307 в К-302
Z-307	-"-			2,5	0,5			УВГ	-"-	топл.газ в П-301
L-302E	-"-			38-40				МЭА	-"-	от С-303 в С-304
L-303E	нз							МЭА	-"-	от К-302 в С-304
L-313E	-"-							ДТ	-"-	от С-301 в С301А
L-367E	-"-				атм			H₂S+H₂O	-"-	от С-301 в К304
з-302	-"-				0,5			ВСГ	-"-	сброс из К-302 в Е-211
з-326	-"-							бензин	-"-	от Н-316,317 на С-200
з-327	-"-				7,5			нест. гол.	-"-	от Н-318,319 на С-400
з-328	-"-			5,5	4,5			УВГ	-"-	сброс из С-316 в т. сеть
з-330	-"-			2,5				УВГ	-"-	из С-302 в К-303
з-1-301	-"-				атм			пар	-"-	пар на паровые завесы печей

СЕКЦИЯ 300-2

ГИДРОДЕПАРАФИНИЗАЦИЯ КЕРОСИНА

1. Общая характеристика производственного объекта.

1.1. Назначение процесса.

Секция 300-2 – гидродепарафинизация керосина.

Предназначена для гидродепарафинизации и гидроочистки керосиновой фракции 140-230 ⁰С или фракции 180 -300 ⁰С.

Назначение процесса – получение компонента реактивных топлив или компонента дизельного топлива (во время прекращения выработки реактивного топлива) удовлетворяющих требованиям нормативной документации.

Год ввода секции – 1985.

1.2. Назначение технологических проектов.

В состав секции входят следующие блоки:

1.2.1. Реакторный блок, где происходит депарафинизация и очистка фр. 140-230 ⁰С или фр. 180 -300 ⁰С в среде водорода.

1.2.2. Стабилизация гидродепарафинизированной фракции 140-230 ⁰С или фракции 180 -300 ⁰С.

1.2.3. Моноэтаноламиновая очистка водородсодержащего и углеводородного газов.

1.3. Количество технологических линий и их назначение

1.3.1. Схема гидродепарафинизации однопоточная, сепарация двухступенчатая.

1.3.2. Стабилизация осуществляется при давлении до 2,3 кгс/см² с вводом тепла горячей струей, нагреваемой газопродуктовой смесью в кипятильнике.

1.3.3. Очистка от сероводорода циркуляционного водородсодержащего газа, углеводородного газа сепаратора низкого давления и углеводородного газа стабилизации производится раствором МЭА. Очистка углеводородного газа сепаратора низкого давления осуществляется в секции 300-1

1.3.4. Стабилизация бензина-отгона осуществляется в секции 300-1.

1.3.5.Насыщенный раствор МЭА направляется в сепаратор С-304 секции 300-1, а затем поступает на централизованный блок регенерации МЭА.

1.3.6. Предусмотрено эжектирование реакционной системы, при подготовке секции к проведению регенерации, что сокращает время подготовительных операций.

1.3.7. Сероводородная вода из сепаратора C-310 бензина направляется в стоки ЭЛОУ секции 100.

1.3.9. Отдуваемый ВСГ направляется в коллектор сухого газа – в топливную сеть, на факел или в секцию 300-1 в качестве свежего ВСГ.

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов,

катализаторов, полупродуктов, вырабатываемой продукции.

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полупродуктов, вырабатываемой продукции	Номер ГОСТ или отрасл. стандарта, ТУ, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СПТ, ТУ	Область применения вырабатываемой продукции

Сырье-фракция 140-230 ⁰С прямогонная	ГОСТ 3900 ГОСТ 5066	1. Плотность при 20⁰С, кг/см³ 2. Темп-ра кристаллизации 3. Фракционный состав, ⁰С: а) при выпуске ТС-1 - начало перегонки - 10% при температуре - 50% при температуре - 90% при температуре - 98% при температура б) при выпуске РТ - начало перегонки - 10% при температуре - 50% при температуре - 90% при температуре - 98% при температуре	770-775 не менее 775 не норм н.в. 150 н.в. 165 н.в. 195 н.в. 230 н.в. 250 135-155 н.в. 175 н.в. 225 н.в. 270 н.в. 280	ТС-1 РТ
Свежий водородсодержащий газ	Межцеховые нормы	1. Содержание водорода	не ниже 65% об.	Сырьё для секции гидродепарафини-зации


Раствор моноэтаноламина регенерированный		1.Конц. МЭА в растворе, % мас., 2.Содержание H₂S, г/л, не более 3.Сод тиосульфата, г/л, н. более	5-15	Очистка газов от сероводорода
Инертный газ	Межцеховые нормы	Содержание % об., не более - кислорода - окиси углерода - горючих - двуокиси углерода Влажность по точке росы	0,5 0,1 0,5 не нормируется -//-	Продувка аппаратов и испытание на плотность оборудования и трубопроводов
Катализатор С-20-7	SÜD CHEМIE	I. Хим. состав (номинальный), %, - закиси никеля (NiO) - трёхокиси молибдена (МоО₃) - окиси натрия Na₂O - оксида алюминия (Al₂O₃) II. Физические св-ва (типовые) 1. Форма частиц 2. Размер частиц, мм, 3. Насыпная плотность, кг/м³, - неплотная загрузка - плотная загрузка 4. Площадь поверхности, м³/г, 5. Объём пор, л/кг, Потери на истирание, % масс.,	5,2+/-0,5 23,0+/-1,0 < 0,5 остаток эструдаты 1,3 0,43 < 5	Для гидроочистки


Катализатор HYDEX - G	SÜD CHEМIE	1. Потери при прокаливании, %, 2.Форма частиц 2. Размер частиц, мм, 3. Насыпная плотность, кг/м³, 4. Прочность на сжатие, кПа/мм,	< 5,0 Эструдаты 2,5 > 1,5	Для депарафинизации
Активные поддерживающие шары для применения в гидропроцессах	SÜD CHEМIE	I. Хим. состав (номинальный), %, - закиси никеля (NiO) - трёхокиси молибдена (МоО₃) - оксида алюминия (Al₂O₃) II. Физические св-ва (типовые) 1. Форма частиц 2. Размер частиц, мм, 3. Насыпная плотность, кг/л, 4. Площадь поверхности, м²/г, 5. Объём пор, л/кг, 6. Потери на истирание, % масс., Боковая мех. прочность, кг	2,0+/-0,5 5,5+/-0,5 остаток ↑ сферическая 4,2-8,5 0,83+/-0,05 >300 0,44 ± 0,05 < 5 > 10


Фракция 140-230⁰С депарафинизированная, базовый компонент топлива ТС-1 смесьевого	1. Плотность при 20⁰С, г/см³, 2. Фракционный состав, ⁰С: - начала перегонки,, не выше - 10% при температуре, не выше - 50% при температуре, не выше - 90% при температуре, не выше - 98% при температуре, не выше 3. Вязкость кинематическая при 20⁰ С, сст, не менее 4. Т-ра вспышки в закрытом тигле, ⁰С, не ниже 5. Общая сера, % масс., не более 6. Меркаптановая сера, %, 7. Температура начала крис-таллизации, ⁰С, не выше;	0,775 1,25 0,25 0,005 минус 53
	8. Испытание на медной пластинке при 100 ⁰С в течение 3 ч 9. Содержание сероводорода 10.Содержание механических примесей и воды 11.Кислотность, мг КОН/100 мл топлива, не более 12.Содержание водорастворимых кислот и щелочей	выдерживает отсутствие отсутствие 0,7 отсутствие


Фракция 140-230⁰С депарафинизированная, базовый компонент топлива РТ		1. Плотность при 20⁰С, г/см³, 2. Фракционный состав, ⁰С: - начала перегонки не выше не ниже - 10% при температуре, не выше - 50% при температуре, не выше - 90% при температуре, не выше - 98% при температуре, не выше 3. Вязкость кинематическая при температуре 20 ⁰С, сст, не менее 4. Т-ра вспышки в закрытом тигле, ⁰С, не ниже 5. Общая сера, %, не более: в т.ч. меркаптановой, 6. Т-ра начала кристаллизации, ⁰С, не выше 7. Испыт. на медной пластинке при 100⁰С в течение 3 часов 8. Содержание сероводорода 9. Содерж. мех. примесей	0,775 1,25 0,10 0,001 минус 50 выдерживает отсутствие отсутствие


		10. Кислотность, мг КОН/100 мл топлива, не более 11. Термическая стабильность в статических условиях при 150 ⁰С в течение 5 ч: А) концентрация осадка, мг/100 мл топлива, не более Б) концентрация раствор-х смол, мг/100мл топлива, не более 12. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	0,7 6,0 30,0 отсутствие


Фракция 180-300⁰С депарафинизированная, компонент дизельного топлива	1.Плотность при 20⁰С, г/см³, не более 2.Фракционный состав, ⁰С: - начала перегонки - 10% при температуре - 50% при температуре - 90% при температуре - 96% при температуре не выше 3. Вязкость кинематическая при 20⁰ С, сст, 4. Т-ра помутненеия, ⁰С, не выше	0,800 Не норм Не норм Не норм Не норм 1,8-5,0 -25
Бензин – отгон	Фракционный состав: Температура конца кипения, ⁰С, не выше		Направляется в секцию 300-1 на стабилизацию
Газ углеводородный	1. Содержание сероводорода, мг/нм³ или % масс., не более	0,13	Используется в качестве топлив-ного газа в сек-ции 200
Отдуваемый водород-содержащий газ	Содержание сероводорода, % об., не более	0,1	Направляется в топливную сеть

2.5. Пожароопасные и токсичные свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов при производстве продукции.

Данный раздел изложен в разделе 7.1.1. настоящего регламента.

3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

3.1. Описание технологического процесса

Гидродепарафинизация керосина предназначена для переработки фракции 140-230 ⁰С или фракции 180-300 ⁰С.

Схема процесса гидродепарафинизации керосина включает следующие блоки:

- реакторный, где происходит депарафинизация и очистка фракции 140-230 ⁰С или фракции 180-300 ⁰С в среде водорода;

- стабилизации нестабильной гидродепарафинизированной фракции 140-230 ⁰С или фракции 180-300 ⁰С;

- моноэтаноламиновой очистки от сероводорода циркуляционного водородсодержащего газа, углеводородного газа сепаратора низкого давления и газа стабилизации.

3.2. Химизм процессов гидродепарафинизации и гидроочистки

Данный раздел изложен в разделе 3.2. данного технологического регламента в части относящейся к секции 300/1.

3.3. Описание технологической схемы.

3.3.1. Цикл реакции

Сырье – прямогонная керосиновая фракция 140-230 ⁰С из секции 100 (ЭЛОУ-АТ) поступает в резервуары промежуточного парка поз. 230/1,2, откуда под гидростатическим давлением подается на прием подпорного насоса Н-330 (Н-330А) с последующей подачей на прием сырьевого насоса Н-320 (Н-321). Схемой предусмотрена работа по жесткой связи, когда сырьё из секции 100 поступает на приём сырьевого насоса Н-320 (Н-321). Давление на приеме сырьевых насосов Н-320, Н-321 контролируется прибором поз. Р-387.

Предусмотрена подача части прямогонного керосина из секции 100 на смешение c гидродепарафинизированной керосиновой фракцией на выходе из секции 300/2. Расход прямогонной керосиновой фракции на смешение поддерживается регулятором поз. F-373, клапан регулятора расположен на линии прямогонного керосина в парк 230/1,2.

Сырье от насоса Н-320 (321) подается в тройник на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом, поступающим от поршневого компрессора ПК-301 (ПК-302). Расход сырья поддерживается регулятором поз. F-350, клапан которого расположен на линии от Н-320 (Н-321), температура контролируется прибором поз. Т-336-1. Расход водородсодержащего газа в тройник смешения поддерживается регулятором расхода поз. F-353, клапан которого установлен на выкидной линии компрессора ПК-301 (ПК-302), температура ВСГ контролируется термопарой поз.

Т-366В, концентрация водорода в ЦВСГ контролируется прибором поз. Q-352.

Давление на нагнетании ПК-301 (ПК-302) регулируется прибором поз. Р-351, клапан которого расположен на линии перепуска водородсодержащего газа с выкида на прием компрессоров через водяной холодильник Х-311.

Газосырьевая смесь поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-307 – Т-310, где нагревается горячим потоком газопродуктовой смеси. Температура потока газосырьевой смеси контролируется термопарами: поз. Т-366Г – на входе в

Т-307, поз. Т-366Р – на линии из Т-308 в Т-309. Температура газосырьевой смеси на входе в печь П-302 контролируется термопарой поз. Т-355.

Далее газосырьевая смесь нагревается в трубчатой печи П-302 до температуры реакции гидродепарафинизации. Температура потока, выходящего из печи, регулируется прибором поз. Т-359. Клапан регулятор температуры поз. Т-359 установлен на линии подачи газообразного и жидкого топлива к печи П-302.

Схемой предусмотрена подача в линию перед печью технического воздуха высокого давления из секции 200 при проведении регенерации катализатора в реакторе Р-302. Расход воздуха поддерживается прибором поз. F-210-1, регулирующий клапан которого расположен на линии подачи воздуха из секции 200.

Нагретая газосыреьевая смесь поступает в реактор Р-302. В реакторе на катализаторах происходят гидродепарафинизация углеводородов нормального строения и гидрирование непредельных соединений с образованием УВГ и легких бензиновых фракций.

Перепад давления по реактору контролируется прибором поз. Р-361. Давление на входе в реактор контролируется прибором поз. Р-358.

Температура газопродуктовой смеси на выходе из реактора контролируется термопарой поз. Т-365-1.

Газопродуктовая смесь после реактора Р-302 поступает в трубное пространство теплообменника Т-314 – подогревателя куба колонны стабилизации, где отдает свое тепло циркулирующему через межтрубное пространство потоку нижнего продукта К-305. Температура газопродуктового потока на выходе из Т-314 контролируется термопарой поз. Т-366К. Далее поток газопродуктовой смеси проходит трехходовой клапан и направляется в трубное пространство теплообменников Т-310 – Т-307, где отдает свое тепло газосырьевому потоку. Температура газопродуктового потока контролируется приборами поз. Т-366С – на линии из Т-309 в Т-308 и поз. Т-366Ж – после Т-307. Дальнейшее охлаждение газопродуктовой смеси происходит в воздушном холодильнике Х-307 и в водяном холодильнике Х-308, Х-308а, после чего поступает в сепаратор С-308, температура потока на входе в сепаратор замеряется прибором поз. Т-351.

В сепараторе С-308 происходит разделение нестабильного гидродепарафинизата и циркуляционного газа. Давление в сепараторе С-308 контролируется прибором поз. Р-357. Уровень гидродепарафинизата в сепараторе поддерживается регулятором уровня поз. L-351, клапан которого установлен на линии перетока гидродепарафинизата в сепаратор низкого давления С-309. Предусмотрена блокировка по уровню поз. L-351E. Давление в С-308 контролируется прибором поз. Р-357

Отделенный от жидкости циркуляционный газ из сепаратора С-308 поступает в абсорбер К-306 на очистку от сероводорода 15-%-ным водным раствором МЭА, подаваемым на верх абсорбера насосом Н-306 (Н-307) из секции 300-1. Расход раствора МЭА поддерживается регулятором расхода поз. F-356, клапан которого расположен на линии подачи МЭА в К-306. Давление в абсорбере К-306 регулируется прибором поз. Р-360 посредством клапана КИП и А, установленного на линии сброса избытка ВСГ в топливную сеть или на факел на щите сдува. Перепад давления по колонне контролируется прибором поз. Р-362.

Насыщенный раствор МЭА из К-306 по линии 316 сбрасывается в сепаратор С-304 секции 300/1. Уровень в К-306 поддерживается регулятором поз. L-354 посредством клапана КИП и А, расположенного на линии из К-306 в С-304.

Допускается работа секции с отключением из схемы колонны К-306 при содержании сероводорода в ВСГ не более 0,1%.

Температура очищенного циркуляционного газа контролируется термопарой поз. Т-366 Е.

Очищенный циркуляционный газ через сепаратор С-311 поступает на прием компрессора ПК-301 (ПК-302). Для сохранения концентрации водорода часть очищенного циркуляционного газа отдувается со щита сдува С- 300/2 в топливную сеть или на факел, расход ВСГ контролируется прибором поз. F-380. Предусмотрена схема подачи ВСГ с нагнетания компрессора ПК-301 (ПК-302) на приём компрессора

ЦК-301, в секцию 300/1. Количество откачиваемого газа контролируется прибором поз. F-370.

Для компенсации израсходованного водорода и поддержания необходимого парциального давления водорода в циркуляционном газе предусмотрена подача свежего газа с высоким содержанием водорода в линию перед сепаратором С-311. Свежий водородсодержащий газ подается по линии 213 от компрессора ПК-303 (ПК-304). Количество поступающего газа регулируется прибором поз. F-352-2. Газ на прием компрессора ПК-303 (ПК-304) поступает из секции 200 через сепаратор С-210. Предусмотрена подача сухого газа секции 400 для разбавления циркуляционного газа.

В сепараторе С–311 от циркуляционного газа отделяется раствор МЭА, который сбрасывается по линии 316 в сепаратор С-304 секции 300-1. Уровень раствора МЭА в С-311 поддерживается регулятором поз. L-353-1 посредством клапана одноименной позиции, расположенного на линии из С-311 в С-304. Дополнительный контроль уровня в сепараторе С-311 осуществляется прибором поз. L-353-2.

Нестабильный гидродепарафинизат из сепаратора высокого давления С-308 поступает в сепаратор низкого давления С-309, где при давлении до 7кг/см² из него удаляется часть растворенных газов, которые направляются на очистку в колонну К-303 секции 300-1. Давление в С-309 поддерживается регулятором давления поз. Р-350, клапан которого расположен на линии УВГ из С-309 в К-303. Расход углеводородных газов из С-309 измеряется прибором поз. F-376.

Расход нестабильного гидродепарафинизата из сепаратора С-309 в К-305 поддерживается регулятором поз. F-354 с коррекцией по уровню в С-309 – прибором поз. L-350.

Далее гидродепарафинизат из сепаратора С-309 поступает в трубное пространство теплообменников Т-311,Т-312, где нагревается потоком выводимого стабильного гидродепарафинизата, и затем подается на 9-ю тарелку колонны стабилизации К-305. Температура гидродепарафинизата на входе в колонну контролируется прибором поз. Т-365-2.

Подвод тепла в колонну осуществляется с помощью кипятильника Т-314, в котором циркулирующий нижний продукт колонны нагревается за счет тепла газопродуктовой смеси. Температура «горячей струи» контролируется термопарой поз.

Т-366И. Температура низа колонны К-305 регулируется прибором поз. Т-350, воздействующим на трехходовой клапан, установленный на линии газопродуктовой смеси после Т-314, который перепускает часть газопродуктовой смеси помимо Т-314.

Температура верха К-305 поддерживается прибором поз. Т-366Л, оказывающим корректирующее воздействие на регулятор расхода острого орошения – поз. F-357, клапан которого расположен на линии от Н-324 (Н-325) в К-305.

Давление в колонне К-305 контролируется прибором поз. Р-359.

Стабильный гидродепарафинизат с низа колонны К-305 насосом Н-322 (Н-323) прокачивается через теплообменники Т-312, Т-311, где охлаждается, нагревая сырьё колонны, затем охлаждается в воздушном холодильнике Х-309 (температура стабильного гидродепарафинизата после Х-309 контролируется прибором поз. Т-352) и выводится с установки в товарные парки № 305, 308.