3. Описание технологической схемы производства

Исходное сырье, фракция 180 °С - 360 °С (140 °С - 240 ^оС), по схеме прямого питания с установок первичной переработки нефти поступает в емкости Е-1А, (Е-2 А), которые работают под избыточным давлением 50-300 кПа.

Предусмотрено также поступление в емкости Е-1А (Е-2А) компонентов дизельного топлива с вакуумных блоков установок АВТ-6, АВТ-2, ВТ-1, дизельного топлива, бензина с установки «Висбрекинг-Термокрекинг», гидроочищенного дизельного топлива с установок Л-24/7, Л-24/9х2РТ, а также дизельного топлива с содержанием серы до 0,2 % в сырьевую емкость Е-1А.

Из емкостей прямого питания Е-1А (Е-2А) сырье, по двум раздельным трубопроводам, поступает на прием центробежных насосов Н-101-1, Н-301-1 (Н-201-1).

С выкида насосов низкого давления Н-101-1, Н-301-1 (Н-201-1) под давлением до 600 кПа через фильтры Ф-101, Ф-102, Ф-103 (Ф-201, Ф-202, Ф-203) сырье поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-103Б/А (Т-203Б/А), в которых нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата, и насосами высокого давления Н-101-2, Н-301-2 (Н-201-2) под давлением до 6,0 МПа подается на щит смешения с циркулирующим водородосодержащим газом. Циркуляционный водородосодержащий газ на щит смешения блока № 1 подается турбокомпрессором ТК-101 или поршневым компрессором ПК-2 установки Л-24/7. На щит смешения блока № 2 циркуляционный водородосодержащий газ подается турбокомпрессором ТК-201 или поршневым компрессором ПК-2 установки Л-24/7.

При уменьшении подачи сырья на каждый поток ниже 48 м³/ч закрываются электроприводные задвижки на трубопроводах подачи сырья на щит смешения, останавливаются насосы Н-101-1, Н-301-1 (Н-201-1), после падения давления на приеме до 0,15 МПа останавливаются насосы Н-101-2, Н-301-2 (Н-201-2), прекращается подача топлива к форсункам печей П-101 (П-201).

При падении расхода циркуляционного газа ниже 8000 Нм³/ч отключаются насосы Н-101-1, Н‑301-1 (Н-201-1), после падения давления на приеме до 0,15 МПа останавливаются насосы Н-101-2, Н-301-2 (Н-201-2) закрываются электроприводные задвижки на трубопроводах подачи сырья на щит смешения, прекращается подача топлива к форсункам печей П-101 (П-201). Газосырьевая смесь при давлении 2,5-4,5 МПа со щитов смешения поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-102, Т-101 (Т-202, Т-201), в которых нагревается за счет тепла газопродуктовой смеси, выходящей из реакторов Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202). После теплообменников Т-102, Т-101 (Т-202, Т-201) газосырьевая смесь подвергается дополнительному нагреву до температуры реакции 300 °С – 420 °С (280 °С – 360 °С) в трубчатой печи П-101 (П-201).

Из печи П-101 (П-201) газосырьевая смесь поступает в два последовательно работающих реактора Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202), в которых проходит сверху вниз через слой катализатора. Снизу реакторов с температурой 300 °С – 420 ^оС (280 °С – 360 °С) газопродуктовая смесь направляется в трубное пространство теплообменников Т-101, Т‑102 (Т-201,Т-202), где нагревает газосырьевую смесь.

Из теплообменников Т-101, Т-102 (Т-201, Т-202) газопродуктовая смесь поступает в "горячий" сепаратор высокого давления С-101 (С-201). Паровая фаза из "горячего" сепаратора С-101 (С-201) охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения Х-101/1-8 (Х-201/1-8) до температуры до 50 °С и поступает в "холодный" сепаратор С-101 А (С-201 А), а жидкая фаза (нестабильный гидрогенизат), пройдя через теплообменники стабилизации Т-103, Т-104 (Т-203, Т-204), поступает в колонну стабилизации К-101 (К-201) на 7-ю и 10-ю тарелки.

Нагрев нестабильного гидрогенизата в Т-103, Т-104 (Т-203, Т-204) производится за счет тепла стабильного гидрогенизата, выходящего из нижней части колонны К-101 (К‑201).

Газовая фаза, представляющая собой водородосодержащий газ, насыщенный сероводородом, из "холодного" сепаратора С-101А (С-201А) направляется в абсорбер К‑102 (К-202) отделения очистки газов для абсорбции сероводорода.

Жидкая фаза из "холодного" сепаратора высокого давления С-101А (С-201А) направляется в трубопровод гидрогенизата из "горячего" сепаратора высокого давления С-101 (С-201) в Т-103 (Т-203).

Блок стабилизации гидрогенизата

Пары бензина, воды, углеводородный газ выходят с верха колонны К-101 (К-201), конденсируются и охлаждаются в воздушном конденсаторе-холодильнике ХК-101/1-2 (ХК‑201/1-2), затем в водяном доохладителе ДК-101 (ДК-201) доохлаждаются до 50 °С и поступают в сепаратор С-105 (С-205).

Углеводородный газ из сепаратора С-105 (С-205) направляется на очистку от сероводорода водным раствором моноэтаноламина в абсорбер К-104.

Бензин-отгон из сепаратора С-105 (С-205) забирается насосами Н-104, Н-304а, (Н‑204, Н-304б) и подается на орошение в колонну К-101 (К-201). Балансовый избыток бензина с двух блоков направляется на установку ГиМГК или в резервуары установок первичной переработки нефти.

клапан установлен на нагнетательном трубопроводе насосов Н-104, Н-304а (Н-204, Н-304б).

Часть стабильного гидрогенизата с низа колонны К-101 (К-201) с температурой до 310 °С (до 240 °С) забирается насосами Н-103-1, Н-303а-1 (Н-203-1, Н-303б-1) и в виде рециркулята возвращается через трубчатую печь П-102 (П-202) в стабилизационную колонну для поддержания температуры низа колонны.

Балансовое количество стабильного гидрогенизата забирается насосом Н-102, Н‑303а-1 (Н-202, Н-303б-1) и пройдя последовательно теплообменники Т-104/103, Т‑103 А/Б, (Т-204/203, Т-203 А, Т-203 Б), воздушный холодильник Х-102/1-5 (Х-202/1-5), с температурой 30 °С - 60 °С выводится с установки.

Предусмотрена также возможность вывода гидроочищенного топлива с блока №1 в сырьевую емкость Е-1 установки Л-24/7 и Е-26 установки Л-24/9х2РТ.

Схемой предусмотрена возможность возврата топлива гидроочищенного в емкости прямого питания Е-1А (Е-2А) а также в резервуары №№ 310, 311 (цеха № 8) с целью наладки широкой циркуляции при выводе установки на режим, при временном отсутствии сырья или выпуске некондиционного продукта.

Блок очистки газов и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина

Из "холодного" сепаратора высокого давления С-101А (С-201А) насыщенный сероводородом циркуляционный водородосодержащий газ с температурой до 50 °С проходит через абсорбер К-102 (К-202) снизу вверх. Противотоком ему, сверху вниз, подается (10 – 15) %-й водный раствор моноэтаноламина, который поглощает сероводород.

Очищенный циркуляционный газ из абсорбера К-102 (К-202) поступает в каплеуловитель С-103 (С-203), и, далее через фильтр Ф-106 (Ф-206), поступает на прием компрессора ТК-101 (ТК-201).

Жидкие углеводороды по мере накопления в сепараторе С-103 (С-203) дренируются в сепаратор С-113 и далее в заглубленную емкость Е-103.

При работе компрессора ПК-2 установки Л-24/7 циркуляционный газ непосредственно поступает на прием вышеуказанного компрессора, минуя фильтры Ф‑106 (Ф-206).

С нагнетания компрессора ТК-101 (ТК-201) (ПК-2 установки Л-24/7) циркуляционный газ давлением до 5,49 МПа с температурой до 80 ^оС подается на смешение с сырьем.

Из сепаратора С-105 (С-205) углеводородный газ, насыщенный сероводородом, под давлением 30 - 140 кПа с температурой 30 °С - 60 °С направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-104, куда противотоком, сверху вниз, подается (10-15) %-й водный раствор моноэтаноламина.

Углеводородный газ, очищенный от сероводорода, из абсорбера К-104 поступает в каплеуловитель С-109, где отделяются жидкие углеводороды, которые затем дренируются в заглубленную дренажную емкость Е-103.

Из каплеуловителя С-109 углеводородный газ подается на горелки печей в качестве газообразного топлива на печи П-101, П-102 (П-201, П-202) смешиваясь предварительно с газообразным топливом, поступающим на установку из заводского коллектора топливного газа после его нагрева в паровом подогревателе Т-110.

Водный раствор моноэтаноламина, насыщенный сероводородом, из абсорберов К‑102, К-202 самотеком, из К-104 насосом Н-107 (Н-307), поступает в сепаратор С-113, где выделяются поглощенные углеводороды. Водный раствор моноэтаноламина проходит через теплообменник Т-105, в котором нагревается за счет тепла регенерированного раствора моноэтаноламина и поступает в десорбер К-105, в котором при температуре низа десорбера 120 °С - 130 °С, верха 100 °С - 115 °С, давлении до 310 кПа происходит десорбция сероводорода и регенерация раствора моноэтаноламина.

Сероводород, пары воды сверху десорбера К-105 направляются в воздушный холодильник-конденсатор ХК-102, конденсируются, проходят водяной доохладитель ДК‑102, доохлаждаются до 50 ^оС и поступают в сепаратор С-107.

Сероводородная вода из нижней части сепаратора С-107 забирается насосом Н‑111, Н-311 и подается на орошение колонны К-105.

Жидкие углеводороды, накапливающиеся в сепараторе С-107, периодически сбрасываются в заглубленную дренажную емкость Е-103. Туда же дренируется нефтепродукт, накапливающийся в сборнике С-113.

Регенерированный раствор МЭА с температурой до 130 ^оС из нижней части десорбера К-105 направляется в паровые подогреватели Т-106, Т-107, откуда часть раствора МЭА в парах направляется в отгонную часть десорбера К-105 в виде рециркулята.

Остальная часть раствора моноэтаноламина с температурой до 130 °С проходит последовательно теплообменник Т-105, воздушный холодильник-конденсатор ХК-102, водяной доохладитель ДК-102 и с температурой до 50 °С поступает в емкость моноэтаноламина Е-102.

Из емкости Е-102 водный раствор моноэтаноламина насосом Н-105, Н-305 подается на орошение абсорберов К-102, К-202, К-104.

Схемой предусмотрена подача раствора моноэтаноламина на установку «Висбрекинг-Термокрекинг» из трубопровода подачи раствора моноэтаноламина от Н‑105, Н-305 в К-104, насыщенный сероводородом раствор моноэтаноламина возвращается с установки «Висбрекинг-Термокрекинг» в сепаратор С-113.

Часть раствора МЭА из трубопровода подачи МЭА в К-104 прокачивается через фильтр Ф-107 и возвращается в емкость регенерированного раствора моноэтаноламина Е-102.