Описание технологического процесса сероочистки, абсорбции и компримирования жирного газа на примере установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Государственное бюджетное профессиональное

образовательное учреждение

«КРАЕВОЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ТЕХНИКУМ»

Курсовая работа

Тема: Описание технологического процесса сероочистки, абсорбции и компримирования жирного газа на примере установки ГФУ ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

Студент

Кайгородов М.М.

Руководитель

Сазонова Е.А.

г. Пермь 2019



Введение

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.

Установка ГФУ предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости. Поэтому целью курсовой работы является описание технологической схемы газофракционирующей установки.

Для выполнения курсовой работы были поставлены следующие задачи:

- изучить теоретические основы процесса

- изложить требования, предъявляемые к сырью и готовой продукции

- провести расчет материального, теплового баланса аппарата, рассчитать размеры основного аппарата

- изложить требования к охране окружающей среды.



1. Технологическая часть

1.1 Назначение и краткая характеристика процесса

Газофракционирующая установка предназначена для переработки углеводородных газов, головки стабилизации и рефлюксов, поступающих с технологических установок.

Сырьём ГФУ являются:

- жирный газ, получаемый на установках АВТ, КК-1, 21-10/ЗМ;

- головка стабилизации, получаемая на установках каталитического риформинга, блока гидроочистки установки изомеризации;

- рефлюкс стабилизации, получаемый на установках АВТ-4, АВТ-5, КК-1. тепловой колона горячий струя

На установке вырабатываются следующие основные продукты:

- бензин газовый;

газ жирный очищенный;

газ сероводородный;

смесь легких углеводородов;

газ сухой.

Установка состоит из блоков:

1. Блок сероочистки и компримирования жирного газа КК-1, АВТ;

2. Блок сероочистки и абсорбции жирного газа вторичных процессов;

3. Блок абсорбции жирного газа КК-1, АВТ;

4. Блок отбензинивания широкой углеводородной фракции (ШУФ);

5. Блок регенерации раствора моноэтаноламина (МЭА);

6. Блок щелочной очистки ШУФ;

7. Блок каплеотбойников;

8. Блок МЭА-очистки ШУФ.



1.2 Характеристика исходного сырья и готовой продукции

Сырьем блока являются газы, получаемые при первичной и вторичной переработке нефти. Основным сырьем является жирный газ, поступающий с каталитического крекинга. В таблице 1 приведены основные качественные характеристики сырья и готовой продукции.

Таблица 1. Характеристики сырья и готовой продукции

№ пп	Наименование сырья, реагентов	Номер ТУ, СТО ПР	Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по ТУ, СТО ПР	Область применения готовой продукции
Сырьё
1	Газ жирный	СТО ПР 1-2010 с изм. 1-3	Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более: АВТ-1,2, АВТ-4,5 блок АТ АВТ-4,5 блок стабилизации 21-10/ЗМ КК-1 Объемная доля сероводорода, % АВТ-4,5 блок стабилизации КК-1	15 15 5 10	получае-мый на АВТ, КК-1, 21-10/ЗМ и применя-емый в качестве сырья ГФУ
				с 01.04 до 01.09	с 01.09 до 01.04
				35	30
				не нормируется, определение обязательно
2	Головка стабилизации	СТО ПР 62-2007 с изм.1-2	- 35-8/300Б: 1. Массовая доля этана, %, не более 2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более - 35-6/300, 35-11/300, 35-11/600, блок ГО изомеризации: 1. Массовая доля этана, %, не более 2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более	8,0 не нормируется, определение обязательно 8,0 15	получаемая на 35-6/300, 35-8/300Б, 35-11/300, 35-11/600, блоке ГО изомериза-ции и применя-емая в качестве сырья ГФУ
3	Рефлюкс стабилизации	СТО ПР 2-2013	1. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более 2. Объемная доля сероводорода, %	15 не нормируется, определение обязательно	Получае-мый на АВТ-4,5, КК-1 и применя-емый в качестве компонен-та сырья ГФУ
Реагенты
4	Щёлочь	СТО ПР 65-2015	Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), % - марка А (шёлочь для защелачивания бензина, СЛУ (при остановке блока МЭА-очистки ШУФ), в пределах - марка В (отработанная щёлочь с ГФУ), не более - марка С (шёлочь, циркулирующая на блоке защелачивания бензина, СЛУ (при остановке блока МЭА-очистки ШУФ), в пределах	15,0-20,0 2,0 2,0-20,0	для защелачи-вания бензина, СЛУ
5	Раствор моно-этаноламина	СТО ПР 51-2010 с изм.1	1. Содержание сероводорода, моль Н2S/моль МЭА, не более 2. Массовая доля МЭА, %, в пределах	отработ. (насыщ.) р-р МЭА	регенери-рованный р-р МЭА	для удаления сероводо-рода и меркаптанов из жирного газа ГФУ
				0,3 13-15	0,1 13-15
6	Газ отбензи-ненный	СТО ПР 99-2014	1.Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 °С 101,325 кПа, не менее Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Объемная доля кислорода, % не более Содержание механических примесей в 1 м3,г, не более	31,8 (7600) 0,02 0,036 1,0 0,001	для уплотнения компрессо-ров и в качестве топлива для технологи-ческих нужд
7	Азот техничес-кий (марка А)	СТО ПР 20-2007 с изм.1-3	Объёмная доля азота, %, не менее 2. Объёмная доля кислорода, %, не более	99,5 0,5	для подачи в уплотнения компрессорных агрегатов в качестве буферного газа
8	Масло компрессорное Кп-8С с повышенной стабильностью	ТУ 38.1011296 -90 с изм. 1-7	1. Вязкость кинематическая при 40 °С, мм2/с: 2. Содержание механических примесей 3. Содержание воды	41,4-50,6 отсутствие отсутствие	для смазки компрессорных машин
Готовая продукция
9	Бензин газовый	СТО ПР 28-2013 с изм. 1-3	1.Фракционный состав: - температура начала кипения, °С, летнего вида, не ниже зимнего вида - объёмная доля испарившегося бензина при 70 °С, % - объёмная доля испарившегося бензина при 100 °С, % - температура конца кипения, °С 2 Испытание на медной пластинке - при направлении на 24-7 3. Массовая доля серы, мг/кг	24 не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно класс 1 не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно	компонент авто-мобильных бензинов, сырьё (бензин) для пиролиза, сырьё углеводо-родное для производ-ства этилена, сырьё 24-7
10	Газ жирный очищенный	СТО ПР 14-2014 с изм.1-2	1.Массовая доля углеводородов: С1, С2, С3, С4 2.Массовая доля углеводородов С5 и выше, %, не более 3.Объемная доля сероводорода, %, не более 4.Относительная плотность при 20 °С, кг/м3	не нормируется, определение обязательно 12,0 0,25 не нормируется, определение обязательно	в топливную сеть пред- приятия и на ГПП
11	Смесь лёгких углеводородов	СТО ПР 100-2014	1. Массовая доля компонентов, % - сумма углеводородов С1-С2, не более - пропан, не менее - сумма углеводородов С5-С6, не более - сумма непредельных углеводородов, не более 2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в т.ч. сероводорода, не более 3. Внешний вид 4. Содержание свободной воды и щёлочи	3 10 15 20 0,02 0,003 бесцветная, прозрачная жидкость отсутствие	на ГПП
12	Газ сероводо-родный	СТО ПР 59-2015	1. Объемная доля сероводорода, %, не менее 2. Объемная доля суммы углеводородов С1-С5, %, не более	не нормируется, определение обязательно 5	компонент сырья УПСК, УПЭС
13	Газ сухой	СТО ПР 60-2007 с изм.1-2	1. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %, не более 2. Массовая доля углеводородов, %: С1, С2, С3, С4 3. Объемная доля сероводорода, %,	5,0 не нормируется, определение обязательно не нормируется, определение обязательно	на ГРП в качестве компонен-та топливно-го газа
14	Вода кислая	СТО ПР 50-2015	1. Массовая концентрация нефтепродукта, мг/дм3, не более 2. Водородный показатель (рН), в пределах 3. Массовая концентрация железа, мг/дм3	200 7,0-10,0 не нормируется, определение обязательно	на блоки отпарки кислых стоков установок АВТ-5, РМЭАиОКС

1.3 Теоретические основы технологического процесса

На ГФУ происходит следующие технологические процессы:

- компримирование (сжатие) жирного газа с последующим охлаждением и конденсацией жидких углеводородов или их абсорбция;

- физическая абсорбция жидких углеводородов С5+ из жирного газа высококипящим абсорбентом - бензином;

- хемосорбция сероводорода из жирного газа, широкой углеводородной фракции водным раствором моноэтаноламина;

- десорбция сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина;

- ректификация для отделения бензина из широкой углеводородной фракции;

- химическая щелочная очистка ШУФ и бензина от сероводорода и меркаптановой серы.

В условиях эксплуатации газофракционирующих установок постоянно происходят процессы, связанные с переходом углеводородов из жидкого состояния в газообразное и наоборот. Условие перехода из одного состояния в другое для каждого углеводородного соединения зависит от его температуры кипения. Для веществ, состоящих из нескольких компонентов с различными температурами кипения, строго определенных границ изменения состояния не существует. Углеводороды с различными температурами кипения в зависимости от различных технологических параметров процесса (давления и температуры), могут находиться в газовом, газожидкостном или жидкостном состоянии. Температура и давление, при которых вся углеводородная фракция находится в жидком состоянии, зависят от температуры кипения самого низкокипящего углеводородного соединения.

Возможность перехода в жидкое состояние характеризуется критической температурой. При температуре ниже критической, газ может перейти в жидкое состояние. Если температура выше критической, то переход газа в жидкое состояние невозможен независимо от давления, следовательно, критическая температура является границей, ниже которой углеводороды находятся в двухфазном состоянии. Давление, при котором газ при критической температуре переходит в жидкую фазу, называется критическим давлением.

Ректификация - массообменный процесс разделения жидких смесей на отдельные компоненты или их смеси путем многократного взаимодействия потоков пара и жидкости. При ректификации всегда существует две фазы: жидкая и паровая. Необходимое условие - разность температур кипения компонентов.

Абсорбция - массообменный процесс избирательного поглощения газов или паров из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями, называемыми абсорбентами, а поголощаемые газы называются - абсорбируемым веществом.

Этот процесс является избирательным и обратимым, что дает возможность применять его не только с целью получения растворов газов в жидкостях, но также и для разделения газовых или паровых смесей. В последнем случае после избирательной абсорбции одного или нескольких компонентов из газовой или паровой смеси проводят десорбцию - выделение этих компонентов из жидкости - и таким образом осуществляют разделение. Регенерированный абсорбент вновь возвращается на абсорбцию (круговой процесс). Различают физическую абсорбцию и хемосорбцию.

При физической абсорбции растворение газа не сопровождается химической реакцией. При хемосорбции абсорбируемый компонент вступает в химическую реакцию в жидкой фазе.

Суммарный эффект абсорбции зависит от ряда ниже перечисленных факторов.

Химическая природа веществ:

Вещества, близкие по химическому строению обладают наилучшей взаимной растворимостью. Углеводородные газы лучше растворяются в близких к ним по строению и молекулярному весу жидких углеводородах. При прочих равных условиях наибольшей абсорбционной способностью обладают жидкости наименьшего молекулярного веса. Но с облегчением фракционного состава или понижением температуры начала кипения абсорбента, его потери с уходящим сухим газом увеличиваются. Для уменьшения потерь применяется абсорбент более тяжелого фракционного состава, но при этом поглотительная способность его ухудшается.

Температура:

Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением тепла. При повышении температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, значит понижение температуры повышает эффект абсорбции, однако слишком низкая температура приводит к увеличению количества легких углеводородов (С1, С2) в абсорбенте. Для предотвращения роста температуры абсорбента в результате самопроизвольного нагревания, предусматривают циркуляционные орошения с охлаждением.

Давление и скорость газового потока:

С повышением давления поглощение углеводородных газов увеличивается, однако чрезмерное повышение давления приводит к насыщению абсорбента нежелательными компонентами (С1, С2). Колебания давления ведут к изменению скорости газового потока в абсорберах, а увеличение скорости потока приводит к выносу с сухим газом тяжелых компонентов газовой смеси.

Количество и качество абсорбента:

Увеличение подачи абсорбента при устоявшемся режиме ведет к увеличению поглощения углеводородов, но при этом повышается унос легких углеводородов с абсорбентом. Поэтому расход абсорбента в зависимости от рабочих условий устанавливается в пределах от 1,5 до 3 м3 на 1000 м3 газа.

Абсорбент должен обладать следующими качествами:

- иметь хорошую избирательность по основным фракциям;

- не быть слишком легким, чтобы не было повышенного уноса с газом;

- не должен содержать смол, загрязняющих аппараты;

- не содержать соединений серы, вызывающих коррозию и снижающих поглотительную способность абсорбента;

- иметь низкие величины поверхностного натяжения и вязкости.

Десорбция:

С повышением температуры и понижением давления десорбция усиливается. Температура подбирается так, чтобы отпаривались абсорбированные углеводороды. Давление поддерживается относительно высоким, чтобы десорбированные углеводороды перешли в жидкую фазу.

1.4 Описание технологической схемы

Сырьем блока являются газы, получаемые при первичной и вторичной переработке нефти. Причём основным сырьем является жирный газ, поступающий с каталитического крекинга КК-1, а газы первичной ректификации установок АВТ принимаются для обеспечения загрузки на компрессоре 43ЦКО-1 (43ЦКО-2).

Жирный газ с КК-1 поступает под давлением от 0,02 до 0,04 МПа (от 0,2 до 0,4 кгс/см2). Расход, давление газа регистрируется приборами поз. FIR 3008, PIR 2008.

Для исключения плохой сходимости жирного газа КК-1 давление в линии жирного газа КК-1 должно быть не более 0,02 МПа (0,2 кгс/см2). Давление жирного газа КК-1 поддерживается регулятором поз. PIRCA 321 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. PV 321 установлен на линии выхода жирного газа из Е-140 в К-1. Температура жирного газа КК-1 регистрируется прибором поз. TIR 1008.

Жирный газ с установок АВТ поступает под давлением до 0,2 МПа (2 кгс/см2). Давление жирного газа с АВТ на установку регистрируется прибором поз. PIR 2047.

Жирный газ с АВТ предварительно проходит через ёмкость Е-140 для отделения газового конденсата. Расход, температура, давление жирного газа с АВТ в К-1 после Е-140 регистрируется приборами поз. FIR 3021, TIR 159_1, PIR 2021.

Уровень газового конденсата в ёмкости Е-140 поддерживается регулятором поз. LIRCA 326 с сигнализацией по минимальному и максимальному значениям, клапан поз. LV 326 установлен на линии газового конденсата из Е-140 в Е-16г.

Конденсат направляется в Е-16г, откуда откачивается насосом Н-13 в ёмкость Е-16а на блок защелачивания ШУФ. На приёме и выкиде Н-13 установлены клапаны-отсекатели XV 6010, XV 6011.

Схемой предусмотрено направление газового конденсата в Е-3а, затем на приём насосов Н-1, Н-4 и далее в сырьевые ёмкости Е-5, Е-13.

Для исключения плохой сходимости газов установок АВТ давление в линии жирного газа АВТ должно быть не выше 0,2 МПа (2 кгс/см2).

Давление газа поддерживается регулятором поз. PIRCA 324 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. PV 324 установлен на линии выхода газа из Е-140 в систему факела высокого давления (далее - ФВД).

На входе на установку жирные газы смешиваются и по общему трубопроводу DN 450 поступают в нижнюю часть абсорбера К-1.

Абсорбер К-1 имеет отбойную тарелку и шесть тарелок желобчатого типа. Нижняя часть абсорбера является сепаратором, в ней из газа отделяется конденсат, верхняя часть абсорбера служит для очистки газа от сероводорода 13-15 % водным раствором МЭА.

Газовый конденсат с куба К-1 под своим давлением поступает в горизонтальную ёмкость-конденсатосборник Е-3а. Газ из К-1 поступает на доочистку в абсорбер А-1.

Внутреннее устройство А-1 состоит из трёх слоёв насадки (кольца Рашига размером 50х50 мм) высотой по два метра каждый. Для уменьшения выноса раствора МЭА потоком газа в шлемовой части абсорбера установлена сетка.

Раствор МЭА из вертикальной ёмкости Е-30 насосм Н-6 (Н-59), через воздушный холодильник АВЗД-2 (охлаждается до температуры от 35 до 40 С), подается параллельно в К-1, А-1 и на приём насоса Н-19 (Н-20).

Температура раствора МЭА после АВЗД-2 регистрируется прибором поз. TIR 28_1. Расход раствора МЭА на орошение в К-1, А-1 и на приём насоса Н-19 (Н-20) поддерживается регулятором поз. FIRC 3035, клапан FV 3035 установлен на линии раствора МЭА в К-1, А-1, и распределяется задвижками на входе в К-1, А-1.

Раствор МЭА в А-1 подаётся по трём вводам на каждый слой насадки, в К-1 подается по одному вводу на верхнюю тарелку. Раствор МЭА с глухой тарелки К-1 перетекает в кубовую часть абсорбера А-1, откуда насосом Н-56 (Н-57) откачивается на блок регенерации раствора МЭА. На приёме и выкиде насоса Н-56 (Н-57) установлены клапаны-отсекатели XV 6026, XV 6027 (XV 6028, XV 6029).

Уровень раствора МЭА в абсорбере К-1 контролируется прибором поз. LIRA 4010 с сигнализацией по максимальному значению.

Уровень раствора МЭА в А-1 поддерживается регулятором поз. LIRCSA 4011 с сигнализацией по минимальному и максимальному значениям, с блокировкой по минимальному значению на останов насоса Н-56 (Н-57), клапан поз. LV 4011 установлен на линии выкида с насоса Н-56 (Н-57).

Газовый конденсат, не отделившийся в А-1, К-1, по переточной трубе стекает в куб К-1, откуда под своим давлением поступает в Е-3а.

Очищенный от сероводорода жирный газ из А-1 через горизонтальную ёмкость-каплеотбойник Е-1 поступает на приём компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2). Схемой предусмотрено в случае аварийной остановки компрессора или большого избытка газа КК-1 направление жирного газа из шлемовой линии К-1 на факел низкого давления (далее - ФНД).

Газовый конденсат из Е-1 перетекает в ёмкость Е-3а.

Уровень газового конденсата в ёмкости Е-1 контролируется приборами:

поз. LIRA 4012 с сигнализацией по минимальному значению,

поз. LIRA 410 с сигнализацией по максимальному значению,

поз. LIRS 411 с блокировкой на останов компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) по максимальному значению.

Уровень газового конденсата в Е-3а контролируется прибором поз. LIRA 4026, предусмотрена сигнализация по максимальному значению.

Вместе с газовым конденсатом в Е-3а попадает сульфидная (кислая) вода, поступающая попутно с жирным газом, и небольшое количество раствора МЭА, который выносится потоком газа из К-1, А-1.

При наполнении ёмкость Е-3а освобождается следующим образом:

- ёмкость отсекается задвижками от источников газового конденсата: закрываются перетоки с Е-1, К-1; при этом должны быть открыты задвижки на перемычке между линиями газового конденсата с К-1 и Е-1;

- из линии сухого газа (далее - ЛСГ) подается газ в Е-3а под давлением от 0,29 до 0,39 МПа (от 3,0 до 4,0 кгс/см2);

- сульфидная (кислая) вода, содержащая МЭА, выдавливается по отдельной линии на блок регенерации МЭА в Е-30;

- после освобождения ёмкости давление с Е-3а постепенно стравливается через линию газового конденсата из К-1 в линию жирного газа из Е-1 далее на приём компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2), после чего ёмкость включается в работу.

Предусмотрена схема откачки газового конденсата по отдельной линии из Е-3а насосом Н-13 в Е-16а или насосом Н-4 в сырьевые ёмкости Е-5, Е-13.

После сепаратора Е-1 жирный газ поступает на приём компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2).

Компрессор 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) сжимает газ до 1,3-1,5 МПа (13,0-15,0 кгс/см2), при этом выделяется тепло, газ нагревается до температуры от 160 до 180 С.

Обвязка компрессоров 43ЦКО-1, 43ЦКО-2 устроена так, что в работе может находиться как один, так и оба компрессора одновременно.

Температура и расход жирного газа на приём компрессора 43ЦКО-1 регулируются приборами поз. TIR 1050, FIR 3050.

Давление жирного газа на приём компрессора 43ЦКО-1 поддерживается регулятором поз. PIRCA 2050 с сигнализацией по минимальному значению, клапан поз. PV 2050 установлен на линии азота на продувку компрессора.

На 43ЦКО-1 предусмотрена антипомпажная защита.

При понижении давления на приём компрессора 43ЦКО-1, а также для предотвращения остановки или помпажа в случае прекращения подачи газа установлен запорно-регулирующий клапан поз. PV 2065, который, по программе, открывается и газ с выкида компрессора через водяные холодильники Х-5/1, Х-5/2 и каплеотбойник Е-2 поступает на приём 43ЦКО-1.

Температура жирного газа после холодильников Х-5/1, Х-5/2 регистрируется прибором поз. TIR 1052.

Расход и температура жирного газа на выкиде компрессора 43ЦКО-1 регистрируются приборами поз. FIR 3051, ТIR 1051. Давление жирного газа на выкиде компрессора 43ЦКО-1 поддерживается регулятором поз. PIRС 2051, запорно-регулирующий клапан поз. РV 2051_1 устновлен на линии нагнетания компрессора, запорно-регулирующий клапан поз. РV 2051_2 установлен на линии ФВД компрессора.

Температура и расход жирного газа на приёме компрессора 43ЦКО-2 регистрируются приборами поз. TIR 101-2, FIR 305-2.

Давление жирного газа на приёме компрессора 43ЦКО-2 поддерживается регулятором поз. PIRCA 201-2 с сигнализацией по минимальному значению, клапан поз. PV 201-2 установлен на линии азота на продувку компрессора.

На 43ЦКО-2 предусмотрена антипомпажная защита.

При понижении давления на приёме компрессора 43ЦКО-2, а также для предотвращения остановки или помпажа в случае прекращения подачи газа установлен запорно-регулирующий клапан поз. PV 200-2, который, по программе, открывается и газ с выкида компрессора через водяные холодильники Х-5а/1, Х-5а/2 и каплеотбойник Е-2а поступает на приём 43ЦКО-2.

Температура жирного газа после холодильников Х-5а/1, Х-5а/2 регистрируется прибором поз. TIR 103-2.

Расход и температура жирного газа на выкиде компрессора 43ЦКО-2 регистрируются приборами поз. FIR 301-2, ТIR 102-2. Давление жирного газа на выкиде компрессора 43ЦКО-2 поддерживается регулятором поз. PIRС 202-2, запорно-регулирующий клапан поз. РV 202-2 установлен на линии нагнетания 43ЦКО-2.

В качестве охлаждающего агента в холодильниках Х-5/1, Х-5/2, Х-5а/1, Х-5а/2 используется оборотная вода, подаваемая в трубное пространство.

Газовый конденсат из Е-2, Е-2а перетекает в конденсатосборник Е-33а, откуда выдавливается жирным газом с первой ступени сжатия компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) в Е-3а.

Уровень газового конденсата в каплеотбойнике Е-2 контролируется прибором поз. LIRSA 4027 с сигнализацией по максимальному значению, блокировкой на закрытие клапана-отсекателя XV 6036 при отсутствии уровня в Е-1, блокировкой на открытие клапана-отсекателя XV 6036 и останов компрессора 43 ЦКО-1 по максимальному значению.

Уровень газового конденсата в Е-2а контролируется прибором поз. LIRSA 403-2, предусмотрены сигнализация по максимальному значению, блокировка на открытие клапана-отсекателя поз. ХV 604-2 по минимальному значению и блокировка на закрытие клапана-отсекателя поз. ХV 604-2 по максимальному значению.

Уровень газового конденсата в Е-33а контролируется прибором поз. LIRA 4030, предусмотрена сигнализация по максимальному значению.

В качестве уплотняющего газа в лабиринтных уплотнениях компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) используется отбензинненый газ, поступающий с ГРП через каплеотбойник Е-15, или азот, поступающий с установки 35-6/300 по 54-му ряду.

Расход, давление и температура азота регистрируется приборами поз. FIR 131, PIR 131, TIR 131.

Уровень газового конденсата в Е-15 поддерживается регулятором поз. LIRCA 107 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. LV 107 установлен на линии газового конденсата из Е-15 в Е-3а. Давление отбензиненного газа в Е-15 поддерживается регулятором поз. PIRC 15, клапан PV 15 установлен на линии подачи отбензиненного газа в Е-15.

Расход, давление и температура отбензиненного газа с ГРП через Е-15 на 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) регистрируются приборами поз. FIR 3036, PIR 2036, TIR 307_1.

Для поддержания температуры отбензиненного газа около 40 С (в зимнее время) часть газа подогревается в теплообменнике Т-26 за счёт тепла пароконденсата отходящего с установки.

С выкида компрессора 43ЦКО-1 (43ЦКО-2) компримированный жирный газ через воздушные холодильники АВЗД-3, АВЗ-1 и водяной холодильник Х-1 поступает в абсорбер К-2 для получения сухого газа, или через каплеотбойник Е-141 для направления на Газоперерабатывающее производство (далее - ГПП).

Расход жирного газа в К-2 регистрируется прибором поз. FIR 3019.

Абсорбер К-2 в нижней части оснащен шестью желобчатыми тарелками, в верхней части - сетчатыми пакетами регулярной насадки.

Газовый конденсат из кубовой части К-2 поступает в сырьевые ёмкости Е-5, Е-13 блока отбензинивания ШУФ. Расход ШУФ регистрируется прибором поз. FIR 3020. Уровень газового конденсата в К-2 поддерживается регулятором поз. LIRC 4015, клапан поз. LV 4015 установлен на линии перетока из К-2 в Е-5, Е-13. Температура верха в абсорбере К-2 регистрируется прибором поз. TIR 72_5. Давление в К-2 поддерживается регулятором поз. PIRCA 2025 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. PV 2025 установлен на шлемовой линии.

Сухой газ из абсорбера К-2 вместе с газами из ёмкостей Е-8, Е-14 направляется на ГРП. Расход сухого газа на ГРП поддерживается регулятором поз. FIRC 3-07, клапан поз. FV 3-07 установлен на линии сухого газа с установки на ГРП. Давление и температура сухого газа на ГРП регулируются приборами поз. PIR 2-05, TIR 1-01.

При необходимости в линию сухого газа можно направить жирный газ из абсорбера К-6.

Схемой предусмотрено направление сухого газа с К-2 в линию жирного газа с К-6, Е-141 на ГПП. Давление сухого газа на ГПП поддерживается регулятором поз. PIRC 62а, клапан поз. PV 62а установлен на перемычке с линии сухого газа с установки в линию жирного газа на ГПП. Расход и температура сухого газа на ГПП регистрируются приборами FIR 62, TIR 62_1.

При избытке газа в топливной сети, жирный газ после охлаждения в АВЗ-1, АВЗД-3, Х-1 направляется через каплеотбойник Е-141 на ГПП. Каплеотбойник Е-141 предназначен для отделения газового конденсата.

Давление жирного газа в Е-141 поддерживается регулятором поз. PIRC 2014, клапан поз. PV 2014 установлен на линии выхода жирного газа от Е-141. Газовый конденсат из каплеотбойника Е-141 направляется, через Т-6 в К-4, К-5 или, при необходимости, в Е-5, Е-13 или в Е-16а.

Уровень газового конденсата в ёмкости Е-141 поддерживается регулятором поз. LIRCA 4001 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. LV 4001 установлен на линии выхода газового конденсата из Е-141. Расход газового конденсата из Е-141 в Е-5 регистрируется прибором поз. FIR 3013.

Сульфидная (кислая) вода из Е-141 поступает в Е-5, Е-13 вместе с рефлюксом установки КК-1, трубопроводы соединяются на 54 ряду.

Жирный газ после Е-141 поступает на ГПП. Расход, давление и температура жирного газа регистрируется приборами поз. FIR 300, PIR 300а, TIR 28_11. Также на этой линии в районе узла 4/15а установлен узел учёта поз. FIR 60-60, вторичный датчик которого установлен в операторной парка 60-60.

Жирный газ из Е-141 может быть направлен на ГПП помимо ГРП по линии жирного газа 21-10/3М (DN 300) или в топливный коллектор ГРП.

Блок сероочистки и абсорбции жирного газа вторичных процессов

Жирный газ с установки 21-10/ЗМ поступает под давлением 0,6-0,7 МПа (6,0-7,0 кгс/см2) в нижнюю часть абсорбера А-2. Расход, давление, температура жирного газа с 21-10/ЗМ на установку регистрируется приборами поз. FIR 3037, PIR 2037, TIR 1037.

Абсорбер А-2 представляет собой аппарат колонного типа с двумя слоями насадки: верхний - кольца Рашига размером 25х25 мм, высотой 2000 мм, нижний - кольца Рашига размером 25х25 мм, высотой 2000 мм. В нижней части абсорбера имеется глухая тарелка для отделения от водного раствора МЭА и газового конденсата, содержащегося в жирном газе. Газовый конденсат с глухой тарелки, по перетоку, поступает в сепарационную часть абсорбера.

от сероводорода 13-15 % водным раствором МЭА, который, предварительно охлаждаясь до 35-40 °С в воздушном холодильнике АВЗД-2, подается насосом Н-19 (Н-20) в верхнюю часть абсорбера.

Расход раствора МЭА на орошение в А-2 поддерживается регулятором поз. FIRC 3038, клапан поз. FV 3038 установлен на линии выкида насоса Н-19(Н-20). Температура раствора МЭА в А-2 регистрируется прибором поз. TIR 28_13. Давление жирного газа в А-2 регистрируется прибором поз. PIR 2038.

Насыщенный сероводородом раствор МЭА с глухой тарелки абсорбера А-2 направляется под своим давлением на блок регенерации МЭА на выкид насоса Н-56 (Н-57), откачивающего насыщенный раствор МЭА из А-1 через теплообменники Т-31, Т-32, Т-33.

Уровень раствора МЭА на глухой тарелке А-2 поддерживается регулятором поз. LIRC 4024, клапан поз. LV 4024 установлен на линии перетока раствора МЭА из А-2.

Газовый конденсат из А-2 поступает на приём насоса Н-3 (Н-4) и откачивается в Е-5, Е-13 или в К-2 вместе с газовым конденсатом из К-6.

На приёме и выкиде насоса Н-3 (Н-4) установлены клапаны-отсекатели XV 34, XV 35 (XV 36, XV 37).

Уровень газового конденсата в А-2 поддерживается регулятором поз. LIRCA 4025 с сигнализацией по минимальному и максимальному значениям, клапан поз. LV 4025 установлен на линии выхода газового конденсата из А-2.

Очищенный от сероводорода жирный газ из А-2 поступает в абсорбер К-6 и вместе с газами с К-2, Е-141 выводится на ГПП. Расход жирного газа с К-6 поддерживается регулятором поз. FIRC 3085, клапан поз. FV 3085 установлен на линии выхода жирного газа из К-6. Давление и температура жирного газа из К-6 регистрируются приборами поз. PIR 2085, TIR 1085.

Давление в К-6 поддерживается регулятором поз. PIRCA 2034 с сигнализацией по максимальному значению, клапан поз. PV 2034 установлен на линии выхода газа из К-6. При необходимости газ с К-6 направляется вместе с газами с К-2, Е-8, Е-14 на ГРП. Температура верха и низа К-6 регистрируется приборами поз. TIR 72_9, ТIR 72_7.

Абсорбер К-6 представляет собой аппарат колонного типа, оснащенный тридцатью четыремя желобчатыми тарелками. Две верхние тарелки являются отбойными и заполнены насадкой - кольцами Рашига, для уменьшения выноса бензина.

Уровень насыщенного абсорбента (смесь газового конденсата и газового бензина) в К-6 поддерживается регулятором поз. LIRCSA 4021 с сигнализацией по минимальному значению и блокировкой на останов насоса Н-3 (Н-4) при максимальном значении, клапан поз. LV 4021 установлен на линии выкида насоса Н-3 (Н-4) в Е-5, Е-13 или К-2.

С низа К-6 насыщенный абсорбент откачивается насосом Н-3 (Н-4) в Е-5, Е-13 или в колонну К-2, при необходимости - насосом Н-1 (Н-4) на установку 24-7 в качестве компонента сырья.

На приём насосов Н-1, Н-3, Н-4 также поступает газовый конденсат с ГРП (ёмкость Е-136) для последующей откачки в сырьевые ёмкости Е-5, Е-13.

Газовый бензин или газовый конденсат откачиваются на 24-7 через регулирующий клапан поз. FV 3-20, установленый на линии выкида насосов Н-1, Н-4.



2. Расчетная часть

2.1 Материальный баланс

При расчете материального баланса исходим из заданной производительности установки и характеристики исходного сырья и получаемых продуктов. Правильность расчета материального баланса зависит от полного учета расхода сырья, как на основные, так и на побочные реакции.

В материальном балансе процесса рассчитывают выход основного и побочных продуктов в т/г, т/сут, т/ч.

Суточная производительность определяется по формуле:

,

где чрд - число рабочих дней;

- годовая производительность установки, т/год.

Часовая производительность определяется по формуле:

,

где 1000 - кг в 1 тонне; 24 - часа в 1 сутках.

Данные расчета материального баланса установки сведены в таблицу 2.

Таблица 2. Материальный баланс процесса

Статьи	Выход,
	% массовые	т/ч	т/сут	т/г
Приход: - рефлюксы АВТ,изомер. - жир. газ с АВТ в Е-140 - жир. газ с АВТ в А-2 - жир. газ с КК-1 - жир. газ с 21-10/ЗМ	0,15 8,6 15,9 39,33 35,9	0,03 1,69 3,10 7,67 7,00	0,72 40,56 74,4 184,08 168	262,8 14804,4 27156 67189,2 61320
Итого	100,0	19,5	468	170820
Расход: - жир. газ - сухой газ - сероводород - бензин в парк - СЛУ на ПНГП	40,31 56,43 3,02 0,01 0,11	7,20 10,08 0,54 0,002 0,02	172,8 241,92 12,96 0,048 0,48	63072 88300,8 4730,4 17,52 175,2
Итого	100,0	17,86	428,64	156453,6

2.2 Тепловой баланс

Определение теплового баланса колоны. Учитывая всё тепло входящее в колонну и выходящее из неё.

Тепло вводимое в колонну сырьём нагретым до температуры

кДж/ч

где Gc - количество сырья; Jt - энтальпия сырья

где М0 - средняя молекулярная масса сырья



кДж/кг

Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром. Обозначим Qвп, Qг.с..

Qг.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса.

Тепло выносимое из колоны с паром ректификата (дистиллята) при tв.

кДж/ч

D=17083 - количество дистиллята по материальному балансу колонны.



=542,08 кДж/кг

кДж/ч

Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/ч

Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением

кДж/ч

где L - количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны, определяется по формуле

кг/ч

где Rопт - флегмовое число; D - количество дистиллята

L=3*17083=51249 кг/ч

кДж/кг =700С



кДж/кг

кДж/ч

Представляем полученные данные в равенство

кДж/ч(14)

кДж/ч

Представляем полученные данные в равенство

получаем

(15)

где 1,02/1,03 - это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду , который составляет 23 % от

кДж/ч

Рассчитываем количество горячей струи.



кг/ч

где tГ.С. - принимаем на 40-50 0С выше температуры куба колонны tГ.С.=230 0С

кДж/кг

кг/ч

Определение внутренних материальных потоков

Количество паров верхней концентрационной части колонны.

кг/ч

Количество паров в отгонной части колонны

где R - теплота испарения остатка.

кг/ч



2.3 Расчет размеров основного аппарата

Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Предварительно вычисляют объем паров (V, м3/ч), проходящих в 1 ч через поперечное сечение колонны. По объему паров вычисляют диаметр. Для определения объёма паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени, широко используется формула

где Т - температура системы, К; Р - давление в системе, МПа; - расход компонента, кг/ч; Мi - молекулярная масса компонента.

Объем паров вверху колонны

Объем паров в питательной секции колонны

Наибольший объём паров получается в питательной секции колонны, следовательно, по этому объему определяем диаметр колонны.

Допустимая скорость паров влияет на эффективность ректификации, так как с увеличением скорости паров возрастает механический унос капель жидкости на вышележащую тарелку. Кроме того, чем выше допустимая скорость, тем меньше диаметр колонны и расход металла. Допустимая скорость зависит от типа ректификационных тарелок, расстояния между ними, давления в колонне и др.

Скорость паров в атмосферных колоннах 0,46 - 0,84 м/с. Примем в нашем случае U = 0,65 м/с.

Диаметр колонны (d, м) определяем по уравнению

Принимаем стандартный диаметр d = 3,0 м.

Высота колонны зависит от числа и типа ректификационных тарелок в колонне, а также расстояния между ними. Для обеспечения хорошей ректификации расстояние между тарелками должно быть таким, чтобы не было уноса жидкости с нижележащих тарелок на вышележащие, оно зависит от конструктивного расположения смотровых люков и др. Обычно это расстояние принимается от 0,3 до 0,9. чаще всего 0,5 - 0,7 м. Если эта величина известна, то общую рабочую высоту тарельчатой колонны (Н, м) можно определить по формуле:

где а - расстояние между тарелками, 0.6 м; - число практических тарелок, принимаем = 24 шт.

Фактическая высота колонны больше, так как необходимо учесть высоту, занятую отбойными тарелками, свободное пространство между верхней тарелкой и верхним днищем аппарата, высоту слоя жидкости внизу колонны, высоту постамента колонны. На рисунке представлен схема расчета высоты ректификационной колонны.



Рис.1. Схема ректификационной колонны

Таким образом, фактическую высоту колонны рассчитывают по формуле:

H=h1+h2+h3+h4+h5+h6+h7

где- h1 - высота свободного пространства между верхней тарелкой и верхним днищем колонны, принимают равной 1/2 диаметра колонны, если днище полукруглое, h1 = 0, 9 м;

- ;

- ;

- ;

- h5 - расстояние от уровня жидкости внизу колонны, до нижней тарелки принимается равным 1-2 м, чтобы, поступающий пар, равномерно распределялся по сечению колонны h5 = 1,0 м.

- h6 - высоту низа колонны рассчитывают, исходя из 5-10 - минутного запаса продукта внизу колонны, необходимого для нормальной работы.

;

;

- h7 - высота опоры, принимается равной 4 метра.

H=h1+h2+h3+h4+h5+h6+h7= 0,9+6,6+1,8+6.6+1,0+2,8+4=23,7 м.



3. Контроль и регулирование технологического процесса

3.1 Контроль технологического процесса

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Контролируемый показатель	Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов)	Норма	Частота контроля
Газ жирный до очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	СТО МИ 14 или ГОСТ 22387.2	не нормируется	по требованию
Газ жирный после очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	ГОСТ 22387.2 или СТО МИ 14	не нормируется	по требованию
Газ жирный до очистки	1. Объемная доля сероводорода, %	ГОСТ 22387.2 или СТО МИ 14	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля сероводорода, %
Газ жирный после очистки	1. Объемная доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 22387.2 или СТП МИ 1	0,25	по требованию
	2. Массовая доля углеводородов С1, С2, С3, С4, %	СТП МИ 1	не нормируется	по требованию
	3. Массовая доля углеводородов С5 и выше, %, не более	СТП МИ 1	12,0
Газ жирный с установки на ГПП	1. Массовая доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 22387.2 или ГОСТ 14920	15	1 раз в сутки
Газ сухой с установки	1. Объемная доля сероводорода, %	ГОСТ 22387.2 или СТО МИ 14	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля углеводородов С1, С2, С3, С4, %, не боле	ГОСТ 14920	5,0
	3. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %	ГОСТ 14920	не нормируется
Газ сероводородный	1. Объемная доля сероводорода, %	СТО МИ 14	не нормируется	1 раз в месяц
	2. Объёмная доля суммы углеводородов С1-С5, %, не более	СТО МИ 14	5	1 раз в месяц
Смесь лёгких углеводородов (СЛУ)	1. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в т.ч. сероводорода, не более	ГОСТ 22985	0,02 0,003	1 раз в сутки и по требованию, но не более 3-х раз в сутки
	2. Содержание свободной воды и щелочи, %, не более	по п. 4.2. ТУ 0272-121-00148636	0,003	по требованию
	3. Массовая доля компонентов, %: - сумма углеводородов С1-С2, не более - пропан, не менее сумма углеводородов С5-С6, не более - сумма непредельных углеводородов, не более	ГОСТ 10679	3 10 15 20	1 раз в сутки
ШУФ, верх К-5	1. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %	ГОСТ 22985	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %	ГОСТ 10679
ШУФ, верх К-4	1. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %	ГОСТ 22985	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля суммы углеводородов С5 и выше, %	ГОСТ 10679
ШУФ до Е-16в	1. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %	ГОСТ 22985	не нормируется	по требованию
Бензин газовый из Е-19	1. Фракционный состав: - температура начала кипения, °С летнего вида, не ниже зимнего вида - объемная доля испарившегося бензина при 70 °С, % - объемная доля испарившегося бензина при 100 °С, % - температура конца кипения, °С, не выше	ГОСТ 2177	24 не нормируется не нормируется не нормируется 215	1 раз в сутки
	2. Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321	выдерживает	2 раза в сутки и по требованию
	3. Объёмная доля бензола, %	ГОСТ Р ЕН 12177	не нормируется	1 раз в сутки
	4. Массовая доля серы, %	ГОСТ Р 52660 или ГОСТ Р ЕН ИСО 20846	не нормируется	по требованию
	5. ОЧ по моторному методу	ГОСТ 511	не нормируется
МЭА свежий	1. Массовая доля моноэтаноламина, %, не менее	п. 4.3 ТУ 2423-159-00203335	98	по требованию
МЭА насыщенный из А-1, А-2 (2 пробы)	1. Плотность при 20 °С, г/см3	ГОСТ 3900	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля моноэтаноламина, %	СТО МИ 19
	3. Массовая доля сероводорода, моль Н2S/моль МЭА	СТО МИ 12
МЭА после регенерации из Е-30	1. Плотность при 20 °С, г/см3	ГОСТ 3900	не нормируется	по требованию
	2. Массовая доля моноэтаноламина, %, не менее	СТО МИ 19	15
	3. Массовая доля сероводорода, моль Н2S/моль МЭА	СТО МИ 12	0,3
Щелочь свежая (марка А)	1. Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), %	СТО МИ 30	15,0-20,0	по требованию
	2. Плотность при 20 °С, г/см3	ГОСТ 3900	не нормируется
Щелочь для защелачивания СЛУ	1. Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), %	СТО МИ 26	2,0-20,0	по требованию (не более 5 анализов в сутки)
(марка С) до Е-16в	2. Массовая доля сульфидов, %		не нормируется	по требованию (не более 3-х анализов в сутки)
	3. Массовая доля меркаптановой серы, %		не нормируется
	4.Фактическое насыщение		не выше предельного насыщения
	5.Предельное насыщение		не нормируется
Щелочь (марка С) для защелачивания бензина (Е-19)	1. Массовая доля едкого натра (NaOH) (концентрация щелочного раствора), %	СТО МИ 26	2,0-20,0	по требованию
Масло Кп-8С для 43ЦКО-1, 43ЦКО-2 (система смазки, система уплотнений)	1. Кинематическая вязкость при 40 °С, мм2/с	ГОСТ 33	41,4-50,6	1 раз в месяц и по требованию
	2. Содержание механических примесей	ГОСТ 6370	отсутствие
	3. Массовая доля воды	ГОСТ 2477	отсутствие

3.2 Контроль расхода сырья, топливо-энергетических ресурсов

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица Изме-рения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов	Примечание
Абсорбер К-1: - уровень раствора МЭА - давление жирного газа КК-1	LIRA 4010 PIRCA 321	% МПа (кгс/см2)	не более 10 не более 0,02 (0,2)	1,5	регистрация
Абсорбер К-2: - давление - температура верха	PIRCA 2025 TIR 72_5	МПа (кгс/см2) °С	не более 1,3 (13,0) не более 40	2,5 2,5	регулирование регистрация
Абсорбер К-6: - давление - уровень газового бензина	PIRCA 2034 LIRCSA 4021	МПа (кгс/см2) %	не более 1,0 (10,0) не менее 20	2,5 1,5	регулирование регулирование
Колонна К-4: - расход ШУФ - температура верха - температура низа - давление	FIRC 3-14 TIRCA 72_1 TIRCA 18 PIRA 2031	м3/ч °С °С МПа (кгс/см2)	не более 55 не более 60 не более 140 не более 0,8 (8,0)	3,0 3,0 3,0 2,5	регулирование регулирование регулирование регулирование
Колонна К-5: - расход ШУФ - температура верха - температура низа -давление	FIRC 3-15 TIRСA 72_3 TIRСA 19 PIRA 2033	м3/ч °С °С МПа (кгс/см2)	не более 55 не более 60 не более 140 не более 1,55 (15,5)	3,0 3,0 3,0 2,5	регулирование регулирование регулирование регулирование
Колонна К-7: - уровень раствора МЭА	LIRA 4-18 LIRCA 4-19	%	20-80	1,5	регулирование
Температура ШУФ из Т-7 в К-4, К-5	TIRCA 167	°С	не более 90	2,5	регулирование
Температура ШУФ после АВГ-1, АВГ-3 в Е-8	TIR 72_2	°С	не более 38	2,5	регистрация
Температура ШУФ после АВГ-2 в Е-14	TIR 72_4	°С	не более 38	2,5	регистрация
Ёмкость Е-5: - давление - уровень ШУФ	PIRCА 2026 LIRSA 4034	МПа (кгс/см2) %	не более 1,0 (10,0) 30-90	2,5 1,5	регулирование регулирование
Ёмкость Е-8: -давление сухого газа - уровень ШУФ	PIRC 2030 LICSA 4016	МПа (кгс/см2) %	не более 0,85 (8,5) 20-80	2,5 1,5	регулирование регулирование
Ёмкость Е-14: -давление ШУФ -уровень ШУФ	PIRC 2032 LIRCA 51	МПа (кгс/см2) %	не более 1,45 (14,5) 20-80	2,5 1,5	регулирование регулирование
Каплеотбойник Е-15: -давление отбензиненного газа	PIRC 15	МПа (кгс/см2)	не более 1,45 (14,5)	2,5	регулирование
Уровень сульфидной воды в Е-13	LIRCA 55	%	5-25	1,5	регулирование
Уровень газового бензина в Т-12	LIRCA 4017	%	не менее 20	2,5	регулирование
Уровень газового бензина в Т-18	LIRCA 4018	%	не менее 20	2,5	регулирование
Ёмкость Е-19: - давление газового бензина	PIRC 2035	МПа (кгс/см2)	не более 0,5 (5,0)	3,0	регулирование
Ёмкость Е- 16в: - расход щёлочи - уровень раздела фаз ШУФ/щёлочь	FIRC 3015 LIRSA 4006	м3/ч %	3-20 10-50	3,0 1,5	регулирование регистрация
Ёмкость Е-16г: - уровень газового конденсата	LIS 4008	%	не менее 10	1,5	регистрация
Ёмкость Е-20: - уровень раздела фаз газовый конденсат/ насыщенный раствор МЭА - уровень газового конденсата - уровень раствора МЭА	LIRA 4-21 LIRCA 4-22 LIRCA 4-23	% % %	20-90 20-80 20-80	2,5 2,5 2,5	регулирование регулирование регулирование
Ёмкость Е-23: - уровень промывочной воды	LIRCSA 4-20	%	20-80	2,5	регулирование
Колонна К-20: - температура верха - температура низа - давление сероводорода	TIR 28_4 TIRCA 85 PIRA 2016	°С °С МПа (кгс/см2)	не более 116 100-125 не более 0,12 (1,2)	3,0 3,0 1,5	регистрация регулирование регистрация
Сепаратор С-1: - давление сероводорода -температура сероводорода из С-1	PIRCA 2017 TIR 28_2	МПа (кгс/см2) °С	не более 0,1 (1,0) не более 60 летом не более 70 зимой	2,5 3,0	регулирование регистрация
Теплообменник Т-30: -уровень раствора МЭА	LIRCA 4002	%	20-80	2,5	регулирование
Ёмкость Е-30: - уровень раствора МЭА	LIRSA 4003	%	20-80	2,5	регистрация
Абсорбер А-1: - уровень раствора МЭА	LIRCSA 4011	%	20-80	2,5	регулирование
Температура МЭА после АВЗД-2 в А-1, К-1	TIR 28_1	°С	не более 40 летом не более 50 зимой	3,0	регулирование
Абсорбер А-2: - температура раствора МЭА - уровень раствора МЭА - уровень газового конденсата - расход раствора МЭА на орошение	TIR 28_13 LIRC 4024 LIRCA 4025 FIRC 3038	°С % % м3/ч	не более 40 летом не более 50 зимой 20-80 10-40 не более 35	3,0 2,5 2,5 2,5	регистрация регулирование регулирование регулирование
Уровень щелочного раствора в Е-7б	LISA 4023	%	не более 95	2,5	регистрация



4. Охрана окружающей среды

4.1 Требования по охране окружающей среды

Человечество использует нефть, как минимум, 8000 лет. Сложно представить современный мир без нефти. Нефть - это и топливо для автомобилей, самолётов и кораблей, тепло в наших домах и большинство встречаемых повсеместно и ежедневно материалов. Мир без нефти был бы сильно непохож на знакомый нам мир.

Однако помимо удобств и явных приемуществ добыча и переработка нефти таит в себе немало опасностей, в первую очередь, для окружающей среды и здоровья большинства населяющих планету живых существ.

Нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия загрязняют все объекты окружающей среды: атмосферный воздух, водные объекты и почву. Основные загрязняющие вещества это углеводороды, сероводород, оксиды углерода, диоксид серы, и азот. В действительности же, выбросы предприятий нефтехимической отрасли содержат до 250 химических веществ, треть из которых представляет I и II класс опасности.

Процесс переработки нефти сопровождается сотней различных химических веществ, из которых почти каждое третье относится к высшим классам опасности.

Особую опасность представляют отходы нефтепереработки. Степень утилизации отходов нефтепереработки незначительна, и приводит к большому накоплению отходов на территории нашей страны. Для хранения этих отходов предназначены полигоны (специальные инженерные сооружения), которые должны соответствовать требованиям экологической безопасности. Эти полигоны являются источниками загрязнения окружающей среды вследствие испарения нефтепродуктов, их проникания в грунтовые воды.

К основным источникам загрязнения в результате нефтеперерабатывающей деятельности относятся: сероводород H2S, оксид углерода СО, диоксид углерода СО2, углеводород, диоксид азота NO2,сернистый газ SO2, канцерогенные вещества, формальдегиды. В технологических процессах используется большое количество воды. Использованная вода, загрязнённая нефтью, солями, сернистыми соединениями и другими веществами, находящиеся в сырой нефти в виде примесей, отводится в специальную сеть канализации.

Они образуются практически на всех технологических установках. В зависимости от источников образования их подразделяют на следующие виды:

Наименование стока	Расход образующихся сточных вод, м3/ч	Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность сбросов	Место сброса	Установленная норма массовой концентрации загрязнений в стоках, мг/дм3
Промливневые стоки (вода после охлаждения насосов)	17,0	-	Пос-тоянно	ПЛК	нефтепродукты - не более 25, взвешенные вещества - не более 60, сульфиды - не более 20, азот аммонийный - не более 50,0
Подтоварная вода Е-8, Е-14	0,05	-	Пос-тоянно	ПЛК	нефтепродукты - не более 25, взвешенные вещества - не более 60, сульфиды - не более 20, азот аммонийный - не более 50,0
Промливневые стоки (вода после пропарки, промывки аппаратов)	16,0	-	1 раз в 3 года	ПЛК	нефтепродукты - не более 25, взвешенные вещества - не более 60, сульфиды - не более 20, азот аммонийный - не более 50,0
Промливневые стоки (отработанная щелочь)*	0,5	При снижении концентра-ции до 2 %	Постоянно	ПЛК	нефтепродукты - не более 25, взвешенные вещества - не более 60, сульфиды - не более 20, азот аммонийный - не более 50,0

- нейтральные нефтесодержащие сточные воды составляют основную часть воды первой системы промышленно-ливневой канализации. К ни относятся сточные воды, получающиеся при конденсации, охлаждении и водной промывке нефтепродуктов, после очистки аппаратуры, смыва полов в производственных помещениях, от охлаждения втулок сальников насосов, дренажные воды из лотков технологических аппаратов, а также ливневые воды с площадок технологических установок. В этих водах нефть присутствует преимущественно в виде эмульсии. Ее концентрация достигает 5-8 г/л, а общее содержание солей - 700-1500мг/л. Сравнительно невысокое количество солей позволяет использовать сточные воды (после действующей очистки) для пополнения систем оборотного водоснабжения;

- солесодержащие сточные воды с высокой концентрацией эмульгированной нефти и большим количеством растворенных солей, в основном NaCI, поступают от электрообессоливающих установок и сырьевых парков. К ним также относятся дождевые воды с территории указанных объектов. Предельно допустимое содержание нефтепродуктов в них не должно превышать 10 г/л. Исследования таких стоков показывают, что содержание нефти в отдельных пробах может доходить до 30г/л, что связано с герметичностью технологического оборудовании и дефектами в эксплуатации. Содержание солей в водах этой группы зависит главным образом от качества нефтей, поступающих на завод;

- сернисто-щелочные сточные воды получаются от защелачивания светлых нефтепродуктов и сжиженных газов. В процессе щелочной очистки из нефтепродуктов удаляются главным образом сероводород Н2S, меркаптаны RSH, фенолы C6H5OH и нафтеновые кислоты. Состав сернисто-щелочных сточных вод этой категории должен соответствовать определенным технологическим требованиям, однако он отличается от установленных нормативов. Периодичность сброса отработанных щелочей в сернисто-щелочную канализацию на различных заводах колеблется от нескольких до 45 дней в зависимости от типа технологических установок и их мощности, принятого режима переработки нефти, качества получаемого исходного сырья, схемы защелачивания, гидравлической нагрузки на щелочные отстойники и ряда других факторов. Среднесуточный сброс этих вод колеблется от 0,0009 до 0,0019 м3 на 1т перерабатываемой нефти;