Установка перегонки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра химической технологии переработки нефти и газа

ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ НА ТЕМУ

"Установка перегонки нефти"

Студент: гр. 4171-43 Нагайбеков А.М.

Руководители практики :

от университета Доц. Гречухина А.А.

от предприятия Ахметова А.Н.

Казань 2011



Содержание

Введение

1. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, энергоресурсов, полуфабрикатов, готовой продукции

2. Описание технологического процесса и технологической схемы секции

2.1 Основы процессов

2.2 Электрообессоливание нефти

2.3 Процесс ректификации и ректификационные колонны

2.4 Описание технологического процесса

2.4.1 Секция электрообессоливания

2.4.2 Стабилизации нефти

2.4.3 Атмосферно-вакуумная перегонка нефти

2.4.4 Дозировка реагентов

3. Пожарная безопасность

3.1 Противопожарные мероприятия. Охрана труда

4. Охрана окружающей среды



Введение

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья - нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

дальнейшее углубление переработки нефти;

повышение октановых чисел автобензинов;

снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Решение этих проблем предусматривает:

Совершенствование основных аппаратов установок АВТ:

контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.;

конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования.

Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.

Коррозия оборудования - еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии - водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Н2О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков.

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном - до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах.

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.



1. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, энергоресурсов, полуфабрикатов, готовой продукции

Таблица 1. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, нефтепродуктов, готовой продукции, обращающихся в технологическом процессе

Наименование сырья, материалов, полупродуктов	Государственный или отраслевой стандарт, СТП, технические условия, регламент или методика на подготовку сырья	Показатели по стандарту, обязательные для проверки	Регламентируемые показатели
			Лето	Зима
2	3	4	5	6
Нефть сырая	ГОСТ 3900	плотность при 20 С, кг/м3 , не более	870,5	870,5
	ГОСТ Р 51947	содержание серы, % масс., не более	1,95	1,95
	ГОСТ 21534	содержание солей, мг/л, не более	5	5
	ГОСТ 2477	содержание воды % об., не более	0,5	0,5
Нефть обессоленная	ГОСТ 21534	содержание солей, мг/л, не более	3	3
	ГОСТ 2477	содержание воды, %об., не более	0,02	0,02
Углеводородный газ	ГОСТ 14920	содержание С5 и выше % мас.не более	2,5
Компонент. бензина (фр. НК-85оС) с колонны Т-100/1	ГОСТ 10679	содержание С5 и выше,% мас., не более	70,0
		содержание С6 ,% мас., не более	27,0
Бензин после колонны Т-101 (прямогонный)	ГОСТ 3900	плотность при 20 С, кг/м3, не более	727,1	---
	ГОСТ 2177	диапазон температур кипения, С	35-180	---
	ГОСТ Р 52660	содержание серы ,% масс, не более	0,22	0,22
Дизельное топливо после колонны Т-102	ГОСТ 3900	плотность при 20 С , кг/м3, не более	844,1	822,4
	ГОСТ 2177	фракционный состав: 50% перегоняется при температуре, С, не более 96% перегоняется при температуре, С, не более	280 360	280 340
	ГОСТ 6356, ГОСТ Р ЕН ИСО 2719	температура вспышки в закрытом тигле, С, не менее	40,0	35
	ГОСТ Р 51947	содержание серы, % масс., не более	1,3	1,2
Атмосферный газойль	ГОСТ 3900	плотность при 20 С , кг/м3, не более	891,6	878,2
	ГОСТ 2177	диапазон температур кипения, С	296423	252400
	ГОСТ 6356	температура вспышки в закрытом тигле, С	902	902
Легкий вакуумный газойль	ГОСТ 3900	плотность при 20 С кг/м3, не более	884,8	884,8
	ГОСТ 2177	диапазон температур кипения, С	245429	245429
	ГОСТ 6356	температура вспышки в закрытом тигле, С, не менее	70	70
Тяжелый вакуумный газойль	ГОСТ 3900	плотность при 20 С, кг/м3, не более	922,2	922,2
	ГОСТ 2177	диапазон температур кипения, С	383538	383538
	ГОСТ 6356	температура вспышки в закрытом тигле, С	2003	2003
Тяжелый вакуумный остаток	ГОСТ 3900	плотность при 20 С, кг/м3, не более	1050	1050
	ГОСТ 4333	температура вспышки в открытом тигле, С	2602	2602
	ГОСТ 11506	точка размягчения, метод КиШ, С, не менее	35	35
Мазут	ГОСТ 6258 ГОСТ 33	вязкость при 80 С, не более условная, ВУ кинемат., Сст	40/100 8/16 59/118	40/100 8/16 59/118
	ГОСТ 3877 ГОСТ 1437	масс. доля серы для высокосернистого, %, не более	3,5	3,5
	ГОСТ 20287 ГОСТ 4333	температура, С застывания, не выше вспышки, не ниже	25/42 90/110	25/42 90/110
Печное топливо	ГОСТ 3900	плотность при 20 С , кг/м3	не норм.	не норм.
	ГОСТ 6356	температура вспышки в закрытом тигле, С, не ниже	40	40
	ГОСТ 2177	фракционный состав: -до 250 С перегоняется, %, не более до 350 С перегоняется, %, не менее	65 80	65 80
Вода подтоварная, с V-102, 103, 100/1	Методика НПУ	определение pH	6,58,5	6,58,5
	ГОСТ 4011	содержание Fe, мг/м3, не более	0,5	0,5
Вода котловая с Е-112, 113	Методич. реком	кислород растворенный, мг/дм3 , не более	0,05	0,05
	ГОСТ 4151	жесткость, мг*экв/кг, не более	0,02	0,02
Деэмульгатор ЕС-2133	Методика НПУ	плотность при 25 С, кг/м3	990,0	990,0
Ингибитор коррозии ЕС-1021А	Методика НПУ	плотность при 15 С, кг/м3	918,0	918,0
Нейтрализатор ЕС-1197	Методика НПУ	плотность при 15 С, кг/м3	985,0	985,0
Щелочной раствор NaOН	Методика НПУ	Концентрация, %, не более	2	2
Содощелочной раствор (Na2CO3+ NaOH в соотн. 3:1)	Методика НПУ	Концентрация, %	1-2	1-2



2. Описание технологического процесса и технологической схемы секции

2.1 Основы процессов

Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близко кипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений. В ней растворены газообразные (до 4 %) и твердые углеводороды. Углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 4, т.е. метан, этан, пропан, бутан и изобутан, - газообразные углеводороды. Углеводороды С5 - С15 при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Углеводороды С16 - С34 и выше являются твердыми углеводородами, они образуют парафины и церезины. Их содержание в нефти составляет до 5 %, иногда до 12 %. В нефти содержатся также в небольших концентрациях неуглеводородные соединения, органические кислоты и некоторые другие вещества.

По химическому составу углеводороды нефти относятся к следующим классам соединений: парафиновые, нафтеновые и ароматические. Ненасыщенных углеводородных соединений в нефти мало, но они в большом количестве образуются при термической обработке нефти.

Парафиновые углеводороды нефти представлены соединениями как с неразветвлённой цепью (нормального строения), так и с разветвленной цепью (изостроения), например, н-бутан и изобутан:

СН3 СН2 СН2 СН3 СН3 СН СН3

СН3

Парафиновых углеводородов нормального строения в нефти значительно больше, чем углеводородов изостроения. Однако целью ряда процессов переработки нефти является получение именно изомеров, поскольку их наличие значительно улучшает эксплуатационные характеристики топлива. Так, с увеличением содержания углеводородов изостроения в автомобильных бензинах повышается их октановое число.

Из нафтеновых углеводородов в качестве примера можно назвать циклопентан С5Н10 и циклогексан С6Н12.

Наличие нафтеновых углеводородов в реактивных и дизельных топливах положительно сказывается на их эксплуатационных свойствах. Нафтеновые углеводороды обладают большей термической стойкостью, чем парафиновые; они менее склонны к нагарообразованию в двигателях, чем ароматические углеводороды.

Ароматические углеводороды, содержание которых в нефти незначительно, образуются из нафтеновых углеводородов в процессе каталитического риформинга. Ароматические углеводороды, входящие в состав бензинов, также повышают их октановое число.

Кислород, сера, азот и хлор входят в состав нефти в виде отдельных соединений. Присутствие в нефти и топливах соединений серы нежелательно, так как они приводят к коррозии аппаратов, трубопроводов и двигателей, а также являются ядом для катализаторов ряда процессов нефтепереработки.

Технологический процесс производства секции 100 включает в себя несколько стадий: подготовка нефти (ЭЛОУ); стабилизация нефти; атмосферная разгонка нефти; вакуумная разгонка мазута.

Сырая нефть представляет собой эмульсию, состоящую из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Одна из них - нефть, другая - вода с растворенными в ней солями. Значительную стойкость этим эмульсиям придают природные эмульгаторы: смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот.



2.2 Электрообессоливание нефти

В нефти, поступающей на установку, содержание воды должно быть не более 0,5 %, солей - не более 5 мг/л.

Растворенные в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по разному.

Хлориды при повышенных температурах в присутствии воды гидролизуются с образованием хлористого водорода (НСl), обладающего высокой коррозионной активностью. Наибольшей способностью к гидролизу обладает хлористый магний:

MgCl2 + H2O Mg(OH)Cl + HCl

Mg(OH)Cl + H2O Mg(OH)2 + HCl

Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой, а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле электродегидратора. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов в нейтральной и слабощелочной среде, регулируемой подачей щелочи.

2.3 Процесс ректификации и ректификационные колонны

Для разделения нефти на фракции, отличающиеся пределами температуры кипения, применяется процесс ректификации. Ректификацию многокомпонентных смесей, к которым относится и нефть, проводят в колонных аппаратах, осуществляя многократный контакт между потоками жидкой и паровой фаз.

Движущая сила ректификации - разность между фактическими и равновесными концентрациями компонентов в паровой фазе, отвечающими данному составу жидкой фазы. Парожидкостная система стремится к равновесию, в результате чего пар обогащается низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами.

Процесс ректификации по аппаратурному оформлению и условиям проведения достаточно многообразен. Наибольшее распространение получили ректификационные колонны: тарельчатые (клапанные, сетчатые, колпачковые и т.д.) и насадочные.

В зависимости от характеристики исходного сырья процесс ректификации можно проводить под атмосферным давлением, избыточным давлением, вакуумом.

Разделение нефти на фракции путем перегонки (дистилляции) основано на различии температур кипения ее компонентов. При нагревании компоненты с более низкой температурой кипения переходят в пары, а компоненты с высокой температурой кипения остаются в жидкости. Пары после конденсации образуют дистиллят, неиспарившаяся жидкость - остаток. Такой процесс называется простой перегонкой.

Для более четкого разделения сложной смеси, каковой является нефть, применяют перегонку с ректификацией. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах при взаимодействии на тарелках двух встречных потоков: газового - снизу вверх и жидкостного - сверху вниз. В среднюю часть колонны (зона эвапорации) вводится сырье. Выше ввода сырья находится концентрационная зона колонны, а ниже - отгонная зона. С верха концентрационной части колонны получают продукт необходимой чистоты - ректификат, а с низа отгонной части - остаток. Для работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Она образуется за счет возвращения в колонну части готового продукта, называемого орошением. Изменением подачи флегмы регулируется температура верха колонны, тем самым определяется качество получаемого дистиллята.

При перегонке нефти в результате термического разложения сернистых соединений образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной сильной коррозии аппаратуры.

В присутствии воды и при повышенных температурах сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо.

Fe + H2S FeS + H2

FeS + 2HCl FeCl2 + H2S

Для подавления хлористо-водородной коррозии аппаратуры АВТ и отбензинивания нефти предусматривается подача 1%-го щелочного раствора на всас насоса Р-101А,В и 1-2% содо-щелочной раствор насосом Р-117А,В на узел смешения перед подачей нефти в колонну Т-100/1. Нейтрализующий амин и ингибитор коррозии подаются в шлёмовые линии и линии орошения колонн Т-100/1, Т-101, Т-104.

Сульфиды, хлориды выводятся с дренажной водой из рефлюксных емкостей V-100/1, V-102, V-103, колонн Т-100/1, Т-101, Т-104.

2.4 Описание технологического процесса

2.4.1 Секция электрообессоливания

Предварительно обессоленная и обезвоженная нефть поступает на ЕНПУ из резервуаров РВС-15,16 ЦКППН-1 по надземному трубопроводу самотеком в буферную емкость Е-1. Имеется возможность приема нефти из ЦКППН-1, минуя емкость Е-1 на прием насоса Н-1/1,2.

Из емкости Е-1 сырьевым насосом Н-1/1,2 сырая нефть подается через СИКН (систему измерения количества и показателей качества нефти) на нефтеперерабатывающую установку на прием насоса Р-101А/В с температурой 25-35 С. Для повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии в трубопровод сырой нефти на границе ЦПН поршневым насосом Р-124В дозируется деэмульгатор с расходом 5 г. на тонну сырья.

Для увеличения срока службы оборудования и защиты её от коррозии предусмотрен ввод щелочных реагентов в сырье. Однопроцентный щелочной раствор готовится в емкости V-121, после перемешивания насосом Р-125 этим же насосом раствор NaOH подается на прием дозировочного насоса Р-126 в одну из двух точек: на узел смешения, установленного на всасывающей линии насоса Р-101А,В или в поток нефти после электродегидратора V-101. Существует возможность подачи щелочного раствора, минуя насос Р-125 по байпасной линии. Для защиты трубопровода с нагнетания насоса Р-126 от превышения давления установлен предохранительный клапан СППК-124, оттарированный на 25 кгс/см2, сброс с предохранительного клапана осуществляется в атмосферу.

Насосами Р-101 А/В (один рабочий, второй - резервный) нефть с давлением 16-19,5 кг/см2 подается на блок теплообменников (Е-101А,В; Е-102А,В; Е-103В), где производится ее предварительный подогрев за счет утилизации тепла продуктов разгонки нефти. Расход нефти поддерживается в пределах 54-64 м3/час клапаном-регулятором FIC-1401, исполнительный механизм которого установлен перед теплообменником Е-101А/В.

Сырая нефть последовательно проходит по межтрубному пространству теплообменников:

Е-101А/В, где подогревается легким вакуумным газойлем;

Е-102А/В, где подогревается дизельным топливом (сырьем С-400);

и по трубному пространству теплообменника Е-103В, где подогревается дизельным топливом (орошением Т-101).

После теплообменника Е-103В нефть с температурой 100-120 С поступает в электродегидратор V-101.

В электродегидраторе предусмотрены основная и резервная линии со смесительными устройствами для ввода водонефтяной смеси.

Для снижения концентрации растворенных солей и предотвращения их отложения в теплообменниках, из емкости ТК-101 насосами Р-107 А/В подается промывочная вода в две точки:

во всасывающий трубопровод или нагнетающий трубопровод насосов Р-101А/В из расчета 2 % об. от расхода сырой нефти. Регулирование подачи воды осуществляется вручную и контролируется по расходомеру FT-1403.

в количестве 4 % об. от расхода сырой нефти в основную или резервную линию сырой нефти перед электродегидратором V-101. Регулирование подачи воды осуществляется вручную и контролируется по расходомеру FT-1403.

Предварительно вода подогревается до температуры 60-90 С потоком воды насыщенными солями, сбрасываемой из V-101. Диспергирование водонефтяной смеси производится за счет дросселирования на смесительном клапане, перепад давления поддерживается в пределах от 0,3-1,1 кг/см2 и контролируется по месту манометром PI-106 основная линия и PI-193, PI-194 резервная линия.

В электродегидратор V-101 нефть поступает через маточник, расположенный в нижней части аппарата. В средней части V-101 находятся два горизонтальных ряда электродов. Расстояние между рядами 19 см, при этом верхний ряд заземлен на корпус аппарата, нижний - поддерживается изоляторами и находится под напряжением 4,5-5,5 кВ. Возможна регулировка мощности электростатического поля в пределах 4,5-8 кВ.

В электростатическом поле мелкие частички воды коагулируются в более крупные и под действием силы тяжести оседают в нижней части V-101. Уровень раздела фаз вода-нефть поддерживается с помощью регулятора уровня LIC-1102. Отводимая из V-101 насыщенная солями вода проходит теплообменник Е-107, где подогревает поступающую от насоса Р-107А/В воду и сбрасывается в Кичуйские очистные сооружения (КОС) ЦКППН-1.

Электродегидратор V-101 должен эксплуатироваться при полном заполнении нефтью.

При снижении уровня нефти в V-101 до 350 мм по блокировке LALL 1101 снимается напряжение с электродов электродегидратора V-101.

Для защиты V-101 от превышения давления установлен предохранительный клапан РSV-101, оттарированный на 22,1 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в колонну Т-101. На выходе предохранительного клапана установлена ручная арматура, при работе установки она пломбируется в открытом положении.

Для пропарки электродегидратора при подготовке к ремонтным работам и внутренним осмотрам имеется линия подачи пара Р-4,2 кг/см2 в линию подачи воды в V-101 в нижнюю часть аппарата перед Е-107.

2.4.2 Стабилизации нефти

Обезвоженная и обессоленная нефть выводится с верха V-101 и проходит через трубное пространство теплообменников:

Е-103А, где подогревается дизельным топливом;

Е-104А,В, где подогревается объединенным потоком атмосферного и тяжелого вакуумного газойлей;

Е-105 А/В,С где подогревается тяжелым вакуумным газойлем;

Е-106 А/В, где подогревается гудроном;

Поступление нефти на АВТ после теплообменника Е-106А/В, можно организовать по двум схемам: через секцию стабилизации нефти или минуя ее. Переключение осуществляется вручную, используя запорные арматуры.

После теплообменника Е-106А/В нефть с температурой 210-230 С поступает в стабилизационную колонну Т-100/1. Температура нефти после теплообменника Е-106А/В контролируется по ТЕ-1228 с выводом показаний на системное управление.

Для увеличения срока службы оборудования и защиты её от коррозии применяется ввод щелочных реагентов в сырье. Одно процентный содо-щелочной раствор готовится в емкости V-120, после перемешивания насосом Р-120 подается дозировочным насосом Р-117А/В на узел смешения после теплообменника Е-106А/В.

Колонна Т-100/1- тарельчатая ректификационная колонна с 22 клапанными тарелками барботажного типа. Нумерация тарелок по колонне - снизу вверх, с 14 и 15 тарелок предусмотрен отбор бензиновой фракции НК-85 С. Питание в колонну Т-100/1 поступает на 8 тарелку, температура в питательной части колонны контролируется по TЕ-1241 с выводом показаний на системное управление.

Паровая фаза отводимая с верха колонны с температурой 50-65 С и давлением в пределах 5,8-6,5 кг/см2, конденсируется в аппарате воздушного охлаждения (АВО) АС-100/1 и поступает в сепаратор V-100/1. В шлемовой части колонны Т-100/1 установлены датчики давления РТ-1317 и температуры TЕ-1239, с выводом показаний по которым производится контроль, на системное управление. Для защиты АВО насосом Р-124А подается ингибитор в шлемовую линию колонны Т-100/1 расходом 5 г/тн.

Для пропарки колонны Т-100/1 при подготовке к ремонтным работам и внутренним осмотрам имеется стационарная линия подачи пара Р-10 кг/см2.

Сепаратор снабжен отстойными зонами: зоной для отделения воды и «сухой» зоной для отделения газа.

Температура бензина в V-100/1 поддерживается в пределах 50-60 С и контролируется по TЕ-1243 с выводом показаний на системное управление. Температура после АВО АС-100/1 регулируется регулятором TIC-1243 изменением угла поворота жалюзи воздушного холодильника и регулятором TIC-1243А за счет частичного байпасирования АВО АС-100/1. При необходимости дополнительного охлаждения подключается водяной теплообменник Е-100/1, установленный после воздушного холодильника АС-100/1. Регулировка температуры осуществляется вручную расходом охлаждающей воды через теплообменник Е-100/1.

Водяной теплообменник Е-100/1 можно использовать в двух технологических режимах, как для охлаждения паров бензина отводящих с верха колонны Т-100/1, так и для охлаждения вывода избыточного углеводородного газа с сепаратора V-100/1 в систему сбора газов компрессорной станции КС-21 УТНГП.

Жидкая фаза углеводородов с сепаратора V-100/1 насосом Р-100/2А,В направляется на 22-ю тарелку колонны Т-100/1 в качестве орошения. Расход фракции НК-35 С на орошение колонны Т-100/1 контролируется по FI-1427 с выводом показаний на системное управление. Уровень в сепараторе V-100/1 поддерживается регулятором уровня LIC-1122, установленным на линии орошения колонны Т-100/1. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней в сепараторе V-100/1 и блокировка по низкому уровню LSLL -1122 - 5%, при срабатывании которой останавливаются насосы Р-100/2 А/В.

Водный отстой из V-100/1 регулятором уровня раздела фаз LIC-1123 выводится через дренажную систему ЕНПУ в Кичуйские очистные сооружения (КОС) цеха комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН-1). При понижении уровня водного отстоя в V-100/1 до 10 % срабатывает предупредительная сигнализация LSL-1123.

Сброс углеводородных газов с V-100/1 производится по двум потокам.

Основной поток газа с расходом до 600 м3/час направляется для очистки на секцию 500 для дальнейшего использования в качестве топливного газа. Контроль расхода газа производится по FT-1436 с выводом показаний на системное управление.

Поддержание давления верха колонны Т-100/1 и рефлексной емкости V-100/1 в пределах 6-6,5 кг/см2, производится регулятором PIC-1315 установленным на основном потоке вывода углеводородного газа.

По блокировке LSHH-1125 (высокий уровень в V-100/1) сброс углеводородных газов с основного потока трехходовым клапаном NV-1516 переводится на факел, а на линии вывода избыточного углеводородного газа отсекающим клапаном NV-1517 перекрывается поток. В период стабилизации режима имеется возможность дистанционного управления в ручном режиме трехходовым клапаном NV-1516 и отсекающим клапаном NV-1517 с пульта системного управления.

Для защиты колонны Т-100/1 и V-100/1 от превышения давления установлены предохранительные клапана СППК4-150-16 на Т-100/1 и СППК4-50-16 на V-100/1, оттарированный на 10 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в факельную систему.

Отбор через второй поток газа с V-100/1 осуществляется в период избытка технологического газа в топливной сети нефтеперерабатывающей установки ЦПН.

Углеводородный газ с температурой 50-60 С и давлением 5,8-6,5 кг/см2 из рефлюксной емкости V-100/1 с расходом 130-650 м3/час подается в водяной теплообменник Е-100/1, где частично конденсируется за счет охлаждения и поступает в сепаратор V-100/4. Контроль расхода газа производится по FT-1435 с выводом показаний на системное управление.

Регулирование температуры парожидкостного потока перед сепаратором V-100/4 осуществляется вручную за счет изменения расхода охлаждающей воды в теплообменник Е-100/1.

Температура парожидкостной среды в V-100/4 поддерживается в пределах от 15 С до 40 С. Контроль температуры в V-100/4 осуществляется по TТ-1249 с выводом показаний на системное управление. Давление в сепараторе V-100/4 поддерживается в пределах 5,8-6,5 кг/см2 и контролируется по РТ-1332 с выводом показания на системное управление.

В сепараторе первой ступени V-100/4 происходит разделение на жидкую и газовую фазы. Жидкая фаза с отстойной зоны V-100/4 выводится регулятором уровня LIC-1126 через теплообменник «труба в трубе», где происходит нагрев за счет использования пара 10 кг/см2 и направляется в линию вывода углеводородного газа с емкости V-100/1 на секцию аминовой очистки в сепаратор V-504 или V-502, или при необходимости в линию некондиционного продукта до теплообменника «труба в трубе». При отводе жидкости в газовую линию происходит её испарение за счет температуры и сброса давления до 1,6-2,0 кг/см2.

Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (30 %) и максимального (70 %) уровней в сепараторе V-100/4.

По блокировке LSHH-1126 (высокий уровень в V-100/4) на линии вывода избыточного углеводородного газа отсекающим клапаном NV-1517 перекрывается поток.

Для защиты сепаратора V-100/4 от превышения давления установлена пара предохранительных клапанов СППК 50-16-01 на V-100/4, оттарированный на 10 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в факельную систему.

Газ с V-100/4 направляется на вторую ступень сепарации в V-100/5 или сбрасывается в факельную систему. Количество сдуваемого газа с сепаратора V-100/4 в сепаратор V-100/5 регулируется регулятором РV-1332. Имеется возможность подачи углеводородного газа после V-100/4 в сепаратор V-504 в линию после клапана PV-1315.

В сепараторе V-100/5 происходит улавливание газоконденсата, образование которого возможно при движении газа в зимний период.

Газоконденсат дренируется вручную в линию факельного коллектора с контролем по уровню LIC-1127 с выводом показания на системное управление.

Углеводородный газ с V-100/5 через узел учета газа поступает в трубопровод сбора газа компрессорной станции № 21 УТНГП. Контроль расхода газа на КС-21 с V-100/5 производится по расходомеру FT-1437 с выводом на пульт управления.

Давление в V-100/5 поддерживается в пределах 1,5-2,8 кг/см2 в зависимости от давления в трубопроводе сбора газа УТНГП.

Контроль температуры и давления в V-100/5 производится по ТТ-1260 и РТ-1333 соответственно с выводом показаний на системное управление.

Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (30 %) и максимального (70 %) уровней в сепараторе V-100/5.

Для защиты от перелива газового конденсата с V-100/5 в транспортируемый трубопровод, установлен механический отсекатель жидкости.

По блокировке LSHH-1127 (высокий уровень в V-100/5) на линии вывода избыточного углеводородного газа отсекающим клапаном NV-1517 перекрывается поток.

Для защиты сепаратора V-100/5 от превышения давления установлена пара предохранительных клапанов СППК 50-16-01 на V-100/5, оттарированный на 10 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в факельную систему.

Вывод бензиновой фракции НК-85 С производится с двух тарелок 14 и 15 колонны Т-100/1 и поступает в верхнюю часть отпарной колонны Т-100/2 для дополнительной отгонки легких фракций. На линиях вывода фракции НК -85 С имеется запорная арматура, позволяющая в случае необходимости производить отбор с 14 или 15 тарелки Т-100/1.

Температуру в пределах 130 С отбора фракции НК-85 С контролируется по ТЕ-1241 установленного в зоне отбора в средней части колонны Т-100/1.

Отбор бензиновой фракции НК -85 С производится по уровню в подогревателе V-100/2, который контролируется регулятором LIC-1121.

Отпарная колонна Т-100/2 - тарельчатая, с четырьмя тарелками клапанного типа. Нумерация тарелок - снизу вверх. Под первую тарелку подаются пары бензина, нагретые в подогревателе V-100/2, с температурой в пределах 95 С.

Бензиновая фракция стекает по тарелкам вниз, противотоком ему поднимается смесь паров легкокипящих углеводородов, при этом из жидкости отгоняются низкокипящие компоненты, которые выводятся с верха Т-100/2 и поступают под 16 тарелку колонны Т-100/1. Контроль температуры в отпарной колонне Т-100/2 производится по ТЕ-1242 с выводом показаний на системное управление.

Из куба Т-100/2 самотеком бензиновая фракция поступает в подогреватель V-100/2, где осуществляется её нагрев до температуры в пределах 85 С, за счет отбензиненной нефти с температурой в пределах 200 С, поступающий от насоса Р-100/3А,В в змеевик V-100/2.

Температура в подогревателе V-100/2 регулируется клапаном TIC-1236, установленным на линии отбензиненной нефти после насоса Р-100/3А,В в подогреватель V-100/2 и контролируется по ТЕ-1236 с выводом показаний на системное управление. Паровая фаза из отпарной колонны Т-100/2 возвращается под первую тарелку колонны Т-100/2 или на 16-ю тарелку колонны Т-100/1.

Контроль уровня в подогревателе V-100/2 осуществляется по LT-1121 с выводом показаний на системное управление.

Имеется сигнализация минимального (20 %) и максимального (70 %) уровней в подогревателе V-100/2. Для защиты V-100/2 от превышения давления установлен предохранительный клапан СППК 4-50-16, оттарированный на 10 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в факельную систему.

С низа подогревателя V-100/2 выводится смесь бензиновой фракции НК-85 С вместе с водой, которая охладившись в аппарате воздушного охлаждения АС-100/2 до температуры в пределах 20-45 С, поступает в аппарат V-100/3.

Температура после АС-100/2 регулируется вручную изменением угла поворота жалюзи воздушного холодильника.

Контроль температуры после АВО АС-100/2 осуществляется по ТЕ-1248 с выводом показаний на системное управление.

Вертикальная емкость V-100/3 предназначена для разделения компонента бензиновой фракции НК-85 С от воды, внутри емкости имеется начинка для улавливания воды.

В нижней части емкости V-100/3 скапливается водный слой, который регулятором уровня раздела фаз LIC-1124 выводится через дренажную систему ЕНПУ в Кичуйские очистные сооружения (КОС) ЦКППН-1, при понижении уровня до 15 % срабатывает предупредительная сигнализация LSL-1124.

Сверху емкости V-100/3 компонент бензиновой фракции НК-850С подается в один из трех потоков:

первый на узел компаундирования с бензином, поступающим из секции 200 в товарный парк;

второй, в емкость Е-9/1 для резервирования;

третий в линию прямогонного бензина с секции С-100, поступающего на гидроочистку (секция 300).

В период стабилизации технологического режима или несоответствии регламентируемым параметрам отбор компонента бензиновой фракции НК-85 С производится в линию некондиции открытием задвижки №1169 и закрытием задвижки №1945.

Количество выводимого компонента бензина фракции НК-85 С регулируется клапаном FV-1426 с расходом в пределах 0,8-1,6 м3/час. Расход контролируется по FT-1426 с выводом показаний на системное управление

Стабильная нефть из куба Т-100/1 с температурой в пределах 215-240 С подается на прием насосов: Р-100/3А,В и Р-100/1А,В

Насосами Р-100/1А,В подается на нагрев куба колонны Т-100/1 до температуры в пределах 200-240 С, по следующей схеме: - низ колонны Т-100/1 насос Р-100/1А,В печь Н-100/1 куб колонны Т-100/1.

Расход циркулирующей нефти регулируется клапаном ТV-1235 в пределах 50-70 м3/час контролируется по FT-1425 c выводом показаний на системное управление.

Температура в кубе колонны Т-100/1 контролируется по ТЕ-1235 с выводом показаний на системное управление.

Печь Н-100/1 - цилиндрического типа однокамерная, радиантно- конвективная, с верхним отводом дымовых газов с горизонтальным расположением труб в конвективной части и вертикальным расположением в радиантной части змеевиков. Разрежение в печи создается за счет естественной тяги в топке печи и регулируется:

вручную заслонкой шибера, установленным в дымовой трубе.

подачей первичного воздуха при помощи жалюзи, установлен в нижней части печи.

Контроль тяги осуществляется по местному прибору PI-120.

Печь снабжена одной основной горелкой и одной запальной горелкой.

Давление топливного газа поддерживается: к запальной горелке - регулятором PCV-102 с давлением настройки в пределах 0,5-0,7 кг/см2, к основной горелке - регулятором PIC-1316 с коррекцией по температуре нефти на выходе из печи TIC-1237.

Нефть поступает в змеевик конвективной зоны, где нагревается дымовыми газами и затем поступает в змеевики радиантной зоны, где производится ее окончательный нагрев за счет излучения раскаленных стен камеры и пламени горелок. Температура нефти на выходе из печи Н-100/1 поддерживается не выше 250 С каскадной схемой регулирования в составе ведущего регулятора TIC-1237 и ведомого PIC-1316. Предусмотрена сигнализация высокой температуры нефти ТSН-1237 - 255 С и блокировка ТАНН-1238 - 370 С, при срабатывании которой отсекается подача топливного газа на основную горелку закрытием отсекателя NV-1515. Печь Н-100/1 останавливается также при срабатывании блокировок:

- РSНН-1322 - высокое давление топливного газа;

- ТSНН-1246 - высокая температура дымовых газов;

- FSLL-1425 - низкий расход нефти к Н-100/1.

При срабатывании блокировки PSLL-8302 прекращается подача топливного газа к основной горелке печи Н-100/1 (закрытие отсекателя NV-1515) и подача топливного газа к запальной горелке (закрытие соленоидного клапана NV-1500).

Для контроля перепада давления в змеевиках печи Н-100/1 установлены датчики давления на входе РТ-1319 и выходе РТ-1320 с выводом показаний на системное управление.

2.4.3 Атмосферно-вакуумная перегонка нефти

Насосами Р-100/3А,В основная часть стабильной (отбензиненной) нефти подается в печь Н-101 и на нагрев продукта в подогревателе V-100/2, по следующей схеме:

V-100/2

Т-100/1насос Р-100/3А,В LV1120 печь Н-101

Стабильная (отбензиненная) нефть из куба Т-100/1 с температурой в пределах 200-240С насосами Р-100/3А,В подается в печь Н-101 на атмосферную разгонку для получения нефтепродуктов: прямогонного бензина, прямогонного дизельного топлива, атмосферного газойля и кубового остатка (мазута).

Уровень в кубе колонны Т-100/1 поддерживается клапаном регулятором LIC-1120, установленным на линии стабильной нефти после насоса Р-100/3А,В до печи Н-101.

Расход стабильной нефти в пределах 50-80 м3/час контролируется по FT-1428 c выводом показаний на системное управление.

Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней в кубе колонны Т-100/1 и блокировка по низкому уровню LSLL -1120 (5 %) при срабатывании которой останавливает насосы Р-100/3 А,В.

В печи Н-101 отбензиненная нефть подогревается до температуры 335-355 С.

Печь Н-101 коробчатого типа, с верхним отводом дымовых газов и горизонтальным расположением труб змеевиков радиантной и конвективной зон.

Разрежение в печи создается за счет естественной тяги в топке печи и регулируется:

вручную заслонкой шибера, установленного в дымовой трубе;

подачей первичного воздуха при помощи жалюзи, установленных в нижней части печи на 6 тарелках.

Контроль тяги осуществляется по местному прибору PI-110.

Давление топливного газа поддерживается: к запальной горелке - регулятором PCV-101 с давлением настройки в пределах 0,5-0,7 кг/см2, а к основным горелкам регулятором PIC-1301 с коррекцией по температуре нефти на выходе из печи TIC-1206.

Печь снабжена шестью основными, запальными горелками и шестью форсунками для дожига углеводородных газов, поступающих из рефлюксной емкости V-102. В верхней части конвективной камеры расположены змеевики, в которых производится нагрев пара р=4,2 кг/см2 до температуры в пределах 340-360 С.

Нефть перед печью Н-101 разделяется на два потока и поступает в змеевики конвективной зоны, где нагревается дымовыми газами и затем поступает в змеевики радиантной зоны, где производится ее окончательный нагрев за счет излучения раскаленных стен камеры и пламени горелок.

Равномерность регулирования расходов через змеевики печи осуществляется вручную регулирующими арматурами установленными на потоках перед печью, во избежание перегрева змеевиков. Контроль расхода нефти первого потока осуществляется по FT-1420 и второго по FT-1421 с выводом показаний на системное управление.

Контроль температур не более 360 С на выходе из печи контролируется по термодатчикам ТЕ-1207 на первом потоке и ТЕ-1208 на втором потоке.

Общая температура нефти на выходе из Н-101 поддерживается не выше 360 С каскадной схемой регулирования в составе ведущего регулятора TIC-1206 и ведомого PIC -1301. Предусмотрена сигнализация высокой температуры нефти TIC-1206 - 360 С с блокировками ТSНН-1207; ТSНН-1208 - 371 С, при срабатывании которых отсекается подача топливного газа на основные горелки и отсекается клапаном NV-1504 подача углеводородных газов с рефлюксной емкости V-102 на форсунки дожига печи.

Печь Н-101 останавливается также при срабатывании блокировок FSLL-1428, FSLL-1401, ТSНН-1203, РSНН-1302:

- прекращается подача топливного газа к основным горелкам Н-101, при этом закрываются клапана-отсекатели NV-1501, NV-1502 (на линии топливного газа к основным горелкам);

- открываются сбросной клапан NV-1503 (на линии сброса топливного газа в атмосферу), а также закрывается клапан NV-1504 (сброс углеводородных газов с V-102 на дожиг в печи).

При срабатывании PSLL-8302:

- прекращается подача топливного газа к основным горелкам Н-101, при этом закрываются клапана-отсекатели NV-1501, NV-1502 (на линии топливного газа к основным горелкам);

- открываются сбросной клапан NV-1503 (на линии сброса топливного газа в атмосферу), а также закрывается клапан NV-1504 (сброс углеводородных газов с V-102 на дожиг в печи). Одновременно прекращается подача топливного газа и к запальным горелкам (закрытие соленоидного клапана NV-1505).

Для выжига кокса, при образовании его на внутренней поверхности труб змеевика, предусмотрена подача пара и воздуха по съемным участкам с выбросом продуктов сгорания в атмосферу, расход пара контролируется при этом по индикатору местного расхода FI-108, воздуха - FI-109. Для промывки труб змеевиков по окончании операции выжига кокса имеется врезка технологической воды в коллектор смешения пара с воздухом.

Из печи Н-101 парожидкостная смесь поступает в атмосферную колонну Т-101. Колонна Т-101- тарельчатая ректификационная колонна с 23 клапанными тарелками барботажного типа. Нумерация тарелок по колонне - снизу вверх, с 13 тарелки предусмотрен отбор дизельной фракции. Между 7 и 8 тарелками расположена накопительная «глухая» тарелка без номера, с которой производится отбор атмосферного газойля. Питание в колонну Т-101 поступает на 4 тарелку.

Для снижения температуры в кубе колонны и повышения эффективности отгонки легких фракций под первую и «глухую» тарелки подается перегретый пар давлением р=4,2 кг/см2 с расходом 250-350 кг/час, регулирование производится вручную с контролем расхода по FТ-1409 с выводом показаний на СУ.

Контроль температуры куба колонны Т-101 осуществляется по TI-1209 с выводом показаний на системное управление (СУ).

Газы и пары бензина, отводимые с верха колонны Т-101, конденсируются в воздушном холодильнике АС-109 и поступают в рефлюксную емкость V-102, снабженную отстойной зоной для отделения воды. Температура бензина в V-102 поддерживается в пределах 25-45 С и регулируется вручную изменением угла поворота жалюзи воздушного холодильника.

Для защиты АС-109 от замораживания трубных пакетов, температура охлаждающего воздуха поддерживается в пределах 5-40 С путем частичной рециркуляции горячего воздуха внутри камеры АВО.

Для достижения более полной конденсации в летний период имеется возможность подключения дополнительного теплообменника Т-120 с водяным охлаждением после АС-109. Температура после теплообменника Т-120 регулируется вручную расходом охлаждающей воды.

Контроль температуры потока, входящего в емкость V-102 осуществляется по TI-1213 с выводом показаний на СУ.

Несконденсировавшиеся углеводородные газы используются в качестве топливного газа в печи Н-101, для поддержания давления верха колонны Т-101 в пределах 0,25-0,35 кг/см2 производится сброс газов из V-102 регулятором PIC-1303 на факел. При снижении давления ниже 0,25 кг/см2 осуществляется подпитка топливным газом V-102, количество которого регулируется клапаном РIC-1303А. Контроль давления в V-102 производится по PT-1303 с выводом показаний на СУ.

По блокировке LSHH-1109 (высокий уровень в V-102) перекрывается сброс газов клапаном NV-1504 на форсунки печи Н-101.

Для поддержания температуры верха колонны Т-101 в пределах 125-140 С флегмовыми насосами Р-106А/В прямогонный бензин из рефлюксной емкости V-102 подается на орошение в количестве 250-350 м3/сут. Расход флегмы регулируется при помощи регулятора температуры TIC-1212 с контролем расхода по FT-1406 c выводом показаний на СУ. Балансовое количество прямогонного бензина по уровню в V-102 регулятором LIC-1109 выводится на установку гидроочистки в сборник V-301 или в емкость Е-9/1 «Установки по производству бензина Р-92» товарного парка.

Количество выводимого бензина составляет 10,5-14,5 м3/час (в зависимости от загрузки по нефти и времени года) и контролируется по FТ-1407 с выводом показаний на СУ. В период стабилизации технологического режима или несоответствии регламентируемым параметрам отбор прямогонного бензина производится в линию некондиции открытием задвижки №1607 и закрытием задвижки №1606.

Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней в сепараторе V-102.

Водный отстой из V-102 регулятором уровня раздела фаз LIC-1108 выводится через дренажную систему ЕНПУ в Кичуйские очистные сооружения (КОС) цеха комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН-1), при достижении уровня за пределами 5-75 % срабатывает предупредительная сигнализация LSL-1108.

Для защиты узла конденсации бензина от коррозии в шлемовую линию Т-101 поршневым насосом Р-123А дозируется раствор ингибитора коррозии с расходом 5 гр/тн. Эффективность действия ингибитора коррозии снижается в кислой среде, поэтому в линию подачи флегмы или в шлемовую линию насосом Р-122А подается раствор нейтрализующего амина с расходом 7 гр/тн, расход его поддерживается на уровне, обеспечивающем рН подтоварных вод из V-102 в пределах 7,0-8,0.

Для защиты колонны Т-101 и прилегающего оборудования от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-104 на шлемовой линии колонны Т-101 оттарированный на 3,5 кг/см2, сброс с предохранительного клапана производится в факельную систему.

Фракция дизельного топлива отбирается с 13 тарелки колонны Т-101 с температурой 210-235 С, часть которой подается в отпарную колонну Т-102 для дополнительной отгонки легких фракций и стабилизации. Другая часть насосом Р-104А/В в количестве 37,5-52 м3/час, поддерживаемый регулятором FIC-1404, охлаждается сырой нефтью в теплообменниках Е-103А/В и в качестве внутреннего циркуляционного орошения возвращается на 16 тарелку колонны Т-101.

Температура отбора дизельного топлива контролируется по ТЕ-1229 с выводом показаний на СУ.

Отпарная колонна Т-102 - тарельчатая, с четырьмя тарелками клапанного типа. Нумерация тарелок - снизу вверх. Под первую тарелку подается перегретый пар давлением р=4,2 кг/см2 с расходом до 200 кг/час, регулирование вручную с контролем по FТ-1434 с выводом показаний на СУ.

Дизельное топливо стекает по тарелкам вниз, противотоком ему поднимается смесь паров легкокипящих углеводородов и воды, при этом из жидкости отгоняются низкокипящие компоненты и вместе с водяным паром выводятся с верха Т-102 и поступают под 15 тарелку колонны Т-101.

Уровень в кубе колонны Т-102 поддерживается регулятором LIC-1107 отбором необходимого количества дизельного топлива с 13 тарелки колонны Т-101. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней в кубе Т-102.

Из куба отпарной колонны Т-102 дизельное топливо насосами Р-105А/В подается по трем потокам:

первый, в количестве до 6 м3/час, поддерживаемый регулятором FIC-1402, через теплообменник Е-102 и воздушный холодильник АС-108А подается на тройник смешения с гидроочищенным дизтопливом, далее выводится в резервуары РВС-1, РВС-2 товарного парка на хранение. Контроль отбора дизтоплива на смешение контролируется по FT-1402 с выводом показаний на СУ. Соотношение между прямогонным и гидроочищенным топливом подбирается в зависимости от требований качества к выпускаемой товарной продукции. В период стабилизации технологического режима или несоответствии регламентируемым параметрам отбор прямогонного дизельного топлива производится в линию некондиции открытием задвижки №1527 и закрытием задвижки №1528.

второй, подается на прием насоса Р-401А,В секции гидроочистки дизельного топлива с расходом до 15 м3/час.

в период стабилизации технологического режима отбор дизельного топлива переводится в линию некондиции.

Предусмотрена подача дизельного топлива:

после АВО АС-108А в емкость V-705 секции окисления битума для заполнения системы охлаждения секции С-700, с контролем заполнения по визуальному уровнемеру V-705.

после АВО АС-108А на узел приготовления печного топлива с контролем по расходу FT-1432, регулирование осуществляется вручную.

Отбор фракций атмосферного газойля (АГ) производится с накопительной (глухой) тарелки Т-101 с температурой в пределах 300-330 С расположенный между 7 и 8 тарелками. Для отпарки легких углеводородов через распределительное устройство под слой жидкости на накопительной тарелке подается перегретый пар р=4,2 кг/см2 в количестве до 60 кг/час, регулирование производится вручную с контролем расхода по FТ-1433 с выводом показаний на СУ.

Насосами Р-103А/В атмосферный газойль подается:

на орошение нижней части колонны Т-101, расход поддерживается регулятором FIC-1405;

по уровню на накопительной тарелке регулятором LIC-1105 на смешение с тяжелым вакуумным газойлем (ТВГ) и далее на охлаждение к теплообменнику Е-104. Предусмотрена сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней на накопительной тарелке.

Объединенный поток атмосферного и тяжелого вакуумного газойля после теплообменника Е-104А/В, охладившись в АВО АС-108В до температуры в пределах 50-65 С, направляется на хранение в емкости Е-4/14 товарного парка ЕНПУ или в коллектор некондиции. При производстве газойля марки «Б» после смешения с легким вакуумным газойлем (ЛВГ) направляется на хранение в емкости Е-4/1-4 товарного парка ЕНПУ. Температура после АС-108В регулируется вручную изменением угла поворота жалюзи воздушного холодильника с контролем по ТЕ-1230.

Предусмотрена линия для байпасирования воздушного холодильника АС-108В. Для защиты АС-108В от замораживания трубных пакетов, температура охлаждающего воздуха поддерживается в пределах 5-40 С частичной рециркуляцией горячего воздуха внутри камеры АВО.

Предусмотрен вывод атмосферного газойля в товарный парк через узел смешения газойлей без тяжелого вакуумного газойля. Переключение производится вручную запорными арматурами по двум вариантам:

первый, перед смешением АГ и ТВГ до теплообменника Е-104А/В, ТВГ отводится в линию некондиции с температурой 260-280 С;

второй, выводится ТВГ с пониженной температурой в линию некондиции пределах 160-180 С после дополнительного охлаждения в парогенераторах Е-112,113, переключения осуществляется по дополнительной перемычке с помощью запорных арматур вручную.

В пусковой период по линии 1 1/2HL-1163 атмосферный газойль подается в линию флегмы вакуумной колонны Т-104 для создания потока орошения.

Высококипящие нефтяные остатки стекают по тарелкам отгонной части в куб колонны Т-101.