Переработка нефти и газа на ОАО "Татанефтегазопереработка"

Переработка нефти и газа на ОАО "Татанефтегазопереработка"

Содержание

Введение

1        Общая характеристика производства

2        Характеристика производимой продукции

3        Характеристика сырья, вспомогательных материалов и продуктов

4        Описание технологического процесса и схемы

4.1   Газофракционирование

4.2   Контур теплоносителя с печами П-601/3,4

4.3   Дренажная система и утилизация факельных газов

4.4   Факельная система

4.5   Установки утилизации тепла печей П-601/3,4

4.6   Узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя

5          Безопасность жизнедеятельности

5.1 Общие правила поведения работающих на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях

5.2 Основные опасные и вредные производственные факторы. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма

5.3 Пожарная безопасность. Способы и средства предотвращения пожаров, взрывов и аварий. Действия персонала при их возникновении

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

6 Охрана окружающей среды

6.1 Выбросы в атмосферу

6.2 Сточные воды

ВВЕДЕНИЕ

Управление «Татанефтегазопереработка» создано 1 июня 2002 года с целью повышения эффективности производства на основе единого технологического комплекса по сбору, переработке нефтяного газа на основе трех предприятий: управления «Татанефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Миннибаевский газоперерабатывающий завод», ОАО «Трансуглеводород». Основным направлением производственной деятельности управления является сбор, транспорт, прием и переработка нефтяного газа, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с выработкой практически всей номенклатуры продукции газопереработки: сжиженных газов (фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана), этановой фракции, сухого газа, стабильного газового бензина, гексановой фракции, серы технической.

Управление поставляет на ОАО «Казаньоргсинтез» этановую фракцию, сжиженные газы (фракции пропана, нормального бутана), а на ОАО «Нижнекамскнефтехим» - ШФЛУ, стабильный газовый бензин, изобутан, пентаны.

Дополнительно к основной номенклатуре продукции Управление выпускает газообразные кислород и азот, которые используются для собственных нужд и реализуются другим потребителям. Продукция управления пользуется большим спросом на отечественном рынке. Производственная деятельность предприятия позволяет решать важную экологическую проблему – исключить сжигание нефтяного газа на факелах и тем самым обеспечить экологическую безопасность нефтяного региона.

Управление имеет развитую инженерную инфраструктуру, позволяющую при необходимости провести модернизацию существующих или осуществить строительство новых производств. Основной объем ремонтных работ выполняется силами ремонтно-строительного и ремонтно-механического цехов управления.

У управления есть трубопроводные связи по поставке сырья и отгрузки части своей продукции: сухого газа, этановой фракции, ШФЛУ; выход на государственную сеть железнодорожного сообщения через железнодорожные станции Кульшарипово, Акбаш Куйбышевской железной дороги станцию Агрыз Горьковской железной дороги. Наряду с полным комплексом газоперерабатывающего производства на балансе управления 22 компрессорные станции для перекачки газа, расположенные по всему юго-востоку Татарстана, установка осушки газа в Прикамье, установка очистки газа от сероводорода в Бавлах, установка очистки газа с получением элементарной серы при Миннибаевском ЦПС. Эксплуатируется 2476 км газосборных сетей и напорных газопроводов, 6 насосных станций и 363 км продуктопроводов для перекачки ШФЛУ и готовой продукции.

Управление «Татнефтегазопереработка» является структурным подразделением является структурным подразделением ОАО «Татнефть». Сбор и транспортировка нефтяного газа осуществляется с нефтяных месторождений Республики Татарстан. Компрессорными станциями газовых цехов управления. Основная часть нефтяного газа транспортируется по газопроводам на переработку, оставшаяся часть используется в качестве топлива на собственные нужды предприятий ОАО «Татнефть».

На каждой КС имеются компрессора для приема газа и подачи газа по газопроводам потребителям, факелы, работающие в режиме постоянной готовности для термического обезвреживания углеводородных газов при подготовке и проведению ремонтных работ на КС и газопроводах.

В Бавлинском газовом цехе производится очистка газа от сероводорода. Сероводород после установки сероочистки подвергается термическому обезвреживанию на факеле, в дальнейшем планируется сероводород не сжигать, а получать элементарную серу.

В управлении осуществляется также сбор и транспортировка ШФЛУ с установок комплексной подготовки нефти (УКПН) пятью бензонасосными станциями.

По трубопроводам ШФЛУ поступает на склад №2, оттуда подается через склад готовой продукции (СГП) на переработку на газофракционирующие установки (ГФУ), имеется возможность подачи ШФЛУ по продуктопроводу на Нижнекамский химический комбинат.

Переработка нефтяного газа осуществляется по следующей схеме:

На заводе перерабатывается, как высокосернистый попутный нефтяной газ, так и нефтяной попутный газ с меньшим содержанием сероводорода.

Высокосернистый газ поступает на очистку от сероводорода на УСО-60, где производится очистка газа от сероводорода. Очищенный газ смешивается с поступающим с промыслов попутным нефтяным газом и подается на доочистку от сероводорода на УСО-1млрд.куб.м.

На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется также блок получения элементарной серы путем прямого каталитического окисления, на УСО-60 элементарную серу получают методом Клауса.

Очищенный газ установки очистки от сероводорода направляется на прием центробежных компрессоров К-380 компрессорного зала сырого газа7/8 с последующей подачей на технологические установки. При компремировании из газа выделяется компрессионный бензин, который подается на склад готовой продукции, где смешивается ШФЛУ и подается на газоразделение (ГФУ).

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО2. На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО2 комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Затем осушенный и очищенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использованием «глубокого» холода (пропанового и этанового), получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ), товарный этан и сухой обензиненный газ. Жидкие углеводороды направляются на переработку на установки газофракционирования (ГФУ-2 и ГФУ-300), где перерабатываются совместно с КБ и ШФЛУ с получением товарной продукции – фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана или изопентан-пентановой фракции, стабильного газового бензина.

Сухой отбензиненный газ с установки НТКР смешивается со сбросными газами отпарных колонн ГФУ, газами регенерации и охлаждения УООГ и частично с очищенным нефтяным газом подается на прием дожимных газомотокомпрессоров 10ГК компрессорного зала отбензиненного газа - 7/8 и перекачивается в магистральный газопровод в качестве топливного газа.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

В составе завода имеется азотно-кислородная станция (АК-0.6), на которой производится газообразные кислород и азот, реализуемые потребителем, а также используемые в управлении.

Для приема, хранения и отгрузки сырья и готовой продукции в управлении имеются склады сырья и готовой продукции, которые состоят из СНЭ, СГП, складов №1, 2, 3, склада ГСМ и реагентов.

СНЭ предназначена для приема и отгрузки сырья, реагентов и готовой продукции и состоит из 3-х сливо-наливных эстакад по 30 стояков каждая.

СГП предназначена для хранения готовой продукции и подготовки сырья для ГФУ, а также для приема некондиционной продукции при авариях на технологических установках и состоит из 78 горизонтальных и шаровых емкостей объемом 175 до 600 куб.м.

Склады №1,2,3 предназначены для приема, хранения сырья и готовой продукции и состоят из 40 горизонтальных емкостей объемом по 200 куб.м каждая.

Для откачки продукции на НКХК имеется головная насосная станция, оборудованная герметичными центробежными насосами.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВА

Газофракционирующая установка ГФУ-300 “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ предназначена для производства углеводородных фракций: фракции пропановой марки "А", фракции нормального бутана марки "высшая", фракции изобутановой марки "высшая", фракции пентан-изопентановой марки "А" и фракции гексановой.

Установка введена в действие в 2004 г.

В состав установки ГФУ-300 входят:

- блок 5, включающий:

ректификационное оборудование (газофракционирование);

технологическая насосная;

насосная теплоносителя;

контур теплоносителя с печами;

дренажную систему и утилизацию факельных газов;

факельную систему

- установка утилизации тепла дымовых газов печей;

- антифризное хозяйство.

Производительность установки - 320 тыс. тонн в год по сырью. Установка состоит из одного технологического потока.

Число часов работы в году - 8400.

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДИМОЙ ПРОДУКЦИИ

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

- фракция пропановая по ТУ 0272-023-00151638-99;

- фракция изобутановая по ТУ 0272-025-99151638-99;

- фракция нормального бутана по ТУ 0272-026-00151638-99;

- фракция пентан-изопентановая по ТУ 0272-030-00151638-99;

- фракция гексановая по ТУ 2411-032-05766801-95.

Таблица 1

3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧСЕКОГО ПРОЦЕСА И СХЕМЫ

Разделение сырья (ШФЛУ + КБ, УЖ НТКР и дебутанизированного остатка ГФУ-2) на индивидуальные углеводородные фракции осуществляется на газофракционирующей установке. Технология основана на широком использовании процессов ректификации. Ректификация это процесс разделения смеси на индивидуальные компоненты. Процесс осуществляется путем многократного, двустороннего массообмена между паровой и жидкой фазами, движущимися противотоком.

В состав газофракционирующей установки ГФУ-300 входят блоки:

·               газофракционирования;

·               контур теплоносителя с печами;

·               дренажная система и утилизация факельных газов;

·               факельная система;

·               установки утилизации тепла дымовых газов печей;

·               узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя;

·               технологическая насосная;

·               насосная (теплоносителя);

·               антифризное хозяйство.

4.1 Газофракционирование

Сырье - смесь широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с установок стабилизации нефти ОАО "ТАТНЕФТЬ" и компрессионного бензина (КБ) управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ из сырьевого парка поступает общим потоком (ШФЛУ + КБ) на установку с температурой от минус 30 оС до плюс 30 оС и давлением 2,2-4,8 МПа (22-48 кгс/см2). Смесь подается через кран № 9 с дистанционным управлением. На потоке сырья предусмотрены замеры расхода, давления и температуры (датчики FE 51За, РТ 3097а и ТЕ 153, соответственно).

В трубопровод (ШФЛУ + КБ) из сырьевого парка врезаются трубопроводы жидкости из дренажных емкостей Е-613/1,2, Е-611, Е-606.

Сырье подогревается до температуры 35 оС в теплообменнике Т-620 потоком горячего (275 оС) теплоносителя (керосина) из печи П-601/3,4. Температура сырья регулируется клапаном TV157-1 на выходе теплоносителя из теплообменника Т-620.

Затем сырье делится на два потока в соотношении 1:10 (контур регулирования соотношения FICA 514-1). Соотношение расходов сырья 1:10 поддерживается клапанами FV514-1-1 (на потоке сырья к холодильнику Т-621) и FV 514-1-2 (на потоке сырья к подогревателю Т-601).

90 % потока (ШФЛУ + КБ), подаваемого в середину деэтанизатора К-601, дополнительно подогревается до 76 оС в теплообменнике Т-601.

Температура регулируется клапаном TV165-1 на выходе потока теплоносителя (керосин) из Т-601.

10 % поток (меньший, сорбирующий) подается через холодильник Т-621 в шлемовую трубу колонны К-601 на смешение с газом отпарки перед конденсатором-холодильником Т-603/1,2.

Холодильник Т-621 предусмотрен для поддержания температуры сырья в летний период 3545 0С. Температура сырья на выходе холодильника Т-621 регулируется клапаном TV169-1 на выходе из холодильника Т-621 охлаждающей воды оборотного цикла V очереди завода.

Назначение деэтанизатора К-601 - извлечение из сырья этана.

Режим работы деэтанизатора К-601:

- давление верха (абс.) 2,10-2,75 МПа (21,0-27,5) кгс/см2);

- температура верха 25-58 оС;

- температура куба                          95-115 оС;

- температура сырья                       до 76 оС;

- температура тарелки № 15            55 ¸ 65 оС;

- расход сырья                                9000 ¸ 48000 кг/ч;

- расход орошения                          3500 ¸ 25000 кг/ч.

Рабочий режим деэтанизатора К-601 поддерживается следующим образом:

- давление верха регулируется клапаном PV475 -1 на трубопроводе паров верха деэтанизатора;

- температура низа колонны К-601 TIA 175-1-k поддерживается в заданных пределах изменением расхода теплоносителя (керосина) от испарителя Т-602 через клапан FV 517 -1;

- замеряется перепад давления в укрепляющей части деэтанизатора и сигнализируется его повышение до 0,022 МПа (PdIA 476-1);

- замеряется температура в кубе деэтанизатора (датчик TIA 175 -1-k) на тарелке питания (датчик TIA 175-1-15) и на тарелке ввода орошения TIA 175 -1;

- сигнализируется высокий 1900 мм (LAH 611-1) и низкий 1000 мм (LAL 612 -1) уровни в кубе деэтанизатора;

- сигнализируется повышение до 2,75 МПа (27,5 кг/см2) и понижение до 2,0 МПа (20,0 кг/см2) давления верха деэтанизатора (контур PICA 475-1);

- предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) деэтанизатора, при достижении давления верха в деэтанизаторе 2,85 МПа, срабатывает сигнализатор PSНН 472-1, отсекая клапаном ОК472 теплоноситель в испаритель деэтанизатора Т-602.

Подвод тепла в куб деэтанизатора К-601 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 оС из печи П-601/3,4 через испаритель Т-602.

Тепловой режим испарителя Т-602 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования расхода FICA 517-1) с коррекцией по температуре "контрольной" тарелки деэтанизатора К-601 клапаном FV 517-1.

Пары углеводородов из деэтанизатора К-601 с температурой 25-58 оС поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-603/1,2, затем в концевой холодильник Т-604, частично конденсируются и охлаждаются. Далее смесь с температурой 35¸45 оС поступает в рефлюксную емкость Е-601, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газ из емкости Е-601 через клапан PV481-1 сбрасывается на прием компрессоров завода, а жидкость насосом НЦ-601/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) с температурой 35¸45 оС подается на орошение в деэтанизатор К-601.

Схемой автоматизации предусмотрено:

·  измерение и регулирование температуры верхнего продукта деэтанизатора К-601 на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-603/1,2 изменением угла поворота лопастей вентилятора Т-603/1,2 (контур, регулирования TICA 178-1-1,2);

·  дистанционное управление жалюзи Т-603/1,2;

·  измерение и регулирование температуры продукта на выходе из концевого холодильника Т-604 клапаном TV181-1 на потоке антифриза из холодильника Т-604;

·  измерение и регулирование давления в рефлюксной емкости Е-601 (контур PICA 481-1) клапаном PV481-1 на сбросе газа из емкости Е-601 на прием компрессоров завода;

·  измерение и сигнализация повышения давления в емкости Е-601 до 2,7 МПа (27,0 кг/см2) (PAH 481-1);

·  измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа перепада давления на сетке каплеотбойника емкости Е-601 (контур PdIA 482-1);

·  измерение и регулирование расхода орошения в деэтанизатор К-601 (клапаном FV515-1) с коррекцией по уровню в рефлюксной емкости Е-601 (контур FICA 515-1);

·  предупредительная сигнализация высокого 1150 мм (LAH 617-1, LAH 679-1) и низкого 750 мм (LAL 618-1) уровня в рефлюксной емкости Е-601.

Безопасная работа рабочего насоса НЦ-601/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

·  при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и всасе насоса 0,284 МПа (датчик РdSA 307-1-1,2);

·  при аварийном понижении уровня 400 мм в рефлюксной емкости Е-601 (LSLL 619-1);

·  при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

·  при возникновении пожара в помещении технологической насосной.

Жидкость из деэтанизатора К-601 с температурой 95¸115 0С и давлением 2,00-2,75 МПа (20,0-27,5 кг/см2) поступает в испаритель Т-602, подогревается до температуры 115 оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 110 оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку, а деэтанизированная жидкость из испарителя Т-602 самотеком через клапан FV516-1 регулятора расхода (FICA 516-1) с коррекцией по уровню в испарителе (LICA 516-1) поступает в колонну К-602.

Предельно допустимые границы высокого 1250 мм и низкого 400 мм уровня в испарителе Т-602 сигнализируются (LAH 614-1 и LAL 615-1, соответственно).

В депропанизатор К-602 подается два потока сырья: поток деэтанизированной жидкости (с температурой 87 оС и давлением 1,75 МПа) после колонны К-601 и углеводороды жидкие (с температурой 65¸67 0С и давлением 1,75 МПа) с установки низкотемпературной ректификации (УЖ НТКР) через кран с дистанционным управлением № 8 клапан (FV512-1) регулятора расхода. Расход, давление и температура УЖ НТКР замеряются.

Назначение колонны депропанизатора К-602 - извлечение пропановой фракции из суммарного потока ШФЛУ и углеводородов жидких НТКР.

Режим работы депропанизатора К-602:

         - давление верха (абс.)                              1,5-1,7 МПа (15-17 кгс/см2);

         - температура верха                                  48 ¸ 52 оС;

         - температура куба                                    108 ¸ 130 оС;

         - температура "контрольной" тарелки № 32 95-115 оС;

- расход орошения                                            до 37500 кг/ч;

- расход питания из К-601                                до 48000 кг/ч.

Рабочий режим депропанизатора К-602 поддерживается в регламентных пределах следующим образом:

- замеряется температура питания депропанизатора К-602 (ТIA 189-1-1);

- замеряется температура в разных точках по высоте депропанизатора К-602 (ТIA 189-1-2, ТIA 189-1-9, ТIA 189-1-14, ТIA 189-1-29, ТIA 189-1-37, ТIA 189-1-k); нефть газ переработка

- замеряется перепад давления в укрепляющей части депропанизатора и сигнализируется его повышение до 0,025 МПа (РdIA 400-1);

- регулируется давление верха депропанизатора клапаном PV 390-1 на трубопроводе паров верха депропанизатора в конденсаторы Т-606/1-4;

- сигнализируются минимальное и максимальное регламентные значения давления верха (РICA 390-1);

- предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) депропанизатора при повышении давления верха до 1,75 МПа (PSHH 387-1) отсечкой подачи теплоносителя в испаритель депропанизатира клапаном OK387;

- регулируется расход обратного теплоносителя из испарителя депропанизатора Т-605 (FICA 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора (ТICA 521-1) клапаном FV 521-1 на трубопроводе обратного теплоносителя от Т-605 в емкость Е-608;

- регулируется расход орошения на подаче в депропанизатор (датчик FICA 518-1) клапаном FV518-1 на трубопроводе орошения;

- сигнализируются предельно допустимые границы высокого 1400 мм (LAH 621-1) и низкого 700 мм (LAL 622-1) уровня в кубе депропанизатора.

Подвод тепла в куб депропанизатора К-602 осуществляется теплоносителем из печи П-601/3,4 (275 оС) через испаритель Т-605.

Жидкость из куба пропановой колонны К-602 с температурой 108 ¸ 130 оС поступает в испаритель Т-605, подогревается до температуры 115 ¸ 130 оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 115 ¸ 130 оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Тепловой режим испарителя Т-605 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора К-602 установкой регулирующего клапана FV521-1 на теплоносителе от Т-605.

Пары пропановой фракции из колонны К-602 с температурой 48¸52 оС через клапан PV390-1 поступают на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения Т-606/1-4, затем в теплообменник доохлаждения пропана Т-607, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30 ¸ 45 оС поступают в рефлюксную емкость Е-602.

Давление в рефлюксной емкости Е-602 поддерживается двумя регуляторами давления с раздельным диапазоном регулирования: в случае переохлаждения продукта регулятор давления, имеющий уставку 1,2 МПа, поддерживает давление в рефлюксной емкости перепуском части горячих паров из депропанизатора К-602 через клапан PV394-1-1; при росте давления более 1,67 МПа по команде регулятора, имеющего уставку 1,6 МПа открывается клапан PV394-1-2 на трубопроводе сброса отдувки из емкости Е-602 в факельный коллектор. Оба регулятора работают от одного РАН датчика давления РIC 394-1. Кроме регулирования, предусмотрена регистрация давления и аварийная сигнализация при повышении давления в рефлюксной емкости до 1,6 МПа (РАН 394-1).

Температура продукта на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-606/1-4 регулируется (ТICA 195-1-1_4) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи датчики GV 811-1-1_4.

Регулирование температуры (ТIC 200-1) продукта на выходе из теплообменника доохлаждения пропана Т-607 осуществляется клапаном TV 200-1 на трубопроводе обратного антифриза - хладоагента от теплообменника Т-607.

Пропановая фракция из рефлюксной емкости Е-602 с температурой 35 ¸ 45 0С после насоса НЦ-603/1,2 (1 раб. + 1 рез.) делится на два потока. Один из потоков в качестве орошения через клапан FV 518-1 подается в пропановую колонну К-602, а избыток по уровню в емкости Е-602 через клапан LV 629-1 подается на склад готовой продукции. Расход (FI 519-1), давление (РI 396-1) и температура (ТI 206-1) пропановой фракции на выходе с установки измеряются с выносом показаний в ЦПУ.

Кроме регуляторов уровня и давления, на емкости Е-602 предусмотрены:

- измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа (5 кПа) перепада давления на сетке каплеотбойника (РdIA 395-1);

- сигнализация высокого 1650 мм (датчики LAH 627-1, LAH 680-1) и низкого 950 мм (датчик LAL 628-1) уровня;

- сигнализация аварийно низкого уровня 400 мм (датчик LSLL 630-1) с одновременной ПАЗ рабочего насоса НЦ-603/1,2.

Безопасная работа насоса НЦ-603/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении уровня до 400 мм в рефлюксной емкости Е-602 (датчик LSLL 630-1);

- при повышении температуры подшипников до 90 оС (TSHH 101 -1);

- при "сухом" протоке через насос НЦ-603/1 (FSLL 540-1-1);

- при повышении давления в статоре насоса НЦ-603/2 PSHH 101-1-2 до 0,15 МПа;

- при понижении давления на выкиде насоса НЦ-603/2 (PSLL 540-1-2) до 1,76 МПа;

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- возникновении пожара в технологической насосной.

Депропанизированное сырье из испарителя Т-605 с температурой 108 ¸ 130 оС и давлением 1,5-1,7 МПа самотеком через клапан FV 522-1 регулятора расхода (датчик FICA 522-1) с коррекцией по уровню в испарителе Т-605 (датчик LIC 522-1) поступает к подогревателю Т-622 дебутанизатора К-603.

Предельно допустимые границы высокого 920 мм и низкого 350 мм уровня в испарителе Т-605 сигнализируются (LAH 623-1, LAL 624-1, соответственно).

Поступающее на дебутанизацию сырье подогревается теплоносителем (керосином) от печи П-601 в подогревателе Т-622. Температура сырья на выходе из подогревателя Т-622 измеряется и регулируется (датчик ТIC 210-1) клапаном TV 210-1 на трубопроводе теплоносителя от подогревателя Т-622.

Подогретый в подогревателе Т-622 поток депропанизированного сырья с температурой 55-102 оС и давлением 0,43-0,58 МПа поступает в качестве питания на 19, 21 и 22 тарелки дебутанизатора К-603. Температура потока, поступающего на 21 тарелку дебутанизатора, измеряется (датчик ТI 21З-1-1).

Страницы: 1, 2