Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Проект состоит из расчётно-пояснительной записки объёмом 214 листов, 64 таблиц, 9 рисунков, 54 литературных источников

Ключевые слова: ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО, ГИДРООЧИСТКА, КАТАЛИЗАТОР, ТЕХНОЛОГИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ АВТОМАТИЗАЦИЯ, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОЛОГИЯ, ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, СЕБЕСТОИМОСТЬ.

Целью данного проекта является реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью.

В пояснительной записке приведен литературный обзор способов производства, технико-экономическое обоснование проектируемого цеха и выбор места строительства. Даны физико-химические основы метода производства, характеристика сырья и готовой продукции. Сделано описание технологической схемы процесса, указан аналитический контроль производства и автоматический контроль средствами КИП и А. Проведен расчет материального и энергетического балансов, технологический и механический расчет реакционного аппарата, осуществлен подбор вспомогательного оборудования. Разработаны мероприятия по безопасности и экологичности производства.

Реконструкция осуществляется за счет замены сырьевого теплообменника на более производительный.

Проект реконструкции является эффективным. Себестоимость целевой продукции по предлагаемому проекту снизилась на 74,80 руб. Годовая прибыль составит 10654847,3 тыс. руб., что позволяет окупить затраты на реконструкцию в течение 5 месяцев



Перечень сокращений и условных обозначений

АВГ - аппарат воздушного охлаждения горизонтальный.

АТ - атмосферная трубчатка.

АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка.

ВНИИНП - Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Нефтепереработки.

ДЗЭЧ - дизельное зимнее экологически чистое.

ДТ - дизельное топливо.

МДЭА - метилдиэтаноламин.

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод.

ПЛК - пром-ливневая канализация.

РСУ - распределительная система управления.

УКПГ - установка комплексной подготовки газов.

ppm - parts per million - частей на миллион, единица измерения содержания серы в топливе.



Введение

Нефтепереработка сегодня - это крупная передовая отрасль нашей промышленности. Нефтяные топлива являются важнейшим источником энергии. Эту роль они сохранят и в течении ближайших десятилетий. К 2014 году доля нефти в энергопотреблении составила около 57 %, а через полвека нефть вместе с углём будут обеспечивать более половины потребности планеты.

Мировая потребность в нефти на 90 % удовлетворяется за счёт нефтей легких и средней плотности. Прогнозируется утяжеление поставляемой нефти и более высокое содержание в ней серы.

Во многих регионах мира нефтеперерабатывающая промышленность стоит перед проблемой, касающейся новых более жестких стандартов на качество топлив при одновременном изменении спроса на них. Особенно быстро меняются спецификации на дорожные бензины и дизельные топлива, заставляя нефтеперерабатывающие предприятия вкладывать средства в строительство новых установок или реконструкцию существующих мощностей.

Одним из распространённых процессов нефтепереработки является процесс гидроочистки моторных топлив, так как таким путём достигается улучшение качества бензинов, керосинов и дизельных топлив, приведение их в соответствие требованиям стандарта качества. Улучшение количества выпускаемых моторных топлив вызвано потребностью на рынке страны нефтепродуктов нового качества, ужесточающемся требованиями к защите окружающей среды, экономией природных запасов нефти, достигаемой за счёт сокращения удельных расходов топлив двигателями.

Гидрогенизационные процессы имеют несколько разновидностей. В их исследования большой вклад внесли Н.Д. Зелинский, А.Е. Фаворский, С.В. Лебедев, С.А. Фокин, большой вклад в их разработку внесли также сотрудники ВНИИНП.

Переработка сернистых нефтей сопряжена с интенсивной коррозией оборудования. Для её предупреждения приходиться прибегать к использованию дорогостоящего оборудования из легированных сталей и обеспечивать поступление на переработку обессоленной нефти. Поэтому дистилляты, идущие на выпуск товарных нефтепродуктов, подвергаются специальной очистке.

Максимальное снижение серы в нефтепродуктах достигается в результате гидрогенизационных процессов: снижается содержание не только сернистых, но и азотистых, и других агрессивных соединений, кроме этого, гидроочистка применяется для облагораживания сырья каталитического крекинга и других процессов.

Будучи универсальным и исключительно удобным источником энергии, нефть и нефтепродукты в то же время представляют потенциальную угрозу для окружающей среды, относясь к важнейшим факторам её загрязнения. При сгорании нефтепродуктов образуются все основные загрязнители атмосферы. Так, например, антропогенная эмиссия углеводородов и оксида углерода близка к естественной, а свинца и оксидов серы- её превышает. Оксиды серы и азота превращаются в соответствующие кислоты, участвуя в образовании кислотных дождей.

Применение топлива с высоким содержанием сернистых соединений ведёт к коррозионному износу деталей двигателя. При сгорании сернистых соединений в двигателе образуется окислы SO₂ и SO₃, которые вместе с конденсирующимися парами воды образуют серную и сернистую кислоты, оказывающее сильное коррозионное воздействие на металл двигателя. Кроме того, использование сернистых топлив ведёт к загрязнению окружающей среды вредными продуктами сгорания.

В результате гидроочистки эти нежелательные факторы воздействия значительно снижаются, улучшаются многие показатели качества дизельного топлива, такие как: содержание серы, фракционный состав, цетановое число, температура застывания и помутнения.

В последнее время разработка и применение экологически чистых видов топлив является одним из основных вопросов на повестке дня во всем мире. В Европе переход на дизельное топливо с содержанием серы 50 ppm стал обязательным в 2005 году, а переход к содержанию серы, равному 10 ppm, произошел с 1 января 2009 года. Начиная с 2000 года, многие нефтеперерабатывающие предприятия успешно осуществили программы по усовершенствованию производства, направленные на обеспечение соответствия требованиям по концентрации серы, равной 50 ppm. При этом многие из них уже тогда были готовы к производству дизельного топлива с содержанием серы 10 ppm. Определяющими факторами при проведении таких программ являются применение современных технологий катализа, использование дополнительных объемов катализаторов, усовершенствования процесса обработки и контроля качества, а также оптимизации исходного сырья, в особенности при переработке сырьевых смесей на основе продуктов крекинга.

В России и странах СНГ ограничение на содержание серы в дизельном топливе, используемом для внутреннего потребления, до последнего времени составляла максимум 50 ppm, а с начала 2015 года это значение не должно превышать 10 ppm. Нефтеперерабатывающая промышленность России при этом должна соответствовать растущему

спросу на российское дизельное топливо в европейских странах, а так же понижающемуся внутреннему уровню спроса на жидкое топливо. Для обеспечения возможности экспорта дизельного топлива в страны Европейского Союза, оно должно соответствовать требованиям стандарта Euro-5.

Это означает, что нефтеперерабатывающая промышленность России находится на самом высоком уровне производства дизельного топлива с ультранизким содержанием серы, и все нефтеперерабатывающие предприятия адаптированы под современные мировые требования к качеству.

Одним из наиболее важных вопросов является принятие решения о реконструкции действующих установок гидроочистки дизельного топлива, относящихся к старому типу, путём замены катализатора на новый, более эффективный и селективный катализатор и/или строительство новых мощностей. Также должна быть произведена замена устаревшего оборудования на более современное и производительное. Замена катализатора имеющейся установки на катализатор нового поколения намного дешевле, чем строительство новой установки гидроочистки.



1. Литературный обзор с обоснованием метода производства

Гидрогенизационные процессы в нефтеперерабатывающей промышленности применяется во всё возрастающем объёме. Широкое развитие их обусловлено в основном повышением требований к качеству вырабатываемых нефтепродуктов и значительным объёмом сернистых нефтей, поступающих на переработку.

В нефтеперерабатывающей промышленности гидроочистка как тип гидрогенизационных процессов является основным. Она применяется для удаления из нефтепродуктов сераорганических соединений, а также соединений кислорода и азота и для снижения содержания непредельных и ароматических углеводородов, для улучшения запаха и цвета нефтепродуктов. В результате гидроочистки уменьшается коррозия оборудования и снижается загрязнение атмосферы.

Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000 введена в эксплуатацию в 1993 году.

Установка предназначена для очистки от сернистых соединений прямогонного дизельного топлива, поступающего с установок АВТ.

Очищенное от сернистых соединений дизельное топливо используется в качестве компонента для получения товарных дизельных топлив согласно действующим ГОСТам и ТУ.

Установка ЛЧ-24/2000 состоит из реакторного отделения, отделения стабилизации и дегазации гидрогенизата, отделения очистки циркуляционного газа и отделения регенерации раствора метилдиэтаноламина (МДЭА).

Бензин-отгон является побочным продуктом гидроочистки и используется как компонент сырья блока вторичной разгонки бензина.

Углеводородные газы, образующиеся в процессе гидроочистки, используются на установке в качестве компонента топлива на печах.

Сероводород, образующийся в процессе гидроочистки, направляется на производство серной кислоты и элементарной серы.

Генеральный проектировщик предприятия НижегородНИИНефтепроект.

Химические основы процесса: удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C-S, C-N и C-O и насыщение образующихся радикалов водородом. При этом сера, азот и кислород выделяются соответственно в виде H₂S, NH₃ и H₂O.

Превращение серосодержащих соединений:

RSH + H₂ > RH + H₂S

RSR^' + H₂ > R^'SH + H₂S

Кинетика гидрирования сернистых соединений сильно зависит от их строения. Она уменьшается с увеличением молекулярной массы, то есть удаление серы их тяжёлых нефтяных фракций происходит с большим трудом, чем из лёгких. Взаимодействие индивидуальных серосодержащих соединений различного класса с водородом в условиях гидроочистки происходит по реакции первого порядка.

Превращение азотоорганических соединений: гидрогенолиз связи C-N протекает труднее, чем C-S, поэтому в процессах гидроочистки азот удалить сложнее:

C₆H₅CH₂ + H₂ > C₆H₅CH₃ + NH₃

Хуже всего удаляется азот из циклических структур. Пиролл гидрируется до бутана и аммиака. При гидроочистки достигается практически полное гидрирование азотосодержащих соединений.

Превращение кислородосодержащих и металлоорганических соединений: в среднедистилляционных фракциях кислород может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов. В высококипящих фракциях, в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородосодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтах.

RC₆H₄OH + 2H₂ > RC₆H₅ + H₂O

В присутствии обычных катализаторов гидроочистки кислородосодержащие соединения удаляются практически нацело.

Металлоорганические соединения разлагаются на активных катализаторах с выделением свободного металла, являющегося каталитическим ядом.

Превращение углеводородов: в условиях процесса гидроочистки происходит гидрирование алкенов, алкодиенов и частично полициклических аренов.

RCH=CH₂ + H₂ > RCH₂CH₃ (Т=310-400 ⁰С, Р =3 МПа)

Полициклические арены гидрируется при той же температуре, что и алкены, но при большем давлении Р= 3-7 МПа.

Макрокинетика процесса: скорость протекания реакции гидроочистки нефтяных фракций зависит от химической природы и физических свойств сырья, типа катализатора, парциального давления водорода, объёмной скорости подачи сырья, температуры и других факторов.

С повышением температуры скорость реакций гидрирования возрастает. Однако, верхний предел температуры ограничен (400- 420 ⁰С), что связано с неблагоприятным термодинамическим равновесием гидрирования тиофенов. Кроме того, повышение температуры способствует реакции гидрокрекинга, дегидрирования полициклических циклоалканов и коксообразованию. В зависимости от качества исходного сырья и требуемого качества очищенного продукта, гидроочистку проводят при температуре 320 - 400 ⁰С.

Скорость газофазной реакции (при гидроочистке легких фракций) возрастает с увеличением парциального давления водорода до 3 МПа и не изменяется. В жидкофазном процессе (при гидроочистке высококипящих фракций) повышение давления водорода до очень высоких значений увеличивает скорость реакции, ускоряя транспортирование водорода через плёнку жидкости к поверхности катализатора. Предел повышения давления обычно ограничивается удорожанием оборудования и составляет 8 МПа.

Объёмная скорость подачи сырья зависит от содержания и типа гетероатомных соединений в сырье, от технологии получения сырья и требуемой глубины очистки. Обычно она колеблется от 0,5 до 10 ч^-1. Гидроочистку сырья с высоким содержанием тиофенов проводят с меньшей объёмной скоростью, чем сырья содержащего серу в виде меркаптанов и сульфидов. Низкая объёмная скорость требуется также для переработки тяжёлого сырья.

В промышленности процесс гидроочистки проходит при следующих показателях технологического режима:

- среднее давление в реакторах, МПа 3-6

- температура в реакторах, ⁰С 320-400

-объёмная скорость подачи сырья, ч^-1 2-5

-кратность циркуляции ВСГ, м³/м³ 200-350

-содержание водорода в ЦВСГ, % об. от 90

Для получения дизельного топлива с ультранизким содержанием серы очень важно в тонкостях понимать химию процесса удаления серы из фракций нефтепродуктов. Процесс удаления серы из дизельных фракций является достаточно сложным, особенно если речь идет об очень глубокой очистке. Хотя в дизельном топливе и присутствуют серосодержащие соединения, точки кипения которых расположены по всем интервалу кипения топлива, наиболее устойчивые и трудные для удаления соединения (например, 4,6-диметилдибензотиофен) обнаруживаются во фракциях с наиболее высокими температурами кипения (более 320 ⁰C). Было выяснено, что имеется два основных типа химических реакций, используемых для удаления этих серосодержащих соединений (рисунок 1.1): прямая реакция (гидрогенолиз), и реакция гидрогенизации. Считается, что последний способ является наиболее эффективным с точки зрения снятия стерических ограничений. К третьему, наименее важному способу удаления серы, относятся реакции, при которых происходит изменение структуры молекул серосодержащих соединений.

Возможными для реализации являются все три типа реакций, при этом предпочтительное направление протекания реакций определяют рабочие условия конкретного процесса и тип применяемых катализаторов.

Рисунок 1 - Возможные типы реакций для удаления 4,6-диметил-дибензотиофена при гидродесульфуризации

Известно, что реакции гидрогенолиза ингибируются как H₂S, так азотсодержащими соединениями, в то время как при использовании способа, основанного на гидрогенизации, в качестве ингибиторов выступают в основном азотосодержащие соединения. Поскольку в указанных случаях реакционная способность серосодержащих органических соединений оказывается различной, то катализаторы, работающие по механизму гидрогенолиза (кобальт-молибденовые, или CoMo-катализаторы) ведут себя иначе, чем катализаторы, которые в основном работают по механизму гидрогенизации (никель-молибденовые, или NiMo-катализаторы). Для неустойчивых серосодержащих соединений основным типом реакций является гидрогенолиз, что делает крайне эффективным применение CoMo-катализаторов. Для удаления же устойчивых соединений серы лучше использовать катализаторы с высокой активностью в процессе гидрогенизации. Высокая гидрогенизационная активность способствует протеканию реакций гиидрогенизационного типа, а так же удалению ингибирующих азотосодержащих соединений.

Эти концепции являются основными при выборе типа используемого катализатора: для работы при низком давлении, когда важнейшим типом протекающих реакций является гидрогенолиз, лучше использовать CoMo-катализатор . При увеличении рабочего давления более важными становятся реакции типа гидрогенизации, и в этом случае предпочтительным катализатором будет уже NiMo-катализатор. Помимо такого фактора, как давление, на выбор оптимального катализатора или каталитической системы для конкретной установки также влияют содержание азота в сырье (то есть доля легкого рециклового газойля) и требуемая объемная скорость.



2. Физико-химические основы процесса

Процесс гидроочистки основывается на реакции разложения органических соединений, содержащих серу, азот, кислород, в присутствии водорода и катализатора при температуре 320-400 ^оС и давлении 3-5 МПа (30-50 кгс/см²) с последующим их гидрированием.

В керосиногазойлевых фракциях нефти содержатся классы серосодержащих соединений, перечисленные ниже в порядке уменьшения реакционной способности.

Таблица 2.1 - Классы серосодержащих соединений

В процессах гидрообессеривания протекают следующие основные реакции: сама реакция гидрообессеривания приводит к разрыву связи С-S

RS H + H₂ > RH + H₂S,

RS - SR + 3Н₂ > 2 RH + 2H₂S,

R - S - R + 2H₂ > RH + RH + H₂S,

В условиях промышленного проведения процесса могут протекать реакции гидрогенолиза связи С-C , связи С-N, связи C-O, приводящие к реакциям гидрокрекинга, гидродеазотирования и восстановления.

RCH₂CH₂R' +H₂ > RCH₃ + R'CH₃ ,

RNH₂ + H₂ > RCH₃ +NH_3,

ROH +H₂ > RCH₃ + Н₂О.

Таким образом, в процессе гидроочистки органические соединения, содержащие серу, азот, кислород, превращаются в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака.

При гидрообессеривании происходит также гидрирование ненасыщенных соединений

+ 5H₂ >

Одновременно с реакциями присоединения водорода идут реакции гидрокрекинга с образованием небольшого количества легких бензиновых фракций и газов, реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов и т.п.

Реакция разложения сернистых и других органических соединений происходит на поверхности катализаторов гидроочистки.

Факторами, влияющими на ход процесса, являются:

- качество сырья;

- активность катализатора;

- удельная скорость;

- соотношение водорода и сырья;

- температура;

- давление.

Качество сырья: скорость обессеривания уменьшается с увеличением плотности (молекулярного веса) сырья, так как с утяжелением фракционного состава увеличивается содержание тиофеновой серы.

Наличие смолистых соединений в сырье приводит к быстрому закоксовыванию катализатора и резкому снижению его активности. Содержание смолистых веществ в сырье косвенно характеризуется его цветом.

Активность катализатора: снижение активности катализатора происходит из-за отложений (кокс, окалина, металл и т.п.) на его поверхности. Образование коксовых отложений происходит за счёт окисления непредельных углеводородов кислородом, растворённым в сырье. Даже содержание кислорода 0,00001% в сырьё приводит к образованию смол с последующим коксообразованием. Коксоподобные вещества реагируют с сульфидами железа и отлагаются на поверхности катализатора, особенно на входном слое катализатора.

Удельная скорость: отношение объема сырья (м³/час) при 20 ⁰С к объему катализатора ( подсчитанному по насыпному весу) в реакторе называется удельной скоростью. Чем тяжелее сырье, тем ниже должна быть удельная скорость. Увеличение удельной скорости приводит к уменьшению времени пребывания сырья в реакторе, а значит и к снижению степени обессеривания. С другой стороны снижение удельной скорости приводит к снижению производительности установки и удорожанию процесса. Увеличение удельной скорости в 2 раза требует повышения температуры гидрообессеривания примерно на 17 ⁰С.

Соотношение водорода и сырья: при увеличении отношения водородосодержащий газ - сырье скорость процесса обессеривания увеличивается. Низкая степень обессеривания сырья при весьма малом отношении водородосодержащий газ - сырье объясняется недостаточным парциальным давлением водорода.

Кинетика реакций обессеривания имеет первый порядок по водороду и скорость обессеривания прямо пропорциональна парциальному давлению водорода. Парциальное давление водорода зависит:

- от общего давления в реакторе,

- от кратности ВСГ/сырье,

- от концентрации водорода в ВСГ.

Заметное возрастание степени обессеривания происходит до определенного предела (700 нм³ циркуляционного газа на 1м³ сырья), так как при повышении расхода газа уменьшается время контакта. Для процесса гидроочистки дизельных фракций принята кратность циркуляции ВСГ 160-180 нм³/м³ из расчета на 100 %-ый водород.

Сероводород, образующийся при реакции, замедляет скорость реакции. При содержании H₂S 0,3 % объемных в реакционной газовой смеси скорость реакции уменьшается на 5 %, поэтому необходимо производить очистку циркулирующего водорода от H₂S. Скорость реакции также уменьшается при увеличении содержания ароматических углеводородов в дизельном топливе.

Температура: при повышении температуры скорость гидрирования сернистых соединений возрастает, достигая максимума при 400 ⁰С. Для процесса гидроочистки дизельных фракций оптимальная температура 320-400 ⁰С.

При температуре выше 400 ⁰С развиваются процессы, вызывающие закоксовывание катализатора.

Давление: степень обессеривания увеличивается с возрастанием общего давления в системе, так как уменьшается объем газосырьевой смеси, увеличивается время контакта, увеличивается парциальное давление водорода. Повышенное давление ослабляет реакции дегидрирования углеводородов и уменьшает коксование катализатора. Повышенное давление в системе реакции ведет к увеличению насыщения непредельных и гидрогенизации ароматических углеводородов, что приводит к повышению расхода водорода.

Факторы влияющие на процесс очистки газов: очистка газов от сероводорода производится раствором МДЭА , который, контактируя с потоком циркуляционного газа, поглощает сероводород с образованием растворимого комплекса.

NСН₃ (C₂H₄ OH)₂ + H₂S H₂S ----- NСН₃ (C₂H₄ OH)₂

Регенерация раствора МДЭА основана на разложении образовавшегося комплекса.

H₂S ----- NСН₃ (C₂H₄ OH)₂ NСН₃ (C₂H₄ OH)₂ + H₂S

Разложение происходит при температуре 80-130 ⁰С. Основными факторами, влияющими на процесс очистки газов, являются: температура, давление, концентрация МДЭА, расход раствора МДЭА .

Оптимальная температура абсорбции сероводорода - 30-40 ⁰С. Повышение температуры ухудшает поглощение сероводорода. Важную роль играет соотношение температур раствора МДЭА и газа, поступающего на очистку. При высокой температуре газа происходит охлаждение его раствором МДЭА, с образованием жидкой фазы бензина. Бензин при регенерации раствора МДЭА испаряется и попадает в сероводородсодержащий газ.

Повышение давления увеличивает степень поглощения сероводорода. Уменьшение концентрации МДЭА в растворе увеличивает энергетические затраты на регенерацию МДЭА , но уменьшает скорость коррозии оборудования. С увеличением расхода циркулирующего раствора МДЭА, степень очистки от сероводорода увеличивается.

3. Характеристика сырья и готовой продукции

Таблица 3.1 - Характеристика сырья, материалов, реагентов, готовой продукции

Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
Компонент топлива дизельного летнего с установок АВТ- 1, 2, 5, 6	СТП 4.1а-05	Фракционный состав: -50 % перегоняется при температуре, 0С, не выше -90% перегоняется при температуре, 0С, не выше -96% перегоняется при температуре, 0С, не выше	280 345 360	Сырье установки
		Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	65
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	минус 5
		4. Содержание воды	отсутствует
		Массовая доля серы, %	не нормируется
Компонент топлива дизельного зимнего с установок АВТ- 1, 2, 5, 6	СТП 4.2а-05	Фракционный состав, 0С -начало кипения, не ниже -96% перегоняется при температуре, не выше	140 340	Сырье установки
		2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже	40
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	минус 25
		4. Температура застывания, 0С, не выше	минус 35
		5. Цвет	от бесцветного до желтого
		Массовая доля серы, %	не нормируется
Дизельное топливо с установок АВТ	СТП 13.02-7	1. Плотность, г/смъ	0,820 - 0,850	Компонент сырья установки
		2. Предельные у/в, % масс	70,000 - 80,000
		3. Непредельные у/в, % масс	6,500 - 8,500
		4. Ароматические у/в, % масс	14,000 - 17,000
Бензин - отгон	СТП 2.12-06	1. Фракционный состав: конец кипения, 0С, не выше	180	Компонент сырья установок АВТ-1, 2, 5
Водородосодержащий газ с установок 35/5, 35/11-300, 35/11-600, 35/21-1000	СТП 3.7-04	Компонентный состав: -содержание водорода, % об, не менее -дляустановки 35/21-1000, % об, не менее	78 90	ВСГ для процесса гидроочистки
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
Сероводородосодер жащий газ с установки ЛЧ-24/2000	СТП 3.8-02	Содержание сероводорода, % об, не менее	93	Сырье установки производства серной кислоты
Топливный газ	СТП 3.12-02	Плотность, г/дм3 Объемная доля сероводорода, % , не более 3. Объемная доля С5-С6, %, не более 4. Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	0,4-0,8 1,0 1,0 11000	Используется для нагрева продукта в печах
Компонент гидроочищенный дизельного летнего топлива с установок 24/7, 24/2000	СТП 4.6-04	Фракционный состав, 0С: -50% перегоняется при температуре, не выше -90% перегоняется при температуре, не выше -96% перегоняется при температуре, не выше	280 345 360	Компонент топлива дизельного Л и ДЛЭЧ
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	65
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		Массовая доля серы, %, не более -для топлива ДЛЭЧ I вид П вид III вид	0,2 0,005 0,035 0,05
		5. Содержание сероводорода	отсутствует
		6. Содержание механических примесей	отсутствует
		Содержание воды	отсутствует
		8. Плотность, г/см	0,820 - 0,850
		9. Предельные у/в	75,000 - 85,000
		10. Непредельные у/в	1,500 - 5,000
		11. Ароматические у/в	14,000 - 17,000
Компонент гидроочищенный дизельного зимнего топлива с установок 24/7 И 24/2000	СТП 4.7-04	1. Фракционный состав, 0С -начало кипения, не ниже -96% перегоняется при температуре, не выше	140 340	Компонент топлива дизельного зимнего З и ДЗЭЧ
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	40
		Температура застывания, 0С, не выше	Минус 35
		Массовая доля серы, %, не более для топлива ДЗЭЧ I вид П вид III вид	0,2 0,005 0,035 0,05
		6. Содержание механических примесей	отсутствует
		7. Содержание воды	отсутствует
Компонент гидроочищенный дизельного зимнего топлива с установок 24/7, 24/2000		1. Фракционный состав, 0С -при 180 0С отгоняется, %, не более	10	Компонент топлива дизельного ЕН 590 (EN 590)
		-при 340 0С отгоняется, %, не менее	95
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	55
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	Минус 25
		4. Температура застывания, 0С, не выше	Минус 35
		5. Массовая доля серы, мг/кг ( ppm),не более
		- вид 1	350
		- вид 2	50
Метилдиэтаноламин	ТУ 2423-005-111598-73	1. Массовая доля метилдиэтаноламина, %,не менее - высший сорт - 1 сорт	99 98,5	Используется для очистки водородосо- держащего и углеводород ных газов от сероводорода



4. Описание технологической схемы

Узел подачи сырья

Сырье - прямогонная дизельная фракция - поступает на установку из промежуточного парка через клапан-отсекатель поз. UV-351, проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-207/1,2, после чего через эл. задвижки поз. Z-218/3,4 поступает на прием сырьевых насосов Н-201/1-4. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-351 осуществляется системой противоаварийной защиты (далее по тексту ПАЗ).

Сырье насосами Н-201/1-4 подается на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом и в качестве газо-сырьевой смеси поступает в реакторный блок.

Постоянство расхода сырья, подаваемого в реакторный блок, регулируется в распределенной системе управления (далее по тексту РСУ) контуром поз. FQRC-3 посредством клапана поз. FV-3, установленного на линии подачи сырья от насосов Н-201/1-4 в тройник смешения. Минимальное значение расхода сырья сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-201/1-4) по понижению расхода сырья поступает от контура поз. FRAS-3/2 в систему ПАЗ.

Давление и температура сырья - прямогонной дизельной фракции - контролируется в РСУ контуром поз. PR-3А и ТR-3В, соответственно.

Реакторный блок

Сырье, подаваемое насосами Н-201/1-4 с давлением 46,0 кгс/см², и циркулирующий ВСГ, нагнетаемый циркуляционным компрессором ЦК-201 с давлением 46,0 кгс/см², поступают в тройник смешения.

Водородсодержащий газ (ВСГ) поступает в сепаратор С-203 через клапан-отсекатель UV-204.

В сепараторе производится разделение парогазовой и жидкой фазы.

Жидкая фаза из сепаратора С-203 отводится в сепаратор С-207 через клапан-отсекатель UV-362. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-362 осуществляется системой ПАЗ.

Газовая фаза из сепаратора С-203 через фильтр Ф-206 поступает на всасывание компрессора. На линии всасывания установлен регулирующий клапан PV_120 и байпаснаяэлектрозадвижка HV-105 с дистанционным управлением. Регулировка загрузки компрессора осуществляется регулирующим клапаном РV-120 с монитора компьютера, а при необходимости вручную по месту задвижкой HV-105 в случае возникновения аварийной ситуации.

Для начального заполнения компрессора водородсодержащим газом перед пуском предусмотрен байпас клапана-отсекателя UV-204 (на линии ввода ВСГ в сепаратор С-203) малого диаметра с дистанционно управляемым клапаном HV-106 для ограничения скорости заполнения компрессора.

Сжатый водородсодержащий газ из компрессорной установки ЦК-201 поступает в тройник смешения. На линии нагнетания установлен клапан-отсекатель UV-205.

При снижении расхода через компрессор из линии нагнетания часть ВСГ отводится в байпасный холодильник Х-217 через антипомпажный регулирующий клапан FV_117. Регулирующий клапан FV_117 автоматически поддерживает минимально допустимый расход ВСГ через компрессор для исключения явлений помпажа при снижении расхода. Охлажденный ВСГ из холодильника Х-217 поступает во всасывающую линию компрессорной установки ЦК-201 перед сепаратором С-203.

Для отвода жидкой фазы из мест возможных скоплений конденсата ВСГ предусмотрена система продувки (дренажа) трубопроводов. Конденсат сбрасывается под давлением ВСГ (1,23-4,61МПа) в факельную систему.

В местах возможных скоплений конденсата ВСГ в трубопроводах всасывания (до сепаратора С-203), из фильтра Ф-206, в трубопроводах на нагнетании компрессора, на линии ВСГ от холодильника Х-217 предусмотрены отсечные клапаны с дистанционным управлением для сброса возможного скопления конденсата и дроссельные шайбы для ограничения расхода газовой фазы.

Из тройника смешения газо-сырьевая смесь (далее по тексту ГСС) с температурой 75 °С поступает последовательно в межтрубное пространство теплообменников нагрева газо-сырьевой смеси Т-202/1-4 и затем Т-201/1,2. В теплообменниках ГСС нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата, поступающего из колонны К-201, и газо-продуктовой смеси (далее по тексту ГПС) из реактора Р-201, соответственно.

Температура ГСС контролируется в РСУ контуром:

- после тройника смешения - поз. TR-63;

- после теплообменников Т-202/3,4 - поз. TR-62;

- после теплообменников Т-202/1,2 - поз. TR-60.

После теплообменников Т-201/1,2 ГСС с температурой 314 °С/328 °С (начало/конец цикла) нагревается в реакторной печи П-201/1,2 до температуры реакции 349 °С/382 °С (начало/конец цикла) и поступает последовательно в реактор Р-200 и реактор Р-201.

В реакторы загружена система катализаторов - защитного слоя, предотвращающего засорение катализатора гидроочистки, и непосредственно никель-молибденовый катализатор.

В реакторах происходит гидрогенолиз серо-, азот- и кислородсодержащих соединений с образованием сероводорода, аммиака и воды.

Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 349 °С/382 °С (начало/конец цикла), на выходе - 369 °С/397 °С (начало/конец цикла), давление на входе - 41,7 кгс/см². Перепад давления по реактору Р-200 на конец цикла должен быть не более 2,0 кгс/см² для катализатора фирмы Альбемарле и 2,5 кгс/см² для катализатора фирмы Грейс.

Температура ГСС на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. TRА-910А с сигнализацией минимального значения. Давление на входе в реактор контролируется в РСУ поз. PA-951, PA-951A с сигнализацией минимального значения.

Перепад давления по реактору Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. PDIRA-953А с сигнализацией максимального значения.

Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 369 °С/397 °С (начало/конец цикла), на выходе - 369 °С/400 °С (начало/конец цикла), давление на входе - 40,7 кгс/см² / 39,7 кгс/см² (начало/конец цикла).

Перепад давления по реактору Р-200 на конец цикла должен быть не более 2,5 кгс/см² для катализатора фирмы Альбемарле и 2,0 кгс/см² для катализатора фирмы Грейс.

Температура на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. ТR- 58, на выходе - контуром поз. ТR- 56.

Перепад давления по реактору Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. PDIA-12 с сигнализацией максимального значения.

Также контролируется РСУ перепад температуры в слое катализатора многозонными термопарами с сигнализацией максимального значения:

- в реакторе Р-200 - контуром поз. ТIRA- 1001/1-4, поз. ТIRA- 1002/1-8.

- в реакторе Р-201 - контуром поз. ТRA- 20/1-10.

Давление в реакторном блоке регулируется в РСУ контуром поз. PRC-14 посредством клапана поз. PV-14, установленного на линии вывода отдувочного ВСГ на ГРП.

Газо-продуктовая смесь из реактора Р-201 поступает в трубное пространство сырьевых теплообменников Т-201/1,2, где охлаждается до температуры 250 °С/270 °С (начало/конец цикла), отдавая тепло на нагрев газо-сырьевой смеси, и направляется в горячий сепаратор высокого давления С-201. Давление ГПС на выходе из теплообменника Т-201/1,2 измеряется техническим манометром поз. PI-938, а температура контролируется в РСУ контуром поз. TR-20.

В сепараторе С-201 происходит разделение нестабильного гидрогенизата и водородсодержащего газа. Давление в сепараторе С-201 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-954, а температура - контуром поз. TR-61.

Нестабильныйгидрогенизат из С-201 через клапан-отсекатель UV-17/2 поступает непосредственно в зону питания колонны стабилизации К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-17/2 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-17 посредством клапана поз. LV-17, установленного на линии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-201 в колонну К-201. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на закрытие клапана-отсекателя UV-17/2 по минимальному уровню поступает от контура LS-77 системы ПАЗ.

С верха сепаратора С-201 выходит ВСГ и направляется в теплообменник Т-205, где охлаждается, отдавая тепло нестабильномугидрогенизату, поступающему из холодного сепаратора высокого давления С-202 и доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-201/1-6 до 45 °С. Из аппарата воздушного охлаждения Х-201/1-6 водородсодержащий газ поступает на разделение в сепаратор С-202.

Для отмывки теплообменного оборудования реакторного блока от солей аммония предусмотрена подача конденсата водяного пара перед аппаратом воздушного охлаждения Х-201/1-6.

Расход конденсата водяного пара подаваемого в реакторный блок регулируется в РСУ контуром поз. FIRC-988 посредством клапана поз. FUV-988, установленного на линии подачи конденсата водяного пара от насосов Н-251/1,2 в трубопровод перед воздушным холодильником Х-201/1-6.

В холодном сепараторе высокого давления С-202 при давлении 34,8 кгс/см² и температуре не более 45 °С происходит разделение ВСГ, сконденсированных легких углеводородов и воды. Давление в сепараторе С-202 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-956, а температура регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-67, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзи на Х-201/1-6 и частоту вращения лопастей Х-201/1,3,5 на электродвигатели которых установлены частотные преобразователи автоматически регулирующие вращение вентиляторов.

Частота вращения лопастей вентиляторов контролируется в РСУ контуром поз. SR Х-201/1, SR Х-201/3, SR Х-201/5.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-202 поступает в теплообменник Т-205,

где нагревается за счет тепла паров сепаратора С-201, и в качестве второго (верхнего) потока питания через клапан-отсекатель поз.UV-355 направляется в колонну К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-355 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-202 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-18 посредством клапана поз. LV-18, установленным на линии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-202 в теплообменник Т-205. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Промывная вода из сепаратора С-202 выводится по уровню раздела фаз на установку производства элементарной серы, или в деаэратор Е-215 в случае остановки производства элементарной серы.

Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LRC-551 посредством клапана поз. LUV-551, установленного на линии вывода промывной воды из сепаратора С-202. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

С верха из сепаратора С-202 выходит ВСГ и поступает в абсорбер циркуляционного ВСГ К-202 на очистку от сероводорода 45 % водным раствором МДЭА, подаваемого насосами Н-204/1,2.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-147 посредством клапана поз. FV-147, установленного на линии подачи регенерированного МДЭА от насосов Н-204/1,2 в абсорбер К-202. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-204/1,2) по снижению расхода МДЭА поступает от контура поз. FRAS-147/2 системы ПАЗ. Температура МДЭА на входе в абсорбер контролируется в РСУ контуром поз. TR-65.

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-202 через клапан-отсекатель поз.UV-360 поступает в сепаратор С-207. Управление клапаном-отсекателем поз. UV -360 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень насыщенного раствора МДЭА в кубе абсорбера К-202 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-153 посредством клапана поз. LV-153, установленного на линии вывода насыщенного МДЭА из абсорбера К-202 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Температура в кубе абсорбера К-202 контролируется в РСУ контуром поз. TR-135.

Очищенный от сероводорода циркуляционный ВСГ делится на два потока, первый поступает через сепаратор С-203 на прием центробежного компрессора ЦК-201, где компримируется и далее направляется в тройник смешения с сырьем. Второй поток - в качестве "отдува" через клапан-отсекатель UV-359 выводится с установки на ГРП. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-359 осуществляется системой ПАЗ.

Количество ВСГ, выводимого на ГРП, контролируется в РСУ контуром поз. FQIR-8.

Схемой установки предусмотрена возможность подачи части циркуляционного ВСГ на поддув в К-201 через клапан поз.FV-9 и газоподогреватель П-201.

Давление циркулирующего ВСГ на приеме сепаратора С-203 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-957. В сепараторе С-203 происходит удаление капельной влаги и сконденсированных углеводородов из циркуляционного водородсодержащего газа.

Перепад давления на отбойном устройстве в сепараторе С-203 контролируется в РСУ контуром поз. PDIRA-11 с сигнализацией максимального значения.

Уровень в сепараторе С-203 регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-108 посредством клапана поз. LUV-108, установленного на линии вывода жидкой фазы из сепаратора С-203 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку по максимальному уровню поступает от контура поз. LSA-109 системы ПАЗ.

Из сепаратора С-203 водородсодержащий газ через фильтр Ф-206 поступает на прием циркуляционного контура компрессора ЦК-201, где дожимается до 46,0 кгс/см² и с температурой 80 °С направляется в тройник смешения с сырьем - прямогонной дизельной фракцией.

Давление циркуляционного ВСГ на линии приема компрессора ЦК-201 контролируется РСУ контуром поз. PIRA-113, на линии нагнетания - контуром поз. PICRA-120 и поз. PR-5A.

Температура циркуляционного ВСГ на линии нагнетания компрессора ЦК-201 контролируется РСУ поз. TR-5B.

Расход циркуляционного ВСГ перед тройником смешения контролируется в РСУ контуром поз. FIRA-5A с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода циркуляционного ВСГ поступает от контура поз. FRAS-5 системы ПАЗ.

Для поддержания требуемой концентрации водорода в контуре циркуляционного ВСГ, а также для компенсации потерь водорода в результате химических превращений сырья и высокой растворимости ВСГ при горячей сепарации предусмотрена подпитка контура циркуляционного ВСГ свежим водородсодержащим газом на прием компрессора ЦК-201 перед сепараторами С-202 и С-203.

Свежий водородсодержащий газ поступает на установку через клапан-отсекатель поз.UV-352 с давлением 35,0 кгс/см² и с температурой не выше 60 °С с установки ЛФ-35/21-1000 (либо с установки ЛЧ-35/11-600, Л-35/11-300). Управление клапаном-отсекателем поз. UV-362 осуществляется системой ПАЗ. Давление свежего ВСГ на входе на установку контролируется в РСУ контуром поз. PR-6A, а его температура - поз. TR-6б.

Расход свежего ВСГ регулируется в РСУ контуром поз. FQRCA-6 посредством клапана поз. FV-6, установленного на линии свежего ВСГ на входе на установку. Минимальное значение расхода свежего ВСГ сигнализируется в РСУ.

При отключении адсорбера хлороводорода 300-V5 на установки ЛФ-35/21-1000 необходимо переводить подпитку свежего ВСГ в сепаратор С-202. (изм.№10 утв.2.09.2014г)

Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата

Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-201 с температурой 250°С/270°С (начало/конец цикла) и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора высокого давления С-202, предварительно нагретый в Т-205 до температуры 210 °С, поступают, соответственно на 14 и 20 тарелки питания колонны стабилизации К-201.

Температура нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-61, из сепаратора С-202 - контуром поз. TR-22. Расход нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-202 контролируется в РСУ контуром поз. FR-7.

В колонне стабилизации К-201 происходит отпарка легких углеводородов, сероводорода и воды. Процесс стабилизации в колонне К-201 осуществляется при избыточным давлении 5,2/5,7 кгс/см² (верх/куб) и температуре не выше 175/260 °С (верх/куб).

Температура верха и низа колонны К-201 контролируется РСУ контуром поз. TR-79 и контуром поз. TR-81, соответственно.

Температура питания колонны К-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-80.

Давление верха колонны контролируется в РСУ контуром поз. PIRA-960 и контуром поз. PIRA-960A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по повышению и понижению давления поступает из системы ПАЗ (поз. PS-960 и поз. PS-960A).

Для улучшения удаления легких углеводородов и сероводорода из нестабильного гидрогенизата в куб колонны предусмотрена подача горячего ВСГ.

Свежий ВСГ поступает с установок ЛФ-35-21/1000 (ЛЧ-35/11-600, Л-35/11-300) и направляется в газоподогреватель печи П-201/1,2, где нагревается за счет тепла дымовых газов. Из печи П-201/1,2 нагретый до 400 °С водородсодержащий газ через клапан-отсекатель поз. UV-356 поступает в куб колонны К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-356 осуществляется системой ПАЗ.

Количество свежего ВСГ, поддуваемого в куб колонны К-201, регулируется в РСУ контуром поз. FRCA-9 посредством клапана поз. FV-9, установленного на линии подачи свежего ВСГ в печь П-201/1,2. Минимальное значение расхода поддуваемого ВСГ сигнализируется в РСУ. Температура поддуваемого ВСГ контролируется в РСУ контуром поз. TIR-914.

Схемой предусмотрена также возможность использования в качестве поддува в К-201 ВСГ, отдуваемого из абсорбера К-202.

Верхний продукт колонны К-201 (ВСГ, водяные пары, пары углеводородов и сероводород) поступает в холодильник-конденсатор ХК-201, где происходит частичная конденсация и охлаждение паро-газовой фазы. Далее газо-жидкостная смесь доохлаждается до 40 °С в водяном холодильнике Х-209/1,2 и поступает в сепаратор С-205.

Температура продукта на входе в сепаратор С-205 регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-85, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзей на ХК-201.

В сепараторе С-205 при давлении 4,8 кгс/см² происходит разделение газо-жидкостной смеси на бензин-отгон, углеводородный газ и кислую воду.

С верха сепаратора С-205 выводиться углеводородный газ (далее по тексту УВГ). Часть УВГ направляется на очистку раствором МДЭА в абсорбер К-203 через клапан-отсекатель поз. UV-368, другая часть - через клапан-отсекатель поз. UV-366 в сепаратор С-207 для создания избыточного давления с дальнейшим сбросом УВГ на очистку в абсорбер К-204.

Давление в сепараторе С-205 контролируется в РСУ контуром поз. PR-123.

Бензин-отгон из сепаратора С-205 забирается насосами Н-203/1,2,3, часть которого подается на орошение колонны К-201, другая часть - балансовое количество - через клапан-отсекатель поз. UV-371 выводится с установки.

Уровень в сепараторе С-205 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-96 посредством клапана поз. LV-96, установленного на линии вывода бензина-отгона с установки. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Постоянство расхода бензина-отгона, подаваемого в колонну К-201 на орошение, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-89 посредством клапана поз. FV-89, установленного на линии подачи орошения от насосов Н-203/1-3 в колонну К-201.

Расход выводимого бензина-отгона контролируется в РСУ контуром поз. FQR-93, а его температура - контуром поз. TR-93B.

Сероводородная вода из сепаратора С-205 выводится по уровню раздела фаз по мере накопления ее в отстойнике сепаратора. Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-554 посредством клапана поз. LUV-554, установленного на линии вывода сероводородной воды из сепаратора С-205 на установку производства элементарной серы, или в деаэратор Е-215 в случае остановки производства элементарной серы. Минимальное и максимальное значение уровня раздела фаз сигнализируется в РСУ.

Стабильный гидрогенизат из куба колонны К-201 с температурой 240 °С/250 °С (начало/конец цикла) поступает в трубное пространство теплообменников Т-202/1-4, где охлаждается, отдавая тепло газо-сырьевой смеси, и далее поступает в колонну К-207а на дегазацию.

Уровень в колонне К-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-194 посредством клапана поз. LV-94, установленного на линии подачи стабильного гидрогенизата в колонну дегазации К-207а. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

На установке ЛЧ-24/2000 предусмотрено два режима ведения процесса дегазации:

- горячая дегазация, при которой стабильный гидрогенизат поступает в колонну К-207а не посредственно из теплообменников Т-202/1-4 с температурой 145 °С/150 °С (начало/конец цикла);

- холодная дегазация, при которой стабильныйгидрогенизат поступает в колонну К-207а после аппаратов воздушного охлаждения Х-204/1-6 с температурой не выше 80°С.

В колонне дегазации К-207а, работающей под вакуумом при остаточном давлении 300 мм.рт.ст., происходит удаление из стабильного гидрогенизата растворенных легких углеводородных газов и водорода.

Давление верха колонны К-207а контролируется в РСУ контуром поз. PR-583.

Верхний продукт колонны К-207а - углеводородные газы, выделенные из стабильного гидрогенизата, отсасываются водокольцевым насосом Н-230/1,2 через холодильник Х-207/1,2 и подаются в сепаратор С-231. Конструкция насосов для их работы предусматривает подачу воды на рабочее колесо, для чего используется оборотная вода I системы, которая подводится к насосам по отдельному трубопроводу.

Углеводородные газы, выходящие с верха сепаратора С-231, направляются на сжигание в печь П-201/1,2. Для обеспечения безопасности процесса горения непрерывно осуществляется автоматический контроль содержания кислорода в углеводородных газах из С-231 газоанализатором QT-1003.