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
Наименование продукции |
Обозначение НД |
Характеристика качества | Примечание | |
Наименование показателя |
Нормы по маркам | |||
| 1. Фракция пропановая | ТУ 0272-023-00151638-99 |
1. Массовая доля компонентов, %: - å С1 ¸С2 , не более - å С3 , не менее в т. ч. пропилена, не более - å С4 , не более - å С5+выше , не более |
Марка "А" 2 96,0 0,2 3,0 Отсутствие |
|
| 2. Массовая доля сероводорода, %, не более | 0,003 |
|||
| 3. Содержание свободной воды и щелочи | Отсутствие |
|||
| 2. Фракция изобутановая | ТУ 0272-025-00151638-99 | 1. Массовая доля компонентов, %: - å С1 ¸С2 - С3 , не более - i-С4 Н10 , не менее - å бутиленов, не более - n-С4 Н10 , не более - å С5+выше , не более |
Марка "высшая" Не норм. 1,3 98,0 0,5 0,7 Отсутствие |
|
| 2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более | 0,005 |
|||
| 3. Содержание свободной воды и щелочи | Отсутствие |
|||
| 3. Фракция нормального бутана | ТУ 0272-026-00151638-99 | 1. Массовая доля компонентов, %: - С3 , не более - i-С4 Н10 , не более - å бутиленов, не более - n-С4 Н10 , не менее - åi-C5 H12 - n-С5+выше , не более |
Марка "высшая" 0,3 0,9 0,5 98,6 0,4 |
|
| 2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более | 0,005 |
|||
| 3. Содержание свободной воды и щелочи | Отсутствие |
|||
| 4. Фракция пентан-изопентановая | ТУ 0272-030-00151638-99 | 1. Массовая доля компонентов, %: - å С4 , не более - i-C5 H12 , не менее - å С6+выше , не более |
Марка "А" 0,6 50,0 0,8 |
Фракция пентан-изо-пентановая направляет-ся на изоме-ризацию в “Нижнекамск- нефтехим“ |
| 2. Массовая доля серы, %, не более | 0,005 | |||
| 3. Содержание щелочи | Отсутствие | |||
| 4. Содержание воды и механических примесей | Отсутствие |
|||
| 5. Фракция гексановая | ТУ 2411-032-05766801-95* с изменениями | 1 . Фракционный состав: - начало кипения, °С, не ниже - конец кипения, °С, не выше |
Марка «А» 32 165 |
|
| 2. Массовая доля серы, %, не более | 0,1 |
|||
3. Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более |
5,0 | |||
| 4. Испытание на медной пластинке | Выдер- живает |
|||
5. Внешний вид |
Бесцветная прозрачная жидкость |
|||
| 2. Массовая доля серы, %, не более | 0,1 |
|||
3. Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более |
5,0 | |||
| 4. Испытание на медной пластинке | Выдер- живает |
|||
5. Внешний вид |
Бесцветная прозрачная жидкость |
|||
3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
| Наименование сырья, материалов и полупродуктов | Государственный и отраслевой стандарт, СТП, технические условия, регламент или методика на подготовку сырья | Показатели по стандарту, обязательные для проверки | Регламентируемые показатели | |||
| 3.1. Сырье | ||||||
| 3.1.1. Компрессионный бензин (КБ) | Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН4 - этан, С2 Н6 - пропан, С3 Н8 - изобутан, i-С4 Н10 - бутан, n-С4 Н10 - изопентан, i-C5 H12 - пентан, n-C5 H12 - С6 +выше |
Не нормируется 0,06 6,88 30,25 8,24 22,13 9,01 9,34 14,14 |
|||
| 3.1.2. Сырьевой поток - смеси ШФЛУ и КБ | Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН4 - этан, С2 Н6 - пропан, С3 Н8 - изобутан, i-С4 Н10 - бутан, n-С4 Н10 - изопентан, i-C5 H12 - пентан, n-C5 H12 - С6 +выше |
Не нормируется 0,4 2,17-6,12 19,14-23,22 4,52-8,41 17,12-21,2 7,1-11,4 9,0-13,2 26-35 |
|||
3.1.3. Углеводородный конденсат с установки НТКР |
Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН4 - этан, С2 Н6 - пропан, С3 Н8 - изобутан, i-С4 Н10 - бутан, n-С4 Н10 - изопентан, i-C5 H12 - пентан, n-C5 H12 - С6 +выше |
Не нормируется 0,00 0,27 62,51 9,39 18,99 3,87 3,26 1,71 |
|||
| 3.1.4. Дебутанизированный остаток с ГФУ-2 | Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, % масс.: - пропан, С3 Н8 - изобутан, i-С4 Н10 - бутан, n-С4 Н10 - изопентан, i-C5 H12 - пентан, n-C5 H12 - С6 +выше |
Не нормируется 0,00 0,14 7,56 20,00 20,93 51,38 |
|||
| Примечание: Компонентные составы потоков приняты по данным лабораторных анализов, выданных управлением “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ | ||||||
| 3.2. Полупродукты | ||||||
| 3.2.1. Газ деэтанизации | Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, %, масс. - метан, СН4 - этан, С2 Н6 - пропан, Сз Н8 - изобутан, i-C4 H10 - бутан, n-C4 H10 - изопентан, i-C5 H12 - пентан, n-C5 H12 - гексан, С6+ выше |
0,83 25,85 46,01 5,73 12,93 3,66 3,01 0,60 |
|||
| 3.3. Вспомогательные материалы | ||||||
| 3.3.1. Осветительный керосин | ТУ 38.401-58-10-90 | 1. Плотность при 20°С, кг/м3 , не более | Марка "КО-20" 830 |
|||
2. Фракционный состав: - до 200 (270) °С перегоняется, %(об.), не менее - 98%(об.) перегоняется при температуре, °С, не выше - конец кипения, °С, не выше |
(80) 310 - |
|||||
| 3. Цвет, ед. КНС, не более | 15 | |||||
| 4. Высота некоптящего пламени, мм, не менее | 20 |
|||||
| 5. Температура помутнения, °С, не выше | минус 12 | |||||
| 6. Кислотность, мг КОН/100см3 , не выше | 1,3 | |||||
| 7. Зольность, %, не выше | 0,005 | |||||
| 8. Массовая доля серы, %, не более | 0,1 | |||||
| 9. Содержание водорастворимых кислот, щелочей, механических примесей и воды | Отсутствие |
|||||
| 10. Испытание на медной пластинке | Выдерживает | |||||
| 3.3.2. Газ отбензиненный | Стандарт предприятия | 1. Компонентный состав, % об. | ||||
| - кислород | 0,04 | |||||
| - двуокись углерода | 0,05 | |||||
| - азот | 17,66 | |||||
| - метан, СН4 | 61,61 | |||||
| - этан, С2 Н6 | 17,15 | |||||
| - пропан, С3 Н8 | 2,68 | |||||
| - изобутан, i-C4 H10 | 0,49 | |||||
| - бутан, n-С4 Н10 | 0,27 | |||||
| - пентан +выше, n-С5 Н12 + выше | 0,05 | |||||
| 2. Молекулярная масса | 21,68 | |||||
| 3. Температура, о С | От 20 до 50 | |||||
| 4. Давление на границе установки, МПа | От 3,5 до 3,9 | |||||
| 5. Плотность (0 о С и 0,1013 МПа), кг/м3 | 0,97 | |||||
| 3.3.3. Воздух КИП и А | ГОСТ 17433-80 | 1. Промышленная чистота, не ниже | класс "1" | |||
2. Точка росы, ниже |
на 10 0 С абсолютной ми-нимальной температуры окружающего воздуха | |||||
| 3. Содержание твёрдых частиц размером 0,5 – 5 мкм, мг/м3 , не более | 1,0 |
|||||
| 4. Содержание воды в жидком состоянии | Отсутствие | |||||
| 5. Содержание масла | Отсутствие | |||||
| 6. Давление, МПа | 0,6 | |||||
| 3.3.4. Азот газообразный и жидкий | ГОСТ 9293-74* с изменениями | 1. Объёмная доля азота, %. не менее 2. Объёмная доля кислорода, %, не более |
"2 сорт" 99,0 1,0 |
|||
| 3. Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более | Выдерживает испытание по п. 3,6 | |||||
| 4. Содержание масла в газообразном азоте | Выдерживает испытание по п. 3,7 | |||||
| 5. Температура, о С | От минус 44 До 40 | |||||
| 6. Давление, МПа | 0,8 | |||||
| 3.3.5. Жидкость охлаждаю-щая низкозамерзающая (антифриз) | ГОСТ 159-52* с изменениями | 1. Внешний вид |
Марка "65" Слабо-мутная оранжевая жидкость |
|||
| 2. Плотность при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м3 | От 1085 до1090 | |||||
| 3. Коэффициент преломления, не менее | 1,4 | |||||
| 4. Разгонка: | ||||||
| - фракция, выкипающая до 150°С, % масс., не более | 35 | |||||
| - остаток, кипящий выше 150°С, % масс., не менее | 64 |
|||||
| - потери, % масс., не более | 1,0 | |||||
| 5. Содержание механических примесей, %, не более | 0,005 |
|||||
| 6. Содержание золы, %, не более | 0,4 | |||||
| 7. рН, не более | 8,5 | |||||
| 8. Декстрин | Выдерживает испытание по п. 17 | |||||
| 9. Температура замерзания, °С, не более | Минус 65 | |||||
| 10. Содержание хлоридов (CI), %, не более | 0,0007 |
|||||
| 3.3.6. Пар водяной насыщенный | Стандарт предприятия | 1. Температура, о С 2. Давление, МПа |
До 179 От 0,3 до 1,0 (1,0 - максимально) |
|||
3.3.7. Горячая вода |
Стандарт предприятия | 1. Температура, о С 2. Давление, МПа |
130 0,8 (максимально) |
|||
3.3.8. Вода оборотная охлаждающая |
Стандарт предприятия | 1. Температура, о С 2. Давление, МПа |
От 20 до 30 0,55 (максимально) |
|||
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 о С до плюс 30 о С 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 о С в теплообменнике Т-620 потоком горячего (275 о С) 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 о С 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 3545 0 С. 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 о С;
- температура куба 95-115 о С;
- температура сырья до 76 о С;
- температура тарелки № 15 55 ¸ 65 о С;
- 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 о С 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
29-04-2015, 00:55