3.1.3.Стабилизация.

Бензиновая фракция с верха колонн К-101 и К-102 поступает на стабилизацию. С верха стабилизационной колонны - нестабильная головка направляется на очистку от сероводорода и газофракционирование , а стабильный бензин - фракция 62-140°С в смеси с фракцией 140-180°С является сырьём каталитического риформинга.

3.2.Описание технологической схемы производства.

3.2.1.Электрообессоливание.

Сырая нефть из резервуаров парка Р-231 и газовый конденсат из Е-110 насосами Н-178, Н-179 подаются на прием сырьевых насосов Н-101, Н-102 (Н-103 , Н-103А). Сырьё прокачивается через систему теплообменников двумя параллельными потоками: на общем потоке нефти до теплообменников установлены счётчики массового расхода поз. F- 186 , поз.F-187.

На приём насосов Н-101÷Н-103А подаётся нефтерастворимый деэмульгатор насосом Н-181 (Н-182) из ёмкости Е-128.

Для предупреждения отложения солей в теплообменниках сырой нефти предусмотрена подача воды из ёмкости Е-126 насосом Н-133 , Н-134 на приём насосов Н-101÷

Н-103А. Расход воды регистрируется прибором поз.F-161. Свежая вода подается в трубопровод сырой нефти перед ЭД-101-104, а также перед ЭД-105,106,108. Расход воды регистрируется прибором поз.F-105. В ёмкость Е-126 подаётся свежая вода, предусмотрена подача оборотной воды. Уровень в ёмкости регулируется регулятором поз.L-140, клапан которого установлен на линии подачи воды в ёмкость.

Первый поток сырой нефти проходит через трубное пространство теплообменников: Т-101 (нефть -первое циркуляционное орошение колонны К-102) , Т-103 (нефть -второе циркуляционное орошение К-102), Т-104 (нефть -фракция 230-300°С). Расход регулируется клапаном-регулятором поз. F - 100-1.

Температура нефти на выходе из теплообменников Т-104 измеряется термопарой поз. Т-144-1.

Второй поток сырой нефти проходит через трубное пространство теплообменников Т-102 (нефть -первое циркуляционное орошение колонны К-102) , Т-105 (нефть -второе циркуляционное орошение колонны К-102), Т-106(нефть -мазут). Расход регулируется клапаном - регулятором поз.F-100-2. Температура нефти на выходе из теплообменника Т-106 измеряется термопарой поз. Т-144-2.

Схемой предусмотрена возможность подачи нефти по трем потокам. При этом третий поток нефти проходит последовательно теплообменники Т-130 (нефть -фракция 230-

-300 ⁰С), Т-131 (нефть -2-ое ЦО), Т-132, Т-132А (нефть -мазут). Расход регулируется клапаном - регулятором поз.F-100-3. Температура нефти на выходе из Т-132А измеряется термопарой поз. Т-144-3. При работе установки на малых загрузках третий поток отсекается.

Схемой предусмотрена линия сырой нефти после сырьевых насосов перед расходомерами F-186, F-187 до клапана поз.F-100-3, через вышеописанные теплообменники третьего потока и далее на ТСЦ для размыва парафиновых отложений в нефтяных резервуарах.

Для усреднения температуры три потока нефти после Т-104 , Т-106 и Т-132А объединяются, а затем нефть четырьмя параллельными потоками поступает в электродегидраторы 1-ой ступени: ЭД-101, ЭД-102, ЭД-103 , ЭД-104, включенные парарельно.

Схемой предусмотрена подача 2%-го содо-щелочного раствора из Е-106 насосами

Н-140 (Н-141) в трубопровод нефти после теплообменников Т-110, Т-111 А, а также перед ЭД-101÷104 для предупреждения соляно-кислой коррозии сырьевых теплообменников,

Расход потоков нефти в каждый электродегидратор 1-ой ступени регистрируется приборами поз.F-141/1-4 соответственно.

Электродегидраторы представляют собой горизонтальные цилиндрические аппараты ёмкостью 160м³, работающие при температуре не выше 140°С и давлении не более 14 кгс/см². Нефть в электродегидраторы вводится снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх.

В электрическом поле высокого напряжения с применением деэмульгатора происходит разрушение эмульсии и разделение воды от нефти.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть сверху электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101÷104 направляется на 2-ую ступень в электродегидраторы ЭД-105÷106, 108.

В поток нефти перед электродегидраторами подаётся свежая вода из ёмкости Е-126 , постоянство расхода воды поддерживается регулятором поз.F-105, клапан которого установлен на выкиде насосов Н-133 , Н-134.

Расход эмульсии нефти с водой в каждый электродегидратор 2-ой ступени регистрируется приборами поз. F-141/5,6,8 соответственно.

Солевой раствор с низа электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101÷104 сбрасывается в отстойник Е-109 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз поз.L-101/1-4, а из электродегидраторов 2-ой ступени ЭД-105, 106, 108 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз поз.L-101/5,6,8 в ёмкость Е-127.

Верхний уровень нефти электродегидраторов контролируется буйковыми уровнемерами поз.L-103/1-6,8, . связанными с подачей напряжения на повышающие трансформаторы: при низком уровне нефти 95 %( образовании газовой подушки) снимается подача напряжения на электроды.

Сброс нефти от предохранительных клапанов электродегидраторов ведётся в колонну К-101.

Давление перед 1-ой и 2-ой ступенями ЭЛОУ контролируется приборами поз.

Р-141-1 и Р-101 соответственно.

Отстойник Е-109 представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость объёмом 160 м³, работающую при температуре до 140°С и давлении 10 кгс/см².

Отстоявшаяся нефть из ёмкости Е-109 через клапан регулятора давления поз.

Р-193 направляется в линию некондиции в приемную линию сырьевого насоса Н-101 , Н-102 (Н-103 , Н-103А) через холодильники Х-105, Х-116А (1-ая секция).

Солевой раствор из ёмкости Е-109 непрерывно отводится в воздушные холодильники Х-113, Х-114, Х-115, Х-116, Х-116А. Температура солевого раствора после

Х-113÷116А регистрируется прибором поз. Т-168.

Уровень солевого раствора в Е-109 поддерживается регулятором поз.L-104, клапан которого установлен на линии подачи в Х-113÷Х-116А.

Отстоявшаяся нефть из ёмкости Е-127 по переливной линии поступает в ёмкость

Е-109. Солевой раствор совместно с солевым раствором из Е-109 выводится с установки через Х-113-116. Уровень в Е-127 поддерживается прибором поз. L -142, клапан которого расположен на линии вывода из Е-127.

Примечание: Электродегидратор ЭД-107 используется для обезвоживания компонента товарного дизельного топлива на выходе с ЛК-6у на ТСЦ.