Preems anläggningar i Lysekil · PDF fileLummus Global ABB Lummus Steam Reformer HPU (820) 2006 86 000 Sm3/hr Technip ABB Lummus LNG-terminal (opereras av Skangas) 2014

Preemraff Preemraff Dokument-ID: PREEMLS-980257587-107 Handbok: Preemraffs verksamhetshandbok Utfärdare: Karlsson Bo Funktion: [Funktion] Granskad av: Grunewald-Thoor Anna Anläggning: [Anläggning] Godkänd av: Abrahamsson Peter Tillhör Process: Stödja Preem Godkänd datum: 2016-12-02 Dokumentkategori: Instruktioner Version 2.0 Sid 1 av 21

LS101-01_LYR Preems anläggningar i Lysekil

Preems anläggningar i Lysekil

Innehåll Preemraff Lysekil .................................................................................................................................... 2

Processanläggningar ............................................................................................................................ 2

Förenklad principskiss Preemraff Lysekil ......................................................................................... 3

Råoljedestillationsanläggning (CDU) ............................................................................................. 3

Vakuumdestillationsanläggning (VDU) .......................................................................................... 4

Visbreakeranläggning (VBU) .......................................................................................................... 5

Gasåtervinningsanläggning (GRU) ................................................................................................. 5

Meroxanläggning (mellan råoljedestillation och gasåtervinningsanläggning) ................................ 5

Naftaavsvavlingsanläggning (NHTU) ............................................................................................. 6

Katalytisk reformering (Platformer CRU) ....................................................................................... 6

Isomeriseringsanläggning (ISO) ...................................................................................................... 6

SynSatanläggning (SSU) ................................................................................................................. 6

Mild hydrokrackinganläggning (MHC) .......................................................................................... 7

Hydrokrackeranläggningen (ICR) ................................................................................................... 7

Steam Reformer – Anläggning för produktion av vätgas (HPU) .................................................... 8

Katalytisk kracker (FCC) ................................................................................................................ 8

Propenanläggning ............................................................................................................................ 9

Polymerisationsanläggning (Poly) ................................................................................................... 9

FCC-Meroxanläggningar (FCCU) ................................................................................................. 10

Amin- och survattenanläggningarna (270 / ARU och SWS) ........................................................ 10

Svavelåtervinning inkl. restgasanläggning (SRU/TGTU) och syreberikning ............................... 10

Reningsverk (WWT) och vattenhantering ..................................................................................... 11

LNG-terminal ................................................................................................................................ 11

Tankpark och blandare ...................................................................................................................... 12

Allmänt .......................................................................................................................................... 12

Lagring av råolja ........................................................................................................................... 12

Lagring av komponenter och produkter ........................................................................................ 13

Produktblandning .......................................................................................................................... 13

LS101-01_LYR Preems anläggningar i Lysekil Godkänd datum: 2016-12-02 Dokument-ID: PREEMLS-980257587-107 Sid 1 av 21 Utskriftsdatum: 2016-12-02

Hamnar och utlastning ................................................................................................................... 14

Gasåtervinning (VRU) .................................................................................................................. 15

Servicesystem .................................................................................................................................... 15

Bränngas- och brännoljesystem ..................................................................................................... 15

Vattensystem ................................................................................................................................. 15

Elsystem ........................................................................................................................................ 16

Kontroll- och styrsystem ............................................................................................................... 17

Ångpannor, ång- och kondensatsystem ......................................................................................... 18

Kylsystem och fjärrvärme ............................................................................................................. 18

Process- och instrumentluft ........................................................................................................... 18

Kvävgassystem .............................................................................................................................. 19

Lutsystem ...................................................................................................................................... 19

Fackelsystem ................................................................................................................................. 19

Skorstenar ...................................................................................................................................... 20

Revisionshistorik ............................................................................................................................... 21

Granskning ........................................................................................................................................ 21

Preemraff Lysekil

För övergripande information se LS101 – Beskrivning av Preemraff.

Processanläggningar Processanläggning Förkortning/

anl. nummer I drift (ombyggnad)

Kapacitet bbl/dag (m3/d)

Design Entreprenör

Atm. råoljedestillation CDU (210) 1975 220 000 (35000) UOP CTIP Vakuumdestillation VDU (220) 1975 69 000 (11000) UOP CTIP Katalytisk reformering CRU (232) 1975 36 000 ( 5800) UOP CTIP Naftaavsvavling NHTU (231) 1975 (1991) 52 000 (8300) UOP CTIP Gasåtervinning GRU (250) 1975 7 500 (1200) UOP CTIP

Svavelåtervinning SRU (260) 1975 (2009) 270 ton/dag Amoco CTIP Visbreaker VBU (290) 1982 31 000 (5000) FW FW Katalytisk Kracker FCCU (150) 1984 (1994) 33 000 (5300) Kellogg FW FCC Poly-anläggning POLY (160) 1984 7 000 (1100) UOP FW MHC-anläggning MHCU (240) 1988 56 000 (9000) Edeleanu Edeleanu Isomeriserings-anläggning

ISOM (233) 1990 16 000 (2600) UOP CTIP

Svavelåtervinning TGTU (260) 1994 12 ton/dag TPA Rintekno Dieselavsvavling/ avaromatisering

SynSat (280) 1994 46 000/39 000 (7400/6200)

Lummus Rintekno


Propenframställning (Polymer-kvalitet)

(150) 2002 5 300 (850) (satsning till Propen/Propan splitter T-1514)

UOP Technip

Hydrokracker ICR (810) 2006 58000 (9300) Chevron Lummus Global

ABB Lummus

Steam Reformer HPU (820) 2006 86 000 Sm3/hr Technip ABB Lummus

LNG-terminal (opereras av Skangas)

2014 38,5 ton/h Linde Linde Cryo

Vakuumdestillation (ny parallell anläggning)

VDU2 (840) 2018 215 Sm³/h AmecFW AmecFW

Förenklad principskiss Preemraff Lysekil

Anläggningarna beskrivs kortfattat nedan. För ytterligare detaljer finns rör- och instrument (P&I) diagram, flödesscheman, mass- och energibalanser, konstruktionsritningar, funktionsbeskrivningar och liknande, tillgängliga på raffinaderiet. Ingående kärl redovisas i LS 101-06.

Råoljedestillationsanläggning (CDU)

Inkommande råolja pumpas via dagtank från bergrum. Innan råoljan pumpas in i råoljedestillationsanläggningen avsaltas den genom injektion av vatten. Merparten av de salter råoljan innehåller övergår därmed från oljefas till vattenfas. Vattenfasen avskiljs från oljefasen i nedströms liggande avsaltare. Inkommande råolja värmeväxlas med utgående fraktioner från råoljedestillationstornet och värms sedan till cirka 370°C i råoljeugnarna.


Därefter leds råoljan in i destillationskolonnen för fraktionering. Avsaltare, värmeväxlartåg samt råoljeugnar är anordnade i två parallella sektioner.

Destillationskolonnen (destillationstornet) har tre cirkulerande återflöden samt toppåterflöde för att erhålla bästa fraktionering. Följande fraktioner tas ut från råoljedestillationskolonnen, uppifrån räknat:

• lättnafta inklusive gas och LPG. • fotogen • lätt gasolja • tung gasolja • extra tung gasolja • återstod

Gasfasen från lättnaftafraktionen separeras nedströms i en stabilisator där gas och LPG avskiljs från lättnaftan. Gasen går till bränngassystemet efter aminbehandling för avskiljning av H2S. LPG går vidare till svavelrening i gasåtervinningsanläggningen och sedan separation av propan och butan.

Vakuumdestillationsanläggning (VDU)

För att maximera utbytet av gasolja från återstodsoljan utförs ytterligare en destillation, under vakuum, vid ∼15 mm Hg absolut tryck.

Återstoden från råoljedestillationen förvärms via två vakuumugnar in i vakuumtornet. Oljans inloppstemperatur är cirka 400°C i flashzonen. Ej kondenserbara gaser dras av från tornet med ångejektorer och en vätskeringpump och går därefter, efter amintvätt, vidare till bränngasnätet.

Från vakuumtornet tas följande fraktioner ut, uppifrån räknat:

• lätt vakuumgasolja • tung vakuumgasolja • pitch (vakuumåterstod)

Byggnation av ytterligare en vakuumdestillationsanläggning pågår och den nya kommer att driftsättas under 2018. De båda vakuumdestillationsanläggningarna kommer att ha samma funktion och syfte och arbeta parallellt. Den nya vakuumdestillationsanläggningen är dock betydligt mindre än den befintliga, maximal matningskapacitet kommer att bli 236

m3/h istället för 485 m3/h och skiljer sig från den befintliga i följande avseenden:

• En modernare anläggning har högre verkningsgrad och bättre utbyte av VGO, bland annat på grund av en ny typ av värmeväxlare som är mycket effektiva, så kallade compabloc-värmeväxlare.

• En kondensor byggs för kondensering av överskottsånga. Detta möjliggör att vatten kan återvinnas. Denna förbättring kommer att medföra att kondensat från överskottsånga från hela raffinaderiet (det vill säga även de befintliga delarna) kommer att kunna återvinnas i hög grad.

• Alla luftkylare på den nya anläggningen kommer att vara utrustade med varvtalsreglerade fläktar för att minimera buller.


• Ett system för separering av dagvatten på så kallad hårdgjord yta kommer att installeras. I de fall vattnet inte innehåller olja kommer det att hanteras som dagvatten och i de fall vattnet innehåller olja kommer det att passera genom reningsverket. Fördelen med denna hantering är att rent vatten inte passerar genom reningsverket utan dess kapacitet används till att rena vatten som har behov av att renas.

Den gas som produceras i anläggningen kommer att på samma sätt som gasen från befintlig anläggning tvättas från H2S tills låga halter kvarstår och primärt användas som bränsle i anläggningens ugn. Av säkerhetsskäl kan gasen vid vissa driftlägen läggas till fackelsystemet.

Visbreakeranläggning (VBU)

I visbreakeranläggningen processas bottenprodukten från vakuumdestillationen, den så kallade pitchen. Genom termisk krackning reduceras viskositeten på pitchen samtidigt som ytterligare värdefulla lätta komponenter såsom nafta och gasolja erhålls.

Matningen till visbreakern värms först i värmeväxlare därefter i en processugn i två steg, först en förvärmningscell och sedan en krackercell. I krackercellen sker den termiska krackningen. Matningen går därefter in i huvuddestillationstornet med en temperatur av cirka 400-420 grader. I tornet separeras gas, nafta och gasolja från tjockoljeprodukterna och vidarebehandlas sedan i anläggningen. Nafta och gasolja går sedan till lagertankar. Bottenprodukten (vistar) kyls ner och sänds sedan till lagertank.

För att kunna hantera vistar vid normala transporttemperaturer måste denna blandas med vakuumgasolja eller lätt gasolja för att inte stelna. Härvid erhålles en stabil och pumpbar eldningsolja.

Gasåtervinningsanläggning (GRU)

I gasåtervinningsanläggningen sker en separation av lättare kolväten, C4 och lättare. Huvudprodukterna från anläggningen är flytande propan och butan som går till lager. C2 går till raffinaderiets bränngassystem. Matningen till anläggningen kommer från råoljedestillationen via en meroxanläggning, naftaavsvavlingsanläggningen samt platformeranläggningen.

Inkommande matning separeras först i en deetaniser där C2 och lättare fraktioner går över topp som bränngas. I botten på deetanisern tas LPG ut (C3 och C4). LPG separeras därefter i propan och butan i en nedströms liggande depropaniser. Propan (C3) lagras i sfärer, vilka är belägna söder om processarean. Butan (C4) lagras i ett bergrum norr om processarean.

Meroxanläggning (mellan råoljedestillation och gasåtervinningsanläggning)

Merox är en avsvavlingsprocess och används för avsvavling av vätskeformigt butan och propan (LPG) från råoljeanläggningen. Svavlet i denna LPG förekommer i två former – som svavelväte (H2S) och som merkaptener (R-SH, där R kan betyda vilken kolvätegrupp som helst till exempel CH3).

Reaktionerna sker i flera steg. Först tvättas LPG med en aminlösning för att ta bort eventuell koldioxid (CO2). Detta beror på att CO2 gör de kommande avsvavlingsreaktionerna mindre effektiva. LPG tvättas därefter med lut i flera steg under bildning av stabila disulfider. Luten regenereras och kan återanvändas.


Naftaavsvavlingsanläggning (NHTU)

Till naftaavsvavlingsanläggningen satsas nafta från råoljedestillationen, MHC-anläggningen, ICR-anläggningen samt visbreakeranläggningen. Naftan blandas med vätgas från platformeranläggningen, förvärms i en processugn och avsvavlas därefter i två seriekopplade avsvavlingsreaktorer lastade med katalysator. Nedströms reaktorerna stabiliseras naftan först genom att butan och lättare kolväten avskiljs som topprodukt i ett destillationstorn. Denna fraktion sänds till gasåtervinningsanläggningen. Bottenprodukten från tornet, avsvavlad nafta, delas sedan upp i en lättare fraktion (C5-C6) som sänds till isomeriseringsanläggningen och en tyngre som går till platformeranläggningen.

Katalytisk reformering (Platformer CRU)

Syftet med den katalytiska reformeringen är att omvandla nafta med lågt oktantal till högoktaniga bensinkomponenter. Huvudsakligen bildas aromatiska och grenade kolvätekedjor. Samtidigt produceras stora mängder vätgas som i första hand används som “råvara” i de olika avsvavlingsanläggningarna samt isomeriseringsanläggningen. Eventuellt överskott på vätgas används som bränsle i raffinaderiets processugnar.

Platformeranläggningen är i princip byggd som tre separata reaktorer med en ugnsenhet för varje reaktor. Reformeringsprocessen kräver stora mängder energi, vilken tillförs i anläggningens processugnar (cirka 500 grader). Produktströmmen från reaktorkretsen skickas via en lågtrycksseparator och en högtrycksseparator där bildad vätgas avskiljs, vidare till ett destillationstorn i vilket C4 och lättare kolväten avlägsnas från den färdiga högoktaniga komponenten, reformat.

Isomeriseringsanläggning (ISO)

C5 - C6-kolväten från naftaavsvavlingen vidareförädlas i en så kallad isomeriseringsanläggning. Via en katalytisk process i flera steg omvandlas cykliska kolväten till raka kedjor och raka kolväten med lågt oktantal till grenade högoktaniga kolväten, vilka ingår som komponenter i bensin.

SynSatanläggning (SSU)

I anläggningen avsvavlas lätt atmosfärisk gasolja och fotogen. I anläggningen tillverkas även miljöklass 1-diesel, det vill säga diesel med låg aromathalt. Gasolja och vätgas blandas och matningen värms till 300 – 325 °C. Matningen går sedan vidare till en avsvavlingsreaktor. Vid tillverkning av miljödiesel med låg aromathalt behandlas gasoljan efter avsvavling i ytterligare en reaktor där aromathalten reduceras. Aromathalten reduceras i reaktorn genom att aromater reagerar med vätgas (hydreras).

När aromatreduktion inte krävs satsas ingen gasolja till den sista reaktorn. Reaktorn hålls vid dessa driftstillfällen varm genom att en liten ström av varm vätgas passerar reaktorns katalysatorbädd. Efter det att oförbrukad vätgas separerats från den avsvavlade/avaromatiserade gasoljan, stabiliseras denna nedströms i två stripprar. I stripprarna drivs lättare kolväten av, varefter gasoljan sänds till tank för lagring.

Den oförbrukade vätgasen renas från H2S genom behandling med amin i ett tvättorn. Gasströmmen komprimeras efter amintvätt och återcirkuleras till reaktorkretsen.


Avsvavlad lätt gasolja och fotogen används som komponent i dieselbränsle och lätt eldningsolja medan miljödiesel (MK-1) produceras som färdig produkt.

Mild hydrokrackinganläggning (MHC)

Som råvara till denna anläggning används tung atmosfärisk gasolja eller vakuumgasolja (VGO). Hydrokrackerns syfte är att avsvavla gasoljan samt att katalytiskt kracka tunga komponenter i vakuumgasoljan för att öka utbytet av lättare komponenter, det vill säga lätt gasolja och nafta. Matningen till anläggningen värmeväxlas med utgående produkt och värms därefter i en ugn. Gasolja blandas med vätgas och passerar två seriekopplade reaktorer fyllda med katalysator vilken gynnar avsvavlings- och krackningsreaktionerna. Reaktortrycket är cirka 69 bar och temperaturen cirka 400°C.

Separation av utgående produktström från den sista reaktorn sker nedströms i två gas/vätskeseparatorer efter det att strömmen först kylts i värmeväxlare och luftkylare. Gasfasen renas från H2S genom behandling med amin i ett tvättorn. Den renade väterika gasen återcirkuleras till reaktorkretsen. Vätskefasen delas via en högtrycks- och en lågtrycksstripper upp i tre fraktioner - nafta, lätt gasolja och avsvavlad gasolja/vakuumgasolja. Den avsvavlade vakuumgasoljan kan användas som satsningsmaterial till den katalytiska krackern.

Hydrokrackeranläggningen (ICR)

I anläggningen avsvavlas samt krackas vakuumgasolja (VGO). Matningen till anläggningen värmeväxlas med utgående produkt och värms därefter i en ugn. Vakuumgasolja blandas med vätgas och passerar två seriekopplade reaktorer fyllda med katalysator vilken gynnar avsvavlings- och krackningsreaktionerna. Reaktortrycket är cirka 145 bar och temperaturen omkring 400°C.

Anläggningen är designad för att med hjälp av vätgas, via katalytisk krackning, konvertera 50 % av den satsade VGO:n (385m³/h) till lättare komponenter, nafta, fotogen och gasolja. Dessa komponenter används för tillverkning av miljöanpassade drivmedel, bensin och diesel, med mycket låg svavelhalt. Den del av matningen som avsvavlats men inte krackats, avsvavlad VGO, satsas till den katalytiska krackern (FCC) för ytterligare uppgradering.

Separation av utgående produktström från den sista reaktorn sker nedströms via gas/vätske-separatorer efter det att strömmen först kylts. Gasfasen renas från H2S genom behandling med amin i ett tvättorn. Huvudelen av den vätgasrika renade gasfasen återcirkuleras till reaktorkretsen och överskottet används som bränsle i processugnar för att värma matningarna till önskvärda temperaturer på hydrokrackern och steam reformern alternativt till raffinaderiets bränngassystem.

Vätskefasen delas via en stripper och ett huvudfraktioneringstorn upp i fyra fraktioner, nafta, fotogen, gasolja och avsvavlad vakuumgasolja. Flampunkten på den fotogen och gasolja som lämnar huvudfraktioneringstornet höjs via två sidostripprar innan komponenterna sänds till tank för lagring.


Steam Reformer – Anläggning för produktion av vätgas (HPU)

Produktionskapaciteten av vätgas från steam reformern (820-anl.) är 86 000 Sm3/h med en vätehalt på 99,9 %.

Som matning används i huvudsak naturgas från Skangas närliggande LNG-terminal. Nafta och/eller butan kan även användas som matningsmaterial. I anläggningen omvandlas de ingående kolvätena i huvudsak till väte och koldioxid.

Matningen förvärms och förångas innan den leds till avsvavlingssektionen där allt organiskt bundet svavel hydreras och omvandlas till H2S. Den avsvavlade strömmen passerar därefter ett adsorptionssteg där H2S adsorberas på en bädd av zinkoxid. Syftet med avsvavlingssteget är att skydda nedströms installerade reformerkatalysatorer från svavelförgiftning.

Efter ytterligare förvärmning blandas den avsvavlade kolväteströmmen med överhettad högtrycksånga. Blandningen leds till prereformersektionen. I prereformern omvandlas tyngre kolväten till metan. Efter prereformerreaktorn tillsätts mer högtrycksånga varefter blandningen åter upphettas innan den passerar de katalysatorfyllda tuberna i steamreformerugnen för ökad konvertering.

Drifttrycket i steamreformerugnen är cirka 30 bar och temperaturen omkring 880 °C.

I prereformerreaktorn och de katalysatorfyllda tuberna i steamreformerugnen reagerar blandningen av kolväten och vattenånga huvudsakligen till väte, koloxid och koldioxid.

Gasblandningen som lämnar ugnen kyls i en ånggenerator där högtrycksånga produceras. Nettoproduktionen av ånga från anläggningen är cirka 40 ton/h. Efter kylning passerar gasblandningen en "högtemperatur skiftreaktor" där den största delen av den kvarvarande mängden koloxid reagerar med vattenånga och bildar väte och koldioxid.

Den producerade vätgasen renas från koldioxid och övriga föroreningar genom absorption i en så kallad "pressure swing adsorber" (PSA) innan produkten, bestående av vätgas med en renhet på 99,9 %, sänds till raffinaderiets hydrokracker. Utöver hydrokrackern kan steamreformern vid behov även försörja raffinaderiets övriga avsvavlingsanläggningar med en viss begränsad kvantitet vätgas.

Den restgas som frigörs när adsorptionselementen i PSA-anläggningen regenereras används som bränsle i steamreformerugnen. Resterande bränngasbehov tillhandahålls via raffinaderiets bränngassystem.

Katalytisk kracker (FCC)

I den fluidiserade katalytiska krackern (FCC) sönderdelas vakuumgasolja, vilken huvudsakligen består av molekyler med långa kolvätekedjor och hög kokpunkt, med hjälp av en katalysator till lättare kolväten. Reaktionen sker i den så kallade risern dit matning, ånga och katalysator injiceras.

Temperaturen på katalysatorn när den injiceras i risern är cirka 700°C. Den höga temperaturen gynnar en snabb krackning. Efter risern separeras via cyklonavskiljare, den vid krackningsreaktionen koksbelagda katalysatorn från kolväte. Katalysatorn går till ett regenereringssteg där koks förbränns till CO2 med hjälp av luft. Den regenererade katalysatorn återförs därefter till risern. Energiinnehållet i rökgaserna från regeneratorn tas tillvara i en avgaspanna där överhettad högtrycksånga produceras.


De kolväten som avskiljs i cyklonerna separeras nedströms via destillation i olika fraktioner.

Följande produktuttag görs från tornet:

• gas, LPG • lättnafta • tungnafta • light cycle oil (LCO) • dekant (DCO)

Tungnafta tas ut via en stripper där lättare kolväten avskiljs, varefter tungnaftan skickas till en Meroxanläggning (170).

DCO och LCO (LCO efter strippning för att skilja bort lättare kolväten) sänds till tank och används som komponent vid blandning av tjockolja respektive gasolja.

Topprodukten kondenseras delvis i en kylare. Kondensatet delas upp i ett återflöde som returneras till destillationstornet samt ett vätskeformigt produktflöde, lättbensin. Gasfasen går vidare till krackerns gasåtervinningsanläggning. I denna återvinns lättare vätskeformiga kolväten genom att gasen komprimeras och kyls. Resterande icke kondenserbara kolväten skickas slutligen efter amintvätt till bränngasnätet.

Återvunna kolväten från gasåtervinningsanläggningen kombineras med lättnafta varefter denna ström, i ett butantorn, separeras i två fraktioner. En toppfraktion bestående av butan och lättare kolväten samt en bottenfraktion bestående av lättnafta. Butantornets topp- respektive bottenfraktion går vidare till två stycken meroxanläggningar 180- respektive 170- anläggningen.

De kolväten som finns i butantornets toppfraktion (LPG) destilleras ytterligare via tre nedströms installerade destillationstorn. Efter dessa torn har LPG-strömmen delats upp i två komponentströmmar, C4-kolväten som sänds till polymeriseringsanläggningen samt propan (C3) respektive propen (C3=) som sänds till propenanläggningen.

Propenanläggning

Propen återvinns ur komponenterna från FCC-anläggningen. I propentornet separeras propen och propan. Eftersom dessa kolväten är likartade och har mycket liten kokpunktsskillnad är propen/propan tornet försett med ett mycket stort antal destillationsbottnar. Tornet är även utrustat med en värmepump som tar tillvara energin i tornets toppström så att den kan användas för energitillförsel via tornets återkokare.

Innan propenet, som har mycket hög renhet (polymerkvalitet), sänds till ett kylt bergrum för lagring passerar det tre reningssteg där eventuella rester av vatten, svavel och arsenik avlägsnas via absorption.

Polymerisationsanläggning (Poly)

I polymeriseringsanläggningen omvandlas olefinrik LPG (omättade kolväten med i huvudsak 4 kolatomer) från meroxanläggningarna till så kallad polybensin. Via en tvättkolonn går LPG in i någon av polymeriseringsreaktorerna, kyls och fortsätter till en avdrivarkolonn som återför butan som används för kylning av reaktorer och spädning av reaktormatning. Vätskefasen går vidare till stabilisatorn där polybensin och butan separeras. Polybensinen och butan går därefter ut för lagring i tank respektive bergrum.


FCC-Meroxanläggningar (FCCU)

Anläggningarnas syfte är att omvandla merkaptaner i ingående flöde till disulfider.

I 170-anläggningen består matningen av lätt- och tungnafta. Denna får passera en katalysatorbädd där luft tillsätts och den önskvärda disulfidbildningen sker. Produkterna går sedan ut för lagring i tank.

I 180-anläggningen tvättas först LPG med svag lut för att ta bort H2S-rester. Därefter går LPG till extraktorn där merkaptaner absorberas i en 10 – 12 % cirkulerande lutlösning. Den nu svavelfria LPG:n går sedan till polyanläggningen och propenanläggningen. Lut från extraktorn regenereras i oxidisern där merkaptaner oxideras till disulfider som sedan kan avskiljas.

Amin- och survattenanläggningarna (270 / ARU och SWS)

Det finns tre aminanläggningar. I den gamla delen av raffinaderiet används DEA (dietanolamin omkring 20-25% aminkoncentration) och i aminanläggningen (ARU) för ICR-anläggningen används MDEA (Methyldietanolamin omkring 40-45% aminkoncentration). Även restgasanläggningen (TGTU) använder MDEA (Methyldietanolamin cirka 40-45-% aminkoncentration). Aminsystemet kan karaktäriseras som ett transportsystem för svavelväte från de olika avsvavlingsanläggningarna till svavelåtervinningsanläggningen. De huvudsakliga producenterna av svavelväte är:

mild hydrokrackeranläggningen, synsatanläggningen, naftaavsvavlingsanläggningen och ICR-anläggningen

Amin pumpas från två st (T-2703 & T-8331) aminregeneratorer ut till raffinaderiets absorptionstorn. I absorptionstornen renas de kontaminerade procesströmmarna från svavelväte genom att svavelvätet, vid kontakt med aminlösningen, binds till denna. Från respektive absorber pumpas den "H2S-rika" aminlösningen till aminregenerator där svavelvätets bindning till aminlösningen bryts genom energitillförsel. Det regenererade aminet cirkuleras sedan åter ut till de olika absorptionstornen.

Det finns två survattenanläggningar (270 och SWS, 830). 270 behandlar gamla delen av raffinaderiet och SWS är för ICR-anläggningen.

Survattensystemets funktion är att ta hand om förorenat vatten från raffinaderiets avsvavlingsanläggningar samt övriga survattenproducenter. H2S/NH3-kontaminerat “surt vatten” behandlas i en stripper med hjälp av energitillförsel, varvid H2S och NH3 drivs av över topp på strippertornet. Det renade vattnet används därefter som avsaltarvatten på råoljeanläggningen. Den avdrivna gasen sänds till svavelåtervinningsanläggningen för vidare behandling.

Svavelåtervinning inkl. restgasanläggning (SRU/TGTU) och syreberikning

Raffinaderiet har tre parallella så kallade Clausanläggningar där elementärt svavel utvinns ur svavelväte. Svavelvätet, som bildas i de olika avsvavlingsanläggningarna, transporteras till 260-anläggningen via aminsystemet (270 och 830).

Svavelåtervinningen går förenklat till så att svavelväte (H2S) partiellt förbränns med luft till svaveldioxid (SO2). Resterande svavelväte samt den svaveldioxid som bildas reagerar därefter. Vid den kemiska reaktionen bildas flytande svavel och vatten.


För att erhålla så högt svavelutbyte som möjligt leds gasen därefter vidare till en trestegs-reaktor fylld med katalysator. Utloppsströmmen från respektive reaktorsteg kyls varvid svavel kondenserar och avskiljs innan strömmen skickas vidare till nästa reaktorsteg. Från slutkondensorn leds gasen vidare till en restgasanläggning där återvinningsgraden av svavel ökar ytterligare. Kvarvarande svavelfattiga gaser från restgasanläggningen går slutligen via ett förbränningssteg till raffinaderiets skorsten.

Svavelåtervinningsgraden för raffinaderiet är omkring 99,6 – 99,8 %.

För att kunna optimera flöde genom svavelåtervinningsanläggningarna finns möjlighet att tillsätta syrgas till den förbränningsluft som används i förbränningsdelen. Syret ersätter då viss del av luften där kväve ingår med cirka 80%. Kvävet går bara med oförändrat genom anläggningen och ”tar därmed onödig plats”. Genom att tillsätta syre kan man återvinna mer svavel med samma anläggningar. Syret förvaras i två tankar (60 m³ per tank) placerade i ytterkanten av processanläggningen. Fyllning av tankar sker från tankbil.

Reningsverk (WWT) och vattenhantering

Preemraff Lysekil har fem olika avloppssystem för omhändertagande av olika typer av avloppsvatten. Två av dessa leds till raffinaderiets avloppsreningsverk, avlopp för oljehaltigt vatten (SO) och sanitärt avlopp (SA). Där utöver finns ett oljeavlopp (OS) som leds direkt till slopoljesystemet för återvinning av oljan, ett aminsystem (AA), som är ett slutet system för hantering av amin och ett dagvattensystem (DA).

Det största av systemen är processavloppet (SO), där processavloppsvatten pumpas till tre utjämningstankar på vardera cirka 9 000 m³. Till dessa tankar pumpas även bäddvattnet från bergrumslagren och barlastvattnet från fartygen, som utgör en mycket liten del av den totala avloppsvattenmängden. I dessa tankar utjämnas flödesvariationer och föroreningar samtidigt som olja avskiljs som slop. Avloppsvatten från utjämningstankarna renas sedan kontinuerligt med kemisk- och biologisk rening. Det sanitära avloppsvattnet leds in i det biologiska reningssteget.

Dagvatten (DA) från raffinaderiområdet leds via spärrdammar till oxidationsdammen. Allt avloppsvatten från reningsverket och dagvattensystemet passerar oxidationsdammen med ungefär tre dygns uppehållstid innan vattnet släpps ut i Brofjorden.

För att minimera risken att olja når Brofjorden vid ett nödläge finns flera barriärer för att hantera detta. Inloppsbassängen genom vilken vattnet pumpas till utjämningstankarna är utformad med flera oljelås. När inloppsbassängen och pumpen inte räcker till för att hantera den tillfälligt utökande volymen bräddar vattnet i första hand till en stormvattentank, som rymmer cirka 2 400 m³, och i andra hand bräddar det till 3 stycken API-bassänger, cirka 300 m³. Även API-bassängerna är utformade med oljelås. Från API-bassängerna kan vattnet brädda till en spärrdamm och vidare till oxidationsdammen. Ett oljelås delar oxidationsdammen i två delar, och ger en inre och yttre oxidationsdamm.

LNG-terminal

I direkt anslutning till Preemraff Lysekil finns sedan 2014 en terminal med möjlighet till in- och utlastning av LNG, vätskeformig naturgas. Terminalen opereras av extern verksamhetsutövare, Skangas. LNG kommer till terminalen med fartyg och lossas i Preems hamnområde med hjälp av Preems operatörer. Från fartygen pumpas LNG till Skangas LNG


tank för lagring. LNG förångas till gasformig naturgas och används därefter som råvara i Preemraffs vätgasanläggning (HPU) och som stödbränsle till raffinaderiets bränngassystem. Skangas lastar även ut LNG på bil för distribution till andra användare.

Tankpark och blandare

Allmänt

Lagring av raffinaderiets råolja sker dels i bergrum vid raffinaderiet, dels i Aspedalens bergrum belägna cirka 1 km från raffinaderiet. Ovan jord finns även tre dagtankar för lagring av råolja.

Lagring av propan i vätskeform (LPG) sker i tre trycksatta sfärer. Flytande propen och butan lagras i var sitt bergrum.

Komponenttankar finns i tankområden i anslutning till raffinaderiets olika blandningsstationer för bensin, gasolja och tjockolja.

Lagringen av färdiga produkter är av mindre omfattning men finns för bensin, tjockolja och diesel/gasolja varav gasoljelagringen delvis sker i bergrum under jord.

Utöver detta finns mottagningstankar för ballastvatten, sloptankar för återprocessning av komponenter som inte uppfyller gällande specifikationer samt tankar för lagring av flytande svavel. På raffinaderiet finns även lagringstankar för olika typer av kemikalier och additiv. Kemikalier såsom korrosionsinhibitorer, avsaltarkemikalier och liknande doseras till raffinaderiets processanläggningar. Olika typer av additiv tillsätts vid produktblandarna så att de färdiga produkterna skall erhålla rätt egenskaper och uppfylla gällande specifikationer.

De flesta tankar och tankområden är invallade så att hela tankarnas innehåll får plats inom invallningen.

Lagring av råolja

Råoljebergrum

Preemraff Lysekil har fyra bergrum för lagring av råolja. Varje bergrum rymmer cirka 200 000 m³. Bergrummen är 400 m långa, 20 m breda och 30 m höga. De ligger på cirka 100 m djup. Bergrummen har ett svagt övertryck och är avsäkrade via tryck/vakuumventiler till raffinaderiets fackelsystem. Råoljan förvaras på en vattenbädd. Eftersom bergrummen ligger under havsnivån kan endast läckage av vatten ske in i bergrummen. Det finns sålunda ingen risk för oljeläckage ut till havet. Två eldrivna pumpar trycker upp råoljan till dagtankarna. Pumparna är torrt uppställda i pumprum i direkt anslutning till bergrummen.

För att hålla vattenbädden på en konstant nivå pumpas läckvatten upp genom separata pumpar till avloppsvattenreningsverket. Det finns en oljedetektor i ledningen för att förhindra att olja pumpas ut denna väg. Det finns även tre bergrum för lagring av råolja i Aspedalen, cirka 1 km från raffinaderiet. Dessa har vardera en volym på ca 800 000 m³.

Råoljetankar

Förutom råoljebergrummen finns tre råoljedagtankar.


Den största råoljetanken, TK1406, har en diameter på 62 m och en volym på 60 000 m³ Tanken är placerad ensam i en invallning som rymmer cirka 30 % av tankens volym. De två övriga har en diameter på 50 m och en volym på 40 000 m3. Dessa båda tankar har en yttre tankmantel som rymmer hela tankens volym. Gemensamt för alla tre tankarna är att tankarnas innehåll kan dumpas till bergrum vid behov. Dessutom finns det möjlighet att dumpa innehållet i invallningen kring TK1406 till bergrum.

Lagring av komponenter och produkter

Produkt- och komponenttankar

Komponenter, additiv och färdiga produkter lagras i cirka 60 tankar ovan jord med en total volym av omkring 800 000 m³.

I LS 101-05 finns en förteckning över tankparken. I bilagan framgår produktinnehåll, typ av tank samt installerad detekterings- och släckningsutrustning för brandskydd av tankarna.

Bergrum för produkter

För lagring av diesel och eldningsoljor finns fyra bergrum tillgängliga. Bergrummen rymmer 270 000 m³. Produktbergrummen har liknande säkerhetsanordningar som råoljebergrummen.

LPG-lagring

Det finns tre sfärer med en volym på 2 000 m³, 1 000 m³ respektive 1 000 m³ för lagring av propan. Tanktemperaturen antar omgivningens temperatur varför drifttrycket i sfärerna, beroende på väderlek, varierar mellan 5- 10 bar.

Sfärerna är försedda med gas-och branddetektorer, nödavstängningsventiler, rörbrottsventiler samt ett sprinklersystem. Mellan sfärer och produktpumparna/ ledningssystemen finns en brandvägg samt monitorer avsedda att användas vid brandbekämpning/kylning.

Propen lagras i ett kylt bergrum som rymmer 20 000 m3. Bottennivån på bergrummet ligger 87 m under havsytan. Propenet lagras i flytande form vid en temperatur på cirka -45°C och vid ett övertryck på cirka 0,15 bar. För att hålla temperaturen på en tillräckligt låg nivå är bergrummet utrustat med ett kylsystem där en del av bergrummets gasfas cirkuleras via en kompressor och ett tryckreduktionssteg tillbaks till bergrummet. Vid tryckreduktionen (så kallad "flashning") reduceras gasens temperatur.

För att täta eventuella sprickbildningar i omgivningen runt bergrummet har ett system för vatteninjektion installerats cirka 20 m ovanför bergrummets takkupol. Via ett injektionssystem tillsätts vatten. Det vatten som letar sig vidare nedåt i berggrunden via eventuellt uppkomna sprickformationer fryser till is och tätar på så sätt dessa.

Butan lagras i ett bergrum cirka 100 m under markytan. Bergrummet rymmer cirka 10 000 m³. Butanet lagras i flytande form vid omkring 30-40°C och ett övertryck av cirka 1,5 bar.

Produktblandning

De färdiga produkterna blandas via blandningsstationer direkt från komponenttankarna till produkttankar och bergrum eller direkt till fartyg. Det finns fyra stycken blandningsstationer, en för bensin, två för diesel/villaolja och en för tung eldningsolja.


Förnybara blandningskomponenter

Enligt beslut från Länsstyrelsen får upp till 200 000 ton vegetabilisk olja tas in för inblandning i utgående produkter. Aktuella oljor är HVO och RME.

Hamnar och utlastning

Raffinaderiet i Lysekil omfattar även verksamheten vid Brofjordens hamn vilket inkluderar råoljehamnen och produkthamnen.

Råoljehamn

Råolja importeras via råoljekajen. Kajen kan angöras av oceangående fartyg på upp till 500 000 DWT. Storleken på fartyg varierar beroende på råoljans ursprung.

Kajen sträcker sig cirka 50 m ut i fjorden och är konstruerad som en betongplatta som vilar på betongpelare. Vattendjupet vid kajen är 28 m. Råoljan lossas genom lossningsarmar med isoleringsflänsar. Tre armar finns tillgängliga för att lossa råolja och en arm finns tillgänglig för att lasta bunker. Armarna är tillverkade av sömlösa stålrör. Årligen anlöps kajen av ungefär 100 råoljefartyg.

För att mäta fartygens hastighet in till kaj används ett dopplersystem. Lossningsarmarna är utrustade med elektriskt fjärrstyrda isolerventiler.

Råoljefartygen kan lossas till råoljebergrummen med en hastighet av 18 000 m3/h. Fartyg som är på väg in och ut i Brofjorden följs alltid av bogserbåtar (upp till 5 -6 stycken beroende på råoljefartygens storlek). Två bogserbåtar finns alltid stationerade vid raffinaderiet under den tid då råoljefartyg lossas. Övrig tid finns alltid en säkerhetsbogserbåt tillgänglig.

Säkerheten vid insegling till raffinaderiet är hög genom att en specialkonstruerad så kallad eskortbogserbåt utnyttjas vid angöring av alla råoljefartyg.

Produkthamn

Produkthamnen består av en pir med fyra kajplatser (kaj 1-4) och en separat kaj (kaj 5). Piren är en 400 m lång betongpir. Två av kajplatserna vid piren kan ta emot fartyg upp till 60 000 DWT. Pirens tredje kajplats kan ta emot fartyg på upp till 7 000 DWT och den fjärde kajplatsen används för att lasta LPG-fartyg på upp till 2 000 ton.

Den separata kajen används för utlastning av diesel och eldningsoljor med möjlighet att ta in fartyg upp till 60 000DWT. Denna kaj används också för import av LNG till den externa anläggning som opereras av Skangas.

Produktfartyg som ligger vid kaj har möjlighet att bunkra vid alla befintliga kajer.

Årligen anlöps produktkajerna av cirka 1 500 fartyg. Denna siffra inkluderar cirka 120 LPG-tankers och 20-30 fartyg för import av LNG.

All produktion från raffinaderiets skeppas ut med fartyg med undantag av en mindre mängd svavel, som kan lastas ut med bil. I anslutning till Skangas LNG-terminal finns även utlastning av LNG till bil. Denna anläggning opereras dock inte av Preemraff.


Gasåtervinning (VRU)

I produkthamnen finns en anläggning – vapour recovery unit – installerad för att reducera utsläpp av kolväten till atmosfären vid lastning av i första hand bensin och andra klass 1-produkter till tankfartyg. Reduceringen av utsläpp till omgivningen påverkar den omedelbara miljön i området positivt, dessutom minskas riskerna för explosion och hälsorisker då människor utsätts för bensinångorna.

Vid lastning sugs kolväteblandningen från fartyget till den landbaserade VRU-anläggningen, via en rörledning. Gasen passerar genom lager av aktivt kol där kolvätet adsorberar på det aktiva kolet, varvid den renade gasen passeras vidare igenom filtret ut i atmosfären via en frekvensstyrd fläkt. De adsorberade kolvätena sugs sedan genom anläggningen och återvinns med hjälp av en cirkulerande bensinkomponentström.

Servicesystem

Bränngas- och brännoljesystem

Preemraff Lysekils processugnar eldas huvudsakligen med gas bestående av en blandning av väte och lätta, icke kondenserbara, kolväten. Gasen kallas raffinaderibränngas (FG). Man kan även förse Preemraffs bränngasnät med naturgas från Skangas LNG terminal. Från centralt belägna samlingsbehållare distribueras gasen ut till de olika förbrukarna via huvudledningar. Bränngasen används även i viss omfattning för tryckhållning i kärl och för spolningsändamål.

Preemraff Lysekils ångpannor eldas huvudsakligen med en vätgasfattig gas, producerad i krackeranläggningen. Gasen levereras till en behållare i servicearean och distribueras därifrån till ångpannorna.

De båda systemen med raffinaderigas och krackergas är integrerade med varandra så att gasutjämning kan ske mellan de båda systemen. Detta ger en ökad säkerhet i vissa lägen vid bortfall av bränngasproduktionen från vissa processanläggningar.

För att täcka brist av raffinaderibränngas finns möjlighet att tillsätta propan och/eller butan via en ångvärmd förångare. Från lagringstankar och/eller från produktionen leds vätskeformig propan eller butan till förångaren och vidare till bränngassystemet.

För ångpannorna och råoljeugnarna finns även möjligheter att använda eldningsolja som bränsle.

Vattensystem

Råvattnet levereras av Lysekils kommun från Kärnsjön via en 30 km lång katodskyddad nergrävd ledning till raffinaderiets råvattentank. En parallell vattenledning finns även från en lokal vattenreservoar så att bra redundans erhålls vid störningar i den normala vattentillförseln.

Råvattentanken rymmer 4 000 m³ och kallas även brandvattentank. Tanken är placerad på raffinaderiets servicearea.

Vattnet används för olika ändamål och distribueras med anledning av detta ut till följande system inom raffinaderiet:


• Brandvattensystemet där normalt trycket hålls med en eldriven brandvattenpump. Vid behov av större vattenmängder startas manuellt en eller två lika stora dieseldrivna pumpar. Dessa kan även startas från kontrollrum. Dieseldriften säkerställer även tillgång på brandvatten i händelse av totalt strömbortfall.

• Råvattensystem för smärre spoländamål och beredning av matarvatten för ånggenerering. Matarvattentanken är lika stor som råvattentanken och kan förenas med denna vid stort behov av brandvatten.

• Renvatten, dricksvatten, levereras också från Lysekils kommun via en nergrävd ledning.

Brandvatten

Ett omfattande, separat brandvattennät med trycksatta brandvattenledningar kan förse alla delar av processområdet och tankparken med brandvatten.

En elektrisk och två dieseldrivna brandvattenpumpar har vardera en kapacitet på 480 m³/h vid 11 bars tryck. Brandvattennätet är installerat under markytan med vattenposter placerade på ett maximalt avstånd av 75 m från varandra inom processområdet och cirka 125 meter inom tankområdet.

Båda kajerna har egna saltvattenbaserade brandvattensystem. Vid en nödsituation kan alla tre systemen kopplas ihop.

Produkt- och råoljekajernas brandvattensystem, matas av 2 dieseldrivna pumpar per kaj med en kapacitet på 430 m³/h vardera och dessa kan ersätta de ordinarie från processbaserade brandvattenpumparna.

Elsystem

Elförsörjningen till Preemraff sker via två 130 kV-luftlinjer från Vattenfall. Var och en av dessa linjer täcker hela raffinaderiets elbehov. Linjerna tas emot i ett 130 kV-inomhusställverk vid Preemraff (SS1). Därifrån matas fyra 130/20 kV-huvudtransformatorer via kabel till två 20 kV-distributionsställverk. Dessa transformatorer är vardera på 50 MVA. Preemraffs totala effektförbrukning vid normal drift (2016) är cirka 61-66 MW. Från 20 kV-distributionsställverken matas, via kablar i mark, transformatorer för 20/10 kV, 20/6 kV, 20/0,69 kV och 20/0,4 kV som förser underställverk med kraft. Högspänningsbrytare är mestadels idag av typ vakuumbrytare. Transformatorolja och isolerolja i kablar är av en typ som inte innehåller PCB. Ett arbete med teknikskifte mot torrisolerade transformatorer är påbörjat. Utbyte har påbörjats. Kritiska pumpar, kompressorer och fläktar i raffinaderiet har oftast back-up och är dubblerade för både elmotor- och turbindrift för att undvika stopp vid eventuella driftavbrott i kraftförsörjningen till Preemraff Lysekil. Totalt finns 8 stycken dieseldrivna nödgeneratorer som vid spänningsavbrott skall försörja prioriterad utrustning, främst batteriladdare för UPS-och säkerhetssystemen samt nödbelysningsanläggningar, för säker avställning av raffinaderiet.


Kontroll- och styrsystem

Raffinaderiet har ett centralt kontrollrum varifrån alla processanläggningar styrs, regleras och övervakas. Basregleringen sker via DCS-system (Distributed Control System). Avancerad processtyrning sker antingen direkt i DCS alternativt via överordnade datorsystem anslutna till DCS-systemet. DCS-systemet är uppbyggt för att erhålla full redundans på regulatorsidan samt på vissa prioriterade in/utgångssignaler. Regulatorerna är ofta placerade i lokala instrumentbyggnader (outstations) för att få närhet till processanläggningen.

Kommunikationen från outstations till kontrollrummet sker via redundanta bussar. I kontrollrummet sker kommunikationen via Ethernet-nätverk.

I kontrollrummet finns operatörsstationer varifrån anläggningen styrs och övervakas dygnet runt av kontrollrumsoperatörer. I anslutning till kontrollrummet finns även ingenjörsarbetsstationer där övervakning av instrument, konfiguration och nyutveckling sker. Larm och händelser loggas i DCS-systemen med historik och trendfunktioner.

Säkerhetsfunktioner (Emergency Shut-down System) och automatiska start- och stoppfunktioner styrs av separata PLC-system (Programmable Logical Controllers). PLC-systemen kommunicerar med varandra på dubblerade redundanta bussar. De har också kommunikation mot DCS-systemet och mot det lokala fabriksnätet.

Beroende på hur kritiska de funktioner är som respektive PLC hanterar är graden av redundans varierande, från helt dubblerade system med övervakade in- och utgångar till enkla system utan redundans. (Det är i första hand kravet på drifttillgänglighet som styr redundansen. Ur strikt säkerhetsperspektiv så är redundansen av underordnad betydelse. Vid varje felfunktion i PLC systemet kommer aktuella instrumentloopar att gå till ”säkert läge” vilket innebär att utrustningen stoppar.)

De mest kritiska signalerna mellan DCS och PLC-systemen är hårdvarumässigt kopplade, i övrigt går signalerna oftast via dubblerade fiberoptikkablar för undvikande av störningar. Många säkerhetskretsar är utformade som 2- av 3-funktioner.

I samband med modernisering av PLC-systemen SIL-klassas raffinaderiets funktioner och vid installationen byggs system och program enligt IEC 61508 och 61511.

Kritiska larm finns förutom i respektive DCS-system även på separat larmpanel. Snabbstoppsfunktioner är mjukvaror i grafiken men för vissa viktiga funktioner finns dessutom lokala stoppknappar i fält.

TV-monitorer finns för övervakning av viktiga faktorer såsom ångtryck, facklor med mera.


Spänningsmatning till kritiska system (DCS, PLC, processdatorer) är antingen 110 V DC från dubblerade batterisystem med dubbla parallellgående batteriladdare, eller 115 V AC från dubblerade parallellgående UPS-system. Dessa system är dessutom uppbackade med dieseldrivna nödgeneratorer som kontinuerligt laddar dessa systems batterier vid nätspänningsbortfall.

För att pump-, kompressor-, fläkt- och blåsarmotorer snabbt skall komma igång igen vid externa spänningsavbrott finns automatiska återstartssystem för direkt- eller sekvensstart beroende på avbrottstiden.

Ångpannor, ång- och kondensatsystem

Överhettad ånga, 42 bar(g) 399°C, produceras i tre gaseldade ångpannor och fyra avgaspannor på denna trycknivå. Ångpannorna har en produktionskapacitet på 90 ton ånga/h vardera. Varje avgaspanna har en produktionskapacitet på cirka 25-40 ton ånga/h. Totalt ger detta en maximal produktionskapacitet på cirka 400 ton ånga/h. Ångproduktionen i avgaspannorna sker genom att energiinnehållet i rökgaserna från raffinaderiets större processugnar tas tillvara. Normalt täcks raffinaderiets ångbehov av två av ångpannornas produktionskapacitet inklusive produktionskapaciteten hos samtliga avgaspannor. Ångan distribueras via huvudledningar till förbrukare inom raffinaderiområdet. Ånga distribueras raffövergripande på tre trycknivåer 40, 10 och 3,5 bars övertryck.

På ICR-anläggningen finns dessutom ett internt 21 bars ångsystem med 335º C överhettad ånga för turbindrift.

Torr mättad ånga, 10,5 bar(g) 185°C och 3,5 bar(g) 147°C produceras i så kallade ånggeneratorer. Energin tas ur olika procesströmmar som skall kylas. Ånga till dessa två lägre energinivåer erhålls även som avloppsånga från turbiner, och vid brist, genom att ånga från ett högre tryck reduceras till en lägre trycknivå. Ångan distribueras via huvudledningar till förbrukare inom alla områden.

Kondensat returneras till en tank för återanvändning i ångproducenter. Förluster ersätts med behandlat vatten vilket tillsammans med kondensat bildar matarvatten.

Kylsystem och fjärrvärme

På raffinaderiet finns flera separata kylvattensystem.

Alla systemen är slutna cirkulationssystem. Det vill säga, vattnet pumpas med en el- eller turbindriven pump till kylvattenförbrukare varefter det samlas ihop och kyls i luftkylare. Efter kylning returernas vattnet åter till kylvattenpumparna via en sugbehållare.

Kemikalier tillsätts separat till de olika systemen för att skydda mot korrosion.

Raffinaderiet har också ett fjärrvärmesystem till Lysekils tätort, vilket betyder att en del av överskottsenergin tas tillvara på ett effektivt sätt.

Process- och instrumentluft

Komprimerad luft används för två huvudändamål, dels i form av instrumentluft för pneumatisk manövrering av ställdon på reglerventiler, dels som normal arbetsluft för drift av luftdrivna arbetsmaskiner.


Från kompressorstationer på raffinaderiet distribueras den torkade luften ut till de två huvudsystemen, arbets- respektive instrumentluft. Tillgången på instrumentluft är prioriterad vilket innebär att arbetsluften automatiskt stängs vid en bristsituation.

För att säkerställa god tillgänglighet på komprimerad luft finns både eldrivna och ångturbindrivna kompressor. Som reserv finns även en dieseldriven luftkompressor.

Kvävgassystem

Basförbrukningen av kvävgas genereras i en kvävgasfabrik inom Preemraffs område. Denna anläggning drivs av AGA. Flytande kvävgas kan även levereras till raffinaderiet med bil. Från ett antal konventionella stationer för förångning av flytande kväve levereras gasformigt kväve ut till olika kontinuerliga förbrukare på raffinaderiet.

Från så kallade servicestationer kan tillfälligt behov av kväve tillgodoses via slanganslutning. Temporär användning av kväve via slanganslutning är omgivet av rigorösa säkerhetsrutiner.

Lutsystem

Lut, NaOH, levereras till raffinaderiet koncentrerad och förvaras i en tank på raffinaderiets servicearea. Luten, vilken används för olika ändamål, till exempel för absorption av H2S ur olika procesströmmar, justering av pH och liknande, distribueras vid behov i utspädd form till olika förbrukningsställen inom raffinaderiet.

Fackelsystem

Allmänt

Fackelsystemen är raffinaderiets övergripande säkerhetssystem. När säkerhetsventiler, på grund av att högt tryck av någon orsak uppstår i raffinaderiets processutrustning öppnar, tas överskottsgas om hand och leds från de olika processanläggningarna till ett uppsamlingssystem. Systemet kan även aktiveras avsiktligt i preventivt syfte, till exempel för avsiktlig tryckreduktion.

Raffinaderiet har tre separata fackelsystem med totalt 4 stycken facklor, vardera med en höjd av cirka 100 m.

Alla processystem och tryckkärl har sina säkerhetsventiler anslutna och avsäkrade till fackelledningarna. (Gäller inte servicesystem som till exempel. ånga, kvävgas och luftsystem). Facklorna övervakas bland annat från kontrollrummet via TV-monitorer.

Fackelsystemet för raffinaderiet

Via ett system av understammar är samtliga tryckkärl i raffinaderiet anslutna till två samlingsledningar (36" respektive 24"). I ett vätskeavskiljningskärl anslutet till respektive samlingsledning avskiljs eventuell vätska från gasströmmen. Eventuell kondenserad vätska pumpas till ytterligare ett kärl där vatten och vätskeformiga kolväten avskiljs. Samlingsledningarna är förbundna med var sin fackla, som är sammanbyggda till en tvåstegsfackla. Den ena facklan brinner alltid. Den andra facklan tänds vid större gasflöden. I facklorna förbränns gasen under kontrollerade betingelser.

För att undvika inträngning av luft bakvägen i systemet via fackeltopparna är 36” facklan försedda med molekylärlås och 24” facklan har ett så kallat velocity seal. Facklorna har tre pilotbrännare som alltid brinner.


Krackerfackla

I likhet med fackelsystemet på raffinaderiet är detta ett övergripande fackelsystem för den katalytiska krackerns säkerhetssystem.

För uppsamling och förbränning av överskottsgaser finns för 150-, 160-, 170- och 180-anläggningarna ett separat fackelsystem. Via ett system av understammar är samtliga tryckkärl i anläggningen avsäkrade till facklan. Gaserna passerar vätskeavskiljningskärl där medryckt vätska pumpas undan och gasen passerar vidare via ett vätselås till fackeltoppen där den förbränns.

Facklan har tre pilotbrännare som alltid brinner. Brännarna är övervakade och larm erhålls om de slocknar.

Även denna fackla har ett så kallat velocity seal integrerat i fackeltoppen som ersätter molekylärlåset. De har alltså samma syfte, det vill säga att hindra backflöde av luft ned i fackelmasten.

Fackelsystem för hydrokrackern

Fackelsystemet (831-anl.) för hydrokrackern (ICR, 810-anläggningen) utgör det övergripande säkerhetssystemet för raffinaderiets hydrokracker samt anläggning för produktion av vätgas, den så kallade "steam reformern" (HPU, 820-anläggningen).

För uppsamling och förbränning av överskottsgaser från 810- och 820- anläggningarna finns ett separat fackelsystem. Via ett system av understammar är samtliga tryckkärl i anläggningarna avsäkrade till facklan.

Gaserna passerar en vätskeseparator där eventuell medryckt vätska, kolväten och vatten, avskiljs från gasen. Avskiljda vätskeformiga kolväten pumpas i första hand tillbaks till raffinaderiets råoljeanläggning. Vattenfasen pumpas till raffinaderiets survattenstripper för rening. Gasen från vätskeseparatorn passerar vidare till fackeltoppens brännare där alla kolväten förbränns.

För att förhindra att luft sugs in bakvägen i systemet via facklans brännare finns integrerat i fackeltoppen ett så kallat dynamic seal. Foten av fackelmasten är försedd med ett vätskelås.

Facklan är utrustad med tre pilotbrännare som alltid brinner.

Skorstenar

Det finns fem skorstenar där rökgaserna från pannor och processugnar släpps ut. Skorsten nummer 1 tar hand om rökgaserna från processfingrarna 1 och 2. Skorsten nummer 2 tar hand om rökgaserna från processfinger 3-5. Via skorsten nummer 3 släpps rökgaserna från den katalytiska krackerns regenerator ut.

Skorsten 4 och 5 tar hand om rökgaserna från ICR- och HPU-anläggningarna.


Revisionshistorik

Rev Datum Beskrivning Ansvarig

- 2015-12-14 Uppdatering av delar ur säkerhetsrapport och kombination med instruktion LS101-01.

JOAV/BOKA

2016-11-15 Mindre uppdateringar samt delande av dokumentet i en LYR och en GOR del för att bättre passa miljöansökningsprocesser

BOKA

Granskning

Datum Befattning Namn

2016-11-07 Chef Teknik Gunnar Olsson

2016-11-07 Processteknik LYR Per Olof Eriksson


Documents

Preems anläggningar i Lysekil · PDF fileLummus Global ABB Lummus Steam Reformer HPU (820) 2006 86 000 Sm3/hr Technip ABB Lummus LNG-terminal (opereras av Skangas) 2014