Отчет по практике в ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"

0

Федеральное АГЕНТСТВО по ОБРАЗОВАНИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА

 Кафедра химии и технологии смазочных материалов и химмотологии

 

Дата защиты отчета "___"___________2014г.

Оценка, полученная при защите отчета "_________________________"

Подпись руководителя практики

 от университета                                _________________/____________

 

 

ОТЧЕТ

По первой производственной практике на

ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"

(установка каталитического риформинга)

База практики: ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"

Сроки практики с ________________по ________________

 

Выполнил:                                                           Проверил:

Студент группы ХТ-11-03                                 Руководитель практики

Калачева Д.Ю.                                                    Дорогочинская В.А.

                                                                               

_____________                                                       ____________

    (подпись)                                                                 (подпись)       

 

Москва 2014.

 

Оглавление

Введение. 3

1.1 История и перспективы развития завода. 3

1.2 Характеристики сырья и выпускаемой продукции. 4

2 Установка каталитического риформинга. 10

2.1 Общая характеристика. 10

2.2 Сырье и выпускаемая продукция. 11

2.3 Материальный баланс. 12

2.4 Контроль качества продукции. 13

Таблица 3. Непосредственные анализы на установке. 16

3 Описание технологической схемы.. 17

3.1 Описание технологической схемы резервуарного парка. 17

3.2 Описание технологической схемы блока гидроочистки. 18

3.3 Описание технологической схемы блока каталитического риформинга. 21

3.4 Спецификация технологической схемы.. 25

4 Общие требования безопасности к технологическому процессу. 27

6 Заключение. 28

Приложение А Принципиальная схема установки каталитического риформинга. 29

Приложение Б Реактор каталитического риформинга по проекту «Ленгипронефтехим». 35

 

·                    

 

·                   Введение

            Первая производственная практика является важнейшей формой подготовки студентов на пути становления их специалистами. Цель практики – закрепление и расширение знаний, полученных при изучении курса нефтепереработки, а также подготовка к изучению специальных предметов. Именно тогда каждый студент будет представлять себе свою дальнейшую специальность, и то, с какими процессами ему предстоит столкнуться в будущем.

 

o        1.1 История и перспективы развития завода

            ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" – предприятие топливно-масляного профиля. Введено в эксплуатацию в 1957 году. С момента своего существования можно отметить интенсивное развитие завода: строительство новых установок, наращивание объемов и глубины переработки нефти, расширение ассортимента вырабатываемой продукции.

.           В 1957-1959 годах введены в строй 2 установки ЭЛОУ-АВТ (3,4) и 2 установки термического крекинга. В период с 1960 по 1965 год шло развитие маслоблока, ввод в действие установок деасфальтизации, селективной очистки масел фенолом, процесса Дуосол (очистки, установок депарафинизации и контактной очистки масел). В 1962 году введены в действие установки ЭЛОУ-АВТ-5,2 установки по производству присадок ВНИИНП-360, установки замедленного коксования и производства битума. В 1966-1970 годы начата эксплуатация самой крупной установки ЭЛОУ-АВТ-6, бензинового и бензольного риформинга, гидроочистки керосина, установки замедленного коксования. В 1977-1985 годы пущены установки деасфальтизации, гидроочистки масел, селективной очистки масел фурфуролом, карбамидной депарафинизации дизтоплива, замедленного коксования, комплекс пиролиза и ректификации, установки по производству присадок. В 1988 году введен в эксплуатацию комплекс КМ-3, предназначенный для производства высокоиндексных низкозастывающих гидравлических и авиационных масел. В 1997-1998 –   развитие объектов общезаводского хозяйства, ввод автоматической станции смешения бензинов, эстакады слива нефти, азотно-кислородной установки.

            Волгоградский НПЗ вошел в состав ОАО «Лукойл» в 1993 году. В 1994 году реконструированы установки первичной переработки нефти и бензинового риформинга. В 1997–1998 годах пущены автоматическая станция смешения бензинов и эстакада слива нефти. В 1998–2001 годах пущены установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.

            В 2002–2003 годах смонтированы линия затаривания масел в 200-литровые бочки и парк хранения товарных масел, что позволило в два раза увеличить выпуск товарных масел. В 2004 году реконструированы установки вторичной переработки бензинов и риформинга, что позволило существенно повысить октановое число производимых компонентов бензина и более чем в два раза сократить применение высокооктановых добавок. В 2005 году введена в строй первая очередь установки прокалки кокса мощностью 100 тыс. т/год, что позволит  производить прокаленный кокс высокого. Вторая очередь мощностью 180 тыс. т/год была введена в 2009 году.

            В 2006 году введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга, а в 2007 году – установка низкотемпературной изомеризации.  Ввод комплекса в эксплуатацию позволил производить дополнительное количество высокооктановых бензинов Евро-4.

            В 2011 году пусковым объектом является установка замедленного коксования. УЗК-1000. В 2012 году было закончено строительств установки гидроочистки дизельного топлива, в которой заложено производство дистиллятов с содержанием серы 5-6 ppm.

Сейчас на заводе ведется строительство комплекса глубокой переработки выкуумных газойлей, который будет включать в себя установку гидрокрекинга, производства водорода, а также установку производства серы. Пуск установки намечается на 2017 год.

 

o        1.2 Характеристики сырья и выпускаемой продукции

            Нынешняя мощность завода 11млн т/год, глубина переработки – 90%. В перспективе – рост мощностей и глубины перерабатываемого сырья. Завод перерабатывает малосернистую нефть, которая поступает  по нефтепроводу Самара-Тихорецк. Нефти имеют плотность 0,83 – 0,85 г/мл, содержат серу в пределах 0,6 % масс. и соли 100 мг/л. На заводе нефти подвергаются обезвоживанию и обессоливанию до содержания солей 5 мг/л и обессериванию до следов серы.

            При отгрузке нефтепродуктов применяют автомобильный, железнодорожный и речной транспорт. Нефтепродукты с завода по системе нефтепродуктопроводов отправляют на Волгоградскую нефтебазу (ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт"). ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" вырабатывает большой объем экспортной продукции. Экспорт нефтепродуктов осуществляется на рынки Средиземноморья и Средней Азии, в последнее время также идет освоение Иранского рынка. Некоторые нефтепродукты экспортируются на рынок Северо-Западной Европы. Перевалка нефтепродуктов осуществляется в Новороссийске, Туапсе, порту Кавказ и Севастополе. Водными путями выполняются перевозки в Иран, Грецию, Турцию и Югославию.

 

Выпускаемая продукция:

  • Cера техническая.

Сера техническая газовая жидкая Сорт 9990, 9995,9998,   ГОСТ 127.1-93.

  • Ароматические углеводороды.

Бензол нефтяной для синтеза, толуол нефтяной, высший сорт,   ГОСТ 9572-93.

  • Бензины.

А-76, АИ-95,  ГОСТ 2084-77

АИ-92,  ТУ 38.001165-97

Бензин автомобильный неэтилированный ЛУКОЙЛ АИ-80 (А-76),   ТУ 0251-012-00044434-2001.

Бензин автомобильный неэтилированный ЛУКОЙЛ АИ-92,   ТУ 0251-012-00044434-2001.

  • Бензины прямогонные.

Бензин прямогонный - сырье для пиролиза (марки Б),   ТУ 38.402-62-120-90.

Бензин прямогонный экспортный,   ТУ 38.401-58-154-96.

Сырье углеводородное для производства этилена,   ТУ 0251-006-00148599-2000.   

Фракция бензиновая Н.К.-62 °С,   ТУ 38.301-29-65-97.

  • Битумы нефтяные.

БН 60/90,   БНД 60/90, БНД 90/130, ГОСТ 22245-90;

БН 70/30,   БН 90/10, ГОСТ 6617-76;

БН 90/130,   ГОСТ 22245-90;

БНК 45/190,   ГОСТ 9548-74.

  • Вакуумный газойль экспортный.

Вакуумный газойль экспортный,   ТУ 38.401-58-168-96.

  • Газы нефтепереработки.

ВСГ,   ТУ 38.301-29-59-99.

Газ топливный,   ТУ 38.301-29-92-98.

Газы сжиженные углеводородные:

БТ,   ГОСТ 20448-90;

ПА, ПБА, ГОСТ 27578-87;

ПТ, СПБТ, ГОСТ 20448-90;

Фракция пропановая А, Б,   ГОСТ 27578-87.\

  • Керосин осветительный.

КО-20, КО-25,  ТУ 38.401-58-10-90.

  • Коксы нефтяные малосернистые.

КЗ,   ТУ 38.301-29-88-97.

Крошка коксовая некондиционная,   ТУ 38.301-29-105-99.

Крупнокусковой,   ТУ 38.301-29-88-97.   

Непрокаленный мелкий (размер кусков 0 - 8 мм),   ТУ 0258-093-0151806-94.

Суммарный КЗ (0-25),   ТУ 38.301-29-88-97.

  • Масла смазочные. Масла базовые и компоненты.

ВИ-20, ВИ-90, ВИ-90 (экспортное).

Компонент масел дистиллятный (КМД).

Компонент масел остаточный (КМО).

Масло-компонент ОТМ-15В.

ТС-14,5.

  • Масла смазочные. Масла гидравлические, рабочие жидкости.

АМГ-10,   ГОСТ 6794-75;

АУ,   ТУ 38.1011232-89;

ВАУ,   ТУ 38.301-29-71-97;

ВМГЗ,   ТУ 38.101479-86;

МГ-8А,   ТУ 38.1011135-87;

МГЕ-10А,   МГЕ-4А,   ОСТ 38.01281-82.

  • Масла смазочные. Масла индустриальные.

И-12А,   И-12А1,   И-20А,   И-40А,   И-50А,   ГОСТ 20799-88;

ИГП-114,   ИГП-18,   ИГП-30,   ИГП-38,   ИГП-49,   ИГП-72,   ИГП-91,   ТУ 38.101413-97.

  • Масла смазочные. Масла моторные для автотракторных дизелей.

М-10Г2(и),   М-10Г2(ки),   ТУ 0253-029-00219158-97;

М-10Г2К,   М-10ДМ,   ГОСТ 8581-78;

М-14Г2(к),   ТУ 38.401-58-98-94;

М-14ДМ,   ТУ 38.401-58-22-91;

М-8Г2(и),   ТУ 0253-029-00219158-97;

М-8Г2(ки),   ТУ 38.301-29-79/82-97;

М-8Г2К,   М-8ДМ,   ГОСТ 8581-78;

МТ-16П,   ГОСТ 6360-83;

Типа М-10Г2К,   типа М-8Г2К,   ТУ 38.301-29-94-97.

  • Масла смазочные. Масла моторные для судовых, тепловозных и стационарных дизелей.

М-10В2С, М-10Г2ЦС, М-14В2, М-14Г2ЦС, М-14Д1, М-14ДЦЛ20, М-16Г2ЦС, ГОСТ 12337-84;

М-14Б,   ТУ 38.101264-72.

  • Масла смазочные. Масла моторные универсальные.

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ Волнез М (SAE 20W/30),   ТУ 38.301-29-64-96;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ Волнез-Прима М-5з/12Г (SAE 10W/30),   ТУ 38.301-29-87-97;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-5з/12Г (SAE 10W/30), М-5з/14Г (SAE 10W/40), ТУ 38.301-29-93-98;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-5з/12Г (SAE 10W/30),   ТУ 38.301-29-87-97;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-6з/12Г (SAE 15W/30),   ТУ 0253-011-00151742-95;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-6з/14Г (SAE 15W/40),   ТУ 38.301-29-93-98;          

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-6з/14Г (SAE 15W/40),   ТУ 38.301-29-87-97;

ЛУКОЙЛ-СТАНДАРТ М-8В (SAE 20W),   ГОСТ 10541-78;

ЛУКОЙЛ-СУПЕР (SAE 15W/40),   ТУ 38.301-29-99-98;

М-5з/14Г (SAE 20W),   ТУ 0253-015-00219158-95.

  • Масла смазочные. Масла технологического и прочего назначения.

АМП-40,   ТУ 0258-260-00151526-97;

К2-24,   ТУ 38.401-58-43-92;

К3-10,   ТУ 38.1011207-89;

К3-10Н,   ТУ 38.401-58-149-96;

К3-10С,   ТУ 38.301-29-81-95;

КМ-22,   ТУ 38.301-29-26-89;

Масло "ПМ",   ТУ 38.401172-90;

Масло ВГ,   ТУ 38.401-58-177-96;

Масло марки 20у,   ТУ 38.301-29-27-89;

Масло промывочное "ЛУКОЙЛ" ("Волна"),   ТУ 38.301-29-41-95;

Нетоксол,   ТУ 38.101999-84.

  • Масла смазочные. Масла трансмиссионные.

ЛУКОЙЛ ТМ-4,   ТУ 38.301-29-90-98;

ЛУКОЙЛ ТМ-5 (Волнез ТМ-5-12),   ТУ 38.401179-97;

ЛУКОЙЛ-ТМ типа ТСп-14гип,   ТУ 0253-044-00151742-2001;

ЛУКОЙЛ-ТМ-5 (Волнез Супер-Т),   ТУ 38.301-29-86-97;

ЛУКОЙЛ-ТМ-5 (температура вспышки 190),   ТУ 38.301-29-75-97;

ЛУКОЙЛ-ТМ-5 (температура вспышки 200),   ТУ 38.301-29-75-97;

ТСП - 15К,   ТЭп-15,   ГОСТ 23652-79;

ТЭп-15М,   ТУ 38.301-29-62-95.

  • Масла смазочные. Масло авиационное.

МС-20 первого сорта,   ГОСТ 21743-76.

  • Нефтяные растворители.

Сольвент ГОСТ 10214-78 (высшего сорта),   ГОСТ 10214-78.

Уайт-спирит,   ГОСТ 3134-78.

  • Парафино - восковая продукция

Воск ВН-3,   ТУ 0255-263-00151526-98;

Марка Г1,   Г2,   Г3,   Г4,   ТУ 38.301-29-106-99;

Парафин Нс,   ТУ 38.401218-94;

Петролатум нефтяной,   ТУ 38.301-29-110-99;

Церезин 80Н,   ТУ 38.401218-94.

  • Присадки

АФК,   ГОСТ 12261-87;

ВНИИНП - 360,   ВНИИНП-370,   ТУ 38.1011249-89;

Депресал М,   ТУ 38.5901172-92;

ДФ-11,   ТУ 38.5901254-90;

ЭФАП-Б,   ТУ 0257-002-40439881-97;

ЭФО,   ТУ 38.1011210-89.

  • Смазки канатные

СК-23,   ТУ 0254-240-00151526-95;

СК-48п,   ТУ 0254-239-00151526-95.

  • Сырье для производства техуглерода

СТУ,   ТУ 38.301-29-78-97.

  • Топлива дизельные

ДЗп- 0,5 минус 25,   ТУ 38.101889-00;

ДЗЭЧ-0,05-25,   ДЛЭЧ-0,05-40,   ДЛЭЧ-0,05-62,   ТУ 38.1011348-99;

Л-0,2-40 (высший сорт),   Л-0,2-62 (высший сорт),   ГОСТ 305-82;     

Л-0,5-40,   Л-0,5-62, ГОСТ 305-82;

Топливо дизельное экспортное вид I,   вид II,   ТУ 38.401-58-153-96.

  • Топливо авиационное

РТ высший сорт,   ТС-1 высший сорт, ТС-1 первый сорт,   ГОСТ 10227-86.

  • Топливо нефтяное

Мазут малосернистый, малозольный, высокопарафинистый марка 100 вид II,   вид III,   вид IV,   марка 40 вид II,   ГОСТ 10585-75;

Топливо нефтяное тяжёлое экспортное Волгоградское ТНТ-1,   ТНТ-2,   ТУ 38.401-58-151-96;

Топливо печное экспортное Волгоградское,   ТУ 38.401-58-159-96;

ТПБ с серой до 1,1%,   ТУ 38.101656-99.

 

 

·                   2 Установка каталитического риформинга

o        2.1 Общая характеристика

            Установка каталитического риформинга типа Л-35-8/300Б со стационарным слоем катализатора предназначена для получения высокооктанового компонента товарных автомобильных бензинов. Состоит из следующих блоков:

  • промежуточный парк сырья;
  • блока гидроочистки сырья с отпарной колонной;
  • блока риформинга;
  • блока стабилизации катализата.

            Проект установки выполнен институтом «Ленгипронефтехим» («Ленгипрогаз») по технологии, разработанной институтом «ВНИИНефтехим».

            Привязка установки к общезаводскому хозяйству выполнена институтом «Азгипронефтехим».

            В 2003 году проведена реконструкция установки по проекту ЗАО «ПМП».

            Генеральный проектировщик предприятия на момент утверждения регламента - ОАО  «ЛУКОЙЛ-НижегородНИИНефтепроект».

            Утвержденная мощность установки  по сырью после проведения реконструкции составляет 400,7 тыс. тонн в год (1170 тонн в сутки).

            Ввод установки в действие – 1970 г.

            Управление технологическим процессом на установке осуществляется из местной операторной. Распределенной системой управления (РСУ) оснащен блок стабилизации катализата.

            Установка каталитического риформинга типа Л-35-8/300Б включает в себя блок предварительной гидроочистки. Основной целью гидроочистки является уменьшение содержания серо-, азот-, кислород- и металлсодержащих соединений. При гидроочистке, протекающей в среде водорода, указанные соединения (кроме последних) преобразуются в соответствующие углеводороды, сероводород, аммиак и воду.

            Промышленные процессы основаны на контактировании нефтяных дистиллятов с активными катализаторами. Процесс гидроочистки обеспечивается водородом с блока каталитического риформинга. На блоке гидроочистки используется Al-Co-Mo катализатор марки S-120 фирмы UOP. Процесс гидроочистки проводится в среде водородсодержащего газа в целях избежания дезактивации катализатора.

            Каталитический риформинг бензиновых фракций применяют для получения высокооктанового компонента бензина. Процесс каталитического риформинга осуществляют при температуре около 500 °С под давлением водорода (7…35) кгс/см2 ((0,7…3,5) МПа). Сырье контактирует с бифункциональным катализаторам марки R-56 фирмы UOP (в форреакторе) и катализатором марки R-98 фирмы UOP в 3-х основных реакторах. Эти  катализаторы бифункциональные, обладают кислотной и металлической функциями. В качестве носителя используют активный оксид алюминия, промотированный хлором. Для поддержания активности катализатора его периодически регенерируют; регенерацию проводят тем чаще, чем ниже давление в системе. Важной особенностью каталитического риформинга является его протекание в среде водорода. Последний образуется и в самих реакциях риформинга, избыток его выводят из системы и направляют на дожимные компрессоры, установку изомеризации, а также блок гидроочистки.

o        2.2 Сырье и выпускаемая продукция

            Сырьем является фракция 100-185 оС с содержанием серы не более 300 ppm, поступающая с установки вторичной перегонки бензина. Сырье – бензиновые фракции, могут поступать с установок № 7, 2 в резервуары сырьевого парка № 540/3, из которых насосами подается на установку. Предусмотрена возможность приема сырья на установку по жесткой схеме, минуя парк, сразу в булитную емкость. В настоящее время завод работает по жесткой схеме.

            Основной продукцией является катализат с содержанием бензола не более 1,4% масс. и октановым числом не менее 97 по исследовательскому методу.

            Побочная продукция: 

  • водородсодержащий газ с объемным содержанием водорода не менее 75%;
  • вензин-отгон;
  • нестабильная головка (рефлюкс);
  • углеводородный газ.

 

 

 

 

 

o        2.3 Материальный баланс

Таблица 1 - Материальный баланс за июнь 2014 года

 

Наименование нефтепродукта

Количество

план

факт

 

тн

%

тн

%

1.Принято в переработку

Фр. бензиновая (100-кк) оС

24000

100

24000

100

2.Получено из переработки

Основная продукция:

Катализат уст. 13

21059

87,75

21114

87,98

Попутная продукция:

Бензин нестаб. газовый

 

0

0

 

ВСГ

1750

7,29

1335

5,56

в том числе в топливное кольцо

 

 

158

 

Газ углеводородный

987

4,11

1347

5,6

Отгон-бензин

 

0

0

 

Потери:

204

0,85

205

0,85

Всего:

24000

100

24000

100

 

 

 

o        2.4 Контроль качества продукции

Таблица 2 -  Лабораторный контроль

 

Анализируемый продукт

Место отбора пробы

Контролируемые показатели

Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов)

Норма

Частота контроля

Кто контролирует

1. Водородсодер-жащий газ гидро-очистки

С-1

1. Плотность, кг/м3

ГОСТ 31369

Не  нормируется

По графику операцион-ного кон-троля

ЦЗЛ

2. Содержание водорода, % об., не менее

СТО 00148599-013 или ГОСТ 14920

75

3. Содержание углеводородов, % об.

ГОСТ 14920

Не нормируется. Определение обя-зательно

4. Содержание сероводорода, % об., не более

ГОСТ 11382

0,05

2. Гидрогенизат установок риформин-га СТО ПР 094-00148599-2014

Н-5,6

1. Массовая доля серы серы, ppm, не более

ГОСТ 13380 или ASTM D 5453

0,5

По графику операционного контроля

ЦЗЛ

2. Испытание на медной пла-стинке

ГОСТ 6321

Выдерживает

3. Содержание азота, ppm масс.,

ASTM D 4629

Не нормируется

4. Содержание воды, ppm масс.,

IP 438

Не нормируется

3.Водородсодер-жащий газ рифор-минга СТО ПР 078-00148599-2012

С-5

1. Плотность, г/дм3

ГОСТ 30319

Не нормируется. Определение обязательно

По графику операционного контроля

ЦЗЛ

2. Содержание водорода, % об., не менее

ГОСТ 14920 или СТО 00148599-013

75

3. Содержание углеводородов, % об.

ГОСТ 14920

Не нормируется

4. Содержание сероводорода, мг/м3, не более

Газоанализаторные трубки Kitagava или Drager

1

Недельный: День: 2,4

Оператор уст. №13

5. Содержание влаги, см3/м3

Газоанализаторные трубки Kitagava или Drager

окт.20

Недельный: День: 2,4

Оператор уст. №13

6. Содержание хлористого водорода, см3/м3, не более

Газоанализаторные трубки Kitagava или Drager

0,2

Недельный: День: 2,4

Оператор уст. №13

4.Катализат СТО ПР 002-00148599-2012

Х-3

1. Фракционный состав, °С: -температура начала перегонки, не ниже -10, 50, 90 %  бензина перегоняется при температуре - конец кипения, не выше

ГОСТ Р ЕН ИСО 3405 или  ASTM D 86 или ГОСТ Р 53707

35,0 Не нормируется. Определение обязательно 205,0

По графику операционного контроля

ЦЗЛ

2. Октановое число, определяемое по исследовательскому методу, не менее

ГОСТ Р 52947 или ASTM D 2699

97

 

 

 

 

 

o         

o        Таблица 3 - Непосредственные анализы на установке

 

Анализы на установке на период с 28.06.14-03.07.14

 

Дата

Время отбора

Точка отбора

ОЧ

Разгонка по ГОСТу

НК

10%

50%

90%

КК

28.06.14

9:00

АССБ

96,2

-

-

-

-

-

29.06.14

9:00

АССБ

96,8

-

-

-

-

-

 

3:00

Х-3

-

46

94

124

158

199

30.06.14

9:00

АССБ

97,4

53,6

101,8

125,3

161,2

198,0

 

3:00

Х-3

-

-

-

-

-

-

01.07.14

10:43

АССБ

96,9

-

-

-

-

-

02.07.14

9:00

АССБ

97,0

-

-

-

-

-

 

3:00

Х-3

-

48,1

95,4

123,6

158,4

199,8

03.07.14

9:00

АССБ

96,6

-

-

-

-

-

 

·                   3 Описание технологической схемы

o        3.1 Описание технологической схемы резервуарного парка

            Сырье направляется в один из резервуаров  промежуточного резервуарного парка № 353, объемом по 700 м3 каждый. Фракция бензиновая (100-КК) ºС поступает в парк №353 с установки № 7. Фракция бензиновая стабильная блока 110 поступает в парк с установки № 2.

            Направление потока в резервуары устанавливается с помощью электрозадвижек на линиях закачки.

            Предусмотрена схема вывода продуктов с установки № 13 в парк № 353 на период пуска и вывода её на нормальный технологический режим до момента получения товарного продукта по трубопроводу подачи в резервуары некондиционного продукта.          Направление потока устанавливается с помощью задвижек находящихся по месту.

            Щит управления электрозадвижками находится в операторной.

            Для предотвращения окисления и потерь нефтепродукта, хранение сырья в резервуарах  осуществляется под азотной подушкой. Азот подается из общезаводской сети в линию дыхания. Резервуары связаны между собой через линии дыхания, что позволяет поддерживать одинаковое избыточное давление во всех резервуарах. Избыток азота сбрасывается в гидрозатвор, обеспечивающий постоянное давление во всей системе. Гидрозатвор заполняется керосином или отработанным маслом. Уровень нефтепродукта контролируется по месту с помощью уровнемерной колонки установленной по месту.

            Подтоварная вода из резервуаров дренируется в ПЛК.

            Сырье из промежуточного парка № 353 подается по одной из двух линий (основной и дополнительной), которые объединяются на границе установки. Затем сырье проходит через фильтры, принимается подпорными насосами Н-1 (Н-2), которые подают его на прием сырьевых насосов гидроочистки Н-3 (Н-4).

            Обеспечение сырьем установки может осуществляться также по «жесткой схеме» - сырье направляется в буферную емкость Б-2 объемом 200 м3.

            Уровень в ёмкости Б-2 регулируется. При снижении уровня в Б-2 ниже 40 % или при увеличении уровня в Б-2 выше 80 % срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной.

            Дополнительно буферная ёмкость Б-2 оборудована прибором контроля уровня позиции, а также сигнализатором уровня. При повышении уровня в Б-2 выше 95 % по сигналу от прибора закрывается запорно-регулирующий клапан.

            Ёмкость Б-2 работает под азотной «подушкой». При работе Б-2 запорный клапан на линии подачи азота находится в открытом положении. Из емкости Б-2 сырье через нижний штуцер подается на подпорные насосами Н-1 (Н-2), которые подают его на прием сырьевых насосов гидроочистки Н-3 (Н-4).  На линии подачи сырья из Б-2 установлен обратный клапан. Имеется возможность байпасирования насосов Н-1(Н-2) при работе по жесткой схеме.

            Емкость Б-2 оборудована предохранительным клапаном со сбросом в емкость Е-6. К емкости Б-2 имеется подвод водяного пара для пропарки и азота для ее продувки. Входы пара и азота выполнены через съемные участки к линии некондиции из Б-2.

При понижении уровня в емкости Б-2 ниже 40 % необходимо перейти на снабжение установки сырьем из резервуаров. Для перевода снабжения установки сырьем из резервуаров парка № 353 на емкость Б-2 и обратно, необходимо соответственно закрыть/открыть клапаны.

 

o        3.2 Описание технологической схемы блока гидроочистки

Насосами Н-3(Н-4) сырье через электрозадвижку подается в тройник смешения с циркулирующим ВСГ гидроочистки.

Водородсодержащий газ (ВСГ) с блока риформинга поступает из сепаратора С-5 на прием циркулирующих компрессоров ПК-4 (ПК-5), где смешивается с циркулирующим ВСГ гидроочистки поступающим из емкости Е-19. После компрессоров ПК-4 (ПК-5) ВСГ поступает в фильтры А-4 (А-5) соответственно и далее  разделяется на 2 потока. Один поток поступает в тройник смешения с сырьем гидроочистки. Другой поток  при повышении давления в линии «ВСГ в тройник смешения» охладившись оборотной водой в Х-4 поступает в Е-19 и далее на прием компрессоров ПК-4 (ПК-5). В емкость Е-19 ВСГ гидроочистки поступает из сепаратора С-1. Имеется возможность направить ВСГ в Е-19 с трубопровода нагнетания циркуляционных компрессоров блока риформинга П-1, (П-2, П-3) и вывести ВСГ из контура циркуляции компрессоров ПК-4 (ПК-5) в сепаратор С-3. Имеется возможность  подачи ВСГ до разделения потоков в тройник из сепаратора С-6. Имеется возможность подачи ВСГ в тройник смешения блока гидроочистки непосредственно из дожимной компрессорной. При этом компрессор ПК-4,5 останавливается, а избыток ВСГ с блока риформинга сбрасывается в трубопровод общезаводского кольца для обеспечения работы установок потребителей ВСГ.

Жидкая фаза из емкости Е-19 сбрасывается в факельную емкость Е-6.

После тройника смешения газосырьевая смесь (ГСС) поступает последовательно в межтрубное пространство теплообменников Т-1/1, Т-1/2, Т-1/3, где нагревается газопродуктовой смесью (ГПС) гидроочистки. Далее ГСС двумя потоками поступает в печь П-1 для нагрева.

Печь предварительной гидроочистки П-1 вертикальная радиантно - конвективного типа. Печь имеет 3 яруса в каждом из которых установлены по две основные горелки (на 1 и 2 ярусе комбинированные, работающие на жидком топливе и топливном газе, на третьем ярусе только на топливном газе) и по две пилотные горелки, работающие на топливном газе. Дымовые газы от печи П-1 направляются к общему с печью блока риформинга П-2 узлу утилизации тепла дымовых газов. Нагрев ГСС в печи П-1 происходит в змеевике камеры конвекции за счет тепла дымовых газов и в радиантном змеевике за счет лучистого тепла, выделяющегося при сгорании топлива.

Нагретая в печи П-1 ГСС поступает в реактор Р-1, заполненный  катализатором гидроочистки бензинов. В реакторе при повышенной температуре, давлении и в присутствии водорода происходит гидрирование сернистых, азотистых и кислородных соединений с образованием сероводорода, аммиака и воды, насыщение непредельных углеводородов, а также частичный гидрокрекинг углеводородов с образованием углеводородных газов.

Из реактора Р-1 газопродуктовая смесь (ГПС) направляется в ребойлер Т-3 для нагрева низа отпарной колонны К-1, затем в трубное пространство теплообменников Т-1/3, Т-1/2, Т-1/1, для нагрева ГСС.

После теплообменника Т-1/1  ГПС поступает в воздушные холодильники ВХ-1,1а, и далее водяные холодильники Х-1, Х-1а.  Охлажденная газопродуктовая смесь поступает в сепаратор высокого давления С-1, где происходит разделение на гидрогенизат и ВСГ.

Поток ВСГ гидроочистки который выводится с установки разделяется на 3 потока. Один поток направляется на установку №18. Другой поток направляется на «Каустик». Третий поток избыточного ВСГ гидроочистки направляется в топливное кольцо предприятия.

Сепаратор С-1 оборудован предохранительным клапаном со сбросом в емкость Е-6.

Нестабильный гидрогенизат из С-1 поступает в сепаратор низкого давления С-2 с целью дополнительного выделения газообразных компонентов из гидрогенизата перед отпарной колонной К-1.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-2 поступает на нагрев в теплообменник Т-2. Из сепаратора С-2 углеводородный газ сбрасывается в сеть топливного газа установки. Сепаратор С-2 оборудован предохранительным клапаном со сбросом в емкость Е-6.

Нестабильный гидрогенизат, поступивший в теплообменник Т-2, нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата выводимого с куба колонны К-1. Нестабильный гидрогенизат из теплообменника Т-2 поступает в отпарную колонну К-1. В отпарной колонне происходит отпарка углеводородных газов, водяных паров, сероводорода, аммиака.

Стабильный гидрогенизат с куба колонны отдав в Т-2 свое тепло нестабильному гидрогенизату направляется на всасывающий трубопровод насосов Н-5 (Н-6). При выводе блока гидроочистки на режим, стабильный гидрогенизат может быть направлен через холодильник Х-3 в линию катализата с установки. Имеется возможность отвести часть стабильного гидрогенизата через холодильник Х-7 на заполнение емкостей хлор органики Е-3,4.

Отпаренный продукт с верха колонны К-1 направляется в воздушный конденсатор-холодильник ВХК-1 (2 секции), водяной конденсатор-холодильник ХК-1 и далее поступает на сепарацию в емкость орошения Е-1. В холодное время года предусмотрена возможность байпасирования ВХК-1 или ХК-1.

Углеводородный газ из емкости орошения Е-1 направляется в колонну К-2. Имеется возможность вывести газ из емкости Е-1 в топливную сеть установки.

Жидкая фаза из емкости орошения Е-1 забирается насосом Н-7 (Н-8) и подается на 28 тарелку колонны К-1 в качестве орошения. Избыток флегмы через клапан регулятор откачивается в колонну К-2. Имеется возможность вывода флегмы на прем насоса Н-9 или в трубопровод стабильного катализата с установки.

Вода с низа емкости Е-1 дренируется в Е-7. Необходимое количество тепла для отпарной колонны подводится ребойлером Т-3, обогреваемым ГПС выходящим из реактора гидроочистки Р-1.

 

o        3.3 Описание технологической схемы блока каталитического риформинга

Стабильный гидрогенизат, пройдя теплообменник Т-2, фильтры А-8, А-9, поступает соответственно во всасывающий трубопровод насосов  Н-5, Н-6. Насосами Н-5 (Н-6) через фильтры, работающие поочередно, стабильный гидрогенизат подается в теплообменник Т-201 «Пакинокс» для смешения с ВСГ.

В теплообменник Т-201 вместе с гидрогенизатом, компрессорами из сепаратора С-6 подается циркулирующий ВСГ.

Образовавшаяся в теплообменнике Т-201 ГСС риформинга нагревается потоком ГПС риформинга.  После нагрева ГСС поступает в реактор Р-5 (форконтактор) и далее направляется для нагрева в печь риформинга П-2. Реактор Р-5 выступает в качестве форконтактора конверсии нафтенов.

Печь риформинга П-2 состоит из четырех отдельных радиантных камер и общей камеры конвекции. ГСС из Р-5 последовательно проходит конвекционную камеру, I радиантную камеру, II радиантную камеру и поступает в реактор Р-2. Из реактора Р-2 ГСС последовательно проходит через III радиантную камеру и поступает в реактор Р-3, из реактора Р-3 - во IV радиантную камеру и далее в реактор Р-4. Печь имеет 3 яруса в каждом из которых установлены по две основные горелки (на 1 ярусе комбинированные, работающие на жидком топливе и топливном газе, на втором и третьем ярусе только на топливном газе) и по две пилотные горелки, работающие на топливном газе.  Нагрев в печи П-2 происходит в камере конвекции за счет тепла дымовых газов и в радиантных камерах за счет лучистого тепла, выделяющегося при сгорании топлива.

Дымовые газы от печи П-2 направляются к общему с печью блока риформинга П-1 узлу утилизации тепла дымовых газов.  Дымовые газы из печей П-1 и П-2 объединившись в один поток в воздухоподогревателе Т-9 передают тепло воздуху поступающему в печи П-1 и П-2. После рекуператора дымовые газы поступают в дымовую трубу и далее на рассеивание в атмосферу.

Воздух в Т-9 поступает от воздуходувки. После Т-9 подогретый воздух поступает к форсункам печей П-1 и П-2.

В реакторах на платиносодержащем катализаторе происходит риформирование углеводородов с образованием ароматических углеводородов и углеводородных газов. Реакция риформирования протекает с поглощением тепла.

Поддержание активности кислотных и металлических центров катализатора в период реакции осуществляется поддержание водно-хлорного баланса в реакторах Р-2,3,4,5. Хлорорганическое соединение дозой определенной распоряжением  из бочки или канистры ручным дозировочным насосом  закачивается в емкость Е-3, Е-4. Затем емкость Е-3, Е-4 заполняется стабильным катализатом из трубопровода после холодильника Х-3. Подача хлорорганического соединения в систему риформинга производится дозировочными насосами.

Для поддержания водно-хлорного баланса в реакторах Р-2,3,4,5 предусмотрена подача парового конденсата из емкостей Е-32.

ГПС из реактора Р-4 направляется в теплообменник Т-201, где отдает тепло для нагрева ГСС. Максимальный перепад давления между потоками газосырьевой и газопродуктовой смеси теплообменника Т-201 не должен превышать10 кгс/см2 (1 МПа).

Из Т-201 ГПС направляется на охлаждение в параллельно расположенные воздушные холодильники ВХ-2/1,2 и водяные холодильники Х-2/1,2, где охлаждается и поступает в сепаратор С-3. Предусмотрена возможность последовательного включения холодильников ВХ-2/1,2 и Х-2/1,2.

Из водяного холодильника газопродуктовая смесь поступает в сепаратор С-3, в котором происходит сепарация газопродуктовой смеси на ВСГ и нестабильный катализат.

Нестабильный катализ из сепаратора С-3 направляется в колонну К-2 за счет перепада давления между С-3 и К-2 или насосом Н-9. Существует возможность байпасирования колонны  К-2 и  вывода нестабильного катализата из сепаратора С-3 в теплообменник Т-6 /2,Т-6/1.

Циркуляционный ВСГ из сепаратора С-3 разделяется на 3 потока. Один поток поступает в сепаратор С-5, где отделяется от увлеченной жидкой фазы и далее направляется на прием циркуляционных компрессоров ПК-1,2,3. При необходимости ВСГ риформинга по второму потоку направляется в аппарат К-8, в котором происходит отделение жидкости от водородсодержащего газа и далее на осушку в адсорберы ВСГ К-5,6. Третий поток выводит ВСГ в топливную сеть установки.

Из С-5 ВСГ подается на прием во всасывающий трубопровод компрессоров ПК-1 (ПК-2, ПК-3). Часть ВСГ из сепаратора С-5 поступает  на прием циркулирующих компрессоров ПК-4 (ПК-5).

Нестабильный катализат из сепаратора С-5 сбрасывается в колонну К-2.

Циркуляционными компрессорами ПК-1 (ПК-2, ПК-3) ВСГ через фильтры А-1 (А-2, А-3) холодильник Х-10 и сепаратор С-6 подается на смешение с сырьем риформинга в Т-201. Предусмотрена возможность вывода ВСГ из сепаратора С-6 в трубопровод ВСГ к потребителям, из которого его можно направить в трубопровод ВСГ в тройник смешения блока гидроочистки. Предусмотрена возможность байпасирования холодильника Х-10.

В колонну К-2 поступает углеводородный газ из емкости Е-1, жидкая фаза из сепараторов С-6, С-5, С-3, колонн К-5, 6, 8, конденсат ВСГ из сепараторов С-11, 12, 13, 17 дожимной компрессорной установки № 13, и (при необходимости) избыток флегмы от  Н-7 (Н-8).

Из верхней части К-2 выводится газ, состоящий из водорода, этана, метана, пропана и бутанов, и направляется в топливную сеть установки или в топливную сеть предприятия.

Нестабильный катализат из низа колонны К-2 насосами Н-12, (Н-13, Н-14, Н-9) направляется для подогрева в межтрубное пространство последовательно расположенных теплообменников Т-6/2, Т-6/1, где подогревается за счет тепла стабильного катализатата выводимого с куба колонны К-4. Подогретый нестабильный катализат поступает в стабилизационную колонну К-4.

Подогретый нестабильный катализат поступает в стабилизационную колонну К-4. В стабилизационной колонне К-4 происходит выделение пропанов, бутанов и пентанов из катализата.

Из верхней части колонны выводятся углеводородные газы, которые направляются для конденсации и охлаждения в воздушный конденсатор-холодильник ВХК-1 (одна секция), водяной холодильник ХК-3 и собираются в емкости орошения Е-2. Возможно байпасирование холодильниковХК-3 и ВХК-1.

Газ из емкости Е-2 выводится в топливную сеть установки.

Из емкости Е-2 жидкая стабильная головка насосом Н-15, Н-16 подается на орошение колонны К-4.

Необходимое количество тепла в колонну К-4 подводится за счет циркуляции продукта нижней части колонны через ребойлерную печь П-4. Стабильный катализат из куба колонны К-4 насосами и двумя потоками подается в печь П-4. Ввод «горячей струи» от П-4 осуществляется на 8 тарелку колонны К-4.

Ребойлерная печь П-4 трубчатая радиантно - конвективного типа. В радиантной камере печи установлены три основные  и три пилотные горелки работающие на газообразном топливе. Горелки расположены в поду печи. Дымовые газы от печи П-4 направляются в атмосферу.

Нагрев ГСС в печи П-4 происходит в змеевике камеры конвекции за счет тепла дымовых газов и в радиантном змеевике за счет лучистого тепла, выделяющегося при сгорании топлива.

Стабильный катализат из нижней части стабилизационной колонны К-4 откачивается насосом Н-11 или выводится за счет давления колонны. Стабильный  катализат пройдя   трубное пространство теплообменников Т-6/1, Т-6/2 и отдав тепло нестабильному катализату разделяется на 2 потока. Один поток охлаждается в воздушном холодильнике ВХК-203 и охлаждаются водяном холодильнике ХК-2. После этого потоки объединяются и направляются в водяной холодильник  Х-3. Второй поток катализата в теплообменнике Т-10 отдает тепло топливному газу перед холодильником Х-3 объединяется с первым потоком. При выходе в резервуары АССБ топливного производства катализат охлаждается только в холодильнике Х-3, при выводе в резервуары парка установки № 13 катализат охлаждается в   холодильнике Х-3А. Имеется возможность направить катализат после холодильника Х-3А в емкости хлорорганики Е-3 и Е-4.

 

 

 

 

o        3.4 Спецификация технологической схемы

  • Промежуточный парк сырья №353
  • Б-1 – булитная емкость (работа по «жесткой схеме»)
  • А-1,2,3,4,5,7,9 – фильтры
  • Н-1,2 – подпорные насосы
  • Н-3,4,5,6,7,8,11,12,13,14,15,16,40/1,2 - насосы
  • ПК-4,5 –циркулирующие дожимные компрессоры
  • Х-1, Х-1а, Х-3а, Х-2, Х-3, Х-4, Х-7, ХК-1,2, Х2/1,2 – водяной холодильник
  • ВХ-1а, ВХ-1,ВХ-2/1,2 – воздушные холодильники
  • ВХК-1, 203/1,2, ВХ-2/1,2 – воздушные 2-х секционные конденсатор-холодильники
  • Е-19 – емкость ВСГ
  • Е-1 – емкость орошения
  • Е-6 – факельная емкость
  • Е-3,4 – емкости хлорорганики (ЧХУ)
  • Т-3 – ребойлер
  • Т1/1,Т1/2,Т1/3,Т-2,6/1,2, – теплообменники
  • Т-201 – теплообменник «Пакинокс»
  • П-1 – печь гидроочистки
  • П-2 – печь риформинга
  • П-4 – печь подогрева низа К-4
  • Р-1 – реактор гидроочистки
  • Р-5 – форконтактор (реактор предварительной конверсии нафтенов)
  • Р-4,3,2 – реакторы риформинга
  • К-1 – отпарная колонна гидрогенизата
  • К-2 – отпарная колонная катализата
  • К-4 – колонна стабилизации нестабильного катализата
  • К-5,6,8 – колонны осушки ВСГ
  • С-1 – сепаратор высокого давления
  • С-2 – сепаратор низкого давления
  • С-3 – сепаратор отделения нестабильного катализата и циркулирующего ВСГ
  • С-5,6 – сепаратор отделения циркулирующего ВСГ
  • С-11,12,13,17 – сепараторы отделения конденсата ВСГ
  • ДК-1,2 – дожимные компрессорные
  • ПК-1,2,3,4,5 – циркулирующие компрессоры ВСГ

                   

 

·                   4 Общие требования безопасности к технологическому процессу

Процесс каталитического риформинга фракции (100-КК) оС с предварительной гидроочисткой, является пожароопасным и взрывоопасным, так как связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах и давлениях. Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются водородсодержащий и углеводородный газы, пары бензина, которые с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии открытого огня или искры.

Процессы на установке каталитического риформинга проводятся при температуре до 520 °С и давлении до 36,0 кгс/см2 (3,6 МПа) в среде водородсодержащего газа.

Наиболее опасными местами на установке являются: - газовая компрессорная; - реакторные блоки; - блок печей, а в самих печах – горелочный фронт, трубы змеевиков и фланцевые соединения; - блоки колонн; - постаменты и открытые насосные; - места отбора проб для лабораторных анализов; - все колодцы промканализации и оборотного водоснабжения, где возможны скопления паров бензина и углеводородных газов.

Наиболее опасными операциями, выполняемыми на установке, являются: - розжиг печей, пуск компрессоров, пуск резервных горячих насосов, загрузка и выгрузка катализаторов и адсорбентов, аварийное и плановое освобождение системы.

Все движущиеся и вращающиеся части машин и механизмов снабжены защитными кожухами и ограждениями, снятие которых разрешается только после обесточивания электропривода, при наличии на пусковом устройстве плаката «Не включать, работают люди», а также после проверки электропривода нажатием на пусковую кнопку.

Безопасная работа установки зависит от квалификации и внимательности обслуживающего персонала, а также от  соблюдения требований и правил промышленной безопасности, пожарной безопасности и соблюдения параметров технологического режима в соответствии с нормами технологического регламента.

К работе допускаются лица прошедшие медосмотр, вводный инструктаж, первичный инструктаж, необходимую подготовку и стажировку, сдали экзамены на допуск к самостоятельной работе.

Работать разрешается только на исправном оборудовании, исправных коммуникациях и исправных контрольно-измерительных приборах.

 

 

 

·                   6 Заключение

            I производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» позволила мне многое узнать о нефтегазовой отрасли, о той отрасли, в которой мне предстоит трудиться.  Общение с руководителями практики от предприятия (начальники производств, установок, операторы, инженеры-механики) и ознакомительные экскурсии позволили мне понять тонкости и нюансы работы установки и предприятия в целом; подкрепить теоретичекие знания практическими.

            Таким образом, практики студентов-технологов на действующих  предприятиях является важнейшим этапом их обучения и подготовки. 

 

 

 

o        Приложение А Принципиальная схема установки каталитического риформинга

 



o        Приложение Б Реактор каталитического риформинга по проекту «Ленгипронефтехим»

 

Скачать:  У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Отчеты по практике

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.