ОТЧЕТ О ПРОХОЖДЕНИИ ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКИ. Место практики: ОАО «Нафтан», установка «Гидроочистка №4»

0

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

 

 

ОТЧЕТ

 

О ПРОХОЖДЕНИИ ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКИ

 

студента группы 10-ХТЗ-1

Гусенок Андрея Валерьевича

 

 

 

Место практики:

ОАО «Нафтан», установка «Гидроочистка №4»

 

Руководитель практики от предприятия:

Точило Леонид Иванович, начальник установки

 

Руководитель практики от университета:

Бурая Ирина Владимировна, к.пед.н., доцент

 

Новополоцк – 2016г

 

 

Содержание

Введение. 4

1.Характеристика сырья и получаемых на установках  ГО- 4 фракций. Их применение. 5

  1. Материальный баланс установки и основных аппаратов. 9
  2. Технологическая схема установки (без описания). 10
  3. Пуск, эксплуатация и остановка установки. 11

4.1        Пуск установки. 11

4.2        Нормальная эксплуатация установки. 16

4.3        Остановка установки. 17

  1. Контроль и регулирование качества сырья и продукции. 23
  2. Технологическая карта установки. 35
  3. Характеристика основного оборудования. Эскизы аппаратов (не менее 4-х). 36
  4. Схема автоматического регулирования технологического режима основных аппаратов (не менее 3-х). 41
  5. Технико-экономические показатели работы установки. 45
  6. Охрана труда и окружающей среды, утилизация промышленных выбросов. 47

Выводы и предложения. 54

Список использованной литературы.. 55

Приложение 1. 56

 


 

Введение

 

В данном отчете представлены результаты прохождения технологической практике на установке Гидроочистка №4.

Установка гидроочистки топлива типа Л-24/9хРТ введена в эксплуатацию в IV квартале 1978 года.

Проектная мощность установки - 2 миллиона тонн сырья в год.

Достигнутая мощность - 2 миллиона 60 тысяч тонн сырья в год по топливу РТ.

Установка Л-24/9хРТ однопоточная и состоит из реакторного блока, блока стабилизации, блока очистки циркуляционного и углеводородного газов и регенерации раствора моноэтаноламина, блока приготовления и дозирования концентрата присадок, узла утилизации тепла дымовых газов от печей П-1 и П-2.

Реакторный блок предназначен для гидрирования простых и разложения высокомолекулярных сернистых, кислородных, азотистых соединений в результате их взаимодействия с водородом в присутствии алюмокобальтмолибденового или алюмоникельмолибденового катализаторов с выделением сероводорода, воды и аммиака. Процесс проводится при давлении в реакторе до 40 кгс/см2 (4МПа) и температуре до 360ºС  (420 ºС).

Блок стабилизации предназначен для стабилизации, обезвоживания и отпарки сероводорода из гидрогенизата. Процесс проводится при температуре низа стабилизационной колонны К-1 до 220ºС   (290 ºС) и давлении до 4 кгс/см2  (0,4 МПа).

Блок очистки циркуляционного и углеводородного газов, регенерации раствора моноэтаноламина предназначен для очистки циркуляционного и углеводородного газов от сероводорода при взаимодействии их с водным раствором МЭА и далее десорбции сероводорода из водного раствора МЭА. Процесс десорбции проводится при температуре низа десорбера К-5 до 130 0С и давлении до 3,5 кгс/см2 (0,35 МПа).

Блок приготовления и дозирования концентрата присадок предназначен для приготовления и дозирования концентрата присадок и введение их в базовое топливо для улучшения его эксплутационных свойств.

Узел утилизации тепла дымовых газов от печей П-1, П-2 предназначен для подогрева атмосферного воздуха, подаваемого на форсунки печей, за счет тепла отходящих дымовых газов.

Организация - разработчик технологического процесса - институт ВНИИ НП г.Москва.

Установка гидроочистки топлива типа Л-24/9х2РТ построена согласно типового проекта института « Ленгипронефтехим» г. Санкт Петербург.

 

 

1.      


1.Характеристика сырья и получаемых на установках  ГО- 4 фракций. Их применение.

 

Таблица 1 - Характеристика исходного сырья, материалов и полупродуктов

 

Наименование сырья,

материалов, реагентов,

полупродуктов

Нормативный

документ

Наименование показателей,

обязательных для проверки

Технические

показатели с

допустимыми

отклонениями

1

2

3

4

Топливо дизельное

прямогонное

 

Компонент топлива

дизельного с вакуумных

блоков  установок

АВТ-6, АВТ-2, ВТ-1

Требования
технологических
регламентов установок
первичной переработки

нефти, ВТ-1

Цвет

Соломенный

95 % отгоняется при температуре

Не выше 360 °С

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле

Не ниже 62 °С

Содержание механических примесей и воды

Отсутствие

Топливо дизельное

установки

«Висбрекинг-Термокрекинг»

 

Бензин установки

«Висбрекинг-Термокрекинг»

Требования

технологического

регламента установки

«Висбрекинг-Термокрекинг»

Цвет

Соломенный

95 % отгоняется при температуре

Не выше 360 °С

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле

Не ниже 62 °С

Содержание механических примесей и воды

Отсутствие

Топливо дизельное

гидроочищенное

с установок Л-24/7, ЛЧ-24/7

 

 

 

Требования
технологических
регламентов установок
Л-24/7, ЛЧ-24/7

 

 

 

 

Цвет

Соломенный

95 % отгоняется при температуре

Не выше 360 °С

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле

Не ниже 62 °С

 

Содержание механических примесей и воды

Отсутствие

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

Фракция авиакеросина

140-240 оС

гидроочищенная

Требования
технологических
регламентов

установок Л-24/7, Лч-24/7

Фракционный  состав:

Температура начала перегонки

10 % отгоняется при температуре

50 % отгоняется при температуре

90 % отгоняется при температуре

96 % отгоняется при температуре

 

135-155 °С

Не выше 175 °С

Не выше 225 °С

Не выше 270 °С

Не выше 280 °С

Плотность при 20 °С

Не менее 775 кг/м3

Кинематическая вязкость при 20 °С

Не менее 1,25  мм2/с

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле

Не ниже 28 °С

Содержание водорастворимых кислот и щелочей

Отсутствие

Испытание на медной пластинке при 100 °С
в течение 3-х часов

Выдерживает

Массовая доля общей серы,  %

Не более 0,1

Массовая доля меркаптановой серы,  %

Не более 0,001

Газ водородосодержащий

(циркулирующий)

Требования технологических
регламентов установок риформинга, производства водорода

Содержание водорода

Содержание сероводорода

Не менее 75 % об.

Не более 0,1 % об.

Газ инертный (азот)

ГОСТ 9293

Содержание кислорода

Не более 0,5 % об.

Моноэтаноламин

Спецификация

фирмы-поставщика

Концентрация МЭА в растворе

      10-20 % масс.

Катализатор  KF 752-3Q

Спецификация

фирмы

Albemarle Catalyst

¾

¾

Катализатор  KF 757-1,5E

¾

¾

Катализатор  KF 841-2E

¾

¾

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

Присадка

антиокислительная

«Агидол-1» (марка Б)

 

 

 

 

 

ТУ 38. 5901237

Внешний вид:

Белый кристаллический порошок без посторонних примесей

Температура конца плавления, 0С

69,5-70,0

Разность температур

между началом и концом плавления, 0С

Не более 1,0

Температура кристаллизации, 0С

Не ниже 69

Содержание воды, %

Отсутствие

Зольность, %

Не более 0,01

Кислоты нефтяные
дистиллированные

 

ГОСТ 13302

 

Внешний вид

 

Массовая доля нефтяных кислот, %

Массовая доля минерального масла в пересчете
на органические вещества, %

Кислотное число, мг КОН на 1 г нефтяных кислот

 

Цвет, единицы ЦНТ

Прозрачная однородная жидкость

Не менее 96

 

Не более 2,8

230-260

230-280*

Не более 3,5

Присадка «Хайтек-580»

 

 

 

 

Сертификат анализов фирмы-изготовителя

Кислотное число, мг КОН/г

Температура текучести, ˚С

Содержание золы, % (по массе)

Температура вспышки в закрытом тигле, ˚С

Кинематическая вязкость при 40˚С, мм2/с

Взаимодействие с водой с использованием сепаратора

в пределах 80-100

не выше -18

не более 0,05

не ниже 66

в пределах 110-136

не менее 70

* - допускается по согласованию с потребителем

 

 

 

 

Показатели качества получаемых продуктов представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Качество получаемых продуктов.      

Фракция дизельного топлива гидроочищенная

Показатели  качества  продукта:

Содержание воды и механических примесей

Отсутствие

Фракционный состав

50% отгоняется при температуре не выше

90% отгоняется при температуре не выше

96% отгоняется при температуре не выше

 

 

        280°С

340°С

360°С

 

Сероводородная коррозия

Отсутствие

Испытание на медной пластинке

Выдерживает

Температура вспышки,

определяемая в закрытом тигле, °С  Не ниже

62

Массовая доля общей серы,ppm масс. Не более

50

Азот, ppm масс. Не более

20

Йодное число, гр/100гр.

0,5

Плотность, кг/м3 Не более

834

Применяется как компонент дизельного топлива.

 

Бензин-отгон.

Показатели  качества  продукта:

Содержание воды и механических примесей

Отсутствие

Испытание на медную пластинку

Выдерживает

Температура начала кипения, °С    Не ниже

40

Температура конца кипения, °С      Не выше

205

Применяется как компонент автомобильных бензинов.

 

Сероводород.

Показатели  качества  продукта:

Содержание сероводорода, % объемных

не менее

98,0

Применяется в качестве сырья для производства серной кислоты.

 

Углеводородный газ (газ стабилизации) после очистки.

Показатели  качества  продукта:

Содержание сероводорода, % объемных

Не более 0,20

Применяется в качестве печного топлива на установке.

 

 

  1. Материальный баланс установки и основных аппаратов.

 

Таблица 2 - Материальный баланс

Приход

Расход

Состав

т/год

% мас.

Состав

т/год

% мас.

Фракция дизельного топлива 180-360оС прямогонная, вакуумный газойль:

2 000000

100

Фракция дизельного топлива 180-360оС гидроочищенная:

1940000

97,0

Водородосодержащий газ

 

 

Сероводород:

8000

0,4

 

 

18000

0,9

Углеводородный газ:

32000

1,6

 

 

 

Бензин-отгон:

30000

1,5

 

 

 

Потери:

8000

0,4

ИТОГО:

2 018000

100,9

ИТОГО:

2018000

100,9

 

 

 

 

  1. Технологическая схема установки (без описания).

 

Технологическая схема представлена в Приложении 1.

 

 

  1. Пуск, эксплуатация и остановка установки

 

  • Пуск установки

Пуск установки после ремонта

Кроме проведения операций и работ по подготовке перед пуском установки необходимо:

  • предупредить о предстоящем пуске диспетчера завода и дежурных инженеров энергетических цехов, цеха КИП, товарно-сырьевого цеха, газового хозяйства, газовую и топливную лабораторию;
  • проверить наличие на установке жидкого топлива, пара, электроэнергии, воздуха для контрольно-измерительных приборов, воды и циркуляцию её через конденсаторы и холодильники, проверить систему охлаждения и смазки насосных и компрессорных агрегатов, работу вентустановок;
  • приготовить схему приёма сырья на установку;
  • приготовить систему сброса газа с установки;
  • проверить качество сырья, на котором производится пуск (результаты анализов записать в режимном листе);
  • проверить схему циркуляции жидкого топлива;
  • включить контрольно-измерительные приборы, проверить все защитные блокировки и работу предупредительной сигнализации.

Пуск установки осуществляется по стадиям:

  • приём водородосодержащего газа в систему и заполнение системы, холодная и горячая циркуляция водородосодержащего газа;
  • приём сырья в систему блока стабилизации и наладка горячей циркуляции;
  • наладка циркуляции раствора МЭА и вывод блока очистки газа на режим;
  • включение сырьевого потока и отработка технологического режима;
  • приготовление концентрата композиций присадки, приготовление топлива РТ.

 

Сушка катализатора

         В систему реакторного блока принимается водородосодержащий газ. Давление со скоростью 400-500 кПа в час поднимается до 1,0 МПа и включается в работу компрессор ПК-1/1-3 по схеме:

   ПК-1/1-3 ® Т-1 ® П-1 ® Р-1 ® Т-1 ® Х-1/1-4 ® С-1 ® К-2 ® С-3 ® ПК-1/1-3.

         Разжигаются форсунки на печи П-1/1, 2 и температура на входе в реактор повышается до 120 оС со скоростью 20 оС в час.

         Чтобы добиться оптимальной каталитической  активности, ни в одной точке слоя катализатора нельзя допускать нагрева выше 150 оС. Когда температура на выходе из печи П-1/1,2 достигает 90 оС, скорость нагревания снижают до 10 оС в час, чтобы свести к минимуму риск перегрева.

         Одновременно поднимается давление на реакторном блоке максимум до 4,5 МПа со скоростью (400-500) кПа в час.

         При достижении температуры 120 оС производить ежечасное дренирование воды из сепаратора С-1.

         При указанных параметрах система выдерживается до полного прекращения поступления воды в сепаратор С-1 или не более 4-х литров в час.

 

 

 

 

Сульфидирование катализатора углеводородным сырьем.

            Сульфидирование катализатора производится сырьем (прямогонный атмосферный газойль с концом кипения не более 380 оС) и содержанием серы не менее 0,8 % массовых.

            При смачивании и сульфидировании катализатора недопустимо применение сырья, содержащего продукта крекинга. Это приведет к значительному снижению активности катализатора из-за его преждевременного закоксовывания.

            По окончании сушки катализатора принимается сырье в сырьевую емкость Е-26. Емкость Е-26 необходимо предварительно сдренировать от воды. Затем включается насос Н-1/1-4 и сырье подается в тройник смешения.

            В течение 1-го часа производится промывка катализатора от пыли с выводом сырья в цех № 8 и с одновременным увеличением расхода сырья до максимально возможного.

            Затем настраивается циркуляция сырья через Е-26 и производится смачивание катализатора в течение 3-х часов.

            После окончания процесса смачивания катализатора температура на входе в реактор Р-1 поднимается до 290 оС со скоростью 25 оС в час.

            В процессе реакции сульфидирования образуется вода. Поэтому начиная со 180 оС необходимо контролировать образование и накопление воды в сепараторе С-1 с периодическим его дренированием. Следует также периодически проверять сырьевую емкость Е-26 на наличие воды и при накоплении её — дренировать.

            Начиная со 120 0С контролировать содержание серы в сырье (каждые 4 часа), в продукте — ежечасно. Каждый час контролировать содержание сероводорода в циркулирующем газе, используя для этого трубки Драгера.

            Концентрацию водорода в циркулирующем ВСГ необходимо поддерживать не ниже 60 % объемных продувкой и подпиткой свежим ВСГ. Избегать слишком интенсивных газовых продувок, чтобы свести к минимуму потери сероводорода.

            С момента начала бурного выделения сероводорода (Н2S > 0,5 % об.) температуру на входе в реактор следует повысить со скоростью 10 оС в час от 290 оС до 320 0С.

            Если концентрация Н2S в циркулирующем газе станет ниже 0,5 % об., то нагрев следует приостановить до повторного подъема концентрации сероводорода свыше 0,5 % об. и удерживать на этом уровне не менее 1/2 часа но не более 2-х часов.

            Затем установка переводится на нормальный рабочий режим и на питание обычным сырьем.

            По возможности не вести очистку ВСГ раствором МЭА в течение следующих 12-ти часов.

            В течение как минимум 3-х дней не подавать в сырье продукты крекинга.

 

Сульфидирование сырьем с сульфидирующим агентом.

         В качестве сырья используется прямогонный атмосферный газойль с концом кипения не выше 380 оС.

В качестве сульфидирующего агента в процессе сульфидирования используется диметилсульфид (DMDS) или третбутилполисульфид (TBPS) — быстроразлагающиеся сернистые соединения, которые добавляются в сырье в соответствующих пропорциях.

Промывка и смачивание катализатора осуществляются также  как и при сульфидировании катализатора одним сырьем.

После окончания смачивания катализатора необходимо повысить температуру на входе в реактор Р-1 от 120 оС до 215 оС при использовании DMDS или до 205 оС при использовании TBPS со скоростью 25 оС в час.

Начиная с температуры 180 оС следить за образованием и накоплением воды с периодическим дренированием сепаратора С-1.

Когда температура на входе реактора достигнет 215 оС  или 205 оС, на выходе - 190 оС следует начать дозирование DMDS или TBPS с расходом на уровне 35 % от расчетного и приступить к ежечасному отбору анализа на содержание серы в сырье и продукте и ежечасному измерению концентрации Н2S в циркулирующем газе с применением трубки Драгера.

После стабилизации расхода системы дозирования повысить температуру на входе в реактор со скоростью от 15 оС до 230 оС в случае с DMDS или 220 оС в случае с TBPS и увеличить расход подачи сульфидирующего агента до 100 % от расчетного.

         Поддерживать температуру на уровне 230 оС или 220 оС до тех пор пока не произойдет проскок H2S (H2S>0,5 % об.) При этом считается, что на катализаторе накопилось (11-12) % массовых серы.

         Если бурное выделение H2S начнется преждевременно, когда содержание серы на катализаторе значительно меньше, чем (11-12) % массовых, то сначала следует уменьшить расход подачи сульфидирующего агента до половины от расчетного значения, а если после этого концентрация сероводорода останется больше 0,5 % объёмных, то тогда следует повысить температуру на входе реактора до 240 оС. Сульфидирование следует продолжить в этом режиме до тех пор, пока на катализаторе не накопится около 11 % массовых серы.

         Далее прекратить дозирование сульфидирующего агента. Если концентрация H2S в течение часа упадет ниже 0,5 % объемных, то следует снова подать сульфидирующий агент с расходом вдвое меньше расчетного, и данную процедуру следует повторять до тех пор, пока концентрация H2S не останется на уровне выше 0,5 % объемных. При повторной подаче сульфидирующего агента расход его следует установить таким образом, чтобы этого агента хватило в сумме на семь часов дозирования. Нельзя допускать, чтобы концентрация дополнительно введенной в сырье серы превышало 1 % масс.

         Затем повысить температуру на входе в реактор Р-1 до 320 оС со скоростью 15  оС в час. Если концентрация сероводорода в циркулирующем газе станет ниже 0,5 % об., то нагрев следует приостановить до повторного подъема концентрации сероводорода выше 0,5 % об. и удерживать на этом уровне не менее 1/2 часа.

Температуру 320 оС следует поддерживать не менее 2-х часов или столько времени, сколько требуется для закачки всего сульфидирующего агента.

Затем установка переводится на рабочий режим и на питание обычным сырьем.

         По возможности не вести очистку ВГС водным раствором МЭА в течение следующих 12-ти часов.

         В течение как минимум 3-х дней не подавать в сырье продукты крекинга.

 

 

Прием сырья в систему стабилизации.

Заполнение системы. Холодная и горячая циркуляция.

 

Прием продукта в систему стабилизации производится после продувки и опрессовки системы азотом. Заполнение производится фракцией авиакеросина 140¸240 0С гидроочищенной по схеме:

 

Резервуары №№ 54-57 ® насос Н-24/1,2 ® т/обменники Т-2/1-3 ® колонна К-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

После заполнения колонны К-1 включаются насосы
Н-2/1-3 и через клапан регулятор уровня колонны позиция LJRCA-1 настраивается циркуляция продукта по приведенной на рисунке схеме.

Часть потока от насоса Н-2/1-2 направляется через печь П-2.

 

Поскольку во время холодной циркуляции происходит заполнение оборудования, подпитка уровня колонны К-1 производится из резервуаров №№ 54-57 насосами Н-24/1,2.

        

При холодной циркуляции проверяется работа оборудования блока стабилизации. При удовлетворительной работе оборудования, КИПиА приступают к выводу блока на режим в следующей последовательности:

  • проверяется работа воздушных холодильников Х-5, ХК-1;
  • с помощью воздуходувки вентилируется печь П-2 или продувается водяным паром в течение 15-20 минут после появления пара из дымовой трубы;
  • включаются в работу приборы регистрации режима печи П-2;
  • на печи П-2 разжигается одна форсунка на жидком топливе и начинается подъем температуры согласно инструкции по безопасной шуровке печей.

 

Подъем температуры на выходе из змеевика печи П-2 ведется в соответствии с приведенным ниже графиком:

 

  • до 95 0С — (20-25) 0С в час;
  • от 95 0С  до 110 0С — (5-6) 0С в час (выпарка воды);
  • от 110 0С до рабочей — 25 0С в час.

 

 Наладка циркуляции раствора моноэтаноламина и вывод блока очистки газов и регенерации раствора МЭА на режим

Перед пуском блока очистки газов необходимо заполнить систему 15-ти процентным водным раствором моноэтаноламина до нормального уровня в аппаратах, для чего:

  • концентрированный МЭА из металлических бочек емкостью 200 литров насосом Н-9 подается в емкость Е-2, где разбавляется паровым конденсатом в соотношении, определяющем (10-15) % концентрацию раствора (схемой предусмотрена возможность подачи моноэтаноламина насосом Н-9 из бочек непосредственно в емкость Е-1);
  • для перемешивания раствора налаживается циркуляция по следующей схеме:

       емкость Е-2 ® насос Н-5/1,2 ® емкость Е-2

  • после получения заданной концентрации водного раствора моноэтаноламина в емкости Е-1, последний, насосом Н-5/1,2 подается в абсорберы К-3, К-4;
  • при достижении нормального уровня в абсорбере К-3 включается в работу регулятор уровня, исполнительный механизм которого установлен на трубопроводе перепуска раствора МЭА из К-3 в С-7;
  • при достижении нормального уровня в абсорбере К-4 включается в работу насос Н-6-1/1,2 и раствор МЭА через клапан-регулятор уровня в К-4 подается в сепаратор С-7;
  • давление в сепараторе С-7 поддерживается газом из сепараторов С-2, С-3 или из абсорбера К-2;
  • налаживается переток раствора моноэтаноламина из сепаратора С-7 через трубное пространство теплообменников Т-3/1-3 в колонну К-5, далее, из колонны К-5, через межтрубное пространство теплообменников Т-3/3-1 в воздушный холодильник Х-7, откуда раствор МЭА поступает в емкость Е-1;
  • при наборе уровня в Е-1 включается насос Н-4/1,2 и раствор МЭА подается из Е-1 в колонну К-2, откуда при достижении там установленной величины уровня жидкости через клапан регулятор уровня колонны К-2 перепускается в сепаратор С-7 (при проведении сульфидирования катализатора очистка ВСГ в абсорбере К-2 не проводится);
  • по мере ухода уровней из аппаратов блока очистки газов и регенерации раствора МЭА в процессе заполнения системы осуществляется их подпитка свежим раствором моноэтаноламина из емкости Е-2;
  • при циркуляции раствора моноэтаноламина налаживается работа всего оборудования, КИПиА.

 

После заполнения всех аппаратов блока до нормального уровня и отработки стабильного режима циркуляции раствора моноэтаноламина в системе, начинается подъем температуры в десорбере К-5 путем подачи перегретого водяного пара в термосифонный рибойлер Т-4 через клапан регулятор температуры поз. TRC-5. Включается в работу водяной холодильник Х-10.

Разогрев десорбера К-5 ведется со скоростью (20-25) 0С в час до температуры 90 0С. Дальнейший подъем температуры в К-5 осуществляется со скоростью (5-6) 0С в час. Включаются вентиляторы воздушных холодильников Х-7.

С появлением уровня жидкости в С-6 включается насос Н-7/1,2 и подается орошение в десорбер К-5.

При достижении температуры верха десорбера К-5 (105-110) 0С, температуры низа  (120-130) 0С, система считается подготовленной для очистки циркуляционного водородосодержащего газа и углеводородных газов с блока стабилизации от сероводорода.

 

Включение сырьевого потока и вывод установки на режим

Перед включением сырья в систему при выводе установки на режим необходимо, что бы реакторный блок, блоки стабилизации, очистки газов и регенерации раствора МЭА находились на горячей циркуляции по своим схемам, были доведены до рабочих параметров по температурам, давлениям и расходам, отлажена работа контрольно-измерительных приборов и автоматики.

При достижении температуры циркулирующего водородосодержащего газа на входе в реактор Р-1 (175-200) 0С открывается отсечной клапан XV-1 на входе сырья в тройник смешения с циркулирующим ВСГ, включается сырьевой насос Н-1/1-4, в систему подается сырье в количестве (25-50) м3/ч, производительность сырьевого насоса при этом регулируется вручную.

Постепенно увеличивается производительность сырьевого насоса Н-1/1-4, подача сырья переводится на автоматическое регулирование расхода поз. FQJRCSA-1 (4/1).

Для поддержания давления в системе реакторного блока увеличивается подача свежего водородосодержащего газа.

При появлении нормального уровня жидкости в сепараторе высокого давления С-1, включается в работу регулятор уровня С-1 поз. LJRCSA-7 (4/43) и начинается медленный перепуск гидрогенизата в сепаратор С-2.

При повышении уровня жидкости в сепараторе С-2 гидрогенизат направляется на стабилизацию в колонну К-1. Запорная арматура на перемычке из Х-5/1,2 на вход в теплообменники Т-2/1,2,3 закрывается и открывается запорная арматура на трубопроводе из Х-5 в емкость прямого питания Е-26. Установка находится на циркуляции до получения качественных анализов выпускаемого топлива.

При качественных анализах по содержанию серы, фракционному составу, температуре вспышки и т.д., запорная арматура на трубопроводе из Х-5 в емкость Е-26 закрывается и топливо направляется в резервуары цеха 8.

Газ углеводородный из сепаратора С-5 направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-4 и после очистки в топливную систему установки.

Бензин-отгон из сепаратора С-5 насосом Н-3/1,2 через клапан регулятор температуры верха колонны поз. TJRC-13 подается на орошение в стабилизационную колонну К-1. Балансовый избыток бензина-отгона через клапан-регулятор уровня в сепараторе С-5 поз. LJRCA-10 (4/52) выводится с установки.

 

  • Нормальная эксплуатация установки

При нормальной эксплуатации установки необходимо обеспечить:

  • поддержание всех параметров процесса в пределах, заданных нормами технологического режима;
  • строгое соблюдение правил безопасности при ведении технологического pежима, техники безопасности, пожаро- и газобезопасности;
  • контроль за правильностью работы приборов КИПиА путем проверки рабочего параметра на "0";
  • соблюдение чистоты рабочих мест и территории установки в целом;
  • отражение в режимных листах и вахтовых журналах паpаметров технологического pежима, качества сырья и получаемых продуктов, состояния оборудования и выявленных в течение рабочей смены неполадках.

 

Основными условиями нормальной эксплуатации установки являются:   

  • постоянство производительности установки по сырью;
  • соответствие требованиям качества поступающего на установку сырья, отклонения от заданного качества сырья (особенно в части содержания влаги, смолистых веществ) может привести к "отравлению" катализатора;
  • строгое выдерживание соотношения циркулирующего водородосодержащего газа к сырью, не допуская уменьшения его ниже установленного нормами технологического режима,  в противном случае создаются условия закоксовывания катализатора и возрастание перепада давления  в реакторе Р-1 выше допустимых норм;
  • поддержание давления в системе на уровне норм технологического режима, снижение давления при постоянной объемной скорости способствует снижению степени обессеривания, создаются условия для закоксовывания катализатора;
  • недопустим подъем температуры в реакторе Р-1 выше нормы, повышение температуры приводит к закоксовыванию катализатора и снижению срока его службы;
  • обеспечение равномерной тепловой нагрузки в камерах сгорания печей П-1, П-2, пламя должно быть светло-соломенного цвета, недопустимо касания пламенем труб змеевика печей и попадание газового конденсата на форсунки печей. Для обеспечения постоянства температуры продукта на выходе из печей, необходимо держать постоянной температуру над перевальными стенками,  не допуская превышения выше норм и соблюдать все остальные положения, изложенные в разделе "Нормы технологического режима";
  • организация постоянного контроля за всеми рабочими параметрами процесса  (температурой, давлением, уровнями в аппаратах), при своевременном выявлении отклонений в режиме отдельных аппаратов и блоков, имеется возможность оперативного принятия мер по предупреждению аварий;
  • отглушение всех неэксплуатирующихся аппаратов, трубопроводов;
  • поддержание в исправном состоянии схем сигнализации и блокировок:
  • строгое соблюдение инструкций по эксплуатации отдельных видов оборудования установки, по технике безопасности.

 

  • Остановка установки

Остановка установки на ремонт

 

Остановка установки производится с целью ремонта оборудования, регенерации и замены катализатора.

Последовательность операций при нормальной остановке установки следующая:

  • постепенно снижается производительность сырьевых насосов Н-1/1-4 до (110-80) м3/ч;
  • одновременно снижается температура продукта на входе в реактор Р-1 со скоростью 20-30 0С в час, при этом поддерживается максимальный расход ВСГ;
  • при достижении температуры в реакторе Р-1 200 0С останавливается сырьевой насос Н-1/1-4, закрывается отсекатель XV-1 на трубопроводе подачи сырья в тройник смешения;
  • закрывается запорная арматура на трубопроводе ввода сырья в емкость прямого питания Е-26;
  • циркуляция водородосодержащего газа продолжается до снижения температуры на выходе из реактора ниже 200 0С;
  • уровень продукта из сепаратора С-1 перепускается в сепаратор С-2 до минимального;
  • питание стабилизационной колонны
    К-1 из сепаратора С-2 прекращается, блок стабилизации переводится на горячую циркуляцию по приведенной на рисунке схеме.
  • при переходе на режим регенерации катализатора температура на выходе из реактора снижается до 200 0С, при остановке установки на ремонт — до 150 0С. При этой температуре тушатся форсунки печи П-1, катализатор охлаждается до температуры 70 0С (при остановке на ремонт) циркуляцией водородосодержащего газа;
  • давление из системы  сбрасывается  до  500 кПа  со  скоростью (400-500) кПа в час;
  • останавливается и отключается запорной арматурой циркуляционный компрессор ПК-1/1-3;
  • останавливаются вентиляторы холодильника воздушного охлаждения Х-1, насосы Н-4/1,2;
  • уровень раствора моноэтаноламина из колонны К-2 перепускается в сепаратор С-7;
  • давление из системы реакторного блока сбрасывается до минимума в факельную систему;
  • остатки жидких продуктов из аппаратов и трубопроводов дренируются в дренажную емкость Е-5;
  • реакторный блок продувается инертным газом (азотом) до содержания горючих газов не более 0,5 % объемных.

 

После перевода блока стабилизации на циркуляцию температура продукта на выходе из змеевика печи П-2 понижается со скоростью (10-15) 0С в час до 150 0С.

При температуре 150 0С тушатся форсунки печи П-2, циркуляция по блоку продолжается до снижения температуры в колонне стабилизации до (60-80) 0С, после чего останавливаются вентиляторы воздушных холодильников Х-5, ХК-1.

Уровень жидкости из сепаратора С-5 насосами Н-3/1,2 полностью откачивается в колонну К-1, после чего насосы останавливаются.

Уровень жидкости из колонны К-1 насосами Н-2/1,2 полностью откачивается в цех №8, насосы останавливаются.

Жидкие продукты из аппаратов и трубопроводов блока стабилизации сбрасываются в дренажную емкость Е-5, давление – в факельную систему.

Блок готовится для проведения ремонтных работ.

Одновременно с остановкой реакторного блока и блока стабилизации прекращается подача раствора моноэтаноламина в абсорберы К-3, К-4.

Уровень раствора моноэтаноламина из абсорбера К-3 перепускается в сепаратор С-7.

Уровень раствора моноэтаноламина из абсорбера К-4 насосом Н-6/1,2 откачивается в сепаратор С-7.

Уровень жидкости из сепаратора С-7 направляется в десорбер К-5.

По мере освобождения аппаратов блока очистки газов и регенерации раствора моноэтаноламина, сокращается подача водяного пара в Т-4 таким образом, что бы температура низа десорбера К-5 понижалась со скоростью (10-15) 0С в час до температуры (80-90) 0С, после чего подача водяного пара в теплообменник Т-4 полностью прекращается. Останавливаются вентиляторы воздушного холодильника Х-7.

Уровень жидкости из сепаратора С-6 откачивается в десорбер К-5.

Уровень жидкости из десорбера К-5 перепускается в емкость Е-1, откуда насосом Н-5/1,2 откачивается в емкость Е-2.

Остатки водного раствора моноэтаноламина из аппаратов и трубопроводов блока очистки газов и регенерации раствора МЭА по дренажному трубопроводу поступают на прием насоса Н-6/1,2 и откачиваются в емкость Е-2.

Давление с блока очистки газов и регенерации раствора МЭА сбрасывается в факельную систему.

 

 Цикл регенерации катализатора.

По окончании процесса реакции, длительность которого определяется степенью падения активности катализатора, реакторный блок переводится на процесс регенерации катализатора.

Процесс регенерации катализатора сводится к выжиганию отложившихся на катализаторе серы и кокса и ведется газовоздушной смесью при давлении не ниже 300 кПа и температуре до 500 0С.

Допустимое содержание кислорода в начальный период регенерации должно быть не более 1,0 % об. на смесь с водяным паром.

Постепенно, по мере протекания процесса регенерации, объёмная концентрация кислорода в циркулирующем газе увеличивается до (4,8-8,8) %.

После выжига производится прокалка катализатора (выжиг остаточного глубинного кокса). Когда концентрация кислорода и температура на входе в реактор и выходе из реактора остаются постоянными, процесс регенерации катализатора заканчивается.

Подготовка системы к регенерации состоит из ряда последовательных операций:

  • прекращение подачи сырья;
  • промывка системы циркуляционным водородосодержащим газом;
  • снижение температуры системы;
  • сброс водородосодержащего газа;
  • промывка системы азотом и замена его на водяной пар.

 

  Сброс водородосодержащего газа из системы реакторного блока и продувка системы инертным газом.

При достижении в реакторе Р-1  температуры 200 0С останавливаются компрессоры ПК-1/1-3. Через «щит отдува» давление водородосодержащего газа из системы сбрасывается до 1,2 МПа в заводскую топливную сеть, затем остаточное давление из системы сбрасывается со скоростью (400-500) кПа в час  до 30 кПа и система продувается инертным газом до тех пор, пока содержание горючих газов в продувочном газе на выходе из реакторного блока не снизится до 0,5 % объемных.

Полностью сбрасывается давление из системы. Согласно схемы производится установка заглушек для процесса регенерации катализатора и снимаются заглушки на подаче водяного пара и воздуха.

Проверяются и включаются контрольно-измерительные приборы для измерения расхода пара и воздуха. Трубопровод пара зачищается от конденсата.

Реактор Р-1 отключается от технологической схемы блока и выход из реактора соединяется с дымовой трубой.

 

Заполнение системы азотом с последующей заменой его на водяной пар.

Система заполняется азотом до давления (400-700) кПа. Налаживается постоянный расход азота не менее 400 Нм3/ч. Через печь П-1, реактор Р-1 с выходом через дымовую трубу. Одновременно разжигаются форсунки печи П-1, и температура поднимается со скоростью (25-30) 0С в час до 260 0С.

При достижении температуры в слое катализатора 260 0С производится замена инертного газа на водяной пар с давлением до 1,6 МПа. Расход пара доводится до 20 тонн в час по прибору поз. FRC-2.

Далее, со скоростью (25-30) 0С производится подъем температуры до (370-420) 0С и при этой температуре ведется пропарка катализатора в течение 2-4 часов при расходе (400-900) Нм3/ч на 1,0 м3 катализатора.

 

Начальный период выжига кокса.

Регенерация ведется по схеме: П-1 ® Р-1 ® дымовая труба.

При температуре 400 0С, если не будет отмечено горение кокса, в систему осторожно подается воздух и пар в змеевик печи П-1. Расход воздуха должен быть минимальным. Расход водяного пара при выжиге кокса должен быть не менее 400 Нм3/ч на 1,0 м3 катализатора. Давление в реакторе Р-1 должно быть не ниже 300 кПа. Перепад температур в слое катализатора не должен превышать (20-30) 0С.

Не повышая температуру на выходе из печи П-1, расход воздуха доводят до требуемого температурного градиента, увеличивая или уменьшая его подачу клапаном-регулятором расхода поз. FRC-3, FRC-3/1.

При установившемся стабильном расходе воздуха в температурном градиенте (20-30) 0С ведется регенерация верхнего слоя катализатора.

Нормальное горение кокса происходит по зонам, которые перемещаются сверху вниз по реактору. Перемещение зон горения контролируется по перемещению температуры выжига кокса, которая не должна превышать 500 0С.

Вначале горения кокса содержание кислорода в циркулирующем газе не должно превышать 1,0 % объемный, затем плавно поднимается до (4,8-8,8) % объемных на смесь с водяным паром (после конденсации водяного пара).

 

Заключительный период выжига кокса и прокалка катализатора.

По мере горения кокса по слоям катализатора необходимо выдерживать температуру на входе в реактор (400-420) 0С. Затем, не допуская снижения температуры в реакторе, увеличивается подача воздуха и температура поднимается с таким расчетом, чтобы в слое катализатора она не превышала 500 0С.

Если, несмотря на повышение температуры на выходе из печи, концентрация воздуха в дымовых газах растет, а концентрация углекислого газа уменьшается, то процесс регенерации близок к завершению.

Регенерация считается практически законченной, когда концентрация кислорода в дымовых газах на выходе из реактора окажется близкой к концентрации на входе в реактор.

Затем, не допуская значительного снижения температуры в реакторе, постепенно увеличивается подача воздуха до (10-12) % объемных и при этих условиях катализатор выдерживается в течение 4-5 часов.

Постепенно снижается подача водяного пара при постоянном расходе воздуха. При возникновении очага горения в слое катализатора подача воздуха сокращается. После исчезновения очага горения продолжается сокращение расхода водяного пара при одновременном снижении температуры. При температуре в реакторе 200 0С тушатся форсунки печи П-1, и производится охлаждение системы путем циркуляции воздуха до 40 0С. При достижении такой температуры производится вскрытие аппаратов.

 

График цикла регенерации катализатора.

Таблица 3.

Наименование операции

Время(часы)

Расход

Среда

Снятие сырья с потока

5

–

–

Циркуляция водородосодержащего газа

5

–

–

Снижение давления 8 МПа,

температуры до 260 0С

6

–

–

Остановка печи, компрессора,

сброс давления из системы

3

–

–

Продувка системы

6

2000´3=6000 Нм3

Инертный газ

Переключение на «свечу»

2

–

–

Замещение инертного газа на водяной пар при температуре 260 0С и повышение температуры до 400 0С

7

400´6=2400 Нм3

20,0х1=20,0 т

Инертный газ

Водяной пар

Пропарка катализатора

1

20,0х1=20,0 т.

Водяной пар

Начальный период регенерации

4

300х4=1200 Нм3

20,0х4=80,0 т

Воздух

Водяной пар

Основной период горения

90

2000х7=14000 Нм3

20,0х7=1400,0 т

Воздух

Водяной пар

Продолжение таблицы 3.

Окончание регенерации (прокалка катализатора)

5

20,0х4=80,0 т

Водяной пар

Снижение температуры в системе,

продувка воздухом

10

–

–

Итого времени на процесс регенерации:

148

 

 

 

Порядок проведения пассивации катализатора

Пассивация катализатора предназначена для обеспечения безопасности при вскрытии реактора без проведения регенерации катализатора. Такое вскрытие реактора проводится с целью удаления пыли из катализаторов путем его выгрузки, просеивания и повторной загрузки. Реактор вскрывается также для снятия рыхлых отложений с верхнего слоя шаров, когда катализатор сохранил свою активность, но перепад давления в реакторе выше нормы.

Пассивация заключается в окислении в мягких условиях легковоспламеняющихся на воздухе соединений, содержащихся в катализаторе, после чего катализатор практически теряет свои пирофорные свойства.

Технически пассивация катализатора осуществляется путем продувки катализатора инертным газом с низким содержанием кислорода (0,5-0,6) % об. в течение 20-24 часов при температуре (100-130) °С.

При переходе на процесс пассивации постепенно снижается производительность сырьевых насосов Н-1/1-4 до 80 м3/ч, после чего закрывается электроприводная задвижка на входе сырья в тройник смешения и насосы Н-1/1-4 останавливаются.

Сепаратор С-1 освобождается до минимального уровня в сепаратор С-2.  Уровень нефтепродукта из сепаратора С-2 выдавливается по схеме в колонну стабилизации К-1, блок стабилизации переводится на горячую циркуляцию с последующей остановкой. Прекращается подача свежего водородосодержащего газа в сепаратор С-3.

После полного снятия сырья с потока закрывается  запорная арматура на ходе сырья в емкость прямого питания Е-26.

В течение 4-6 часов при рабочих параметрах процесса производится горячая циркуляция водородосодержащего газа с целью полного удаления жидких углеводородов из системы реакторного отделения (подготовка к процессу регенерации катализатора). При этом необходимо тщательно дренировать жидкие углеводороды из сепараторов и «мешков» трубопроводной обвязки.

После «горячей циркуляции» постепенно гасят форсунки печи П-1, циркуляция водородосодержащего газа остается без изменений. Вентиляторы воздушных холодильников  Х-1/1-4 останавливаются с учетом снижения температуры в системе реакторного отделения.

Одновременно со снижением температуры постепенно снижается давление в системе путем отдува водородосодержащего газа, в результате чего происходит дополнительное испарение углеводородов с поверхности катализатора.

Подача водного раствора моноэтаноламина в абсорбер  К-2 прекращается.

Температура системы снижается со скоростью (25-30) °С в час до 200 °С и при 200 °С в реакторе Р-1 тушатся форсунки на печи П-1.

После достижения в реакторе Р-1 температуры 200 0С останавливаются компрессоры ПК-1/1-3. Через «щит отдува» водородосодержащий газ сбрасывается до 1,2 МПа в топливную сеть завода, затем остаточное давление сбрасывается со скоростью (400-500) кПа в час до 30 кПа и система продувается азотом до тех пор, пока содержание горючих газов в продувочном газе на выходе их реакторного блока не снизится до 0,5 % объемных.

Полностью сбрасывается давление из системы. Согласно схеме производится установка заглушек  для процесса пассивации катализатора.

 

Пассивация катализатора проводится в следующей последовательности:

  • пассивацию катализатора проводят циркулирующим инертным газом под давлением (1,0-1,3) МПа;
  • подъем давления в системе реакторного блока производится со скоростью (400-500) кПа в час;
  • при температуре (100-130) °С производится замена водородосодержащего газа на инертный;
  • температура на выходе из П-1/1, П-1/2 доводится до (100-130) °С и выдерживается до равномерного прогрева слоя катализатора до этой же температуры на выходе из реактора Р-1;
  • содержание кислорода в инертном газе доводят до 0,5 % объемных. Если при такой концентрации не наблюдается роста температуры в реакторе, то увеличивается подача воздуха в циркуляционном газе до 0,6 % объемных;
  • температурный перепад между выходом из П-1/1, П-1/2 и любой другой точкой в зоне катализатора не должен превышать более 40 0С;
  • циркуляцию газа такого состава осуществляется до тех пор, пока содержание кислорода на входе и выходе из реактора не установится на одинаковом уровне, но не менее 6 часов;
  • после этого прекращается подача кислорода, тушатся печи, производится охлаждение катализатора до 30 0С;

После завершения повторной загрузки катализатора или удаления рыхлых отложений с верхнего слоя шаров пуск блока гидроочистки проводится в соответствии с действующим регламентом установки.

 

 Выгрузка катализатора.

После окончания процесса регенерации катализатора, охлаждения реактора до 40 0С, производится его вскрытие и выгрузка катализатора.

            Выгрузка нерегенерированного катализатора производится в среде инертного газа. Инертный газ подается снизу реактора через слой катализатора.

 

  1. Контроль и регулирование качества сырья и продукции.

Таблица 4 – Контроль и регулирование качества сырья и получаемой продукции

Наименование

стадий процесса.

 

Место отбора проб

Контролируемые показатели, единица измерения

Частота

и способ

контроля

Кто

контролирует

Нормы и

технические

показатели

Методы

испытания

и средства

контроля

1

2

3

4

5

6

СЫРЬЕ:

топливо дизельное

прямогонное;

топливо дизельное

гидроочищенное с

установок  Л-24/7, ЛЧ-24/7

 

Трубопровод входа в Е-26

 

Фракционный состав:

температура начала кипения, °С,

10 % об. перегоняется при температуре, °С

50 % об.  перегоняется при температуре, °С

90 % об. перегоняется при температуре, °С

95 % об. перегоняется при температуре, °С,   не выше

Один раз

в сутки

Лаборатория

по контролю

топливного

производства

 

 

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

 

360

ГОСТ 2177, СТБ ИСО 3405

 

Плотность при 15 °С, кг/м3

 

 

Не нормируется

СТБ ИСО 3675,

СТБ ИСО 12185

 

Массовая доля общей серы, % масс.

 

 

Не нормируется

СТБ 1420,

СТБ ИСО 8754

 

Содержание механических

примесей, воды

Один  раз в вахту

 

Персонал установки

Отсутствие

Визуально

 

Цвет

 

 

Соломенный

 

 

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

СЫРЬЕ:

смесь топлива дизельного прямогонного;                  компонентов топлива     дизельного с вакуумных блоков АВТ-6, АВТ-2, ВТ-1; топлива дизельного и бензина установки «Висбрекинг-Термокрекинг»

 

Трубопровод входа в Е-26

Фракционный состав:

 

 

По

требованию

Лаборатория по

контролю топливного

производства

Определяется заданием

ГОСТ 2177,

СТБ ИСО 3405

 

Массовая доля общей серы, %.

По

требованию

 

Не нормируется

СТБ 1420,

СТБ ИСО 8754

 

Цвет

Один раз

в вахту

 

Соломенный

Визуально

 

Содержание воды

 

 

Отсутствие

 

 

Содержание механических примесей

 

 

Отсутствие

 

 

 

 

Продолжение таблицы 4

 

1

2

3

4

5

6

 

Фракция авиакеросина

140-240 °С

гидроочищенная

(топливо базовое)

 

Резервуары

№№ 54, 55, 56, 57

 

Фракционный состав:

 

По

заполнению резервуаров

 

Лаборатория по

контролю топливного

производства

 

Топливо для

реактивных двигателей

(марка РТ)

 

ГОСТ 2177

 

температура начала перегонки,  °С

 

 

135-155

 

 

10 % перегоняется при температуре, °С

 

 

Не выше 175

 

 

50 % перегоняется при температуре, °С

 

 

Не выше 225

 

 

90 % перегоняется при температуре, °С

 

 

Не выше 270

 

 

98 % перегоняется при температуре, °С

 

 

Не выше 280

 

 

Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с

По

заполнению резервуаров

 

Не менее 1,25

ГОСТ 33

 

Плотность при 20°С, кг/м3

 

 

Не менее 775

ГОСТ 3900

 

Температура вспышки,

определяемая в закрытом тигле, °С

 

 

Не ниже 28

ГОСТ 6356

 

Кислотность,

мг KOH на 100 см3 топлива, не более

 

 

0,1

ГОСТ 5985

 

Массовая доля общей серы, %

По

требованию

 

Не более 0,1

ГОСТ 19121

 

1

2

3

4

5

6

 

 

Массовая доля меркаптановой серы, %

 

По

заполнению резервуаров

 

 

Не более 0,001

 

ГОСТ 17323

 

Испытание на медной пластинке

 

 

Выдерживает

ГОСТ 6321

(ИСО 2160)

 

Содержание

водорастворимых кислот и щелочей

 

 

Отсутствие

ГОСТ 6307

 

Содержание механических примесей

 

 

Отсутствие

п. 4.5

ГОСТ 10227

 

Цвет

 

 

Бесцветный

Визуально

Топливо дизельное гидроочищенное

 

(трубопровод  выхода

с установки после  Х-6)

 

Фракционный состав:

температура начала кипения, °С,

10 % об. перегоняется при температуре, °С

50 % об.  перегоняется при температуре, °С

90 % об. перегоняется при температуре, °С

95 % об. перегоняется при температуре, °С,   не выше

Один раз

в сутки

Лаборатория по

контролю топливного производства

 

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

 

360

ГОСТ 2177,

СТБ ИСО 3405

 

Плотность при 15 °С, кг/м3

Один раз

в сутки

Лаборатория по  контролю топливного производства

Не нормируется

СТБ ИСО 3675,

СТБ ИСО 12185

Продолжение таблицы 4

 

 

1

2

3

4

5

6

 

 

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С,  не ниже

 

Один раз

в сутки

 

Лаборатория по  контролю топливного производства

 

55

 

ГОСТ 6356,

СТБ ИСО 2719

 

Содержание серы, мг/кг, не более

Один раз

в вахту

Лаборатория по контролю топливного производства

50

СТБ ИСО  20846

 

Предельная температура

фильтруемости, °С, не выше

Один раз

в сутки

Лаборатория по  контролю топливного производства

минус 5

ГОСТ 22254,

СТБ ЕН 116

 

Содержание сероводорода

Каждые

2 часа

Персонал  установки

Отсутствие

Качественно по уксуснокислому свинцу

 

 

Один раз

в сутки

Лаборатория по  контролю топливного производства

Отсутствие

ГОСТ 17323

 

Цвет

Два раза

в вахту

Персонал  установки

Соломенный

Визуально

Топливо для реактивных двигателей.

Трубопровод выхода из А-1

Кислотность,

мг KOH на 100 см3 топлива, в пределах

не более (при использовании «Хайтек 580»)

По

заполнению резервуаров

Лаборатория по

контролю топливного

производства

 

0,20-0,70

0,7

ГОСТ 5985

Продолжение таблицы 4

 

 

1

2

3

4

5

6

 

Топливо для реактивных двигателей.

Трубопровод выхода из фильтров Ф-1, Ф-2

 

Содержание механических примесей

 

 

 

 

 

Отсутствие

 

ГОСТ 10227

Бензин-отгон установки гидроочистки.

 

Трубопровод

выхода с установки

Фракционный состав:

температура начала кипения,   °С

температура конца кипения,   °С

выход, %

1 раз в сутки

Лаборатория по

контролю топливного производства

Не нормируется

Не выше 205

Не нормируется

ГОСТ 2177

СТБ ИСО 3405

Присадка

антиокислительная

«Агидол-1» (марка Б).

 

Тара присадки «Агидол-1».

Состояние упаковки

Перед

примене­нием

Персонал установки

Герметична

Визуально

 

Внешний вид

 

 

Белый кристаллический порошок без примесей

 

 

Температура конца плавления, °С

При

поступлении на установку

Исследовательская лаборатория

В пределах

69,5-70,0

п. 4.3

ТУ 38.5901237

 

Разность температур между началом и концом плавления, °С

 

 

Не более 1,0

п. 4.3

ТУ 38.5901237

Продолжение таблицы 4

 

 

1

2

3

4

5

6

 

 

 

Температура кристаллизации, °C

 

 

 

Не ниже 69,0

 

п. 4.4

ТУ 38.5901237

 

Содержание воды, % (по массе)

 

 

Отсутствие

п. 4.5

ТУ 38.5901237

 

Зольность, % (по массе)

 

 

Не более 0,01

п. 4.6

ТУ 38.5901237

Присадка

антиокислительная

«Агидол-1» (марка Б).

 

Емкости Е-10, Е-11

Растворимость в гидроочищенной фракции авиакеросина (140-240) °С

1 раз в сутки

Персонал установки

Однородная

фаза

Визуально

Присадка «Хайтек-580»

Кислотное число, мг КОН/г

При поступлении

Исследовательская лаборатория

в пределах 80-100

СТБ 1411

 

Температура текучести, ˚С

 

 

не выше -18

СТБ 1557

 

Содержание золы, % (по массе)

 

 

не более 0,05

ASTM D482

 

Температура вспышки в закрытом тигле, ˚С

 

 

не ниже 66

ASTM D93

 

Кинематическая вязкость при 40˚С, мм2/с

 

 

в пределах            110-136

СТБ 1798

 

Взаимодействие с водой с использованием сепаратора

 

 

не менее 70

СТБ 1586

Продолжение таблицы 4

 

1

2

3

4

5

6

 

Кислоты нефтяные

дистиллированные

 

Тара присадки.

 

Внешний вид

 

При

поступлении на установку

 

 

Исследовательская лаборатория

 

Прозрачная однородная жидкость

 

п. 4.2

ГОСТ 13302

 

Массовая доля нефтяных кислот, %

 

 

Не менее 96,0

п. 4.3

ГОСТ 13302

 

Массовая доля минерального масла в пересчете на органическое вещество, %

 

 

Не более 2,8

п. 4.4

ГОСТ 13302

 

Кислотное число,

мг КОН на 1 г нефтяных кислот

 

 

230-280*

п. 4.5

ГОСТ 13302

 

Цвет, единицы ЦНТ

 

 

Не более  4,5*

ГОСТ 20284

Кислоты нефтяные

дистиллированные

 

Емкости Е-10, Е-11

Растворимость в гидроочищенной фракции авиакеросина (140-240) °С

1 раз в сутки

Персонал установки

Однородная смесь

Визуально

Сероводород

 

Трубопровод выхода из С-6

Содержание сероводорода, % об.

1 раз

в неделю

Газокаталитическая лаборатория

Не менее 98,0

ГОСТ 14920

Продолжение таблицы 4

 

 

1

2

3

4

5

6

 

Газ водородосодержащий (циркулирующий)

 

Трубопровод всасывания

компрессоров

 

Содержание водорода, % об.

 

1 раз в сутки

 

Газокаталитическая лаборатория

 

Не менее 75,0

 

UOP 539

 

Содержание сероводорода, % об.

 

 

Не более 0,10

ГОСТ 11382

Газ углеводородный

(после очистки)

 

Трубопроводы выхода

из К-3, К-4

Содержание сероводорода, % об.

1 раз в сутки

Газокаталитическая лаборатория

Не более 0,2

ГОСТ 11382

 

Содержание водорода, % об.

 

 

Не

нормируется

UOP 539

Раствор МЭА насыщенный

 

Трубопровод выхода из С-7

Содержание сульфидов, г/дм3

1 раз в сутки

Лаборатория по

контролю топливного

производства

Не

нормируется

Методика ОАО «Нафтан»

Раствор МЭА

регенерированный

 

Трубопровод выхода из Е-1

Содержание сульфидов, г/дм3

1 раз в сутки

 

 

Не более 10,0

Методика ОАО «Нафтан»

 

Содержание МЭА, % масс.

 

 

10,0-20,0

 

Воды сточные

 

Колодец промканализации К-1782

на выходе с установки

Содержание нефтепродуктов, мг/л

1 раз в месяц

Санитарная

лаборатория

Не более 200

ПНДФ 14.1:2:4.128-98

Продолжение таблицы 4

 

Продолжение таблицы 4

 

1

2

3

4

5

6

 

Содержание растворенных сульфидов и сероводорода, мг/л

 

 

Не более 30

Ю.Ю.Лурье «Унифицированные методы анализа вод», М., Химия, 1971г.,

с.199-200

 

pH, в пределах

 

 

6,5-8,5

Сборник МВИ РБ. Минск, НТЦ «АПИ», 1997г., ч.2, с.201-204

 

Содержание ионов аммония, мг/л

по требованию производства №7

 

 не нормируется

Сборник МВИ РБ. Минск, НТЦ «АПИ», 1997г., ч.2,  с. 167-174

Вода оборотная

Трубопровод

выхода с установки.

Содержание нефтепродуктов

1 раз в смену

Персонал установки

Следы

Визуально

 

 

1

2

3

4

5

6

Газ инертный (азот)

Трубопроводы входа на установку (в аппарат, систему).

Концентрация кислорода, %об.

По

требованию

Лаборатория

азотно-кислородной установки

1 сорт: 0,5

2 сорт: 0,005

 

ГОСТ 9293

Анализ воздушной среды.

Компрессорная, насосная

Содержание углеводородов, мг/м3

2 раза

в неделю

Лаборатория ВГСО

Не более 300,0

Экспресс-метод

 

Содержание сероводорода, мг/м3

 

 

Не более 10,0

 

Анализ воздушной среды

ЩСУ насосной присадок.

Содержание углеводородов, мг/м3

1 раз

в неделю

 

Не более 300,0

 

Анализ воздушной среды

Насосная присадок

Содержание углеводородов, мг/м3

2 раза

в неделю

 

Не более 300,0

 

Анализ воздушной среды

РТП-82, ЩСУ компрессорной, лотки

Содержание углеводородов, мг/м3

1 раз

в неделю

 

Не более 300,0

 

Газы дымовые

Газоходы печей П-1, П-2.

Содержание кислорода, %

Постоян­но

Персонал установки

Не более 7,0

Автоматический газоанализатор

Воздух для КИПиА

Трубопровод входа

на установку

Содержание посторонних примесей:

По

требованию

Газокаталитическая лаборатория

 

ГОСТ 17433

ГОСТ 24484

 

1) твердые частицы, мг/м3

 

 

1) Не более 1,0

 

Продолжение таблицы 4

 

 

1

2

3

4

5

6

 

2) вода (в жидком состоянии), мг/м3

 

 

2) Не допускается

 

 

3) масла (в жидком состоянии), мг/м3

 

 

3) Не допускается

 

 

4) размер твердой частицы, мкм

 

 

4) Не более 5,0

 

 

5). температура точки росы, °С

 

 

5) Ниже минимальной рабочей температуры не менее чем на 10 °С но не выше -10

 

Продолжение таблицы 4

 

  1. Технологическая карта установки.

Технологическая карта установки представлена в таблице 1.6.1, в которой  указаны параметры технологического режима основного оборудования – нормативные  в соответствии с технологическим регламентом установки и фактические  значения параметров по данным режимного листа установки и  показаниям приборов.

Таблица 5 – Технологическая карта установки

Наименование стадий процесса, оборудование, места измерения параметров или отбора проб

Контролируемый параметр, показатель,

единица измерения

Нормы и технические показатели

Фактические значения технических показателей

1

2

3

4

Реактор гидроочистки Р-1

Реактор (верх).

температура, °С

410-420

413

Реактор (низ).

температура, °С

420-430

421

Реактор

давление, МПа

5,2-5,5

5,3

Колонна стабилизации К-1

Колонна К-1

температура, °С

340-350

344

Колонна К-1

давление, МПа

0,5-0,6

0,55

Абсорбер очистки циркуляционного газа К-2

Абсорбер К-2

температура, °С

45-55

49

Абсорбер К-2

давление, МПа

5,2-5,5

5,4

Абсорбер очистки углеводородного газа К-3

Абсорбер К-3

температура, °С

45-55

51

Абсорбер К-3

давление, МПа

0,9-1,2

1,0

Абсорбер очистки углеводородных газов К-4

Абсорбер К-4

температура, °С

45-55

52

Абсорбер К-4

давление, МПа

0,4-0,6

0,51

Колонна К-5 с испарителем Т-4

Колонна К-5 (верх).

температура, °С

110-120

110

давление, МПа

0,5-065

0,6

Колонна К-5 (низ).

температура, °С

127-137

130

давление, МПа

0,5-0,65

0,6

Колонна К-6

Колонна К-6 (верх).

температура, °С

97-107

102

давление, МПа

0,9-1,2

1,1

Печь П-1

Рафинат из П-1

температура, °С

–

540

дымовые газы печи

 П-1

Содержание  вдымовых газах, в %

3,5-8,0

8

Печь П-2

Экстракт из П-2

температура, °С

–

240

дымовые газы печи П-2

Содержание  в дымовых газах, в %

3,5-8,0

7,1
               


 

  1. Характеристика основного оборудования. Эскизы аппаратов (не менее 4-х).

Основным оборудованием установки являются: реактор Р-1, стабилизационная колонна К-1, Абсорберы очистки газа К-2, К-3, К-4, Колонна К-5 с испарителем Т-4, колонна К-6, теплообменники, аппараты воздушного охлаждения, газоохлодители, сепараторы,емкости, смесители, насосы, компрессоры, печи П-1, П-2.

Характеристика этого оборудования приведена в таблице  1.7.1.

 

Таблица 6 – Характеристик основного  оборудования

1

2

3

4

5

Реактор гидроочистки Р-1

1

Цикл реакции:

Pрасчетное = 5,5 МПа;

Tрабочая     = 450 0С;

Цикл регенерации:

Pрасчетное = 1,4 МПа;

Tпробная     = 540 0С;

D    =  3576 мм;  H    =  11790 мм;

V    =  95,6 м3; Vкат.=  74,4 м3

Корпус: двухслойная сталь 12ХМ+08Х18Н10Т

Клапан

предохранительный

на нагнетании ПК-1/1÷3 Si6303.G-GrNiNo

65×160-100×40

Колонна стабилизационная К-1

1

Pрасчетное = 0,55 МПа;

Tрасчетная  = 350 0С;

D    =  4500/3200 мм;

H    =  38900 мм;

V    =  462,0 м3;

Тарелки клапанные – 35 шт.;

верх – 10 шт. – однопоточные,

низ   – 25 шт. – четырехпоточные

Корпус: сталь 16ГС+08Х13

Клапаны

предохранительные

на К-1

СППК4-200×16 – 4 шт.

Абсорбер очистки

циркуляционного газа К-2

1

Pрасчетное = 5,5 МПа;

Tрасчетная  = 50 0С;

D    =  3000 мм;

H    =  23245 мм;

V    =  157,0 м3;

Тарелки S-обр. однопоточные – 20 шт.

Корпус: сталь 09Г2С

Клапан

предохранительный

на нагнетании ПК-1/1÷3 Si6303.G-GrNiNo

65×160-100×40

 

 

Продолжение таблицы 6

1

2

3

4

5

Абсорбер очистки

углеводородного газа К-3

1

Pрасчетное = 1,0 МПа;

Tрасчетная  = 50 0С ;

D    =  1200/600 мм;  H    =  23720 мм;

V    =  20,80 м3;

Тарелки S-обр. однопоточные – 20 шт.

Корпус: сталь 16ГС

 

Клапаны

предохранительные

на К-3

ППК4-50×16 – 2 шт.

Абсорбер очистки

углеводородного газа К-4

 

Pрасчетное = 0,5 МПа;

Tрасчетная  = 50 0С;

D    =  2200/1600 мм;

H    =  25485 мм;

V    =  77,0 м3;

Тарелки S-обр. однопоточные – 20 шт.

Корпус: сталь 16ГС

 

Клапаны

предохранительные

на К-3

ППК4-100×16 – 2 шт.

Колонна К-5

с испарителем Т-4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

Колонна К-5:

Tрасчетное  = 110 0С - верх;

Tрасчетная  = 130 0С - низ;

D    =  2200 мм;

H    =  25900 мм;

V    =  68,0 м3;

Тарелки S-обр. однопоточные – 21 шт.

Испаритель Т-4:

1200инII-10-10-Б-6

           20Г3

Трубный пучок:

Pрасчетное =  0,6 МПа;

Tрасчетная  = 130 0С;

Корпус:

Pрасчетное =  0,5 МПа;

Tрасчетная  = 165 0С;

D      =  1200 мм; H      =  4740 мм;

Vкорп. =  0,289 м3;  F    =  318 м2

Колонна К-5:

Корпус: сталь 16ГС+08Х13

Испаритель Т-4:

Корпус: сталь 16ГС

Трубный пучок:

решетка тр. – Ст.12Х18Н10Т

трубка -           Ст.0,8Х18Н10Т

Блокировка по максимальному давлению

0,5 МПа.

Закрывается электроприводная задвижка на трубопроводе подачи

«пара 7» в Т-4

Колонна К-6

1

Колонна К-6:

Pрасчетное  = 1,0 МПа;

Tрасчетная  = 100 0С;

D    =  1200 мм; H  =  19510 мм;             

V    =  18,3 м3

Колонна К-6:

Корпус: сталь 09Г2С

Клапан

предохранительный

на К-6 ППК4-50×16

 

Эскиз 1: Теплообменник стабилизации Т -2/1

 

 

 

Эскиз 2: Сепаратор С-2

                                                                                

Эскиз 3: Колонна стабилизационная К-1                                                                   Эскиз 4: Реактор гидроочистки Р-1  

 

 

  1. Схема автоматического регулирования технологического режима основных аппаратов (не менее 3-х).

Системам контроля и автоматизации технологического процесса включает следующие элементы:

  1. комплекс измерительных средств (приборов), фиксирующих значения важнейших параметров работы;
  2. комплекс локальных средств регулирования и автоматического поддержания на заданном уровне значений параметров, определяющих нормальную и безопасную работу оборудования и технологии в целом;
  3. щит (блок) управления установки, концентрирующий информацию по двум предыдущим компонентам системы и выдающий с помощью персонала необходимые команды этим системам;

В схемах автоматизации и мнемосхемах щитов управления технологические параметры  имеют общепринятые обозначения:

 

Обозначение

Англ.

характеристика

A

alarm

сигнализация

­C

control

управление, регулирование                                              

D

density

плотность

DY

-

сравнение величин

I

indication

индикация; (например манометр);

F

flow

поток; расход                                                        

H

hand

ручное воздействие

L 

level

уровень;

P ­

pressure

давление;

R ­

registration

Регистрация (запись);

S ­

stop

блокировка;

T ­

temperature

температура;

V

valve

клапан;

V

viscosity

вязкость

Примеры:

 

 

FJRC

-

Прибор контроля и регулирования

FJRCSA

-

Прибор контроля, регулирования и сигнализации

LJRA

-

Прибор контроля, регистрации и сигнализации

TIRA

-

Поверхностные термопары с сигнализацией максимального и минимального значения.

Схемы контроля и автоматизации технологического режима некоторых основных аппаратов переведены далее:

 

 

 

 

 

                                    

Рисунок 8.1  схема автоматического регулирования реактора гидроочистки

Температура газопродуктовой смеси после реактора Р-1 измеряется прибором поз. TJRА-2/24 с выводом показаний в ИИС.

Температура газопродуктовой смеси внизу Р-1 (слева, справа) измеряется прибором поз. TJRА-2/54 и TJRА-2/55 с выводом показаний в ИИС.

Температура в зонах реакции реактора Р-1 измеряется прибором

поз. TJR-2/38, 39, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 51, 52, 53 с выводом показаний в ИИС.

Давление на входе в Р-1 измеряется прибором поз. PJR-15 с выводом показаний в ИИС (4/39) и на регистрирующий прибор.

Давление на выходе из реактора Р-1 регулируется регулятором давления поз. #PJRC-1, с выводом показаний в ИИС (4/21) и на регистрирующий прибор.  Перепад давления в реакторе Р-1 обсчитывается ПЭВМ по разнице давлений на входе в реактор и на выходе из него.

 

 

 

 

 

 

 

 

    

Рисунок 8.2 схема автоматического регулирования  сепаратора С-1

 

Смесь, содержащая гидрогенизат, циркуляционный газ и газы реакции при давлении до 4,8 МПа поступает в продуктовый сепаратор высокого давления С-1, где гидрогенизат отделяется от циркуляционного газа.       Давление в сепараторе С-1 регулируется прибором поз. #PJRC-36 с выводом показаний в ИИС (4/19) и на регистрирующий прибор.

Гидрогенизат из сепаратора С-1 через клапан-регулятор уровня в сепараторе поз. LJRCA-7, с выводом показаний в ИИС (4/43), на регистрирующий прибор и сигнализацию, перепускается на блок стабилизации через сепаратор С-2.

Показания уровня в С-1 дублируются прибором поз. LJRA-7/8 с выводом показаний в ИИС (7/8) и сигнализацию.

При уменьшении уровня в С-1 до 10 % закрывается клапан-отсекатель, расположенный на трубопроводе выхода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-1 в С-2.

Рисунок 8.3 схема автоматического регулирования колонны К-3

 

Из нестабильного гидрогенизата, поступившего в сепаратор С-2, при  давлении до 700 кПа выделяются углеводородные газы, которые через каплеотбойник направляются на очистку от сероводорода в колонну К-3. Давление в системе «С-2 ® К-3» поддерживается регулятором давления #PRC-4, исполнительный механизм которого расположен на трубопроводе углеводородного газа из абсорбера К-3 в К-4 с выводом показаний на регистрирующий прибор.

Расход углеводородного газа из абсорбера К-3 в К-4  или в топливную сеть предприятия контролируется прибором поз. FJR-18 с выводом показаний в ИИС (4/48) и на регистрирующий прибор.

Расход газа из К-3 в К-6 контролируется и регулируется регулятором расхода поз.FJRC-11 с выводом показаний в ИИС (4/54) и на регистрирующий прибор. Исполнительный механизм регулятора установлен на трубопроводе подачи углеводородного газа из К-3 в К-6.

Углеводородный газ из сепаратора С-2 поступает в абсорбер К-3. Водный раствор МЭА подается в К-3 насосами Н-5/1, Н-5/2 на 19-ю тарелку.

Уровень раствора МЭА в абсорбере К-3 поддерживается регулятором уровня поз. #LRC-3 с выводом показаний на регистрирующий прибор. Исполнительный механизм регулятора установлен на трубопроводе выхода насыщенного раствора МЭА из абсорбера К-3 в сепаратор С-7.

Температура низа абсорбера К-3 измеряется прибором поз. TJR-2/8 с выводом показаний в ИИС.

 

 

  1. Технико-экономические показатели работы установки.

Таблица 7 - Себестоимость продукции по установке ГО-4 за июль 2012 года

Наименование статьи затр.

Наименование ресурса

Объем производства

Себестоимость(уд.затр.)

Затраты на объем пр-ва

Сырье и м-лы

 

 

 

 

Итого по СТ1

 

 

 

 

 

Диз.топливо Висбрекинг

1081,00

2709299,06

2928752286,00

 

Бензин Висбр.

967,00

2705427,05

2616147955,00

 

Комп. Д-ва

5267,00

3875831,86

204144006403,00

 

Газойль атм.

348,00

4149044,93

1461223814,00

 

Легк. Ком. ДТ

452,00

3232796,05

1461223814,00

 

Диз. Топливо с.

83043,00

4160018,27

345460397396,00

 

Вдр. газДетол

673,00

11148846,05

75033173388,68

 

Водород.газ

84,00

2643411,43

222046560,00

 

Дизтоп. Термо

168,00

2808394,89

471810341,00

 

Бензин Термо

184,00

2720151,50

500507876,00

Итого по Ст2

 

92267,00

 

383021933654,68

Итог Ст.1+2

 

92005,00

 

383021933654,68

Итого возв. Отх.

 

 

 

0,00

Затр. По ОБР

 

 

 

4690907490,41

Итог Затр. По Обр+Возв. Отх.

 

 

 

4690907490,41

Всего

 

92005,00

 

387712841145,09

Основная п-ция

 

 

 

0,00

 

Диз. г/о 0,2

41058,00

4231888,16

173752863946,00

 

Диз. г/о

50104,00

4231888,16

212034524213,09

Итого Основ.

 

91162,00

 

385787388159,09

Попутная продукция

 

 

 

 

 

Углеводород

136,00

2059591,21

280104405,00

 

Бенз.-отгон

428,00

3844272,38

1645348581,00

Итого попут

 

843,00

 

1925452986,00

Всего

 

92005,00

 

387712841145,09

 

 

 

Таблица 8 - Калькуляция себестоимости по установке ГО-4

Наименование ствтьи затрат

Наименование ресурса

Затраты на весь объем пр-ва

Кол-во в нат. Еденицах

Цена за нат. Ед. в руб.

Сумма в руб.

Сырье, и м-лы П/Ф за выч. Потерь и отходов (1+2+3)

 

 

 

 

Впомаг. М-лы на технологические цели

 

 

 

 

 

МЭА

593,37

9849,86

5846565,37

 

Катализаторы

 

 

17932983,88

Итого по СТ4

 

 

 

23779549,25

Топливо и энергия на технологические цли

 

 

 

 

 

Теплоэн. г/к

1036,00

271772,13

281555924,00

 

Эл. Энерг т.кв.

1321,00

1090801,60

1440948911,00

 

Сж.возд.т. М3

126,00

213750,64

26932581,00

 

Природ.газ

21,00

3375146,14

70878069,00

 

топливо

 

 

1468253830,00

 

Об.вода т. М3

44,00

692200,64

27684828,00

Итого по Ст5

 

 

 

3316254143,00

 

Зарплата осн.

 

 

149103640,89

 

Отчисл.

 

 

56995603,96

 

Амортизация

 

 

93343172,23

 

Кап.ремонт

 

 

110184723,23

 

Тек. Ремонт

 

 

452648,35

 

ВЗП

 

 

480459049,00

 

Цеховые

 

 

420064029,00

 

Взнос. Проф.п.

 

 

5960330,35

 

Тек.рем. РМБ.

 

 

34080256,16

 

Стрлат.о.ах. п

 

 

916981,99

 

Затр. По ОБР

 

 

4691594127,41

 

С/СТ. ПОПУТН.

 

 

1925452986,00

 

С/СТ.ОСНОВН.

 

 

385787388159,09

 

С/СТ.ПОЛНАЯ

 

 

38712841145,09

 

 

 

 

 

  1. Охрана труда и окружающей среды, утилизация промышленных выбросов.

 

На установке гидроочистка №4 в процессе работы имеют место следующие отходы и выбросы в окружающую среду:

Выбросы в атмосферу:

  • организованные выбросы из резервуаров с фракцией авиакеросина;
  • неорганизованные выбросы от технологического оборудования в пределах установки;
  • дымовые газы от печи П-1/1,1/2,2/1,2/2.
  • организованные вентвыбросы из компрессорной, насосных присадок.

Технологические сточные воды.

Твёрдые отходы производства не образуются.

            Все характеристики выбросов в окружающую среду приведены в таблицах 9 – 10. Вопросам охраны окружающей среды на установке уделено большое внимание, в частности, предусмотрено следующее:

Выбрана рациональная технологическая схема с высокой степенью автоматизации, позволяющая обеспечить стабильную работу оборудования, постоянство технологического режима, простоту обслуживания.

Процесс гидроочистки топлив протекает в герметически закрытой аппаратуре.

На установке предусмотрено использование современного оборудования:

  • аппаратов воздушного охлаждения;
  • теплообменников;
  • центробежных насосов с двойными торцевыми уплотнениями.

От ППК аппаратов с топливным газом сброс осуществляется в закрытую факельную систему.

            Для уменьшения выбросов в атмосферу на установке предусмотрено следующее:

  • для сокращения вредных выбросов от печи П-1/1,1/2,2/1,2/2, принята печь с высоким КПД;
  • расход топлива на печь регулируется автоматически, печь оснащена высокоэффективными горелками, благодаря чему снижается расход топлива и выбросы в атмосферу;
  • наличие аварийно-предупредительной сигнализации и блокировок о нарушении режима.

 

 


Таблица 9 -  Выбросы в атмосферу                                                                                                                            

Наименование выброса,

отделение, аппарат,

диаметр и высота выброса

Количество

источников выброса

Суммарный объем отходящих газов, м3/с

Периодичность

выброса

Характеристика выброса

Средства

и методы

ликвидации, обезвреживания, утилизации выбросов

Температура,

˚С

Состав

выброса

Установленная норма

содержания вредных

веществ

в выбросах в атмосферу, г/с

1

2

3

4

5

6

7

8

Дымовые газы из печей

П-1/1, П-1/2, П-2/1, П-2/2

Диаметр трубы  –  3,6 м.

Высота трубы – 120 м.

Источник № 48.

4

58,454

Постоянно

при работе установки

380

Азот (IV) оксид

Сера диоксид

Углерода оксид

Углеводороды предельные алифатического ряда  С1 – С10

Мазутная зола теплоэлектростанций (в пересчете на ванадий)

 

4,351600

7,111200

0,922400

 

0,217100

 

0,019760

-

Неорганизованные выбросы из технологического

оборудования. Ист. № 6013.

Высота источника выброса – 20 м.

 

1

-

Постоянно

при работе установки

20

Углеводороды предельные алифатического ряда

С1 – С10

Сероводород

 

 

 

7,399400

 0,07010

 

-

Из резервуаров с РТ.

Источник № 50.

Дыхательный клапан.

Высота источника выброса – 12 м,

Диаметр источника выброса – 0,3 м.

4

0,10

Постоянно

при работе установки

50

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 – С10

Бензол

Этилбензол

Ксилолы (смесь изомеров о-, м-,          п-ксилол)

Толуол

 

 

2,618960

0,046370

0,004600

 

0,039160

0,071030

-

Продолжение таблицы 9

1

2

3

4

5

6

7

8

Вентиляционные выбросы

из компрессорной. Ист. №325.

Аэрационный фонарь.

Высота источника выброса – 11 м,

Диаметр источника выброса – 0,46 м.

1

14,65

Постоянно

при работе установки

20

Сероводород

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 – С10

0.002700

 

0.399900

-

Вентиляционные выбросы

из насосной присадок.

Источник № 328.

Труба.

Высота источника выброса – 6,0 м,

Диаметр источника выброса – 0,42 м.

1

1,46

Постоянно

при работе установки

20

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 – С10

 

0,004900

-

Вентиляционные выбросы

из насосной присадок.

Источник № 1402.

Труба.

Высота источника выброса – 6,0 м,

Диаметр источника выброса – 0,6 м.

1

1,578

Постоянно

при работе установки

20

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 – С10

 

0,003800

-

Реактор. Свеча (залповый выброс).

Источник №1426.

Высота источника выброса – 6,0 м,

Диаметр источника выброса – 0,42 м.

1

0,09

Постоянно

при работе установки

300

Сера диоксид

Углерода оксид

2,121900

7,936000

-

 

 

Таблица 10 - Сточные воды

 

Наименование стока,

отделение,

аппарат

Количество образующихся

стоков,

м3/ч

Место

сброса

Периодичность

сбросов

Характеристика сброса

Средства

и методы

ликвидации, обезвреживания, утилизации выбросов

Состав стоков,

по компонентам

Установленная норма

содержания вредных

веществ

в сбросах, мг/л

1

3

2

4

5

6

7

 

Промышленно-ливневые

сточные воды

(колодец К-1782)

3,0

 

 

 

 

Резервуары

№ 54,

№ 55,

№ 56,

№ 57

 

Периодически при

дренировании воды

 

 

Нефтепродукты

 

pH

 

сульфиды

 

200

 

6,5÷8,5

 

30

 

 

 

 

 

 

Направляются на

очистные сооружения

 

 

1,0

 

Насосы

(охлаждающая

вода от торцовых уплотнений)

 

Постоянно

при работе

установки

 

Твердые и жидкие отходы не образуются

 

 

 

 

Анализ условий труда

     Основными опасностями технологического процесса на установке гидроочистки являются:

  • наличие в аппаратах и трубопроводах взрывопожароопасных веществ, некоторые из которых (в частности, водород и сероводород) имеют широкие концентрационные пределы взрываемости;
  • образование или использование в технологическом процессе токсичных веществ (в частности, сероводорода, лёгких углеводородов, моноэтаноламина)

     Сероводород (H2S)- сильный нервный яд, вызывающий смерть от паралича центральной нервной системы. Раздражает слизистые оболочки глаз и дыхательных путей.

Порог ощущения-0,012-0,03 мг/м3.

Наблюдается привыкание к сероводороду.

При более высоких концентрациях запах H2S (тухлых яиц) не ощущается ввиду отрафирования обонятельного нерва.

При вдыхании длительное время небольших концентраций H2S появляется головная боль, слезотечение, светобоязнь, насморк, боли в глазах.

При вдыхании 200-280 мг/м3- жжение в глазах, светобоязнь,  раздражение слизистой оболочки рта, носа, металлический привкус во рту, усталость, головная боль.

При вдыхании 1000 мг/м3- мгновенное  отравление, потеря сознания, судороги оканчивающиеся смертью от остановки дыхания или паралича сердца.

Признаки отравления: светобоязнь (сужение зрачков и вялая реакция их на свет), рвота, синюха, помрачнение сознания, потливость, хрипы в легких, ослабление слуха. ПДК-10 мг/м3, в смеси с углеводородами С1-С5 – 3 мг/м3, класс опасности-2; 20% НПВ-12000 мг/м3.

Моноэтаноламин  (МЭА): Раствор МЭА вызывает химические ожоги при попадании на кожу. Действие раствора тем сильнее, чем выше концентрация и температура. При попадании раствора на кожу необходимо быстро промыть ее струей воды в течение 10 минут.

При длительном контакте с кожей вызывает различные кожные заболевания – дерматиты.

 ПДК – 0,5 мг/м3, класс опасности-2;

  • использование высоких температур (до 550˚С – при регенерации катализатора) и давлений (до 6,0 МПа – при компримировании водородсодержащего газа);
  • возможность разгерметизации оборудования;
  • применение на установке огневых нагревателей (трубчатых печей);
  • возможность превышения максимально допустимых значений технологических параметров (давления и температуры) в аппаратах;
  • возможность отказа контрольно-измерительных приборов и автоматики при превышении допустимых значений технологических параметров в аппаратах;
  • наличие в аппаратах установки водородной и сероводородной коррозии;
  • возможность попадания жидкости в компрессоры;
  • возможность накопления статического электричества;
  • возможность ударов молний;
  • вероятность поражения персонала установки электрическим током;
  • возможность образования в процессе эксплуатации катализаторов пирофорных соединений кобальта и никеля;
  • возможность образования кристаллогидратов в трубопроводах;
  • шум и вибрация от работающего оборудования;
  • возможные неблагоприятные микроклиматические условия.

 

 

 

Производственная санитария и гигиена

Защита от токсичных веществ

 

Таблица 11 Токсикологическая характеристика веществ установки

Наименование вещества

Относительная плотность паров (газа) по воздуху

Характер воздействия на организм человека

Меры и средства первой помощи

ПДК, мг/м3

Класс опасности

Бензин-отгон

3,51-3,65

Первые признаки отравления: беспричинное веселье, психическое возбуждение, затем наступает головокружение, слабость, тошнота. При очень высокой концентрации возможна потеря сознания

Чистый воздух, покой и успокаивающие средства (валериановые капли, бромиды), при раздражении кожи и слизистой оболочки глаз - промывание 2 %-ным раствором соды

 

 

 

 

300

 

 

 

 

4

Дизельная фракция

6,80

То же

То же

300

4

Сероводород

1,19

Первые признаки отравления: раздражение слизистой оболочки глаз, резь в глазах и слезотечение; затем наступает сужение зрачков, рвота, посинение

Свежий воздух и искусственное дыхание (при отсутствии отёка лёгких); рекомендуется вдыхание кислорода

 

 

10          (3)*

 

 

  2

Водородсодержащий газ

(80-95 %об Н 2)

 

0,069

Нетоксичен, но при высоких концентрациях может вызвать удушье из-за недостатка кислорода

Обеспечить доступ к пострадавшему свежего воздуха

 

-

 

-

Моноэтаноламин

2,10

При длительном контакте с кожей вызывают различные кожные заболевания - дерматиты

 

Использование средств защиты кожи

 

0,5

 

2

Оксид углерода (образуется при неполном сгорании кокса в процессе регенерации катализатора)

0,90

Химически связывает гемоглобин крови. При большой концентрации наблюдается головокружение, потеря сознания, возможна остановка дыхания и сердца

Обеспечить пострадавшему доступ к свежему воздуху, при необходимости осуществлять вдыхание кислорода

 

 

 

20

 

 

 

4

Примечание: * – в присутствии паров лёгких углеводородов.

 

Для уменьшения вредного воздействия указанных веществ на установке гидроочистки необходимо использовать следующие средства:

  • при постоянной работе на установке – противогаз фильтрующий с коробкой марки БКФ, очки защитные 3Н-5-72, 3Н-8-78;
  • при выполнении газоопасных работ первой группы – противогаз изолирующий ПШ – 1.
  • Для предупреждения производственных отравлений на данной установке предлагаются следующие мероприятия:
  • качественная герметизация оборудования и коммуникаций;
  • установка в компрессорной, насосной, складских помещениях газоанализаторов, подающих световой и звуковой сигнал на пульт операторов при концентрации газов и паров выше предельно допустимой;
  • оснащение зданий и сооружений установки дегазационными устройствами;
  • установка аппаратов и трубопроводов, в которых перерабатываются, содержатся или транспортируются токсичные вещества, на открытые площадки (исключение составляют компрессоры и насосы);
  • организация местной искусственной и приточной вентиляции в компрессорной, закрытой насосной и операторной;
  • проведение регистрации и расследования причин всех случаев производственных отравлений, которые будут иметь место при эксплуатации данной установки;
  • проведение периодических и плановых медицинских осмотров персонала;
  • проведение систематического контроля за состоянием воздушной среды;
  • осуществление постоянного контроля за состоянием воздуха во всех производственных помещениях, имеющих источники вредных выбросов (компрессорная, насосные и складские помещения);
  • проведение инструктажей на рабочих местах.

 

Выводы и предложения.

   На установке ГО-4 реактор гидропереработки нефтяного сырья, находящийся в настоящее время в эксплуатации, спроектирован и построен в середине 70-х годов. Поскольку выходы продуктов и их качество изменились, многие нефтепереработчики смогли получить преимущества от использования прогресса в разработке катализаторов и избежать крупных капиталовложений в свои установки. Однако для того, чтобы полностью реализовать потенциал реакторной системы экономически эффективно, необходима подробная оценка рабочих характеристик и конструкции существующих реакторных систем в сочетании с тщательным рассмотрением имеющихся в наличии вариантов модернизации реакторов.                                                              

   В связи с переходом Европейских стран на новые спецификации, ужесточение требования к качеству дизельного топлива по содержанию серы, полициклической ароматики, цетановому числу, нефтеперерабатывающие предприятия вынуждены принимать решения по модернизации или строительству новых установок гидроочистки сернистых дистиллятов.

   Наибольшее  внимание необходимо уделить реакторному блоку установок гидроочистки. На практике существуют следующие основные варианты аппаратурного оформления реакторного блока установок гидроочистки и деароматизации: с одним реактором гидроочистки, с двумя последовательно работающими реакторами, с двумя последовательно работающими реакторами и отгонной секцией между ними и с тремя реакторами.

   Исходя из аппаратурного оформления данной установки может быть предложено установить дополнительный второй реактор ,так как при этом капитальные затраты будут минимальными, а эффект по получению ультронизкого  содержания серы в получаемом дизельном топливе будет достигнут.

 

 

 

 

 

                Список использованной литературы

  1. Промышленный Технологический регламент Установки гидроочистки топлив № 4 (типа л-24/9×2рт)
  2. Инструкция по охране труда 1-ОТ1/12 установки «Гидроочистка №4» ОАО «НАФТАН» 2014 г.
  3. ГОСТ 21.404-85 Обозначения условные, приборов и средств автоматизации в схемах М.: 1987.
  4. Интернет-ресурс: http://www.studfiles.ru/preview/4520456/page:3/
  5. Интернет-ресурс: http://www.bestreferat.ru/referat-313536.html

 

 

Приложение 1

 

Скачать: otchet.rar

Категория: Отчеты по практике

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

Привет студент

Copyright © 2012-2023 PRIVETSTUDENT.COM
Образовательный сайт
Правообладателям
Наверх