Технология обработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая характеристика и структура предприятия

1.1 Назначение процесса. Физико-химические основы процесса

1.2 Описание технологической схемы установки

1.3 Влияние технологических параметров на ведение процесса и качество получаемых продуктов

1.4 Исходный состав сырья и состав получаемых продуктов

1.5 Контроль и регулирование технологического процесса с использованием средств автоматизации и результатов анализов

1.6 Характеристика основного и вспомогательного оборудования

1.7 Аналитический контроль производства

2. Технико-экономические показатели технологической установки

3. Охрана труда, промышленная и пожарная безопасность при эксплуатации ТУ

4. Причины нарушения технологического процесса и меры по их предупреждению и ликвидации

Литература



Введение

Полное наименование установки - «Блочная установка каталитического риформинга «Петрофак» (далее - УКР «Петрофак»).

УКР «Петрофак», входящая в состав комплекса производства моторных топлив, предназначена для переработки стабильного гидрогенизата секции 400 УКР КОМТ и изопентановой фракции с БИИ и УПП с получением:

- стабильного катализата - СТО 97152834132008;

- неэтилированного бензина марки Нормаль80 - ГОСТ Р 5110597, соответствующего

ТР ТС 013/2011;

- неэтилированного бензина марки Регуляр92 - ГОСТ Р 5110597 , соответствующего

ТР ТС 013/2011;

- бензина неэтилированного марки Премиум Евро95 - ГОСТ Р 518662002, соответствующего ТР ТС 013/2011;

- бензина неэтилированного марки Супер Евро98 - ГОСТ Р 518662002, соответствующего ТР ТС 013/2011.

Установка введена в эксплуатацию в 1994 году.

Состав установки по технологическим операциям:

· Секция 100 блок подготовки сырья.

· Секция 200 - блок каталитического риформинга.

· Узел смешения автобензинов.



1. Общая характеристика и структура предприятия

1.1 Назначение производственного объекта. Физикохимические основы процесса

Процесс каталитического риформинга предназначен для глубокого химического преобразования углеводородного состава бензинов с целью повышения детонационной стойкости основного продукта - риформата. Побочными продуктами являются водородсодержащий газ и углеводородные газы.

Основным направлением процесса риформинга является ароматизация углеводородов.

Процесс риформинга протекает на катализаторе, состоящем из носителя, гамма окиси алюминия (?Аl2 O3) с равномерно распределенной по его поверхности платиной. От содержания платины в катализаторе риформинга зависит не только его активность но и стабильность. С увеличением количества платины возрастает активность катализатора в реакциях гидрирования и дегидрирования углеводородов. Повышается также скорость ароматизации парафинов. Вместе с тем улучшается стабильность катализатора в реакционном периоде, в частности снижается его чувствительность к отравлению серосодержащими соединениями. Помимо указанных основных компонентов катализатор содержит кислотный промотор - хлор, и металлический промотор - рений.

Природа и концентрация хлора химически связанного с алюмоплатиновым катализатором, оказывают значительное влияние на его кислотные свойства и тем самым на активность, селективность и стабильность катализатора. Металлический промотор - рений, химически связанный с платиной способствует значительному увеличению стабильности катализатора, предохраняя поверхность платины от закоксовывания.

Таким образом, катализатор риформинга, содержащий как металлические, так и кислотные центры, является бифункциональным.

Наиболее важны перечисленные реакции, приводящие к образованию ароматических углеводородов:

· Дегидрирование шестичленных нафтенов;

· Дегидроизомеризация пятичленных нафтенов;

· Ароматизация (дегидроциклизация) парафинов;

Изомеризация углеводородов - другой тип реакций, характерных для каталитического риформинга. Наряду с изомеризацией пятичленных и шестичленных нафтенов изомеризации подвергаются как парафины так и ароматические углеводороды:

Существенную роль в процессе играют также реакции гидрокрекинга. Гидрокрекинг парафинов, содержащихся в бензиновых фракциях, сопровождается газообразованием что ухудшает селективность процесса.

В некоторых случаях заметное развитие в процессе риформинга получает реакция гидрогенолиза парафиновых углеводородов, приводящая к преимущественному образованию газообразных углеводородов, особенно метана.

Протекают также реакции приводящие к раскрытию циклопентанового кольца и превращению пятичленных нафтенов в парафины.

1.2 Описание технологической схемы

Секция 100 - Блок подготовки сырья.

Сырье, фракция 40 167°С, из парка моторных топлив с температурой окружающей среды через фильтр Ф1, поступает в межтрубное пространство теплообменника Е101, где нагревается за счет тепла бензина, выходящего из куба колонны Т101 до температуры не менее 80°С и поступает на 24ю тарелку колонны разделения Т101.

С линии сырья в теплообменник Е101 до клапана поз.FV401, смонтирована линия подачи бензина на заполнение емкости V508 (дихлорэтан). Также с этой линии до диафрагмы поз. FV-401 смонтирована линия подачи фракции 40-167°С на узел смешения, для получения смесевого бензина А-76, Аи-93.

В ректификационной колонне Т101 происходит разделение бензиновой фракции на фракцию содержащую углеводороды С6 и легче и фракцию С7 и выше сырье секции каталитического риформинга.

Куб колонны Т101 нагревается до температуры не выше 169°С в рибойлере Е102.

Жидкая фаза с кармана 1ой тарелки колонны Т101 с температурой не выше 169°С и давлением 3 кг/см2, поступает в межтрубное пространство рибойлера Е102, где нагревается за счет тепла водяного пара и пары возвращаются под 1ую тарелку колонны Т101. Расход водяного пара в рибойлер Е102 в трубное пространство составляет не более 4200 кг/час.

Пары, поднимаясь по колонне с куба Т101, контактируют с жидкой фазой стекающей вниз по тарелкам. Пары легкой фракции, с температурой не выше 90°С и давлением не более 2,7 кг/см2, с верха колонны Т101 поступают в воздушный холодильник - конденсатор АС101, где охлаждаются до температуры не выше 46°С и поступают в виде смеси газов и жидкости в рефлюксную емкость V101. Содержание углеводородов С6 в рефлюксной жидкости регулируется температурой на 43ей тарелке колонны Т101, она регламентируется не выше 105°С.

В емкости V101 происходит разделение смеси на рефлюксную жидкость и газ. Газ с емкости V101 сбрасывается в факельную линию. Давление в емкости V101 поддерживается не более 2,5 кгс/см2. Рефлюксная жидкость с емкости V101, с температурой не выше 52°С, забирается насосами Р101А,В и подается с расходом не более 31,0 м3/час на орошение в колонну Т101 для регулирования температуры на 43ей тарелке. Часть рефлюксной подается вместе с нестабильным катализатом через теплообменник Е203 А,В в стабилизационную колонну Т201. Избыток рефлюксной жидкости через клапан регулятор уровня емкости V101 выводится с установки в линию некондиции.

Бензин с куба колонны Т101, с давлением не более 3,02 кгс/см2, температурой не выше 169°С поступает в трубное пространство теплообменника Е101, где охлаждается до температуры не выше 70°С потоком холодного сырья в колонну. Далее бензин поступает на прием сырьевых насосов блока риформинга Р201А,В и дальше в зависимости от ситуации: или в теплообменник Е201, или в теплообменник Е203 или в линию некондиции.

В приемную линию насосов Р201 А,В предусмотрена подача водяного конденсата от насоса Р206.

Секция 200 каталитический риформинг.

Сырье в секцию каталитического риформинга поступает из секции 100 секции разделения нафты. В процессе риформинга получают стабильный бензин с октановым числом 85пунктов по моторному методу и 9195 пунктов по исследовательскому.

Сырье поступает на прием сырьевых насосов Р201 А,В после теплообменника Е101 с температурой не выше 70°С.

С выкида насосов Р201 А,В сырье с давлением не более 34 кгс/см2 и температурой не выше 70°С поступает в тройник смешения для смешивания с водородсодержащим газом. Водородсодержащий газ от циркуляционных компрессоров К201 А,В с давлением не более 27 кгс/см2 и температурой не выше 100°С, поступает в тройник смешения для смешивания с сырьем. В линию выкида насосов Р201 А,В после клапанарегулятора расхода сырья поз.FV404 предусмотрена подача дихлорэтана от насоса Р204.

Газосырьевая смесь после тройника смешения поступает в межтрубное пространство теплообменника Е201, где нагревается до температуры не выше 219°С за счет тепла газопродуктовой смеси, поступающей после реакторов. Далее газосырьевая смесь поступает в межтрубное пространство теплообменника Е202, где нагревается до температуры не менее 355°С за счет тепла газопродуктовой смеси, поступающей после реактора R203. Далее газопродуктовая смесь поступает в реактор обессеривания R204.

Обессеривающий адсорбент КАС50, находящийся в R204, контактирует с паровой фазой, удаляя соединения серы из циркулирующего газа и поступающей фракции прямогонного бензина.

Тиофеновая сера, если она не удалена, при первом прохождении через реактор обессеривания, превращается на катализаторе риформинга в H2S и адсорбируется на катализаторе КАС50 из циркулирующего газа в последующие его прохождения через реактор R204. Реактор обессеривания R204 должен обеспечивать снижение массового содержания серы до уровня не более 1 ррм.

В нижнюю часть реактора R204 загружен катализатор АП56, который играет роль реактора риформинга первой ступени и позволяет получить катализат требуемого октанового числа при более низких температурах на входе в реактора R201 R203.

Газосырьевая смесь после реактора R204, с температурой не менее 355°С поступает в конвекционную часть печи Н201 А, далее поступает в радиантную камеру печи Н201 А. Нагретая за счет сжигания тепла топливного газа до температуры не выше 542°С и с давлением не более 21,8 кг/см2 газосырьевая смесь поступает в реактор R201. Основной реакцией, протекающей в реакторе R201 является дегидрирование нафтенов до ароматических углеводородов, поскольку данная реакция идет с большим поглощением тепла, происходит значительное падение температуры в реакторе.

Другая реакция в реакторе - это изомеризация парафинов. Газосырьевая смесь после реактора R201 поступает в радиантную часть печи Н201В, где нагревается за счет сжигания тепла топливного газа до температуры не выше 542°С и с давлением не более 20,7 кг/см2 поступает в реактор R202. В реакторе R202 идут наряду с реакциями дегидрирования нафтенов реакции изомеризации парафинов и нафтенов, имеющие умеренную скорость. Они протекают с небольшим выделением тепла. Поэтому падение температуры в реакторе R202 меньше, чем в R201. Газосырьевая смесь после реактора R202 поступает в радиантную часть печи Н201С, где нагревается за счет тепла сжигания топливного газа до температуры не выше 542°С и с давлением не более 19,9 кгс/см2 поступает в реактор R203.

Наиболее медленной, многостадийной реакцией является дегидроциклизация парафинов протекающая во втором и особенно в третьем реакторе. Реакция идет с поглощением тепла. Так же здесь протекают реакции гидрокрекинга, которые идут с поглощением водорода и выделением тепла. Поэтому падение температуры в R203 наименьшее.

Баланс реакций разных типов определяет тепловую работу каждого реактора и реакторного блока в целом..

Газопродуктовая смесь с температурой не выше 540°С из реактора R203 поступает в трубное пространство теплообменника Е202, где охлаждается до температуры не выше 328°С за счет отдачи тепла газосырьевой смеси. Далее газопродуктовая смесь из теплообменника Е202 поступает в трубное пространство рибойлера стабилизационной колонны Е204, где используется в качестве теплоносителя для подвода тепла в куб колонны Т201.

Из рибойлера стабилизационной колонны Е204 газопродуктовая смесь, с температурой не выше 289°С, поступает в трубное пространство теплообменника Е201, где охлаждается до температуры не выше 150°С за счет отдачи тепла газосырьевой смеси. Из теплообменника Е201 газопродуктовый поток поступает в воздушный холодильник - конденсатор АС201А. Выходящая из холодильника газопродуктовая смесь охлаждается до температуры не выше 56°С и поступает в сепаратор высокого давления V201.

В сепараторе V201 происходит разделение газопродуктовой смеси на водородсодержащий газ и нестабильный катализат. В сепараторе V201 давление поддерживается не более 18,6 кгс/см2.

Сепаратор V201 имеет внутри перегородку, которая делит сепаратор на две части: в одной собирается нестабильный катализат, другая часть сухая, из нее сделана продувка в Е203 при появлении некоторого количества жидкости, а с верхней части сепаратора с этой стороны сделан выход водородсодержащего газа на прием компрессоров. Сухая часть сепаратора выполнена для защиты от попадания на рабочие колеса компрессоров жидкости.

Водородсодержащий газ температурой не выше 70°С и давлением не более 18,6 кгс/см2, поступает на прием компрессора К201В, с выкида компрессора К201В на прием компрессора

К201А и далее с выкида компрессора К201А в тройник смешения с сырьем. Часть водородсодержащего газа с приемной линии компрессоров К201 А,В поступает на уплотнение компрессоров в виде буферного газа.

Кроме того с выкида компрессора К201А смонтирована линия на вход в воздушный холодильник АС201А. Эта линия служит : для защиты компрессоров от помпажа при малых расходах, для нормального пуска и нормальной остановки компрессоров.

Избыток водородсодержащего газа с приемной линии компрессоров К201 А,В может сбрасываться на факел, в линию топливного газа, в общезаводское водородное хозяйство, на свечу и на ГПЗ.

Для создания запаса водородсодержащего газа используются водородные буллиты

V804 А F.

Для этого водородсодержащий газ, с давлением не более 18,6 кгc/см2, поступает с приемной или выкидной линии компрессоров К201 А,В на прием дожимного компрессора К801. Дожимной компрессор К801 закачивает водородсодержащий газ в буллиты до давления не более 138 кгс/см2.

Запас водородсодержащего газа буллитах может использоваться после ремонта установки или при аварийных остановках реакторного блока для повторного пуска. Водородсодержащий газ из буллитов V804 A - F может подаваться в приемную или выкидную линии компрессоров К201 А,В.

Нестабильный катализат с температурой не выше 70°С и давлением не более 18,6 кг/см2 смешиваясь с рефлюксной жидкостью от насосов Р101А,В поступает в трубное пространство теплообменников Е203А,В.

Нагретый до температуры не выше 152°С, за счет тепла уходящего катализата из куба колонны, нестабильный катализат поступает на 12ю тарелку стабилизационной колонны Т201.

В стабилизационной колонне происходит удаление водорода и углеводородов С4 и более легких для снижения давления паров продукта.

Жидкость с кармана 1ой тарелки стабилизационной колонны Т201 с давлением не более 12 кгс/см2 и температурой не выше 190°С поступает в межтрубное пространство рибойлера Е204.

Нагретая до температуры не выше 190°С, за счет тепла газопродуктовой смеси, пары катализата поступают под первую тарелку стабилизационной колонны Т201.

Пары, поднимаясь по колонне с куба Т201, контактируют с жидкой фазой, стекающей вниз по тарелкам. Пары легкой фракции с температурой не выше 102°С, с давлением не более 11,8 кгс/см2 с верха колонны Т201 поступают в воздушный холодильникконденсатор АС201 В, где охлаждаются до температуры не выше 59°С и поступают в виде смеси газов и жидкости в рефлюксную емкость V202. Давление верха колонны поддерживается не более 11,8 кгс/см2. В емкости V202 происходит разделение смеси на рефлюксную жидкость и газ. Газ с емкости V202 температурой не выше 59°С и соотвествующим давлением выводится в факельную линию, в линию топливного газа или на ГПЗ. Давление в емкости V202 поддерживается не более

11,6 кгс/см2. Рефлюксная жидкость с емкости V202 c температурой не выше 59°С, поступает на прием насосов Р203 А,В. С выкида насосов Р203 А,В рефлюксная жидкость температурой не выше 59°С и давлением не более 15 кгс/см2, подается на орошение в колонну Т201 для регулирования температуры верха колонны. Балансовая рефлюксная с выкида насоса через клапан - регулятор уровня емкости V202 выводится с установки в емкости Е702 и далее в парк деэтанизированного конденсата. Имеется возможность вывода этой жидкости в линию некондиции совместно с рефлюксной жидкостью от насосов Р101 А,В.

Стабильный катализат с низа колонны Т201, с давлением не более 12 кгс/см2 и с температурой не выше 190°С поступает в трубное пространство теплообменников Е203А,В. Охладившись в теплообменнике Е203 до температуры не выше 115°С за счет отдачи тепла сырью, катализат поступает в воздушный холодильник - конденсатор АС201 С, где охлаждается до температуры не выше 60°С. Охлажденный в холодильнике АС201 С катализат через клапан регулятор уровня колонны Т201 выводят с установки.

Часть катализата выводится на установку УМТ для получения бензина А76. В случае получения некачественной продукции катализат выводится в линию некондиции.

На линии катализата после клапана регулятора уровня в колонне Т201, смонтирован узел смешения для получения смесевого бензина АИ92, A76. Для смешения на узел подаются: катализат с Т201, присадка МТБЭ из парка моторных топлив, бензиновая фракция с УМТ, изопентан с установки БИИ и УПП и часть фракции 40-170°С с сырьевой линии.

На выходе с установки имеется перемычка с линии вывода готовой продукции в линию сырья, что позволяет при необходимости перевести установку на широкую циркуляцию.

С выкида насосов Р201А,В в случае необходимости можно вывести бензин минуя реакторный блок в теплообменник Е203 А,В или в линию некондиции.

При пуске установки на уплотнение компрессоров в качестве буферного газа используется топливный газ из линии газа передавливания. Этот же газ используется при пуске для поддержа

1.3 Влияние технологических параметров на ведение процесса и качество получаемых продуктов

Основные технологические параметры процесса риформинга температура на входе в реактора, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа.

Выбор большинства параметров производится в зависимости от фракционного состава сырья, заданной жесткости режима, типа катализатора при проектировании или реконструкции установки.

Температура на входе в реактора является основным регулируемым параметром процесса. Эта температура должна поддерживаться на минимально возможном уровне, обеспечивающим получение катализата заданного качества (с заданным октановым числом). Постепенным повышением входных температур компенсируется естественное снижение активности катализатора в реакционном цикле и длительность последнего определяется темпом (скоростью) повышения температуры.

Температуру на входе в реактора не следует за один раз повышать более, чем на 2°С.

При изменении загрузки установки по сырью (объемной скорости подачи сырья), входные температуры должны корректироваться: уменьшаться при снижении загрузки и увеличиваться при ее повышении. Прежде чем уменьшить загрузку установки по сырью, следует, сначала снизить температуру на входе в реактора. Повышение температуры следует производить лишь после увеличения загрузки. При повышении температуры на входе в реактора увеличивается жесткость процесса и ускоряются все основные реакции, однако, наиболее чувствительны к повышению температуры реакции гидрокрекинга. Повышение температуры ускоряет образование кокса на катализаторе, снижает выход катализата и концентрацию водорода в циркуляционном газе риформинга.

Перепад температуры в реакторах риформинга определяется, главным образом, тепловым эффектом процесса.

Реакции дегидрирования нафтенов и дегидроциклизация парафинов сопровождаются поглощением тепла, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла. Общий тепловой эффект зависит от соотношения этих реакций в той или иной ступени риформинга.

Температурный перепад, особенно в первой ступени риформинга, может служить характеристикой активности катализатора: накопления кокса на нем, понижения концентрации водорода в циркулирующем газе, перепад температуры в отдельных реакторах и суммарный перепад температуры понижается. Понижение перепада температуры в реакторах при работе на хлорированных катализаторах, в некоторых случаях, свидетельствует о чрезмерном содержании хлора в катализаторе.

Абсолютная величина температурного перепада в реакторах зависит от химического состава сырья и селективности процесса: чем выше содержание нафтеновых углеводородов, тем выше, при прочих равных условиях, величина температурного перепада; при снижении селективности процесса вследствие развития реакций гидрокрекинга происходит снижение температурного перепада. При суммарном перепаде температур в реакторах 6070 °C и 110120 °С реакционные блоки состоят из трех реакторов. Если же перепад температур достигает 160200 °С, то число реакторов доводят до четырех. В данном случае применение системы из трех реакторов потребовало бы значительного повышения температуры парогазовой смеси на входе в реактора. В свою очередь, это привело бы к приближению или превышению максимальной температуры допускаемой металлом печных труб и реакторов при заданном давлении.

Таким образом, исходя из промышленного опыта, реакционный блок, включающий три реактора, можно использовать при суммарном перепаде температур, не превышающем 120 °С. Если же перепад температур существенно выше, то целесообразно проводить процесс в четырехреакторном блоке.

Давление в системе риформинга выбирается при проектировании или реконструкции установки в зависимости от фракционного состава сырья и свойств применяемого катализатора. При снижении давления заметно увеличивается селективность процесса риформинга. Давление, в ходе эксплуатации, может варьироваться в незначительных пределах, однако и сравнительно небольшое изменение давления оказывает определенное влияние на процесс. Повышение давления снижает коксообразование, но одновременно усиливает гидрокрекинг и подавляет образование ароматических углеводородов.

Снижение давления усиливает коксообразование, но повышает степень ароматизации. При снижении давления уменьшается производительность циркуляционных компрессоров и снижается кратность циркуляции водородсодержащего газа.

Объемная скорость подачи сырья, т.е. объемный часовой расход (м3/час) к объему загруженного катализатора во все реактора риформинга, является наиболее подвижным, наиболее часто изменяемым параметром процесса. Она характеризует время пребывания сырья в зоне реакции.

Средняя объемная скорость подачи сырья определяется при проектировании установки и может изменяться путем изменения загрузки катализатора и изменения средней производительности установки. Нижний предел производительности установки и соответствующая объемная скорость колеблется в относительно широких пределах под влиянием тех или иных производственных факторов. Уменьшение объемной скорости при неизменной температуре, приводит к ужесточению режима, что в большей степени способствует гидрокрекингу, чем ароматизации углеводородов, это приводит к снижению выхода катализата и повышению его октанового числа за счет концентрирования ароматических углеводородов. При этом возрастает и коксообразование. При снижении объемной скорости подачи сырья температура на входе в реактора должна быть понижена. При увеличении средней объемной скорости необходимо повысить температуры на входе в реактора.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа выбирается в зависимости от фракционного состава сырья, давления в системе риформинга, вида катализатора и задаваемой жесткости процесса при проектировании установки. Заданная кратность циркуляции, а также концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга определяет мольное отношение "водород/сырье". От величины этого параметра зависит интенсивность коксообразования, а, следовательно, стабильность и срок службы катализатора. Мольное отношение "водород/сырье", зависящее в основном от кратности циркуляции водородсодержащего газа, может быть увеличено путем увеличения расхода циркуляционного газа, повышения давления в сепараторе, сокращения расхода сырья.

Качество сырья - его химический и фракционный состав - оказывает существенное влияние на работу установок риформинга. Наличие в сырье легких углеводородов, пентанов и изогексанов, приводит к усиленному газообразованию и коксованию катализатора. Должен быть ограничен и конец кипения сырья, углеводороды, выкипающие выше 180°C, способствуют быстрому коксованию катализатора. Благоприятным сырьем риформинга являются углеводороды С7С10. Ценность сырья риформинга тем выше, чем выше содержание в нем нафтеновых и ароматических углеводородов. При увеличении содержания нафтеновых и ароматических углеводородов в сырье, риформат заданного качества (с определенным октановым числом, с определенным содержанием ароматических углеводородов), может быть получен:

- при более низкой средней температуре в реакторах;

- при более высокой объемной скорости подачи сырья.

При этом увеличивается выход риформата и возрастает концентрация водорода в циркуляционном газе. Качество сырья определяет также стабильность и срок службы катализатора: чем выше содержание нафтеновых углеводородов в сырье, тем мягче режим работы установки, тем больше срок службы катализатора. При ухудшении химического состава сырья, повышения в нем концентрации парафинов, усиливается газообразование, снижается выход катализата и водорода, падает концентрация водорода в циркулирующем газе, снижаются температурные перепады в реакторах, усиливается коксообразование и сокращается межрегенерационный цикл.

Установки каталитического риформинга рассчитываются и проектируются с учетом фракционного и химического (углеводородного) состава сырья, предназначенного для переработки. Поэтому при существенном изменении качества сырья показатели работы данной установки могут заметно изменяться.

1.4 Исходный состав сырья и состав получаемых продуктов

Сырьем секции 100 является бензиновая фракция 40-180 °С,

сырьем секции 200 является фракция 85180 °С.

Изготовляемая продукция.

Целевой продукцией установки каталитического риформинга является катализат с октановым числом 9196 по исследовательскому методу, смесевой бензин марки Нормаль 80, Регуляр 92, Премиум 95.

Побочными продуктами являются:

1) Нестабильная "головка", подаваемая из секции 200 в линию некондиции УМТ.

2) Водородсодержащий газ, сбрасываемый в линию сброса на факел, в линию сбросных газов на ГПЗ и общезаводское водородное хозяйство (поз. 74030).

3) Легкая фракция колонны Т101 секции 100 подается в линию некондиции с установки 11010 ( УМТ ).

4) Углеводородный газ блока подготовки сырья секции 100 сбрасывается на факел.

5) Углеводородный газ стабилизации секции 200 сбрасывается в топливную сеть завода, на факел или в линию сбросных газов на ГПЗ.

Для получения смесевого бензина применяются изопентановая фракция, бензиновая фракция с установки моторных топлив, присадка МТБЭ, часть сырья, подаваемая в колонну Т101. Материалы. В редукторах насоснокомпрессорного оборудования фирм «Сандайн», «Санфло», «Нептун» применяется автомобильное трансмиссионное масло ATF (SAE10), а также турбинное масло по классу вязкости ISO68, ISO32.

1.5 Контроль и регулирование технологического процесса с использование средств автоматизации и результатов анализа

Система АСУТП УКР «Петрофак» включает в себя:

1. Контроллеры - SLC 500 - 2 шт.

2. Дискретные модули вх/вых.

3. Блоки питания.

4. Корзины для модулей серии 1746(SLC500).

Первый контроллер SLC500(1747L514 5/01) отвечает за сбор и обработку данных связанных с работой компрессоров на установке. В корзине на 13 слотов расположены 4 входных 16канальных дискретных модулей и 7 выходных 8канальных дискретных модулей. Модуль питания корзины 1746Р1. Второй контроллер SLC500(1747L511 5/01) отвечает за сбор и обработку данных связанных с работой печи на установке. В корзине на 7 слотов расположены 2 входных 16ти и 8канальных дискретных модулей и 3 выходных 8канальных дискретных модулей. Модуль питания корзины 1746Р1. В целях своевременного автоматического оповещения обслуживающего персонала о повышении загазованности или нарушении герметичности технологического оборудования в производственных помещениях установлены анализаторы - сигнализаторы (датчики ДВК). В помещении насосной установлено четыре датчика поз. QSAНН500/1,2,3,4 которые при достижении довзрывоопасных концентраций 10% паров и газов выдают сигнал на включение световой и звуковой сигнализации как внутри помещений управления и непосредственно в насосной так снаружи производственного помещения перед входом в насосную. Также подается сигнал на включение системы аварийной вентиляции помещения.

В помещении компрессорной в потолочной области установлено два датчика поз. QSAНН500/5,6 которые при достижении довзрывоопасных концентраций 10 % газов аналогичным образом оповещают обслуживающий персонал о нарушении герметичности технологического оборудования и включают систему аварийной вентиляции помещения компрессорной.

1.6 Характеристика основного и вспомогательного оборудования

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме	Техническая характеристика
Реактор риформинга.	R201	Диаметр 1372 мм Высота 2438 мм Емкость - 4,43 м3 Давление (рабочее) - 22,6 кгс/см2 Давление (расч.) 25,3 кгс/см2 Температура (рабочая) 528 °С
Реактор риформинга.	R202	Диаметр 1372 мм Высота 3048 мм Емкость - 5,33 м3 Давление (рабочее) 22,0 кгс/см2 Давление (расч.) 24,2 кгс/см2 Температура (рабочая) 528 °С Температура (расч.) 546 °С Температура мин. минус 17 °С
Реактор риформинга.	R203	Диаметр 1829 мм Высота 3048 мм Емкость - 9,87 м3 Давление (рабочее) - 21,4 кгс/см2 Давление (расч.) 23,9 кгс/см2 Температура (рабочая) 528 °С Температура (расч.) 546 °С Температура мин. минус 17 °С
Реактор сероочистки.	R204	Диаметр 1676 мм Высота 6883 мм Емкость - 16,64 м3 Давление (рабочее) - 23,2 кгс/см2 Давление (расч.) 25,9 кгс/см2 Температура (рабочая) 399 °С Температура (расч.) 460 °С Температура мин. минус 17°С
Колонна ректификации.	Т101	Диаметр 1372 мм Высота 30480 мм Емкость - 45,72 м3 Тарелки: тип клапанные количество 50 шт. Давление (рабочее) - 3,0 кгс/см2 Давление (расч.) - 6,5 кгс/см2 Температура (рабочая) 169 °С Температура (расч.) 200 °С Температура мин. - минус 29°С
Колонна стабилизации.	Т201	Диаметр 762 мм Высота 17069 мм Емкость - 7,9 м3 Тарелки: тип клапанные количество 24 шт. Давление (рабочее) - 12,0 кгс/см2 Давление (расч.) - 15,0 кгс/см2 Температура (рабочая) 200 °С Температура (расч.) 240 °С Температура мин. - минус 29°С
Теплообменник подогрева сырья колонны Т101.	Е101	Поверхность теплообмена30 м2 Диаметр 168 мм Длина общая 7899 мм Емкость корпуса0,33 м3 Емкость трубок - 0,13 м3 Давление в трубном пространстве (ТП): рабочее - 3,0 кгс/см2 расчетное - 7,0 кгс/см2 Давление в межтрубном пространстве (МТП): рабочее - 3,5 кгс/см2 расчетное - 7,0 кгс/см2 Температура раб. ТП 169 °С Температура расч.. ТП 195 °С Температура раб. МТП - 89,0°С Температура расч. МТП - 128°С Температура мин. - минус 29°С
Теплообменник рибойлер колонны Т101	Е102	Поверхность теплообмена30 м2 Диаметр 660 мм Длина общая 7087 мм Емкость корпуса2,1 м3 Емкость трубок - 0,74 м3
Теплообменник нагрева сырья колонны Т201	Е203 А,В	Поверхность теплообмена 211,7м2 Диаметр 305 мм Длина общая 7110 мм Емкость корпуса2,10 м3 Емкость трубок - 0,95 м3 Давление в трубном пространстве (ТП): рабочее - 11,9 кгс/см2 расчетное - 16,0 кгс/см2 Давление в межтрубном пространстве (МТП): рабочее - 11,0 кгс/см2 расчетное - 18,0 кгс/см2 Температура раб. ТП 152 °С Температура расч. ТП 248 °С Температура раб. МТП - 200°С Температура расч. МТП - 206°С Температура мин. - минус 29°С
Теплообменник рибойлер колонны Т201.	Е204	Поверхность теплообмена 16,7 м2 Диаметр 391 мм Длина общая - 3391 мм Емкость корпуса0,29 м3 Емкость трубок - 0,08 м3 Давление в трубном пространстве (ТП): рабочее - 19,2 кгс/см2 расчетное - 22,6 кгс/см2 Давление в межтрубном пространстве (МТП): рабочее - 11,0 кгс/см2 расчетное - 15,0 кгс/см2 Температура раб. ТП 328 °С Температура расч. ТП 371 °С Температура раб. МТП - 200°С Температура расч. МТП - 240°С Температура мин. - минус 29°С
Теплообменник нагрева сырья колонны Т201	Е203 А,В,С,Д	Поверхность теплообмена 44,5*4 м2 Диаметр 500 мм Длина общая - 3391 мм Емкость корпуса0,29 м3 Емкость трубок - 0,08 м3 Давление в трубном пространстве (ТП): рабочее - 11,9 кгс/см2 расчетное - 22,5 кгс/см2
Рефлюксная емкость колонны Т101.	V101	Объем 10 м3 Диаметр 1524 мм Длина 4877 мм Давление (рабочее) - 2,5 кгс/см2 Давление (расч.) - 6,5 кгс/см2 Температура (рабочая) 52 °С Температура (расч.) 102 °С Температура мин. - минус 29°С
Сепаратор высокого давления.	V201	Объем - 8,9 м3 Диаметр 1524 мм Длина 4572 мм Давление (рабочее) 17,6 кгс/см2 Давление (расч.) - 21,1 кгс/см2 Температура (рабочая) - 70 °С Температура (расч.) - 96,0 °С Температура мин. - минус 29°С
Рефлюксная емкость колонны Т201.	V202	Объем - 1,87 м3 Диаметр 914 мм Длина 2438 мм Давление (рабочее) -11,6 кгс/см2 Давление (расч.) - 15,0 кгс/см2 Температура (рабочая) - 56,0 °С Температура (расч.) - 121,0 °С Температура мин. - минус 29°С
Конденсатор холодильник колонны Т101.	АС101	Тип F301332 Ширина - 2*1990 мм. Высота - 770 мм. Колво труб 2*122 шт. S теплообмена 2*1790 м2 Давление в трубках: расчетное - 6,0 кгс/см2 рабочее - 2,8 кгс/см2 Температура расчетная 100 °С Температура рабочая - 102 °С Электродвигатель: 2 шт. мощность - 26.9 кВт напряжение - 380 В колич. Оборотов750/1500об/мин
Холодильник газопродуктовой смеси риформинга.	АС201 А	Тип - F301462 Длина - 9075 мм. Ширина - 2762 мм. Высота - 270 мм. Поверхность теплообмена: а) наружная (оребрение) 3601 м2 б) внутренняя 170,1 м2 Давление в трубках: расчетное - 21,4 кгс/см2 рабочее - 19,0 кгс/см2 Температура расчетная - 194 °С Температура рабочая - 125 °С Температура мин. - минус 29°С Электродвигатель: 2 шт. мощность - 18,3 кВт напряжение - 380 В колич. Оборотов750/1500 об/мин
Конденсатор - холодильник верхнего продукта колонны Т201.	АС201 В	Тип - F301462 Длина - 9405 мм. Ширина - 1082 мм. Высота - 831 мм. S теплообмена 1030 м2



1.7 Аналитический контроль производства

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средств измерений)	Наименование контролируемого показателя	Норма по НД	Методы контроля по НД	Период контроля
Стабильный гидрогенизат (секция 400)	трубопровод на входе в секцию 100	1.Внешний вид	чистый, прозрачный	Визуальная проверка	1 раз в сутки
		2.Плотность при температуре 20єС, г/см3, не более	0,770	ГОСТ 3900	1 раз в сутки
		3.Фракционный состав, °С		ГОСТ 2177	1 раз в сутки
		температура начала перегонки, °С, не ниже	85	ГОСТ Р ЕН ИСО 3405,
		пределы перегонки, °С:
		10%	не нормируется	ГОСТ 2177
		30%	не нормируется
		50%	не нормируется
		70%	не нормируется
		90%	не нормируется
		конец кипения, °С, не выше	180
		4.Компонентно-групповой состав, % масс.:		ГОСТ Р 52714	по требованию
		- парафины	не нормируется
		- в т.ч. нормальные	не нормируется
		- нафтены	не нормируется
		- ароматика	не нормируется
		- олефины	не нормируется
		5.Массовая доля серы, %, (мг/кг), не более	0,0001 (1)	ГОСТ 13380 ГОСТ Р ЕН ИСО 20846	по требованию
Стабильный гидрогенизат (секция 400) в смеси с изопентановой фракцией	трубопровод на входе в секцию 100	1.Внешний вид	чистый, прозрачный	Визуальная проверка	1 раз в сутки
		2.Плотность при температуре 20єС, г/см3, не более	0,750	ГОСТ 3900	1 раз в сутки
		3.Фракционный состав, °С		ГОСТ 2177	1 раз в сутки
		температура начала перегонки, °С, не ниже	40	ГОСТ Р ЕН ИСО 3405
		пределы перегонки, °С:
		10%	7596
		30%	91109
		50%	103120
		70%	115130
		90%	137149
		конец кипения, °С, не выше	180
		4.Компонентногрупповой состав, %, масс.:		ГОСТ Р 52714	по требованию
		- парафины	не нормируется
		- в т.ч. нормальные	не нормируется
		- нафтены	не нормируется
		- ароматика	не нормируется
		- олефины	не нормируется
		5.Массовая доля серы, %, (мг/кг), не более	0,0004 (4 мг/кг) (допускается прием сырья с содержанием се	ГОСТ 13380 ГОСТ Р ЕН ИСО 20846	1 раз в неделю
Стабильный катализат	трубопровод после холодильника АС201С	1. Плотность при температуре 20єС, г/см3, не более	0,790	ГОСТ 3900	1 раз в смену
		50%	не нормируется
		70%	не нормируется
		90%	не нормируется
		конец кипения, °С, не выше	200
		3. Внешний вид	чистый, прозрачный	Визуальная проверка	2 раза в смену
		4. Детонационная стойкость,
		октановое число, не менее:
		- по моторному методу	83	ГОСТ 511	2 раза в смену
		- по исследовательскому методу	93	ГОСТ 8226	1 раз в сутки
		5. Давление насыщенных паров, не более: мм рт. ст. кПа	500 66,66	ASTM D 323 ГОСТ 1756	1 раз в смену
		6. Компонентногрупповой состав, %, масс.:		ГОСТ Р 52714	1 раз в неделю
		- парафины - в т.ч. нормальные - нафтены - ароматика - олефины - С3С13	не нормируется
		метан	не нормируется
		этан	не нормируется
		пропан	не нормируется
		изобутан	не нормируется
		бутан	не нормируется
		7. Массовая доля серы, %, (мг/кг)	не нормируется	ГОСТ 13380 ГОСТ Р ЕН ИСО 20846	1 раз в неделю
Нестабильная "головка" колонны стабилизации секции 200	трубопровод после насоса Р203/А,В	1. Массовая доля компонентов, % метан этан пропан изобутан бутан изопентан пентан гексаны	не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется	ГОСТ 10679	1 раз в сутки
Углеводородный газ стабилизации	трубопровод газа из емкости V202	1. Объемная доля компонентов, %: водород	не нормируется	ГОСТ 14920	1 раз в сутки
		метан	не нормируется
		этан	не нормируется
		пропан	не нормируется
		изобутан	не нормируется
		бутан	не нормируется
		изопентан	не нормируется
		пентан	не нормируется
		гексаны	не нормируется
		2. Плотность при температуре 20 °С, кг/м3	не нормируется	ГОСТ 30319.1	1 раз в сутки
		3. Содержание сероводорода, ррm, не более	3	ГОСТ 14920	1 раз в неделю
Нестабильный катализат	трубопровод из сепаратора V201	1. Компонентногрупповой состав, %, масс.:		ГОСТ Р 52714	1 раз в неделю
		- парафины	не нормируется
		- в т.ч. нормальные	не нормируется
		- нафтены	не нормируется
		- ароматика	не нормируется
		- олефины	не нормируется
		2. Внешний вид	чистый, прозрачный	Визуальная проверка	1 раз в неделю



2. Технико-экономические показатели технологической установки

№ п/п	Приход	Расход
	Наименование статей	Един. измерен.	Количество	Наименование статей	Един. измерен.	Количество
1.	Бензиновая фракция	т/год	125 624,16
2.				Стабильный катализат	т/год	97 924,88
3.				Водородсодержащий газ	т/год	10 922,16
4.				Нестабильная головка колонны стабилизации (избыток V202)	т/год	14 911,12
5.				Углеводородный газ стабилизации (из V202)	т/год	1 707,04
6.				Углеводородный газ секции 100 (из V101)	т/год	0
7.				Потери	т/год	158,96
8.	Итого:	т/год	125 624,16	Итого:	т/год	125 624,16
1.	Стабильный гидрогенизат секции 400 КОМТ	т/год	100 000
2.	Изопентановая фракция	т/год	8 300
3.				Стабильный катализат*	т/год	83 500
4.				Легкая углеводородная фракция секции 100	т/год	6 800
5.				Водородсодержащий газ	т/год	11 280
6.				Нестабильная головка колонны стабилизации (избыток V202)	т/год	2 420
7.				Углеводородный газ стабилизации (из V202)	т/год	4 080
8.				Углеводородный газ секции 100 (из V101)	т/год	90
9.				Потери	т/год	130
10.	Итого:	т/год	108 300	Итого:	т/год	108 300



3. Охрана труда, промышленная и пожарная безопасность при эксплуатации ТУ

Процесс каталитического риформинга является пожаро и взрывоопасным производством и использует вещества, оказывающие вредное воздействие на организм человека.

Основные параметры пожаровзрывоопасности процесса обусловлены свойствами обращающихся продуктов: водород, углеводородный газы, пары бензина, пыль катализаторов риформинга, газообразное топливо, которые могут образовывать с кислородом воздуха смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.

Все применяемые на установке продукты являются горючими газами или легковоспламеняющимися жидкостями, большинство из которых имеет низкую температуру вспышки.

Кроме того, опасность производства обусловлена проведением процесса риформинга при повышенных температурах (до 542°С) и давлении (до 25,3 кгс/см2), применением огневого нагрева продуктов в змеевиках печей, наличием высокого напряжения для питания электродвигателей, способностью продуктов накапливать статическое электричество, токсическими свойствами продуктов и необходимостью обслуживать оборудование на высоте. Поэтому следует строго следить за исправностью оборудования, приборов КИП и устройств, обеспечивающих безопасность процесса и вовремя исправлять замеченные отклонения и неполадки.

Наличие колонных аппаратов, содержащих большое количество продуктов в парообразном состоянии, может создавать опасность загазованности территории.

Наиболее опасными местами на установке являются:

-блок печей,

-блок реакторов,

-помещение насосной,

-помещение газовой компрессорной,

-блок ректификационной колонны T101,

-блок стабилизационной колонны T201,

-места отбора газообразных проб для лабораторных анализов,

-все колодцы промканализации, где возможно скопление углеводородных паров.

Под аварией подразумевается разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на действующем опасном производственном объекте, неконтролируемые взрывы и (или) выброс опасных веществ, находящихся в технологических системах указанных объектов.

Аварийная ситуация на секциях может возникнуть в результате разгерметизации оборудования и трубопроводов.

Причины возникновения аварийных ситуаций могут быть различными.

Условно их можно объединить в три взаимосвязанные группы, которые характеризуются:

- отказами (неполадками) оборудования;

- ошибочными действиями обслуживающего персонала;

- внешними воздействиями природного и техногенного характера.

К причинам, вызванным отказом оборудования, можно отнести:

- прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, воздуха КИП, водяного пара, оборотной и промтеплофикационной воды и т.д.);

- коррозию и эрозию оборудования и трубопроводов;

- физический износ, механические повреждения или температурную деформацию оборудования и трубопроводов.

К причинам, связанным с ошибками персонала, могут быть отнесены следующие:

- несанкционированное отключение сигнализации и блокировок во время эксплуатации установки;

- несвоевременное обнаружение отклонений от норм технологического режима;

- резкие изменения параметров эксплуатации (температуры, давления) при регулировании процесса, что может привести к гидравлическим ударам;

- несоблюдение инструкций по эксплуатации оборудования.

К причинам, связанным с внешними воздействиями природного и техногенного характера, можно отнести:

- грозовые разряды и разряды статического электричества;

- смерчи, ураганы;

- снежные заносы и понижение температуры воздуха ниже заложенной в расчеты;

- попадание установки в зону действия поражающих факторов аварий, происшедших на соседних установках;

- диверсии.

Все перечисленные выше факторы могут привести к разгерметизации оборудования и трубопроводов и явиться причиной возникновения аварийной ситуации.

Для предотвращения аварийных ситуаций необходимо постоянно следить за исправностью оборудования, системой сигнализации и блокировок, соблюдением норм технологического режима.

При необходимости старший оператор вызывает пожарную команду, газоспасательную команду, скорую медицинскую помощь, начальник смены завода руководит действиями работающего персонала по ликвидации аварии до прибытия ответственного руководителя работ по ликвидации аварии.

Техника безопасности, экологии окружающей среды на ТУ

В настоящее время в работе любого предприятия, особенно особенно нефтеперерабатывающего профиля, большое значение придается охране окружающей среды. Загрянноять воздух и воду стало не только неэтичным, но и воду стало ...