Отчет по практике. Общая характеристика производственного объекта
 Скачать 102.43 Kb.
|
Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объектаСтадии технологического процесса.Технологический процесс установки осуществляется по следующим стадиям:
Описание технологической схемы по стадиям технологического процессаПодготовка сырья. Прием, хранение и обеспечение блока предварительной гидроочистки сырьем – прямогонной бензиновой фракцией. (Схема №02-8/14-02/2015) Подготовка сырья - физический процесс, заключающийся в приеме сырья в резервуары, отстоя от воды, проверке качества и выдаче его в переработку. Для аварийного опорожнения резервуаров в случае возникновения аварийной ситуации в парке 55 предназначен резервуар поз.377. Резервуар поз.377 в период нормальной эксплуатации парка 55 находится в резерве, на период ремонта в резерв выводится резервуар поз.378 или поз.379. Сырьё каталитического риформинга поступает в резервуар поз.380 (378, 379) парка 55: - с установки ЭЛОУ+АВТ-6 (прямогонная бензиновая фракция 80-180ºС) цеха 18 по трубопроводам №3105 DN150, №2325 DN150; - с установки ГК-3 блока АТ (прямогонная бензиновая фракция 80-180ºС) цеха 11 по трубопроводам №3329 DN150, №3330 DN150 в трубопровод №3105 DN150; - с установки изомеризации (прямогонная бензиновая фракция 95-180ºС) цеха 8/14 (куб колонны поз.К-1) по трубопроводу №8232 DN200 в трубопровод №3311 DN200 приема насоса поз.Н-1,2 (схема «прямого питания»), или по трубопроводу №8232 DN150 в трубопровод №3105 DN150. Работа парка 55 осуществляется на одном резервуаре, при этом не задействавованные резервуары отключаются по линиям приема и выдачи сырья, при необходимости, трубопровод перетока отглушается. При работе установки Л-35/11-1000 по схеме «прямого питания» сырье поступает по трубопроводу №8232 DN200 на прием насосов поз.Н-1, 2 при этом задействуется один из резервуаров парка 55 в качестве буфера. Предварительная гидроочистка сырья. Удаление сернистых, азотистых и кислородосодержащих соединений в присутствии водородсодержащего газа на поверхности катализатора АГКД-400 марки АН, АК. Регенерации катализатора АГКД-400 марки АН, АК. Паровоздушный выжиг змеевика печи поз.П-1. Паровоздушный выжиг кокса в сырьевых теплообменниках поз.Т-1, 2. Пассивация катализатора блока гидроочистки. (Схема №02-8/14-02/2015) Физико-химические основы процесса. Целью гидроочистки сырья является превращение и удаление сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений; соединений, содержащих металлы, галогены и непредельные углеводороды, которые дезактивируют катализатор риформинга. Превращение указанных веществ происходит в присутствии водорода на гидрирующем катализаторе АГКД-400 марки АК и АН при температуре 280-350°С по прибору поз.TIRCA06 и давлении 25-29 кгс/см2 по прибору поз.PIRC02. Катализатор АГКД-400 марки АК представляет собой алюмокобольтмолибденовую композицию, АГКД-400 марки АН алюмоникельмолибденовую композицию. Для подготовки сырья к гидрированию, рассеиванию потоков и аккумулирования механических примесей используются форконтакты ФОР-1 и ФОР-2. ФОР-1 представляет собой кольца серо-белого цвета, в состав которых входит алюминия оксид (глинозем) и коалин. ФОР-2 представляет собой кольца носителя на основе оксида алюминия, на поверхности которого распределены гидрирующие компоненты оксидов никеля и оксида молибдена. Форконтакт обладает сверх высокой прочностью. Сернистые соединения в прямогонных бензинах представлены меркаптанами, сульфидами, ди- и полисульфидами, тиофенами. Кроме того, в бензинах возможно наличие элементарной серы, образующейся при термическом распаде сернистых соединений в процессе перегонки и в результате окисления сероводорода при контакте с воздухом. При гидроочистке указанные сернистые соединения превращаются в насыщенные углеводороды и сероводород, который удаляется при отпарке. Азотистые соединения в бензинах представлены пирролами, пиридинами и в высококипящих бензиновых фракциях - хинолинами. При гидроочистке указанные азотистые соединения превращаются в насыщенные углеводороды и аммиак, который удаляется при отпарке. Кислородные соединения бензинов - спирты, эфиры, перекиси, фенолы и растворенный кислород в условиях гидроочистки переходят в воду. Олефиновые углеводороды при гидроочистке гидрируются и превращаются в соответствующие парафиновые углеводороды. В прямогонных бензинах содержатся небольшие количества органических соединений, имеющих в своем составе некоторые металлы (свинец, медь, мышьяк и др.). Металлические примеси, если они попадают на катализатор риформинга, накапливаются и вызывают необратимые изменения каталитических свойств платины, приводя к потере активности. При гидроочистке соединения, содержащие металлы, разрушаются, металлы откладываются на катализаторе АГКД-400 марки АК, АН. Реакции гидрирования идут с выделением тепла, поскольку содержание примесей в сырье риформинга незначительно, процесс гидроочистки не сопровождается видимым повышением температуры газопродуктовой смеси. Химико-технологическая защита оборудования от коррозии. Удаление хлорорганических соединений, содержащихся в прямогонной бензиновой фракции и в газах регенерации блока риформинга путем щелочной (раствор аммиачной воды, раствор уротропина, раствор едкого натра) обработки. (Схема №02-8/14-02/2015) Хлорорганические соединения (ХОС), содержащиеся в прямогонных бен-зинах подвергаются гидрогенолизу на поверхности катализаторов предваритель-ной гидроочистки. В первоначальные периоды работы катализатора гидроочист-ки, при попадании ХОС в каталитическую систему, после гидрирования хлорор-ганики происходит замещение ионов серы на носителе хлор-ионами, вследствие чего выделяется сероводород. При постоянном содержании ХОС в сырье (до 1ррм) в процессе работы катализатора в зоне реакции происходит уравновеши-вание системы: Н2S:НCl. Повышение сераорганических соединений на изменение данного равновесия влияет в гораздо меньших значениях, чем незначительное увеличение содержания хлорорганики. Так, при увеличении содержания ХОС в сырье от 1 до 20 ррм первона-чально приводит к резкому увеличению содержания сероводорода в циркулиру-ющем ВСГ до 200-300 ррм, затем, после насыщения носителя катализатора хло-ром происходит снижение концентрации сероводорода и рост концентрации хлористого водорода. Далее по схеме гидроочистки хлористый водород в местах конденсации растворяется в постоянно присутствующей в процессе воде, образуя соляную кислоту. В этот период в низкотемпературном конденсационном обору-довании блока усиливаются коррозионные процессы. Для защиты оборудования от коррозии применяют схему химико-технологической защиты (ХТЗ) оборудо-вания. ХТЗ может быть представлена как физическим, так и физико-химическим процессом. Физический процесс заключается в подаче химически очищенной воды в поток ГПС на входе низкотемпературное оборудование. При этом происходит снижение концентрации соляной кислоты за счёт подачи воды и «смыва» солевых отложений с холодильного оборудования блока. Кислая вода отделяется от ГПС в трёхфазном сепараторе С-1. 1) FeO + 2HCl FeCl2 + H2O 2) FeO + H2S FeS + H2O 3) 2NH4OH + H2S (NH4)2S + 2H2O 4) NH4OH + HCl NH4Cl + H2O Основным параметром процесса ХТЗ является водородный показатель (рН) дренажных вод, оптимальные значения которого должны находиться в пределах 6,5 – 7,0 единиц. Также не малое значение имеет и солевой состав дренажной во-ды, который характеризует степень коррозионного износа оборудования. Со-держание двухвалентного железа при этом не должно превышать 2 мг/дм3. Данный процесс защиты оборудования эффективен при содержании ХОС в сырье до 5 ррм. При увеличении содержания ХОС в сырье от 5 до 20 ррм, для защиты оборудования от коррозии применяется физико-химический процесс. Для этого в поток хим.очищенной воды подаётся раствор аммиачной воды или раствор уротропина и аммиачной воды. Концентрация и дозировка аммиачных растворов подбирается в зависимо-сти от содержания ХОС в сырье и водородного показателя дренажной воды из сепаратора С-1. При этом аммиак вступает в реакцию с хлористым водородом образуя хлорид аммония, который в свою очередь растворяется и «смывается» водой: 1) HCl + NH3 +H2O NH4Cl + H2O 2) H2S +2NH3 +H2O (NH4)2S + H2O При быстром увеличении содержания ХОС (в разы, в течение часов) необ-ходимо контролировать содержание двухвалентного железа в дренажной воде, не превышая значение 2 мг/дм3. В противном случае не связанный аммиаком хлори-стый водород реагирует с железом, образуя на оборудовании питинговую и яз-венную коррозию. Язвенная коррозия также способна образовываться под соле-выми отложениями, которые в свою очередь необходимо «смывать» большим количеством хим. очищенной воды. В период использования схемы аммиачной защиты оборудования необходимо жёстко контролировать содержание аммиака в циркулирующем ВСГ гидроочистки, не допуская увеличения концентрации NН3 более 0,5 ррм. В противном случае, благодаря хорошей растворимости, ам-миак может попасть далее по схеме на блок риформинга и необратимо отравить катализатор риформинга. Утилизация тепла дымовых газов. Выработка пара за счет использования тепла дымовых газов (Схема №02-8/14-02/2015) Описание процесса утилизации тепла дымовых газов приводится согласно принципиальной технологической схеме котла утилизатора №2-8/14-06/2015. Котел – утилизатор входит в состав технологической установки Л-35/11-1000, цеха 8/14 НПЗ. Введён в эксплуатацию в 1978г. Котел – утилизатор КУ-201 предназначен для утилизации тепла дымовых газов после конвекционных камер печей поз.П-1, П-2/2, П-2/4, П-3 и производства перегретого пара давлением до 38 кгс/см2 с температурой до 380оС, с последующим редуцирование пара на редуцирующем охладительном устройстве – РОУ – до температуры от 266°С до 294°С и давления от 13 до 17 кгс/см2. Паропроизводительность котла – 20 т/ч. Основная функция КУ-201 – утилизация тепла дымовых газов поступающих из печей с температурой до 550°С и охлаждающихся до 250°С. Котел-утилизатор состоит из двух параллельно включенных контуров змеевиковых пакетов с многократной принудительной циркуляцией. Химически очищенная вода (ХОВ) из сети НПЗ поступает в деаэратор поз.А-6, предварительно пройдя через охладитель выпара поз.Х-13 и охладитель непрерывной продувки поз.Х-14. Расход ХОВ измеряется и регистрируется прибором поз.FIR28-1. Давление в деаэраторе поз.А-6 измеряется, регистрируется и контролируется прибором поз.PIRC141, регулируется клапаном поз.PV141. Уровень в деаэраторе поз.А-6 измеряется, регистрируется, контролируется и сигнализирует по минимальному и максимальному значению прибором поз.LIRCA31, регулируется расходом ХОВ в деаэротор поз.А-6 через клапан поз.LV31. Дегазация происходит с помощью пара 6 кгс/см2, полученного в результате редуцирования пара 15 кгс/см2 на установке Л-35/11-1000 и вторичным паром из сепаратора непрерывной продувки поз.А-8. Вода из деаэратора питательным насосом поз.Н-23 (Н-24, Н-25) подается в барабан котла поз.Е-12. Часть этого потока воды проходит пароохладитель поз.Х-18. Расход питательной воды измеряется и регистрируется прибором поз.FIR46. Уровень в барабане поз.Е-12 измеряется, регистрируется, контролируется и сигнализирует по максимальному и минимальному значению прибором поз.LIRCА30-1, измеряется, регистрируется и сигнализирует по максимальному и минимальному прибором поз.LIRSA30-2 с блокировкой по минимальному и максимальному значению. Давление в барабане котла поз.Е-12 измеряется и регистрируется прибором поз.PIR143. Циркуляция котловой воды производится циркуляционным насосом поз.Н-26 (Н-27) через шламоотделитель поз.Е-13 и далее через испарительные поверхности. Расход котловой воды измеряется и регистрируется прибором поз.FIR46. Насыщенный пар барабана через пароохладитель поз.Х-18 поступает в пароперегреватель и далее выводится в сеть пара 15 кгс/см2. Давление перегретого пара измеряется, регистрируется, контролируется и сигнализирует по максимальному значению прибором поз.PIRCA144. Расход пара с КУ измеряется и регистрируется прибором поз.FIR45. Температура перегретого пара измеряется, регистрируется и контролируется прибором поз.TIRC111, регулируется расходом питательной воды от насосов поз.Н-23 (Н-24, Н-25) в водяной холодильник поз.Х-18 через клапан поз.TV111. Для поддержания солесодержания котловой воды на одном уровне предусмотрена непрерывная продувка из барабана котла в сепаратор поз.А-8. Вода периодической продувки поступает в расширитель поз.А-9 и далее сбрасывается в промливневую канализацию. ХОВ с нагнетания питательного насоса поз.Н-23 (Н-24, Н-25) поступает на редуцирующий клапан РОУ. ХОВ через форсунку, установленную в месте впрыска воды, поступает в поток перегретого пара после пароперегревателя. Температура пара после пароперегревателя составляет 380-400°С по прибору поз.TIRC111. Температура пара после РОУ измеряется, регистрируется, контролируется и сигнализирует по максимальному значению прибором поз.TIRCA112-4, регулируется расходом ХОВ через редуцирующий клапан поз.TV112-4 и составляет 266-294°С. При этом увеличивается выработка перегретого пара, влажность пара остаётся на прежнем уровне. Давление выдаваемого с КУ-201 пара измеряется, регистрируется и контролируется прибором поз.PIRC144-1, поддерживается при помощи регулирующего клапана поз.PV144-1, давление редуцированного пара измеряется и регистрируется прибором поз.PIR144 и составляет 13-17 кгс/см2. Для отбора проб котловой воды, питательной воды, насыщенного пара служат холодильники поз.Х-15, Х-16, Х-17 соответственно. Факельная система. Прием углеводородных газов от продувки, аварийной сработки пружинно-предохранительных клапанов и выдачи их в факельное хозяйство. (Схема №02-8/14-02/2015) Описание факельной системы приводится согласно принципиальной технологической схеме установки №02-8/14-01/2015. Сбросы от предохранительных клапанов горючих и взрывоопасных продуктов выполнены в сбросной коллектор DN500, связанный со сборником конденсата (факельная емкость поз.Е-11). В емкость поз.Е-11 производится продувка сепараторов поз.С-8, С-9, С-10, байпасного газоохладителя циркуляционного компрессора поз.ЦК-1, буферных емкостей всаса поршневых компрессоров поз.ПК-1,2, сепаратора топливного газа поз.С-111. При выводе установки на режим и в аварийных ситуациях углеводородный газ из емкостей поз.Е-1, Е-2 выводятся в факельную емкость Е-11. Факельный газ, свободный от конденсата, по трубопроводу Ду500 выводится с установки на факел в общезаводской коллектор №3118 DN500. Избыток ВСГ из сепараторов поз.С-1, поз.С-2 через щит сброса выводится в факельный общезаводской коллектор трубопровод №2419 DN200 или через емкость поз.Е-11 в общезаводской коллектор трубопровод №3118 DN500. Конденсат из емкости поз.Е-11 периодически выводится в дренажную емкость поз.Е-7. Дренажная система. Прием, временное хранение нефтепродукта после дренирования аппаратов, насосного оборудования, факельной системы (Схема №02-8/14-02/2015) Описание дренажной системы приводится согласно принципиальной технологической схеме установки №02-8/14-01/2015. Заглубленная емкость поз.Е-7 предназначена для сброса продуктов дренирования при подготовке установки к ремонту, при остановке на регенерацию или перегрузку катализаторов, а также при подготовке единичного оборудования в ремонт, промывки фильтров поз.Ф-102/1,2, поз.Ф-103/1,2, поз.Ф-104/1,2 и в случае аварийной остановки установки. Перед остановкой установки откачиваются все продукты из колонны и емкостей до нижних сигнализирующих уровней в последующие аппараты или по линии некондиции, с целью уменьшения сбросов в дренажную емкость. Емкость поз.Е-7 через огнепреградитель сообщается с емкостью дыхания поз.Е-107. Откачка нефтепродукта из емкости поз.Е-7 производится погружным насосом поз.Н-17 по линии некондиционного продукта в резервуары парка 55 или по линии №8088 DN200 ряда 4 на установку Г-64 цеха 8/14 НПЗ или объект 101А цеха 12 НПЗ. Схема охлаждения насосов. Обеспечение хранения и циркуляции охлаждающей жидкости через узлы насосного оборудования (Схема №02-8/14-02/2015) Описание системы охлаждения центробежных насосов приводится согласно принципиальной технологической схеме установки №02-8/14-01/2015. Перед пуском установки емкость поз.Е-10 заполняется дистиллятом топлива дизельного арктического (ДТДА) из трубопровода №2801 DN50. Охлаждение подшипников центробежных насосов осуществляется ДТДА, который циркулирует по кольцу через емкость поз.Е-10 насосом поз.Н-20, Н-21. Охлаждение циркулирующего ДТДА производится в холодильнике воздушного охлаждения поз.Х-12, после чего ДТДА разделяется на три потока. По первому потоку подается ДТДА на охлаждение подшипников, торцевых уплотнений насосов поз.Н-3, Н-4, Н-5, Н-12, Н-13, расход ДТДА на охлаждение данных насосов регулируется клапаном поз.FV631. По второму потоку подается ДТДА на охлаждение подшипников, торцевых уплотнений насосов поз.Н-1, Н-2, Н-6, Н-7, Н-108, Н-109, Н-110, Н-111, Н-10, Н-11, Н-20, Н-21, Н-22, расход ДТДА на охлаждение данных насосов регулируется клапаном поз.FV630. По третьему потоку подается ДТДА на охлаждение подшипников, торцевых уплотнений насосов поз.Н-6а, Н-6б, Н-7а, Н-7б, Н-8а, Н-8б расход ДТДА на охлаждение данных насосов регулируется клапаном поз.FV1041. Измерение, регистрация и контроль расхода ДТДА на первый, второй и третий поток осуществляется приборами поз.FIRC631, позFIRC630, поз.FIRC1041 соответственно. Топливная система. Прием, нагрев и транспортировка топливного газа и топочного мазута к форсуночным устройствам печей установки (Схема №02-8/14-02/2015) Описание топливной системы приводится согласно принципиальной технологической схеме установки №02-8/14-01/2015. Газообразное топливо поступает на установку через сепаратор поз.С-111 и далее через сетчатый фильтр поз.Ф-6, паровой подогреватель поз.Т-8 поступает к форсункам печей. Жидкое топливо поступает из заводского кольца НПЗ, подогревается в паровом подогревателе поз.Т-7 и далее поступает к печам установки. От печей поз.П-1, П-2/2, П-2/4, П-3 предусмотрен возврат топлива в заводское кольцо. Давление жидкого топлива к печам регулируется клапаном поз.FV624. На подаче газообразного и жидкого топлива к печам и возврате жидкого топлива от печей установлены электрозадвижки, перекрывающие подачу топлива к печам при срабатывании технологических блокировок, указанных в таблице 5.3 технологического регламента. Схема регенерации адсорбентов А-09-МОА, АР-25, АХВ-97 Описание схемы осушки цеолитов и адсорбентов А-09-МОА, АР-25, АХВ-97 приводится согласно принципиальной технологической схеме установки №2-8/14-01/2015. Адсорбенты АР-25, АХВ-97 и А-09-МОА загруженные в адсорберы поз.РК-3, РК-4, РК-5, РК-6 периодически подвергаются регенерации в потоке горячего ВСГ, топливного газа или азота. Газ подогревается в печи поз.П-5, подаётся в адсорбер поз.РК-3 (РК-4, РК-5, РК-6), после захолаживается в водяном холодильнике поз.Х-9 и поступает в сепаратор поз.С-6. Вода из сепаратора поз.С-6 дренируется в дренажную ёмкость поз.Е-7. При использовании в процессе регенерации топливного газа или ВСГ - газ сбрасывается в факельную сеть НПЗ, при использовании азота - газ сбрасывается на свечу. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях. Особенности пуска и остановки в зимнее время |