Процесс каталитического риформинга

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Назначение установки, ее краткая характеристика

1.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, исходной продукции

1.3 Описание технологической схемы процесса

1.4 Нормы технологического режима

1.5 Подбор оборудования, насосов, компрессоров

1.6 Влияние факторов на выход и качество продукции

1.8 Описание схемы контроля и автоматического регулирования

2 Специальная часть

2.1 Материальный баланс

3. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике и охране окружающей среды

3.1 Техника безопасности, охрана труда и противопожарная профилактика

3.2 Возможные неполадки в работе установки

3.3 Аварийные случаи на установке

3.4 Мероприятия по защите окружающей среды

Введение

Бензины являются одним из основных видов горючего для двигателей современной техники. Автомобильные и мотоциклетные, лодочные и авиационные поршневые двигатели потребляют бензины. В настоящее время производство бензинов является одним из главных в нефтеперерабатывающей промышленности и в значительной мере определяющим развитие этой отрасли.

Развитие производства бензинов связано со стремлением улучшить основное эксплуатационное свойство топлива - детонационную стойкость бензина, оцениваемую октановым числом.

Каталитический риформинг бензинов является важнейшим процессом современной нефтепереработки и нефтехимии. Он служит для одновременного получения высокооктанового базового компонента автомобильных бензинов, ароматических углеводородов - сырья для нефтехимического синтеза - и водородосодержащего газа - технического водорода, используемого в гидрогенизационных процессах нефтепереработки. Каталитический риформинг является в настоящее время наиболее распространенным методом каталитического облагораживания прямогонных бензинов. Установки каталитического риформинга имеются практически на всех отечественных и зарубежных нефтеперерабатывающих заводах.

1. Общая часть

1.1 Назначение установки, ее краткая характеристика

Установка предназначена для получения высокооктанового бензина путем каталитического риформинга прямогонных бензиновых фракций. В результате каталитического риформирования получается бензин, водородсодержащий газ (ВСГ, используется на установках гидроочистки), головка стабилизации (рефлюкс, направляется на ГФУ), сухой газ (направляется в топливную сеть завода).

Производительность установки по сырью составляет 360 тыс. т/год.

Максимальная загрузка по сырью составляет 62 м³/час, минимальная - 47 м³/час.

Установка состоит из следующих блоков:

Блок предварительной гидроочистки сырья с резервуарным парком

Блок стабилизации гидрогенизата

Блок каталитического риформинга с печью П-1

Блок стабилизации катализата

Блок предварительной гидроочистки сырья с резервуарным парком

Предназначен для удаления из прямогонных бензиновых фракций органических соединений серы, кислорода и азота путем превращения их в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака в результате реакции гидрогенизации процесса гидроочистки на алюмокобальт-молибденовом катализаторе АRTCK400, ARTCK500 и получения гидрогенизата с содержанием серы не более 0,00005% мас. Резервуарный парк предназначен для хранения сырьевых бензиновых фракций с АВТ-1,2,3,4 и гидрокрекинга.

Блок стабилизации гидрогенизата

Предназначен для отделения от нестабильного гидрогенизата углеводородного газа методом ректификации с получением в качестве продукта стабильного гидрогенизата (сырье риформинга). Полученный при этом газ (С1-С3-фракция) направляется на очистку от Н2S и далее используется в качестве топлива.

Блок каталитического риформинга с печью П-1

Предназначен для получения из гидрогенизата нестабильного катализата путем проведения реакций каталитического риформирования на платиново-рениевом катализаторе R-56 фирмы UOP с преобразованием нафтеновых и парафиновых углеводородов нормального строения в ароматические и парафиновые углеводороды изостроения. Печь П-1 предназначена для подогрева газосырьевой смеси блока гидроочистки и для предварительного и межступенчатого подогрева газосырьевой смеси блока риформинга между реакторами.

Блок стабилизации катализата

Предназначен для отделения от нестабильного катализата углеводородного газа методом ректификации с получением в качестве продукта технологического бензина (стабильного катализата) с октановым числом не менее 92 по исследовательскому методу. Полученный при этом рефлюкс (С3-С4-фракция) может быть использован как сырье для ГФУ, а сухой газ (С1-С3-фракция) используется в качестве топлива.

1.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, исходной продукции

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, исходной продукции представлены в таблице1.

Таблица 1 - контроль технологического процесса

Наименование	Контролируемые показатели	Нормативные документы	Норма	Частота отбора.
1	2	3	4	5
Головная фракция стабилизационной колонны	Углеводородный состав	ГОСТ 10679	С2 не более 8% массС5 и выше не более10 % масс	1 р./30 сут.10. 00
Газ сухой углеводородный очищенный	Углеводородный состав Плотность Содержание сероводорода	ГОСТ 14920расчеттрубка Дрегера ГОСТ 11382, МВИ №м.62	С4ивыше не бол30% масс Не более 150 мг/м3	1 р./10 сут.10. 001 р./10 сут.10. 001 р./10 сут.10. 00

1.3 Описание технологической схемы процесса

С низа сепаратора С-8 нестабильный катализат проходит через межтрубное пространство теплообменников Т-7/1, Т-7/2, Т-8, где нагревается за счет тепла стабильного катализата выводимого с куба колонны К-7, и поступает в нижнюю часть (на 7 или 9 тарелки) стабилизационной колоны К-7. Постоянство расхода жидкой фазы из С-8 в К-7 поддерживается регулятором расхода поз.FRC 135 с коррекцией по уровню поз.LRCA 143 в С-8, клапан которого расположен на линии загрузки К-7. Температура загрузки колонны К-7 регистрируется прибором поз.TR 126.9.

Пары с верха колонны К-7 проходят через воздушный холодильник-конденсатор ХК-104, где конденсируется, охлаждаются и поступают в сборник орошения колонны К-7 емкость Е-7. Постоянство давления в К-7 поддерживается с помощью регулятора давления поз.PRCA 131, клапан которого расположен на линии вывода паров сверху К-7 в ХК-104, температура верха К-7 регистрируется прибором поз.TR 126.7. Давление в емкости Е-7 поддерживается регулятором давления поз.PRC 132, клапан которого установлен на линии вывода сухого газа из Е-7 в сепаратор С-12к. Расход сухого газа из Е-7 контролируется прибором поз.FRQ 241, установленным на линии выхода газа из Е-7.

Стабильная головка с низа емкости Е-7 поступает на прием центробежных насосов ЦН-12,13, которые подают орошения в верхнюю часть К-7, а избыток откачивается на ГФУ цеха №5. Постоянное количество орошения в К-7 обеспечивается регулятором расхода поз.FRC 139, с коррекцией по уровню поз. LRCA 146 в Е-7 клапан-регулятор установлен на линии подачи орошения в К-7. При откачке избытка стабильной головки на ГФУ, расход поддерживается автоматически регулятором поз. FRC 154 клапан которого установлен на линии вывода рефлюкса с установки на ГФУ. Предусмотрен запрет пуска насосов ЦН-12,13 при уровне жидкой фазы в емкости Е-7 ниже 10%.

Подогрев низа колонны К-7 осуществляется за счет циркуляции части стабильного катализата, забираемого с низа колонны К-7 насосами ЦН-14,15, через печь П-3.

При снижении давления топливного газа к основным горелкам печи П-3 поз.PYSA 2009L менее 0,015 кгс/см² и превышении давления поз. PYSA 2009H более 0,6 кгс/см² закрываются отсекатели на линии топливного газа к основным горелкам HSA 7003, HSA 7010.

При снижении давления топливного газа к пилотным горелкам печи П-3 поз.PYSA 2012 менее 0,05 кгс/см² закрываются отсекатели на линии топливного газа к основным горелкам HSA 7003, HSA 7010, на линии топливного газа к пилотным горелкам HSA 7009, на линиях прямого и обратного жидкого топлива HSA 7004, HSA 7005.

При снижении расхода катализата от ЦН-14, 15 в П-3 поз.FYSA 138В менее 10 м³/час закрываются отсекатели на линии топливного газа к основным горелкам HSA 7003, HSA 7010, на линии топливного газа к пилотным горелкам HSA 7009, на линиях прямого и обратного жидкого топлива HSA 7004, HSA 7005. При снижении давления жидкого топлива к печи П-3 поз.PYSA 2015 менее 0,5 кгс/см² закрываются отсекатели на линиях прямого и обратного жидкого топлива HSA7004, HSA 7005.

При увеличении температуры катализата на выходе из П-3 поз.TYSA 1024 более 280 ^оС закрываются отсекатели на линии топливного газа к основным горелкам HSA 7003, HSA 7010, на линии топливного газа к пилотным горелкам HSA 7009, на линиях прямого и обратного жидкого топлива HSA 7004, HSA 7005.

При повышении температуры более 800 ^оС поз. TRSA 83.19, 83.20, 83.21, падения концентрации кислорода менее 0,5 % поз. QRSA 1503, падения давления на выходе из печи П-3 менее 3 кгс/см² поз. PRSA 2016, закрываются отсекатели по основному топливному газу HSA 7003, HSA 7010, по пилотному газу HSA 7009, по прямому и обратному мазуту HSA 7004, HSA 7005, откроются отсекатели по подаче пара в камеру сгорания печи П-3 HSA 7008, по подаче пара в змеевик печи П-3 HSA 7011, останавливаются насосы ЦН-14,15.

Основные и пилотные горелки печи П-3 оснащенны датчиками погасания пламени поз.BSA 5025-5028 и поз.BSA 5025А-5028А соответственно. При одновременном отсутствии пламени основной и пилотной горелки у двух смежных горелок закрываются отсекатели на линиях топливного газа к основным горелкам HSA 7003, HSA 7010, на линии топливного газа к пилотным горелкам HSA 7009, на линиях прямого и обратного жидкого топлива к печи П-3 HSA 7004, HSA 7005.

Постоянство расхода продукта через змеевик печи П-З в кубовую часть колонны К-7 поддерживается регулятором расхода поз.FRCSA 138, клапан которого установлен на линии подачи продукта от ЦН-14,15 в змеевик П-3.

Стабильный катализат с низа колонны К-7 проходит через трубное пространство теплообменников Т-8, Т-7/2, Т-7/1, где отдает тепло нестабильному катализату, затем через воздушный холодильник ВХ-13к и водяной холодильник Х_13а и выводится с установки в парк смешения цеха №13.

Уровень стабильного катализата в колонне К-7 поз.LRCA 145 поддерживается каскадной схемой регулирования с внутренним расходным контуром поз.FQRC 153, клапан которой расположен на линии вывода катализата из К-7 в товарный парк. Температура стабильного катализата с установки регистрируется прибором поз.TR 126.10.

1.4 Нормы технологического режима

Нормы технологического режима представлены в таблице2

Таблица 2 - Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Единицы измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов ГОСТ 8.401-80
1	2	3	4
Давление в сепараторе С-8	Кгс/см2	Не более 16	1,5
Расход орошения в К-7	М3/ч	Не более 15	2,5
Уровень в К-7	%	Не менее 20 не более 70	1,5
Уровень в С-8	%	Не менее20 не более70	1,5
Температура верха К-7	?С	Не более80	2,5
Температура низа К-7	?С	Не более 232	2,5
Температура дымовых газов над перевалами печи П-3	?С	Не более737	2,5
Температура дымовых газов над перевалами печи П-3	?С	Не более 737	2,5
Температура продукта на выходе из П-3	?С	Не более 255	2,5
Температура продукта на выходе из Т-8	?С	Не более 200	2,5
Температура катализата на выходе с установки	?С	Не более 40	2,5
Давление в колонне К-7	Кгс/см2	Не более 12,7	1,5
Уровень рефлюкса в Е-7	%	Не менее20 не более70	1,5
Уровень в С-12к	%	Не более70	1,5

1.5 Подбор оборудования, насосов, компрессоров

Подбор оборудования представлен в таблице 3, количество каждого аппарата 1.

Таблица 3 - Подбор оборудования

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме, индекс	Материал корпуса	Методы защиты оборудования от коррозии	Техническая характеристика
				Расчетные параметры	Диаметр внутр., мм	Длина, мм	Объем, м3	Толщина стенки, мм	Тип тарелок, количество
				температура, С	давление, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Стабилизационная колонна	К_1	Mb19/Az-А	Не требуется	80/232	1.6	1200/ 1400	31660	36	16	клапанные, 20/18
Сепаратор низкого давления	С_1	St52-3/Az-A	Не требуется	35	1,8	2000	7130	21	14
Рефлюксная емкость	Е_1	St38b-2Wz	Не требуется	50	1,2	1200	6800	7	12

Подбор насосов представлен в таблице 4.

Таблица 4 - Характеристика насосов

Наименование оборудования	Марка насоса	Производительность, м3/ч	Напор,МПа	Марка электродвигателя	Мощность, кВт	Число оборотов в минуту	Исполнение	Материал корпуса
1	4	5	6	7	8	9	10	11
Насос орошения К_1 ЦН_1	НК 65/35-125 Г2аСДН	12	1,3	АИМР 180-S 2У2,5	22	2900	IExdIIBT4	25Л
Насос подачи продукта из К_1 в П_1 ЦН_2	НК65/35-240-В-2бСДН	35	2,1	ВАО 81-2У2	40	2950	IExdIIBT4	25Л

1.6 Влияние факторов на выход и качество продукции

Основными параметрами, определяющими процесс гидроочистки, являются температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ), активность катализатора.

Влияние температуры и качества сырья

С увеличением температуры скорость реакций гидрообессеривания, гидрирования непредельных углеводородов, дегидрогенизации нафтеновых углеводородов увеличивается. Однако повышение температуры более 345 С оказывает небольшое влияние на дальнейшее ускорение реакций обессеривания.

При значительном увеличении температуры интенсивность реакций гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводородов снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакций деструктивной гидрогенизации - гидрокрекинга. При этом снижается выход жидких продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе, и, тем самым, сокращается срок его службы.

Подбор оптимальной температуры гидроочистки зависит и от качества сырья. Тяжелое, термически менее стойкое сырье очищают при более низкой температуре. При переработке сырья с повышенным содержанием кислород- и азотсодержащих соединений процесс гидроочистки требуется вести при более высокой температуре.

При гидроочистке бензиновых фракций (80 180 С) оптимальный температурный диапазон проведения процесса - 315 345 С.

Влияние давления

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины сероочистки и продлению срока службы катализатора. Это связано с ростом парциального давления водорода в системе, способствующего увеличению глубины гидроочистки и гидрированию образующегося кокса.

Оптимальное давление процесса гидроочистки - 2,0 3,2MПа.

Влияние объемной скорости подачи сырья

Объемная скорость подачи сырья - отношение объема перерабатываемого жидкого сырья в м³/ч к объему катализатора в м³.

С увеличением объемной скорости подачи сырья сокращается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. С уменьшением объемной скорости сырья увеличивается глубина его гидрообессеривания.

Для гидроочистки прямогонных бензиновых фракций оптимальная объемная скорость подачи сырья составляет 5 ч^-1.

Влияние кратности циркуляции водородсодержащего газа

Кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ) выражается отношением объема циркулирующего газа в нм³ к объему подаваемого жидкого сырья в м³.

Кратность циркуляции ВСГ, а также концентрация водорода в нем определяют мольное отношение водород: сырье. При молярном соотношении выше 5: 1 глубина сероочистки возрастает незначительно, что объясняется уменьшением времени контакта паров сырья с катализатором за счет больших объемов парогазовой смеси, проходящей через реактор. Уменьшение молярного соотношения ниже 5 : 1 также ухудшает процесс сероочистки.

Практически необходимая скорость обессеривания сырья достигается при подаче 350 700 нм³ циркулирующего ВСГ на 1 м³ сырья. Проектом принята кратность циркуляции не менее 200 нм³/м³. Концентрация водорода в ВСГ при этом должна быть не менее 70 об. %

Подпитка свежим водородсодержащим газом осуществляется с блока риформинга.

Влияние активности катализатора

Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной

скоростью подачи сырья можно проводить процесс, тем глубже обессеривание. Индекс активности катализатора (I_A) рассчитывается по формуле: S₀ - S_K

I_А =S₀ - S_Э

где S₀ - содержание серы в исходном сырье;

S_Э - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на эталонном катализаторе;

S_K - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на испытываемом катализаторе.

Со временем активность катализатора падает ввиду отложения кокса на его поверхности. Особенно резко активность катализатора падает при снижении давления в системе, превышении температуры процесса и уменьшении кратности циркуляции ВСГ, т.к. в этих условиях происходит интенсивное коксообразование. Такое снижение активности катализатора обратимо и может быть восстановлено в процессе регенерации.

Необратимая потеря активности, требующая замены катализатора, связана с накоплением на его поверхности неорганических веществ (соединения мышьяка, свинца, кальция, натрия, кремния, фосфора), входящих в виде примесей в состав сырья.

1.7 Лабораторный контроль

Лабораторный контроль представлен в таблице 5

Таблица 5 - Аналитический контроль

Наименование	Контролируемые показатели	Нормативные документы	Норма	Частота отбора.
1	2	3	4	5
Головная фрвакция стабилизационной колонны	Углеводородный состав	ГОСТ 10679	С2 не более 8% масс С5 и выше не более 10 % масс	1 р./30 сут. 10. 00
Газ сухой углеводородный очищенный	Углеводородный состав Плотность Содержание сероводорода	ГОСТ 14920 расчет трубка Дрегера ГОСТ 11382, МВИ №м.62	С4ивыше не бол 30% масс Не более 150 мг/м3	1 р./10 сут.10. 00 1 р./10 сут.10. 00 1 р./10 сут.10. 00

1.8 Описание схемы контроля и автоматического регулирования

В емкости С-1 давление контролируется и регулируется, регулирующий клапан установлен на линии сброса газа из емкости (поз. 1-1…1-5). Уровень нестабильного катализата в емкости С-1 контролируется и регулируется каскадно-связным регулированием - стабилизируется подача нестабильного катализата в колонну с коррекцией по уровню в емкости С-1, регулирующий клапан на линии подачи катализата( поз. 2-1…3-1..3-5). В емкости С-1 установлен дублирующий уровнемер контролирующий и сигнализирующий (поз. 4-1..4-2). Температура нестабильного катализата на входе и выходе теплообменников Т-1, Т-2 и Т-3 контролируется (поз. 5-1,5-2…9-1,9-2). В верху колонны давление контролируется и регулируется сбросом газа из емкости Е-1, регулирующий клапан на линии сброса газа (поз. 10-..10-5). Температура в верху колонны поддерживается каскадно-связным регулированием-стабилизируется подача рефлюкса с коррекцией по температуре верха колонны, регулирующий клапан на линии подачи орошения в колонну (поз. 11-1…12-1..12-5). Температура газов, выходящих с верха колонны после воздушного холодильника, контролируется и регулируется частотным преобразователем, изменяющим частоту вращения двигателя в зависимости от изменения температуры на выходе воздушного холодильника (поз. 13-1..13-3).

В емкости Е-1 давление контролируется (поз.14-1..14-2). Расход газа из Е-1 контролируется. (поз. 15-1,15-2). Уровень бензина в Е-1 поддерживается отводом балансового количества с установки, регулирующий клапан на линии отвода рефлюкса (поз. 16-1..16-5) при снижении уровня ниже минимально допустимого значиения предусмотрена балансировка насоса Н-2. В емкости установлен дублирующий уровнемер (поз.17-1).

Расход балансового количества рефлюкса контролируется (поз. 18-1,18-2). Температура орошения контролируется (поз.19-1,19-2)

Стабилизируется расход катализата по потокам (поз. 24-

1..24-5,25-1…25-5), контролируется давление топливного газа (поз. 28-1,28-2),

контролируется температура над перевалами (поз. 26-1,26-2,27-1,27-2), контролируется температура дымовых газов (поз. 29-1,29-2), разряжение дымовых газов (поз. 30-1,30-2), содержание кислорода и углекислого газа в дымовых газах (поз. 31-1...31-3).

Температура катализата, уходящего с установки после теплообменников Т-1,Т-2,Т-3 контролируется (поз. 34-1,34-2,35-1,36-1).

Температура после воздушного холодильника регулируется частотным преобразователем (поз. 37-1..37-3). Расход уходящего катализата контролируется (поз.38-1,38-2).

Сигнализируется:

- превышение давления в сепараторе;

- достижения уровня нестабильного катализата предельно-допустимых максимальных и минимальных значений в сепараторе;

- превышение давления в верху колонны;

- превышение давления в емкости Е-1;

- достижения предельно-допустимых значений уровня в емкости Е-1, при достижении минимально допустимого уровня в Е-1, предусматривается блокировка на пуск насоса Н-2;

- сигнализируем отклонение температуры на выходе печи;

- снижение расхода катализата через печь;

- отклонение давления топливного газа в печь;

- снижения разряжения дымовых газов;

- повышение содержания кислорода в дымовых газах;

- погасание факела в печи;

- при отклонении параметров, характеризующих состояние в печи, ( снижение расхода продуктов, отклонение давления газа, отклонение температуры на выходе печи, снижение разряжения дымовых газов, погасания факела) срабатывает защита печи - прекращается подача газа отсечным клапаном (поз. 33-3).

В соответствии с правилами взрыво - пожаро - безопасной работы оборудования в зоне насосов предусмотрен контроль содержания дымовых газов в воздухе. Для этого в зоне насосов устанавливаются датчики анализаторасигнализатора дымовых газов (поз. 41-1,41-2), сигнал с которых приходит на электронный блок, установленный на щите оператора (поз.41-3). При превышении предельно-допустимой концентрации срабатывает звуковая и световая сигнализация на щите оператора (1HL, 2HL,1HA) и по месту около насосов (3HL,4HL,2НА,3НА), в ГСО.

Температура в кубе колонны поддерживается каскадно-связным регулированием - стабилизируется температура горячей струи с коррекцией по температуре куба, регулирующий клапан на линии подачи топливного газа(поз. 22-1,22-2,23-1…23-5).

Уровень в кубе регулируется отбором катализата с установки (поз. 20-1..20-5). В кубе колонны установлен дублирующий уровнемер (поз. 21-1).

Предусмотрена блокировка оборудования.

Весь процесс контролируется и управляется программируемым логическим контроллером (ПЛК) и универсальным вычислительным комплексом (УВК). Все входы и выходы контроллера защищены барьерами искрозащиты. Для преобразования электрических выходных регулирующих сигналами контроллера в пневматический поступающий на мембранные исполнительные механизмы клапанов, установлены электропневматические преобразователи.

2. Специальная часть

2.1 Материальный баланс

Наименование	% масс.	Тыс. т/год	Т/сутки	кг/ч
поступило. 1. Бензиновая фракция	100,00	301,519	886,82	36950,83
Итого:	100,00	301,519	886,82	36950,83
Получено:
1. Катализат	87,98	265,26	780,18	32507,5
2. Головная фракция реформинга	0,74	2,23	6,56	273,33
З.ВСГ	4,85	14,62	43,0	1791,67
4. Сухой газ	4,94	14,89	43,79	1824,58
5. Потери	1,5	4,52	13,29	553,75
Итого:	100,00	301,519	886,82	36950,83

3. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике и охране окружающей среды

3.1 Техника безопасности, охрана труда и противопожарная профилактика

Меры безопасности при ведении технологического процесса, выполнении регламентных производственных операций.

Строгое ведение технологического режима без отклонений от параметров, разрешенных «Нормами технологического режима».

Бесперебойное снабжение установки качественным сырьем, паром 1,0 МПа, электроэнергией напряжением 380 и 6000 В, водой, сжатым воздухом для приборов КИП и А, реагентами.

Качественная и бесперебойная работа систем контроля и автоматики, схем аварийной сигнализации и блокировочной защиты.

Качественный и систематический контроль производства (анализы сырья, ВСГ, рефлюкса, сухого газа, катализата).

Поддержание постоянства уровня гидрогенизата в сепараторе С_1, нестабильного катализата в сепараторах С_7 и С_8 для исключения прорыва газа из аппаратов высокого давления в аппараты низкого давления.

Поддержание постоянства уровня нефтепродукта в колонне К_7 для исключения сброса насоса ЦН_14,15.

Поддержание постоянства уровня гидрогенизата в рибойлере Т_3, недопущение превышения температуры низа колонны К_1 для исключения сброса насоса ЦН_1,2,3.

Недопущение скопления жидкости в сепараторах С_4 и С_9, периодическое дренирование жидкости из них.

Систематический контроль состояния трубопроводов, запорной арматуры, фланцевых соединений, своевременное устранение выявленных дефектов.

Систематический контроль состояния труб змеевиков печей П_1,3,105, правильная шуровка этих печей.

Строгое выполнение инструкций и правил эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Систематический контроль работы насосов, компрессоров, вентсистем, своевременное устранение выявленных дефектов.

Строгое выполнение инструкций по пуску, эксплуатации насосов, компрессоров и электроприводов к ним.

Контроль состояния схем защитного заземления трубопроводов, корпусов электродвигателей и пусковых устройств, аппаратов.

Контроль систем паротушения, пенотушения, проверка работоспособности систем пожаротушения не реже 1 раза в вахту.

Недопущение закупорки канализационной системы.

Недопущение попадания нефтепродукта в фекальную канализацию.

Систематический контроль качества воздушной среды в производственных помещениях.

Дренирование технологического оборудования производить строго в соответствии с данными таблицы 10.

Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

Технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;

средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства противоаварийной защиты, сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки работниками метрологической службы;

вентиляционные системы, средства пожаротушения - перед началом каждой смены старшим по смене;

средства пожаротушения, включая автоматические системы, - не реже одного раза в месяц начальником установки совместно с работниками пожарной охраны.

Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

3.2 Возможные неполадки в работе установки

Возможные неполадки в работе установки представлены в таблице 6

Таблица 6- Неполадки в работе установки

Возможные производственные неполадки, аварийные ситуации	Предельно допустимые значения параметров, превышение	Причины возникновения	Действия персонала по предупреждению и устранению производственных неполадок, аварийных ситуаций
1	2	3	4
Увеличение содержания серы в гидрогенизате	не более 0,00005 мас. %	Смешение газосырьевой и газопродуктовой смесей в результате пропуска через сильфоны и трубки Т_1/1,2,3.	Сравнить гидрогенизат на выходе из Р_1 и на выходе с блока стабилизации гидрогенизата, убедиться в правильности предположений и остановить установку для ремонта теплообменника.
		Низкая температура на входе в реактор Р_1.	Поднять температуру на входе в реактор Р_1.
		Низкое давление в реакторе Р_1.	Поднять давление в реакторе Р_1.
		Завышена объемная скорость подачи сырья в Р_1.	Понизить производительность установки по сырью.
		Недостаточное поступление свежего ВСГ с блока риформинга или недостаточное содержание водорода в ВСГ.	Увеличить расход ВСГ с блока риформинга на реакторный блок гидроочистки и увеличить содержание водорода в ВСГ.
		Снижение активности катализатора гидроочистки.	Остановить установку для проведения регенерации катализатора, при необходимости заменить катализатор.
Затемнение сырья в резервуарах № 71, 73		1. Поступление некачественного сырья с установок АВТ_1 4, гидрокрекинга.	1. Снизить температуру на входе в Р_1 до 315 С, в Р_2,4,204 до 470 С, последовательно откачать затемненное сырье из резервуаров № 71,73 насосом ЦН_2 по линии некондиции на установку 1А_1М, заменив его на светлое.
Повышенное содержание сероводорода в ВСГ		1 Плохоезахолаживаниегазопродуктовой смеси в ВХ_101, Х_1/1,2..	Увеличить частоту вращения электродвигателя ВХ_101, увеличить расход воды в Х_1/1,2.
Гидрогенизат не выдерживает испытания на коррозию.		1.Плохаяотпарка сероводорода в колонне К_1	1. Повысить температуру низа колонны К_1, понизить давление в С_102.
Понижение октанового числа стабильного катализата.		Низкая температура на входах в реакторы Р_2,4,204. Завышена объемная скорость подачи сырья.	Поднять температуру на входах в реакторы Р_2,4,204 Понизить производительность установки по сырью. Проверить достоверность показаний прибора FRSA 185.
		Повышенное давление в реакторах Р_2,4,204.	Понизить давление в реакторах Р_2,4,204.
		Низкая упругость паров стабильного катализата.	Понизить температуру верха колонны К_7.

3.3 Аварийные случаи на установке

Основные опасности производства, обусловленных нарушениями правил безопасности работающими

Невыполнение отдельных операций продувки, опрессовки и промывки системы азотом, невыполнение очередности операций, несоблюдение скорости подъема температуры и давления при выводе установки на нормальный технологический режим может привести к образованию внутри системы взрывоопасных смесей ВСГ и углеводородов с воздухом, к сбросу в атмосферу через свечу ВСГ вместо азота, к нарушению герметичности трубопроводов и аппаратов и выбросу большого количества нефтепродуктов и газов на территорию установки, к загазованности, взрыву, пожару.

Отклонение или превышение параметров, разрешенных «Нормами технологического режима» настоящего регламента. При этом возможно:

деформация и прогар труб змеевиков печей П-1,3,105 в результате превышения температуры на выходе продукта из змеевиков печей;

коксование катализатора в результате повышения температур в зоне реакции или несоответствия соотношения сырья и ВСГ;

спекание катализатора в результате превышения температур в зоне реакции;

водородная коррозия корпуса реактора в результате превышения температуры стенки реактора;

разрушение конструкций печи в результате превышения температуры дымовых газов над перевалами печи;

выход из строя газовых компрессоров ЦК-1, ПК-1, ПК_2 в результате превышения перепада давления между выкидом и приемом компрессора;

нарушение герметичности отдельного аппарата в результате подъема давления или температуры выше допустимых пределов.

Завышенная производительность блока риформинга (расход от ЦН_1,2,3) по сравнению с производительностью блока гидроочистки (расход от ЦН_1,1а,2) может привести к упуску уровня жидкости в рибойлере Т_3, сбросу ЦН_1,2,3 и прекращению поступления сырья в реакторы Р_2,4,204 через соответствующие потоки печи П_1, к резкому возрастанию температуры ВСГ на выходе из П_1 и в реакторах Р-2,4,204, к деформации и прогару труб змеевика печи П-1, к резкому снижению уровня жидкости в сепараторе С_7 и прорыву газов из сепаратора высокого давления С-7 в сепаратор низкого давления С-8 и далее через Т-7/1,2 и Т_8 в колонну К_7, к возникновению пожаров и взрывов на установке.

При понижении уровня гидрогенизата в сепараторе С-1, нестабильного катализата в С-7 и С-8 в результате неудовлетворительной работы регулирующих клапанов и отсутствия должного контроля за наличием уровня жидкости в этих аппаратах со стороны работников установки может произойти:

прорыв газов из С-1 (Рраб. = 2,65 МПа) в К-1 (Рраб. = 0,61 МПа);

прорыв газов из С-7 (Рраб. = 2,14 МПа) в С-8 (Рраб. = 1,36 МПа) и далее в К_7 (Рраб. = 1,27 МПа).

Повышение уровня жидкости в С-1, С_7 может привести к уносу большого количества жидкости водородсодержащим газом и ее попаданию на прием компрессоров ПК-1,2, ЦК-1.

Поддержание низкого уровня продукта в колонне К_7 в результате неисправности клапана, регулирующего откачку продукта с низа колонны, и отсутствие контроля за наличием уровня в К-7 со стороны работников установки может привести к сбросу насоса ЦН_14,15, к резкому увеличению температуры на выходе нефтепродукта из змеевика печи П-3, к прогару труб змеевика печи П-3, к возникновению пожара на П-3.

Повышение уровня воды в сепараторе С-102 может привести к попаданию влаги из С-102 в К-1 и вызвать резкое повышение давления в К-1, к подрыву предохранительных клапанов на Т_3 или нарушению герметичности Т_3, К-1.

Резкое изменение производительности установки и температурного режима по печи П-1 и реакторам может привести к деформации трубопроводов, фланцевых соединений и послужить причиной аварии.

Повышение температуры катализата на выходе с установки может привести квозникновение загазованности территории парков цеха № 13.

Запрещается эксплуатация под вакуумом аппаратов, рассчитанных в соответствии с ПБ 03-576-03 и требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Возможные аварийные ситуации и правила останова установки

На установке ЛГ-35/11-300 могут возникнуть следующие аварийные ситуации:

Прекращение подачи сырья на установку в результате выхода из строя сырьевых насосов.

Прекращение подачи пара 10 кгс/см² на установку.

Отключение электроэнергии на установку.

Прекращение подачи воды на установку.

Прекращение подачи воздуха КИП на установку (выход из строя автоматической системы управления технологическим процессом).

Прогар змеевика печи П-1.

Прогар змеевика печи П-3.

Прогар змеевика печи П-105.

Разрыв трубопровода или подрыв ППК в системе высокого давления на блоке гидроочистки или риформинга.

Нарушение в системе канализации и в оборотных системах водоснабжения.

Ограничение или прекращение приема продуктов с установки.

Выход из строя компрессора ЦК_1.

Во всех случаях возникновения аварийного положения на установке обслуживающий персонал должен принять меры по ликвидации аварийного положения, поставить в известность дежурный персонал соответствующей службы, по причине которой создалось аварийное положение, технический персонал установок и участков, связанных технологически с работой ЛГ_35/11-300 , диспетчера завода, руководство производства.

При возникновении на установке пожара или другого угрожающего положения необходимо вызвать пожарную команду, отряд газоспасательной службы, скорую медицинскую помощь, встретить их, принять меры по спасению людей, пустить в работу установку пенотушения.

Прекращение подачи сырья на установку в результате выхода из строя сырьевых насосов

При этом возможно:

прорыв ВСГ в резервуары, разрушение резервуаров, пожар,

резкое повышение температуры на выходе газосырьевой смеси из печи П_1 в реактор Р-1,

резкое снижение уровня в сепараторе С-1 и прорыв газа из С-1 в К-1,

Непринятие своевременных мер по ликвидации аварийного положения может привести к резкому снижению уровня гидрогенизата в Т-3 (К-1), к сбросу ЦН-1,2,3 и резкому возрастанию температуры газопродуктовой смеси на входах в реакторы Р-2,4,204 и спеканию катализатора и выводу его из строя. К деформации труб змеевика П-1, к резкому снижению уровня жидкой фазы в С-7 и прорыву газов из сепаратора высокого давления С-7 в сепаратор низкого давления С-8 и далее через Т-7/1,2 и Т_8 в колонну К_7.

В результате этого возможно нарушение герметичности трубопроводов и отдельных аппаратов, загазованность установки, возникновение пожара и взрыва.

При прекращении подачи сырья срабатывает сигнализация и блокировка (закрывается электрозадвижка на линии подачи сырья в тройник смешения блока гидроочистки).

Для ликвидации аварийного положения необходимо:

Перекрыть арматуру на выкиде сырьевых насосов ЦН-1,1а,2,3, остановить насосы.

Снизить температуру в реакторах Р-2,4,204 до 400 С, в Р-1 до 300 С.

Прекратить подачу хлорорганики от ПН_117,118 и пароконденсата от ПН_120к на блок риформинга.

Прекратить сброс ВСГ с установки к потребителям.

Прекратить вывод стабильного катализата с установки.

При снижении уровня жидкой фазы в сепараторах С_1, С-7 перекрыть арматуру на перетоках жидкости из С_1 через Т_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С_8 через Т_7/1,2 и Т_8 в К_7.

Продолжать циркуляцию ВСГ по блокам гидроочистки и риформинга от ПК_1,2 и ЦК_1.

Продолжать циркуляцию продукта по змеевику печи П_3 от ЦН_14,15.

Снизить температуру низа колонн К_1 и К_7 до 100 С.

Прекратить сброс рефлюкса с установки.

Следить за давлением в аппаратах. При необходимости сбросить давление в топливную линию или на факел.

Следить за уровнем жидкой фазы в аппаратах.

При необходимости установку полностью остановить согласно разделу настоящего регламента «Останов установки при нормальных условиях».

Прекращение подачи пара 10 кгс/см² на установку

При этом в результате прекращения распыления жидкого топлива в форсунках печи П_1 оно потечет в камеры сгорания, возникнет пожар, резко возрастет температура газосырьевой смеси на выходе из радиантных и конвекционной камер, в реакторах Р-1,2,4,204 и теплообменнике Т_201. Это может привести к деформации труб змеевика печи П-1, к резкому возрастанию давления, к нарушению герметичности отдельных аппаратов и трубопроводов, к прорыву парогазовой смеси на территорию установки, к возникновению пожара и взрывов.

В результате прекращения подачи пара на установку системы паротушения будут неработоспособны.

При кратковременном отсутствии пара с давлением 10 кгс/см² необходимо:

Снизить производительность установки по сырью до 45 м³/час, понизив соответственно производительность по блоку риформинга.

При необходимости прекратить сброс ВСГ с установки потребителям.

Шуровку печи П-1 перевести на газообразное топливо.

При длительном отсутствии пара установку перевести на циркуляцию ВСГ с последующей остановкой согласно разделу настоящего регламента «Останов установки при нормальных условиях».

Отключение электроэнергии на установку

Отключение электроэнергии напряжением 380 В

При этом:

остановятся двигатели всех насосов (ЦН_1,1а,3 по блокировке), аппаратов воздушного охлаждения, вентсистем, воздуходувок;

остановится двигатель компрессора ЦК_1 (по блокировке);

Примечание. Система управления технологическим процессом, схемы аварийной сигнализации и блокировочной защиты будут продолжать функционировать в течение 60 минут от батарей источника бесперебойного питания.

В результате этого возможно:

резкое увеличение температуры газосырьевой смеси на входах в реакторы Р-1,2,4,204, деформация труб змеевика печи П-1, коксование, спекание катализатора и выход его из строя;

резкое увеличение температуры продукта на выходе из змеевика П_3, деформация и прогар труб змеевика П_3, резкое повышение температуры низа колонны К_7;

упуск уровня жидкости в аппаратах высокого давления и прорыв газов из аппаратов высокого давления в аппараты низкого давления (из С-1 в К-1, из С-7 в С-8 и далее в К-7);

нарушение герметичности отдельных трубопроводов и аппаратов, возникновение загазованности на территории установки, возникновение пожаров и взрывов на установке.

Для ликвидации аварийного положения необходимо:

Потушить форсунки печей П-1,3, перекрыть армтуру на топливных линиях около регулирующих клапанов, дать пар в камеры сгорания печей П-1,3.

Закрыть арматуру на выкидных линиях ЦН_1,1а,2,3.

Закрыть арматуру на приемной и выкидной линиях у компрессора ЦК-1.

Наладить циркуляцию ВСГ от ПК-1 и ПК_2 по блокам риформинга и гидроочистки параллельно от обоих компрессоров.

Закрыть арматуру на перетоке жидкости из С-1 через Т-2 в К-1, из К_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С_8 через Т_1/1,2 и Т_8 в К-7.

Прекратить сброс ВСГ с установки потребителям, при необходимости ВСГ сбросить в общезаводскую топливную сеть или на факел.

Прекратить вывод стабильногокатализата и рефлюкса с установки.

Закрыть арматуру на выкидных линиях остальных насосов.

Следить за давлением в аппаратах. При необходимости сбросить давление в топливную линию или на факел.

Отключение электроэнергии напряжением 6000 В.

При прекращении снабжения установки электроэнергией напряжением 6000 В остановится все электрооборудование.

При этом возможно возникновение последствий, аналогичных последствиям при прекращении подачи на установку сырья и электроэнергии напряжением 380 В.

Для ликвидации аварийного положения необходимо:

Потушить форсунки печей П-1,3, перекрыть арматуру на топливных линиях и клапанах, дать пар в камеры сгорания печей П-1,3.

Закрыть арматуру на выкидных линиях насосов ЦН-1,1а,2,3.

Закрыть приемную и выкидную задвижки компрессора ЦК-1.

Закрыть арматуру на перетоке жидкости из С-1 через Т-2 в К-1, из К_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С_8 через Т_1/1,2 и Т_8 в К-7.

Прекратить сброс ВСГ с установки потребителям, при необходимости ВСГ сбросить в общезаводскую топливную сеть или на факел.

Прекратить вывод стабильного катализата и рефлюкса с установки.

Закрыть арматуру на выкидных линиях остальных насосов.

Следить за давлением в аппаратах. При необходимости сбросить давление в топливную линию или на факел.

Сообщить об отключении электроэнергии в дежурную службу цеха электроснабжения по тел. 18 или 26-76.

Прекращение подачи воды на установку

При прекращении подачи воды на установку может произойти:

выход из строя компрессоров и центробежных насосов в следствии перегрева данного оборудования;

возрастание давления на блоках гидроочистки и риформинга;

деформация водяных холодильников.

В результате возможно нарушение герметичности отдельных трубопроводов, аппаратов, возникновение загазованности и пожара, взрывов на установке. каталитический риформинг бензиновый

Прекращение подачи воды I системы на установку

При падении давления воды I системы срабатывает сигнализация. При прекращении подачи воды I системы необходимо снизить производительность установки по сырью до 45м³/час. Максимально использовать возможности воздушных холодильников ВХ-101, ВХ-106,106а увеличив частоту вращения электродвигателей до максимума.

Прекращение подачи воды II системы

При прекращении подачи воды II системы необходимо перевести системы охлаждения ПК_1,2 и ЦК_1 на речную воду.

Прекращение подачи речной воды

При нормальной эксплуатации установки применение речной воды не предусмотрено. При прекращении подачи речной воды и отсутствии воды II системы необходимо перевести системы охлаждения ПК_1,2 и ЦК_1 на воду I или II системы, либо через систему пожарных рукавов использовать пожарную воду. Производительность установки понизить до минимума.

Прекращение подачи воздуха КИП на установку

(выход из строя автоматической системы управления)

На установке смонтирован ресивер воздуха КИП Б-7, с часовым запасом воздуха. По истечении этого времени невозможно вести автоматический контроль параметров процесса и автоматическое регулирование процесса, т.к. вторичные приборы КИП, регистрирующие и регулирующие расход, уровни и давление, будут выключены из работы.

Перекроются регулирующие клапаны на линиях подачи топливного газа к форсункам печей П-1,3, на линии подачи сырья от ЦН_1,1а,2 в тройник смешения блока гидроочистки, на линии подачи гидрогенизата от ЦН_1,2,3 в Т_201, на перетоке жидкости из С_1 через Т_2 в К_1, из К_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С-8 через Т_7/1,2 и Т_8 в К-7, на линии подачи орошения колонны К_1 от ЦН_118,119, на линии вывода стабильного катализата с установки, на линии вывода рефлюкса с установки. Остальные регулирующие клапаны будут полностью открыты.

Погаснут жидкостные и газовые форсунки на печах П-1,3, резко возрастут расходы продукта по змеевикам печей П-1,3. Резко снизятся температуры на выходе продукта из змеевиков печей П-1,3. Возможна деформация труб змеевиков печей П-1,3, скопление углеводородов в камерах сгорания печей (как результат деформаций и разрывов труб змеевика или частичного пропуска топливного газа через неплотно закрытые регулирующие клапаны), самовоспламенение скопившегося газа от раскаленных стенок камер сгорания печей П-1,3.

В случае неполного перекрытия регулирующих клапанов на перетоках жидкости из аппаратов высокого давления в аппараты низкого давления возможен прорыв газа из С-1 в К-1, из С-7 в С-8 и далее в К-7, нарушение герметичности отдельных трубопроводов и аппаратов, что приведет к загазованности установки, возникновению пожара и взрыва.

При падении давления воздуха КИП на установку срабатывает сигнализация.

Для ликвидации аварийного положения см. «Отключение электроэнергии напряжением 380 В», а также необходимо произвести следующие действия:

Перекрыть арматуру на топливных линиях и клапанах печей П_1,3,105, дать пар в камеры сгорания печей.

Перекрыть арматуру на насосах ЦН-1,1а,2,3.

Перекрыть арматуру на компрессоре ЦК-1.

Прекратить подачу хлорорганики от ПН_117,118 и пароконденсата от ПН_120к на блок риформинга.

Закрыть арматуру на перетоке жидкости из С-1 через Т-2 в К-1, из К_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С_8 через Т_1/1,2 и Т_8 в К-7.

Остановить работающие насосы ЦН_12,13, ЦН_14,15, ЦН_118,119, перекрыть арматуру на них.

Прекратить сброс ВСГ с установки потребителям, при необходимости ВСГ сбросить на факел.

Перекрыть арматуру на сбросе стабильногокатализата и рефлюкса с установки.

Следить за давлением в аппаратах. При необходимости сбросить давление в топливную линию или на факел.

Прогар змеевика печи П-1

В результате прогара змеевика печи П-1 в камеры сгорания печи будет попадать большое количество газосырьевой смеси, и возникнет пожар.

Для ликвидации аварийного положения необходимо:

Немедленно потушить форсунки печи П-1, перекрыть арматуру на топливных линиях и клапанах, дать пар в камеры сгорания.

Остановить газодувку ГД-1, воздуходувки ВД_1 и ВД_3, закрыть шиберы на дымоходе к ГД_1 и на ВД-1.

Прекратить подачу сырья на блоки гидроочистки и риформинга, остановить насосы ЦН-1,1а,2,3, перекрыть арматуру на насосах.

Остановить компрессоры ЦК-1, ПК-1,2, закрыть задвижки на приемах и выкидах компрессоров.

Потушить печь П-105 перекрыв арматуру на линии топливного газа и дать пар в камеру сгорания.

Прекратить сброс ВСГ с установки потребителям, сбросить ВСГ на факел. Давление из змеевика следует сбрасывать так, чтобы в змеевике оставалось избыточное давление, препятствующее проникновению воздуха.

Прекратить подачу хлорорганики от ПН_117,118 и пароконденсата от ПН_120к на блок риформинга.

Прекратить подачу орошения в К_1, остановив ЦН_118,119.

Потушить форсунки печи П-3, не прекращая циркуляции продукта по змеевику печи от ЦН_14,15.

Следить за давлением в аппаратах. При необходимости сбросить давление в топливную линию или на

факел.

Закрыть арматуру на перетоке жидкости из С-1 через Т-2 в К-1, из К_2 в К_1, из С-7 в С-8, из С_8 через Т_1/1,2 и Т_8 в К-7.

Прекратить вывод катализата и рефлюкса с установки.

Принять на установку азот.

Откачать продукт из аппаратуры в резервуар некондиционного продукта.

Приступить к подготовке установки для проведения ремонтных работ.

Прогар змеевика печи П-3

В результате прогара змеевика печи П-3 в камеру сгорания печи будет попадать большое количество парожидкостной смеси, и возникнет пожар.

Для ликвидации аварийного положения необходимо:

Потушить форсунки печей П-1,3, перекрыть армаруру на топливных линиях и клапанах, дать пар в камеры сгорания печей П-1,3.