Гидроочистка дизельных топлив

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Назначение, краткая характеристика процесса, выбор схемы.

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов.

1.3 Теоретические основы проектируемого процесса.

1.4 Проектирование и описание технологического процесса. Нормы технологического режима.

1.5 Аналитический контроль процесса.

1.6 Автоматизация технологического процесса.

1.7 Охрана труда.

1.8 Охрана окружающей среды.

2. Расчетная часть.

Материальный баланс процесса.

Материальный баланс аппарата Р-1.

Тепловой баланс аппарата Р-1.

Расчет основных конструктивных размеров аппарата Р-1.

3. Экономическая часть.

Расчет затрат на сырье.

Расчет затрат на вспомогательные материалы.

Расчет затрат на энергию.

Расчет УПР.

Расчет не калькулируемой продукции.

Расчет калькулируемой продукции.

Расчет внутризаводских цен.

Расчет товарной продукции за декабрь 2000 года.

Анализ ТП за счет объема переработанного сырья.

Анализ ТП за счет отбора целевых продуктов.

Расчет прибыли.

Расчет уровня рентабельности.

Пути увеличения рентабельности.

Выводы

Литература.

Введение

В нефтепереработке гидроочистка сырья является заключительной операцией очистки нефтепродуктов, которую проходят почти все нефтяные топлива прямой гонки, крекинга и риформинга, так и вторичного происхождения: бензин, керосин, дизельное топливо и вакуумный газойль.

Процесс гидроочистки применяется для облагораживания компонентов смазочных масел и парафинов.

Гидроочистка представляет одну из разновидностей гидрогенизационного процесса и протекает в условиях близких к условиям гидрокрекинга и на тех же катализаторах.

В процессе гидроочистки из нефтепродуктов удаляются соединения серы, азота, кислорода и некоторых металлов, гидрируются ненасыщенные углеводороды.

При гидроочистке одновременно происходит также гидрирование нестабильных непредельных углеводородов до соответствующих предельных.

Образовавшиеся продукты гидрирования отделяются от нефтепродуктов путем поглощения их сорбентами (этаноламина, раствором гидроксида натрия).

Технологическая часть.

1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса и обоснование выбора схемы проектируемого процесса

Установка гидроочистки дизельных топлив предназначена для удаления органических сернистых соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации.

Установка состоит из следующих взаимосвязанных блоков (отделений):

1. Реакторный блок предназначен для очистки дизельных фракций от серы путем гидрирования на катализаторе сернистых соединений.

2. Блок стабилизации гидроочищенного дизельного топлива - где осуществляется выделение легких бензиновых фракций и углеводородных газов.

3. Блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа, углеводородных газов от сероводорода и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА).

Компоненты сырья: легкий газойль с установок 43-103, КТ - 1, а также дизельное топливо с установок АВТ и АТ поступают в резервуары товарного парка. Сырье из резервуаров товарного парка забирается насосами и поступает на установки гидроочистки Л-24-6, 7, 9. Далее сырье поступает на щит смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), нагнетаемым поршневыми компрессорами и свежим ВСГ, поступающим с установок 35-11/1000, 35-11/600.

Установки Л-24-9, Л-24-6, Л-24-7 находятся на небольшом расстоянии друг от друга и от установок 43-103, КТ-1, АВТ, АТ и от установок поставляющих ВСГ, что обуславливает небольшую длину и малую металлоемкость трубопроводов, следовательно - меньше потери скорости сырья, меньше гидравлическое сопротивление, за счет небольшого количества конфигураций, изгибов трубопровода. При этом на насосы и компрессоры действуют небольшие нагрузки, что значительно снижает материальные и энергетические затраты.

Гидроочищенное дизельное летнее топливо после гидроочистки - используется в качестве компонентов при получении товарных летних дизельных топлив, печного топлива, топлива для газотурбинных установок и поступает в парки готовой продукции.

1.2 Характеристика сырья готовой продукции и вспомогательных материалов

Таблица № 1.

Наименование продукта.	ГОСТ, ТУ, СТП.	Показатели ГОСТ, ТУ, СТП.	Допустимые
1	2	3	4
I. Сырье 1.Компаненты топлива дизель ного «Л»	СТП 010600-401-108-84	1.Фракционный состав: - 50% вскипает при температуре, С не выше - 96% вскипает при температуре, С не выше 2. Температура застывания, С не выше 3. Температура помутнения С не выше 4. Температура вспышки в открытом тигле, С не ниже 5. Массовая доля серы, %	280 360 -10 или 0 минус 5 65 Не нормиру ется, опре- деление обязательно
2. Газойль лег- кий каталити- ческий	СТП 010600-401228-89	1.Фракционный состав: - 50% выкипает при темпе- ратуре, С не выше - 96% выкипает при темпе- ратуре, С не выше 2. Цвет 3. Температура помутнения С не выше	275 360 до светло ко ричневого минус 5
3. Мотоалкилат	СТП 010600-401140-86	1.Фракционный состав: - температура начала пере- гонки, С не ниже 2.Испытание на медной пластинке	135 выдерживает
4. Флегма тер- мических кре- кингов	_	1. Цвет визуально 2. Температура конца кипе- ния, С не более	светло - ко- ричневый 360 4
5. Газ водород- содержащий	ТУ-38-3011-79	1. Компонентный состав, % об.: а) содержание водорода, не менее б) содержание сероводоро- да, не более в) содержание кислорода, не более г) содержание углекислого газа, не более д) содержание окиси угле- рода, не более	65 0,001 0,2 0,5 0,2
ii. Получаемые продукты 1. Дизельное топливо летнее гидроочищение	СПТ-010600-401233-84	1. Фракционный состав: -50% перегоняется при тем пературе, С не выше -96% перегоняется при тем пературе, С не выше 2. Температура застывания, С не выше 3. Температура помутнения С не выше 4. Температура вспышки в закрытом тигле, С не ниже 5. Массовая доля серы, % не более - при переработке смеси 30 % легкого каталитического газойля и 70% компонен- тов, % а) трехокиси молибдена (МоО ) не менее б) закиси никеля (NiО ) не менее в) двуокиси кремния (SiО ) в пределах 2. Массовая доля вредных примесей, % не более а) окиси натрия (Na O) в) окиси железа (Fe O ) 3. Насыпная плотность, г/см не менее 4. Размер гранул, мм	280 360 минус 10 минус 5 65 0,13 14,0 3,0 6-10 0,15 0,2 0,64
		а) диаметр, в пределах б) длина при диаметре 3-5 мм в пределах 3. Насыпная плотность, г/см не менее 4. Массовая доля влаги, % не более 6. Индекс прочности, кг/мм не менее 7. Массовая доля крошки % размером менее 2,0 мм для гранул диаметром 3,0-5,0 мм не более - Размером менее 1,0 мм для гранул диаметром 1,5-3,0 мм не более 8. Относительная актив- ность обессериванию ди- зельного топлива при У= 2,5 час- 1,% для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, немогонного дизельного топлива - при переработке прямо- гонного топлива 6. Содержание сероводорода 7. Содержание воды	1,5-5,0 3-8 2,5 1,6 2,5 2,5 100 0,1 отсутствие отсутствие
2. Газ кислый (сероводород)	СТП 010600-401103-84	Массовая доля H S и СО не менее	99,0
3.Углеводород- ные газы	_	Содержание сероводорода, % не более	0,2
III. Реагенты 1. Моноэтанол- амин техничес кий	ТУ С-02-915-84 Сорт 1	1. Массовая доля МЭА, % не менее 2. Массовая доля диэтанол- амина, % не более 3. Цветность в единицах оп тической плотности, небо- лее 4. Плотность при 20 С, г/см	98,0 1,0 2,5 1,015-1,018
		5. Массовая доля воды, % не более	1,0
2. Газ инертн- ный	СТП 010600-401179-83	Для продувки систем установки 1. Содержание кислорода, % не более 2. Точка росы, С не выше для регенерации катализа- тора: 1. Содержание кислорода, % не более 2. Содержание СО, % не более 3. Содержание горючих, % не более 4. Точка росы, С не выше	0,5 минус 40 0,5 1,2 0,5 минус 40
IV. Катализатоторы
1.ГS-168 Шс ГЗК	ТУ 38-101938-83	1. Массовая доля для актив- ных компонентов, менее 2. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час - 1,% - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее	105 101 109
2. ГО-117	ТУ 3810184-85	1.Массовая доля для активных компонентов, %: а) трехокиси молибдена (МоО не менее б) закиси никеля (NiО) не ме- нее 2. Массовая доля вредных при месей, % не более: а) окиси натрия (Na O) б) окиси железа (Fe O ) 3. Насыщенная плотность, г\ см не менее 4. Размер гранул, мм а) средний диаметр в преде- лах б) средняя длина при диамет- ре 3,2-5,0 мм в пределах	марка марка А А 21,0 21,0 7,0 6,0 0,08 0,20 0,16 0,20 0,8 0,8 1,5-5,0 1,0-5, 3,0-8,0 3,0-8,
		5.Массовая доля влаги, % не более 6. Индекс прочности, кг/мм, не менее 7. Массовая доля крошки % размером менее 2,0 мм для гранул диаметром 3,0-5,0 мм не более - Размером менее 1,0 мм для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не более 8. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час-1,%, не менее Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час-1,% - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее.	2,3 3,0 1,3 1,2 2,5 2,5 2,5 2,5 101 101

1.3 Применение готовой продукции

Топливо дизельное летнее гидроочищенное используется в качестве компонента при получении товарных летних дизельных топлив, печного топлива, топлива для газотурбинных установок и направляется в товарный парк готовой продукции.

Газ кислый (сероводород) - применяется в качестве сырья для производства серной кислоты на установке ЦСО (центральная сероочистка) методом мокрого катализа и расщепления.

Углеводородные газы используются в качестве топливного газа.

Углеводородный газ из К-3 направляются в заводскую топливную сеть и далее на установки.

Углеводородные газы из К-4 сжигаются в печах П-1, 2 на данной установке.

1.4 Теоретические основы проектируемого процесса

1.4.1 Сущность процесса гидроочистки состоит в превращении соединений, содержащих серу, азот, кислород и дальнейшем гидрированием с образованием летучих сернистых соединений, сероводорода, аммиака, воды, которые удаляются путем отпарки в ректификационных колонах.

Одновременно происходит насыщение непредельных углеводородов и адсорбция катализатором металлов из состава металлоорганических соединений.

Адсорбция - это массообменный процесс избирательного извлечения одного или группы компонентов из жидкой или газообразной смеси с помощью специально подобранного твердого поглотителя.

Для осуществления этого процесса необходимо обеспечить все условия массообменных процессов. Особенность в этом случае составляет то, что поглотитель является твердым веществом. Он должен обладать высокой избирательной и поглощательной способностью. Эффективность определяется величиной активной поверхности адсорбента. Большую поверхность можно обеспечить двумя путями: уменьшением частиц или пористостью гранул.

Адсорбция, в зависимости от условий процесса является обратным процессом, что позволяет осуществлять непрерывный процесс с регенерацией насыщенного адсорбента.

При гидроочистке, частично протекают реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов, а так же реакция гидрокрекинга.

При гидроочистке применяются катализаторы ГS-168 Ш, который содержит: трехокись молибдена (МоО ), закись никеля (NiО), двуокись кремния (SiО ) и катализатор ГО-117, содержащий: трехокись молибдена (МоО ) и закись никеля (NiО).

По мере накопления на катализаторе углистых отложений активность катализатора понижается. При значительном падении активности, которая не может быть повышена изменением параметров процесса в допустимых пределах, реакторный блок переводится на цикл регенерации катализатора паровоздушной смесью.

1.4.2 Основные реакции процесса гидроочистки

Реакции сернистых соединений.

Сернистые соединения представлены меркаптанами, сульфидами, полисульфидами, тиофенами. В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические с выделением сероводорода.

Примеры реакций гидрирования сернистых соединений:

а) меркаптаны: RSH + H - RH = H S.

б) сульфиды: RSR + 2H - RH + R H + H S.

в) дисульфиды: RSSR + 3H - 2RH + 2H S.

г) тиофены: HC - HC

HC CH + 4H - C H + H S

Из перечисленных соединений наиболее трудно поддаются превращениям циклические соединения серы - тиофены. С увеличением молекулярного веса и с увеличением температуры кипения сырья, уменьшается скорость гидрообессеривания, что обусловлено строением сернистых соединений.

Реакция азотистых соединений.

Азотистые соединения представлены пироллами, пиридинами, хинолинами. При гидрировании азотистые соединения превращаются следующим образом:

а) пироллы: б) пиридины:

HC - CH CH

HC CH + 4H - C H + NH HC CH

+ 5H - C H + NH

N HC CH

N

в) хинолины:

CH CH CH

HC CH CH HC C - CH - CH - CH + NH

+ 4H -

HC HC HC CH

CH CH

Реакция кислородсодержащих соединений.

Кислородные соединения (спирты, эфиры, перекиси, фенолы) и растворенный кислород при гидроочистке разлагаются с выделением воды:

а) фенол:

С Н ОН + Н - С Н + Н О

б) гидроперекись гептана:

С Н ООН + 2Н - С Н + 2Н О

Реакции непредельных углеводородов.

Непредельные углеводороды при высоких температурах быстрее углеводородов других классов образуют кокс, который осаждается в змеевиках печей и на катализаторе.

При гидроочистке непредельных углеводородов гидрируются:

СН - СН = СН - СН - СН + Н - С Н и превращаются в соответствующие углеводороды.

1.4.3 Тепловой эффект реакции

Реакция гидрирования непредельных, ароматических и серосодержащих соединений сопровождается выделением теплоты. При гидроочистке легких прямогонных топлив - бензина, керосина, дизельного топлива - тепловой эффект реакции сравнительно невелик и составляет 70-80 кДж на 1 кг сырья. При гидроочистке с высоким содержанием непредельных, а так же тяжелых топлив тепловой эффект реакции достигает 260-500 кДж/кг.

Для отвода избыточной теплоты из реакционной зоны применяют подачу в реактор между слоями катализатора холодного циркулирующего или смеси холодного газа и холодного жидкого нестабильного продукта гидроочистки (гидрогенизата).

1.4.3 Влияние параметров процесса на гидроочистку

Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, является: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ).

Температура.

При повышении температуры в реакторе увеличивается глубина гидрирования сернистых и непредельных соединений. Однако при температуре выше 400 С интенсивность реакции гидрообессеривания и, особенно, гидрирования непредельных углеводородов существенно не увеличивается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации - гидрокрекинга и увеличивается отложение кокса на катализаторе. Так же увеличиваются реакции деструкции бициклических нафтенов, и расход водорода на гидроочистку понижается.

Давление.

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины обессеривания, увеличению межрегенерационного цикла катализатора, но в определенных, пределах рост глубины обессеривания от повышения давления незначителен.

При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки. Парциальное давление также зависит от соотношения количества сырья и ВСГ на входе в реактор, от концентрации водорода в водородсодержащем газе.

Объемная скорость подачи сырья.

Объемная скорость - это отношение объема сырья, подаваемого в реактор в час к объему катализатора.

Расход сырья, м / час

Объем катализатора, м

С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. При уменьшении объемной скорости увеличивается глубина обессеривания, так как увеличивается время контакта сырья с катализатором. При выборе объемной скорости учитывают температуру, давление, состав сырья.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа.

Соотношение водород - сырье.

Процесс гидрообессеривания проводится в условиях высокого парциального давления водорода. В качестве источника водорода используется водородсодержащий газ (ВСГ). С установки каталитического риформинга

Парциальное давление водорода в системе реакторного блока зависит от общего давления и концентрации водорода в циркулирующем ВСГ. Соотношение водород - сырье зависит от количества ВСГ, подаваемого на смешение с сырьем, концентрации водорода в циркулирующем ВСГ и количества загружаемого сырья.

Количество циркулирующего ВСГ зависит от давления на приеме циркуляционных компрессов.

Повышение давления в системе реакторного блока, увеличение концентрации водорода в циркулирующем ВСГ, увеличение подачи циркулирующего ВСГ на смешение с сырьем способствует протеканию реакции гидрообессеривания, увеличивает глубину очистки сырья от серосодержащих соединений, так как повышение их ведет к увеличению соотношения водород - сырье.

Проведение процесса гидроочистки при высоком соотношении водорода к сырью снижает отложение кокса на катализаторе, тем самым увеличивает межрегенерационный пробег установки.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа выражается отношением объема газа 250 нм приходящимся на 1 см сырья.

Влияние качества сырья на процесс гидроочистки.

Глубина гидрогенизации уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Это объясняется увеличением вязкости фракции и увеличением содержания тиофеновой серы, трудноудаляемой в процессе гидроочистки. Изменение содержания серы и непредельных углеводородных соединений влияет на расход водорода и выделение тепла. При переработке сырья вторичного происхождения (каталитического газойля) необходима повышенная концентрация водорода в циркулирующем газе.

Содержание в сырье механических примесей приводит к понижению активности катализатора, создает дополнительное гидравлическое соединение в системе реакторного блока за счет загрязнения теплообменников и катализатора.

Стабилизация гидрогенизата

Газообразные продукты реакций и пары воды удаляются из гидрогенизата путем отпарки их в ректификационных колоннах, при этом отгоняются бензиновые фракции.

Влияние основных параметров.

Отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата в стабилизационной колонне зависит от стабильности поддержания технологических параметров в колонне. Повышение уровня нефтепродукта выше верхнего предела, а так же резкое колебание уровня от нижнего к верхнему пределу, ухудшает степень отпарки сероводорода и воды.

Давление.

При увеличении давления в стабилизационной колонне уменьшается степень выделения сероводорода из гидрогенизата. Это связано с повышенной растворимостью газов в жидком нефтепродукте.

Температура.

При понижении температуры низа колонны уменьшается степень отпарки фракций бензина, сероводорода, воды. Понижается температура вспышки дизельного топлива.

Очистка газов от сероводорода

Очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов от сероводорода производится в абсорберах водным раствором моноэтаноламина, который в результате абсорбции образует с сероводородом соединение:

2(С Н ОН)RH +Н S = (CH=CH RH ) S

И последующей десорбцией сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина. Полученное при абсорбции сероводорода из газов соединение ( СН = СН ОНRH ) S при нагревании легко разлагается с образованием моноэтаноламина и сероводорода.

Влияние основных параметров.

Температура водного раствора МЭА и газа.

С увеличением температуры водного раствора МЭА и газов, подаваемых в абсорберы, уменьшается степень абсорбции сероводорода из газов, соответственно ухудшается очистка газов от сероводорода.

Количество МЭА, подаваемого в абсорбер.

При увеличении кратности циркуляции раствора МЭА, увеличивается степень очистки газов от сероводорода.

Концентрация МЭА в водном растворе.

При понижении концентрации МЭА в водном растворе, уменьшается степень абсорбции (поглощения) от газов.

Регенерация насыщенного раствора МЭА.

Величина десорбции сероводорода из насыщенного раствора МЭА зависит от стабильной температуры низа и верха в десорбере в пределах норм технологического режима. При понижении температуры низа и верха, ниже установленных норм ухудшается десорбция сероводорода.

1.5 Подробное описание технологической схемы процесса. Нормы технологического режима

Реакторный блок

Сырье из резервуаров забирается насосами Н-1/1-4 и подается на смещение с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), нагнетаемым поршневыми компрессорами ПК-1/1-3. Расход сырья регулируется приборами поз.3-1, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи сырья на щит смешения.

Расход циркулирующего ВСГ регистрируется приборами поз.3-21.

Давление в линии нагнетания компрессоров ПК-1/1/3 регистрируется приборами поз.2-16

Для подержания концентрации водорода в циркулирующем газе не менее 80% в приемный сепаратор С-3 из магистрального трубопровода через сепаратор С-8 подается свежий ВСГ.

Давление свежего ВСГ в С-3 регулируется прибором поз.2-17, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи свежего ВСГ в линию циркулирующего ВСГ из К-2 в С-3. Расход свежего ВСГ в С-3 регистрируется прибором поз.3-4. Часть циркулирующего газа со щита сброса отдувается в линию заводского топливного газа. Давление в системе реакторного блока регулируется прибором поз.3-1, клапан которого установлен на линии газа отдува в линию топливного газа регистрируется прибором поз.3-23. Уровень сепаратора С-8 регистрируется прибором поз.4-24.

Газосырьевая смесь после щита смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1, где нагревается за счет тепла продуктов реакции. Температура газосырьевой смеси после теплообменников Т-1 регистрируется прибором поз.1-20. Затем газосырьевая смесь на входе в печь П-1 разделяется на 8 параллельных потоков, по 4 на каждую камеру, проходит змеевики печи, где нагревается до температуры реакции.

Температура каждого потока на выходе из П-1 регистрируется прибором поэ.1-17.

Общая температура газосырьевой смеси на выходе из левой и правой камер регулируется прибором поз.1-11, клапан которого установлен на линии подачи топливного газа к форсункам левой и правой камер печи П-1. Температура дымовых газов на перевалах печи П-1 регистрируется прибором поз.1-19. Газосырьевая смесь после печи П-1 одним потоком поступает в реактор Р-1.

Температура в слое катализатора по зонам контролируется прибором поз.1-16.

Пары газосырьевой смеси внутри реактора проходят через слой катализатора сверху вниз. Из реакторов Р-1 газопродуктовая смесь поступает в трубное пространство теплообменников Т-1, где часть тепла отдает газосырьевой смеси. Температура газопродуктовой смеси на выходе из Р-1 контролируется прибором поз.1-16, на выходе из Т-1 прибором поз.1-20. Перепад давления в Р-1 регистрируется прибором поз.2-15

Далее, газопродуктовая смесь параллельно 4-мя потоками поступает в воздушный холодильник Х-1/1-4, контролируется прибором поз.1-1. Затем охлажденная газопродуктовая смесь поступает в сепаратор высокого давления С-1. В сепараторе С-1 жидкий продукт отделяется от циркуляционного ВСГ. С целью более полного удаления жидкости циркуляционный газ подвергается вторичной сепарации в отбойнике сепаратора С-1, затем газ поступает, а абсорбер К-2 на очистку от сероводорода раствором МЭА, подаваемый наверх абсорбера насосом Н-4/1,2.

Уровень жидкого продукта в С-1 регулируется прибором поз.4-7, клапан которого установлен на линии перетока продукта из С-1 в С-2.

Блок стабилизации

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора высокого давления С-1 поступает в сепаратор низкого давления С-2, где при снижении давления до 6-10 кг/см (0,6-1,0 Мпа) из него удаляется часть растворенного газа, который направляется в абсорбер К-3 для очистки от сероводорода раствором МЭА, подаваемого наверх абсорбера насосами Н-5/1,2.

ИЗ сепаратора С-2 нестабильный гидрогенизат под собственным давлением направляется в трубное пространство теплообменника Т-2, где нагревается за счет стабильного гидрогенизата и поступает в стабилизационную колону К-1 на 21 или на 26-ю тарелку.

Уровень гидрогенизата в С-2 регулируется прибором поз.4-8. Регулирующий клапан установлен на линии перетока из С-2 в Т-2.

Расход нестабильного гидрогенизата из С-2 регистрируется прибором поз.3-6. Температура нестабильного гидрогенизата после Т-2 контролируется прибором поз.1-17.

Нагрев и регулирование температуры низа К-1 осуществляется за счет циркуляции части кубового продукта К-1 насосами Н-2/1,3 через печь П-2.

Температура низа К-1 контролируется прибором поз.1-18.

Расход рециркулята через печь П-2 Регулирующий поз.3-10. Регулирующий клапан установлен на линии подачи рециркулята от Н-2/1,3, через печь П-2 в К-1.

На входе в печь П-2 рециркулят разделяется на 8 параллельных потоков, по 4 на каждую камеру, проходит змеевики печи, где нагревается, до температуры не выше 350 С. Температура каждого потока на выходе из печи П-2 регистрируется прибором поз.18. Общая температура на выходе из левой и правой камер регулируется прибором поз.1-3. Регулирующие клапана установлены на линиях подачи топливного газа к форсункам печи.

Температура дымовых газов на перевалах печи П-2 регистрируется прибором поз.1-19. Пройдя, печь П-2 подается в колонну К-1 одним потоком.

Балансовое количество стабильного гидрогенизата из колонны К-1 насосами Н-2/1-3, через межтрубное пространство теплообменника Т-2, аппараты воздушного охлаждения Х-5/1,2,3 откачивается с установки. Уровень гидрогенизата в колонне К-1 регулируется прибором поз.3-24. Температура стабильного дизельного топлива после Т-2 контролируется прибором поз.1-20, после Х-5/1,2,3 прибором поз.1-1.

Часть стабильного гидрогенизата после Х-5/1,2,3 направляется через холодильник Х-11 в емкость Е-15. Из емкости Е-15 дизельное топливо насосами Н-10/1,2 направляется на охлаждение уплотнения насосов.

Уровень емкости Е-15 регулируется прибором поз.4-30. Неконденсированное сырье из парка откачивается насосом Н-20с установки по линии стабильного гидрогенизата.

Пары бензина, воды и газа сверху колонны К-1 поступают в воздушный холодильник ХК-1/1,2, затем доохлаждаются в водяном холодильнике Х-10. Температура верха К-1 контролируется прибором поз.1-1

Давление низа К-1 контролируется прибором поз.2-80. Температура продукта после ХК-1/1,2, контролируется прибором поз.1-20, после Х-10 прибором поз.1-1.

После Х-10 продукты отгона поступают в сепаратор С-5, где разделяются на газ, бензин и воду. Углеводородный газ направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-4.

Отстоявшаяся вода с низа сепаратора С-5 направляется на прием насосов Н-7/1,2.

Уровень воды в сепараторе С-5 регулируется прибором поз.4-10, а регулирующий клапан установлен на линии протока воды на прием насосов Н-7/1,2. Избыток воды направляется в промывную канализацию.

Бензин поступает на прием насосов Н-3/1,2 и подается на орошение К-1. Расход орошения регулируется прибором поз.3-9. регулирующий клапан установлен на линии подачи бензина в К-1. Балансовый избыток бензина с выкида насосов Н-3/1,2 поступает на прием насосов Н-8/1,2 и затем направляется в сепаратор С-2, где смешивается с нестабильным гидрогенизатом. Уровень бензина в сепараторе С-5 регулируется прибором поз.4-10, регулирующий клапан установлен на линии подачи бензина в С-2. Расход бензина в С-2 регистрируется прибором поз.3-27.

При необходимости балансовый избыток бензина С-5 насосами Н-3/1,2 может быть направлен в колонну К-6 для отдува из него сероводорода.

Бензин отгон из колонны К-6 насосами Н-8/1,2 откачивается с установки. Уровень в колонне регулируется прибором поз.4-6, регулируется прибором поз.4-6, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насосов Н-3/1,2.

Блок очистки циркулирующего ВСГ, углеводородного газа.

Регенерация насыщенного раствора моноэтаноламина.

Насыщенный сероводород циркуляционный газ из сепаратора С-1 для более полного удаления жидкости подвергается вторичной сепарации в отстойник сепаратора С-1 и затем поступает в низ абсорбера К-2 противотоком водному раствору МЭА, подаваемому вверх К-2 насосами Н-4/1,2. Расход раствора МЭА в К-2 регулируется прибором поз.3-7, регулирующий клапан установлен на линии нагнетения насоса Н-4/1,2.

Уровень раствора МЭА в К-2 регулируется прибором поз.4-2, регулирующий клапан установлен на линии перетока раствора МЭА из К-2 в С-7. Очищенный циркуляционный ВСГ через приемный сепаратора С-3 поступает на прием газовых компрессоров ПК-1/11,2,3. Уровень в сепараторе С-3 регулируется прибором поз.4-9, регулирующий клапан установлен на линии продувки из С-3 в К-3. Часть водородсодержащего газа с выкида циркуляционных компрессоров ПК-1/1,2,3 направляется на установку Л-24-6.

Расход ВСГ регистрируется прибором поз.3-15. Насыщенный сероводородом газ из С-2, конденсат из С-3 и из приемных депульсаторов ПК-1/1-3 направляется в абсорбер К-3 противотоком раствору МЭА, подаваемому наверх абсорбера насосом Г-5/1-2. Расход раствора МЭА регулируется прибором поз.3-6, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-5/1,2, в К-3.

Уровень раствора МЭА в К-3 регулируется прибором поз.4-6, регулирующий клапан установлен на линии перетока раствора МЭА из К-3 в С-7.

Из С-2 часть неочищенного углеводородного газа может быть подана в С-7 для поддержания давления в С-7. Очищенный углеводородный газ из К-3 выводится с установки в линию заводского топливного газа. Давление С-2 и К-3 регулируется прибором поз.2-4, регулирующий клапан которого установлен на линии сброса углеводородного газа из К-3 в топливную линию. Расход газа из К-3 регистрируется прибором поз.3-18.

Часть очищенного углеводородного газа из К-3 может быть направлена в колонну К-6 для отдува из бензина сероводорода.

Расход газа в К-6 регулируется прибором поз.3-11, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа из К-3 в К-6. Давление в К-6 регулируется прибором поз.2-6, регулирующий клапан установлен на линии сброса газа из К-6 в К-4.

Углеводородный газ из сепаратора С-5, К-6, С-7 направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-4. После очистки газ направляется через подогреватель Т-5 к форсункам печей П-1,2. Давление в абсорбере регулируется прибором поз.2-5, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа к печам.

Расход газа в К-4 на печи П-1,2 регистрируется прибором поз.3-26.

При недостатке газа собственной выработки, топливный газ из заводской печи через газосепаратор (каплеотбойник) С-9 и подогреватель Т-5 подается к форсункам печей П-1,2.

Давление топливного газа на установку регулируется прибором поз.3-9, регулирующий клапан установлен на линии заводского топливного газа. Расход газа из топливной сети регистрируется прибором поз.3-25.

Уровень в С-9 контролируется прибором поз.4-15.

Расход газа из К-4 регистрируется прибором поз.3-17.

Расход раствора МЭА в К-4 регистрируется прибором поз.3-13, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-5/1,2 в К-4.

Уровень раствора МЭА в К-4 регистрируется прибором поз.4-4, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-6/1,2, откачивающего раствор МЭА из К-4 в С-7.

Раствора МЭА, насыщенный сероводородом из абсорбера К-2 одним потоком из абсорберов К-3, К-4 вторым потоком поступает в сепаратор С-7, где выделяются поглощенные углеводородные газы, которые направляются на очистку от сероводорода в К-4.

Давление в С-7 регулируется прибором поз.2-3, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа из С-7 в К-4. Уровень насыщенного раствора МЭА в С-7 регулируется прибором поз.4-14, регулирующий клапан установлен на линии перетока из С-7 в Т-3/1-3.

Количество нефтепродукта в С-7 регистрируется прибором поз.4-14. Сброс нефтепродукта из С-7 осуществляется в заглубленную емкость дренажную Е-5 с последующей откачкой нефтепродукта в резервуары сырьевого парка в линию некондиционного продукта.

Насыщенный сероводородом раствор МЭА из С-7 под собственным давлением направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1,2,3, где нагревается за счет тепла регенерированного раствора МЭА и поступает в отгонную колонну К-5.

Температура нерегенерированного раствора МЭА на входе в К-5 контролируется прибором поз.1-20. В отгонной колонне К-5 происходит регенерация насыщенного раствора МЭА.

Тепло в колонну подводится циркуляцией раствора МЭА через термосифонный кипятильник Т-4.

Расход пара в Т-4 через расширитель пара Е-18 и конденсатосборник А-3 направляется в заводскую конденсатную линию.

Давление пара регулируется прибором поз.2-12, регулирующий клапан установлен на перетока из линии пара 12 гкс/см (1,2 Мпа). Температура верха К-5 контролируется прибором поз.1-5, клапан которого установлен на линии подачи пара в Т-4.

Уровень в К-5 контролируется прибором поз.4-5, давление манометром по месту.

Пары воды и сероводорода, выходящие с верха К-5 конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения ХК-2, водяном холодильнике Х-8 и поступают в сепаратор С-6.

Температура водяной флегмы после ХК-2 контролируется прибором поз.1-20, после К-6 прибором поз.1-1.

Вода из сепаратора С-6 забирается насосами Н-7/1,2 и подается на орошение в К-5.

Уровень воды в С-6 регулируется прибором поз.4-12, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насосов Н 7/1,2. Расход воды регулируется прибором поз.3-20.

В сепараторе С-6 предусмотрен отстой и вывод бензина в Е-5. Уровень бензина в С-6 регистрируется прибором поз.4-11.

Из сепаратора С-6 сероводород выводится на производство серной кислоты.

Давление в сепараторе С-6 регулируется прибором поз.2-7, регулирующий клапан установлен на линии сброса сероводорода из С-6 на производство серной. Расход сероводорода регистрируется прибором поз.3-19.

В аварийных ситуациях предусмотрен сброс сероводорода из сепаратора С-6 в емкость Е-4 через слой колец Рашига и раствора МЭА.

Уровень в Е-4 регулируется прибором поз.4-22.

Балансовый избыток водного раствора МЭА под собственным давлением перетекает из К-5 в емкость Е-1. Из емкости Е-1 раствор МЭА поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-3/1-3, где отдает тепло насыщенному сероводородом раствору МЭА.

Уровень в Е-1 регулируется прибором поз.4-5, регулирующий клапан установлен на линии перетока из Е-1 в Т3/1-3. После Т-3/1-3 раствор МЭА охлаждается в холодильнике воздушного охлаждения Х-7 доохлаждается в водяном холодильнике Х-6 и поступает на прием насосов Н-4/1,2, Н-5/1,2.

Температура раствора МЭА после Т-3, Х-7 контролируется прибором поз.1-26, после Х-6 приборомпоз.1-1. Регенерированный раствор МЭА насосами Н-4/1.2, Н-5/1,2 подается на орошение в К-2, К-3, К-4.

Свежий раствор МЭА закачивается из передвижной емкости-цистерны в емкость Е-2 насосом Н-9. Затем линии закачки МЭА прокачиваются охлажденным конденсатом, поступающим на прием насоса Н-9 из холодильника Х-4. Далее раствор МЭА перемешивается насосами Н-5/1,2 по схеме: Е-2-Н-5/1,2.

При падении концентрации МЭА в системе очистке ниже 10 % подпитка свежим раствором МЭА осуществляется насосом Н-5/1,2 по линии орошения К-3, К-4.

Уровень в емкости Е-2 регистрируется прибором поз.4-31.

Для поддержания избыточного давления в Е-2 из заводской линии подается инертный газ. Давление в Е-2 регулируется прибором поз.2-19, клапан которого установлен на линии сброса в атмосферу.

Давление инертного газа, поступающего, в Е-2 регистрируется прибором поз.2-18, клапан которого установлен на линии подачи инертного газа в Е-2.

Нормы технологического режима

Таблица № 2.

Наименование аппаратов и режимамощности.	Единицы измерения.	Допустимые пределы.
Цикл реакции
1. Производительность по сырью 2. Соотношение количества циркули- рующего газа к сырью 3. Свежий ВСГ - количество - концентрация газа - давление - температура ВСГ на Л-24-6 4. Циркуляционный газ от компресс- соров ПК-1/1-3 - количество - концентрация водорода - давление на прием 5. Реактор Р-1 - температура газосырьевой смеси на входе - температура газосырьевой смеси на выходе - давление на входе - перепад давления 6. Реакторный блок - общий перепад давления в системе - максимальное давление 7. Печь П-1 - температура дымовых газов на пере- валах камер - температура газосырьевой смеси на выходе из печи - температура газосырьевой смеси на входе в печь - содержание кислорода в дымовых газах - разрежение по тракту (перед каме- рой конвекции) - температура отходящих газов после конвекции 8. Сепаратор высокого давления С-1 - температура после Х-1/1-4 - давление 9. Давление в сепараторе С-2 10. Стабилизационная колонна К-1 - температура верха - температура низа - температура орошения - температура питания - количество холодного орошения - давление 11. Печь стабилизации П-2 - температура рециркулята на выходе из печи - количество рециркулята направляем мого в печь - температура дымовых газов на пере- валах П-2 - содержание кислорода в дымовых газах - разрежение по тракту - температура уходящих газов после конвекции 12. Температура гидроочищенного дизельного топлива после Х-5/1,2,3 на выходе с установки 13 Концентрация регенерированного раствора МЭА - температура регенерированного раствора МЭА 14 Абсорбер К-2 - содержание сероводорода в очищен- ном циркуляционном газе - количество раствора МЭА подаваемого в абсорбер - давление 15 Абсорбер очистки углеводородно- го газа К-3 - давление - количество раствора МЭА подаваемого в абсорбер 16. Абсорбер очистки количество углеводородного газа стабилизации К-4 - давление - количество раствора МЭА подавае- мого в абсорбер 17. Отпарная колонна десорбер К-8 - температура верха - температура низа - температура питания - давление 18. Колонна отдува сероводорода из бензина К-6 - температура - давление - количество углеводородного газа, подаваемого в колонну - температура сероводорода с уста- новки 19. Давление топливного газа перед печами 20. Температура жидкого топлива перед печами	м /час нм газа/м сырья нм /час % об. Мпа (гкс/см ) С Нм /час % об. Мпа (гкс/см ) С С Мпа (гкс/см ) Мпа (гкс/см ) Мпа (гкс/см ) Мпа (гкс/см ) С С С % об. Мм вод. ст. (Мпа С С Мпа (гкс/см ) Мпа (гкс/см ) С С С С м /час Мпа (гкс/см ) С м /час С % об. Мм. Вод. Ст.(кПа С С % об. С % об. м /час Мпа (гкс/см ) Мпа (гкс/см ) м /час Мпа (гкс/см ) м /час С С С Мпа (гкс/см ) С Мпа (гкс/см ) м /час С Мпа (гкс/см ) С	210-320 не менее 250:1 6000-25000 не менее 80 2,3-3,5 (23-35) не более 50 53000-160000 не менее 80 2,0-3,4 (20-34) не более 400 не более 425 2,5 4,2 (25-42 ) не более 0,25 (2,5) не более 1,8 (18) не более 5,3 (53) не более 850 350-400 300-350 не более 5 от 0 до -6 (0-0,06) не более 450 30-50 2,5-3,6 (25-36) 0,6-1,0 (6-10) 85-170 250-310 не более 40 200-240 20-100 не более 0,15 (1,5) не более 350 240-400 не более 800 не более 7 от 0 до -6 (0-0,06) не более 400 не более 60 не более 15 не более50 не более 0,2 20-70 2,-3,5 (20-35) 0,6-1,0 (6-10) 6-12 ,04-0,1 (0,4-1,0) 10-20 100-110 105-125 90-105 0,1-0,15 (1,0-1,5) 35-50 0,2-0,3 (2,0-3,0) 300-800 не более 50 0,04-0,07 (0,4-0,7) не ниже 130-140

1.6 Аналитический контроль процесса

Таблица 1.3.

№	Наименование стадии процес - са, анализи- руемый про - дукт, место от бора пробы	Контролируемые показа тели	Методы испыта- ний	Периодич - ность контроля
1.	Сырье-смесь из резервуара	1. Плотность 2. Фракционный состав 3. Содержание серы 4. Содержание сероводорода 5. Температура вспышки 6. Содержание механи- ческих примесей, воды, цвет	ГОСТ-3900-85 ГОСТ-2177-82 ГОСТ-19121-73 СТП-010623-402- 163-88 ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402-175-83 визуально	по напол- нению ре зервуара
2.	Свежий ВСГ на установку, трубопровод свежего ВСГ	1. Концентрация водорода 2. Содержание сероводорода	СТП-010623-402-176-83 ГОСТ-11382-76	1 раз в декаду
3.	Прямогонное дизельное топ ливо «Л»	1. Плотность 2. Фракционный состав 3. Содержание серы 4. Содержание сероводорода 5. Температура вспышки 6. Содержание механи- ческих примесей, воды, цвет	ГОСТ-3900-85 ГОСТ-2177-82 ГОСТ-19121-73 СТП-010623-402- 163-88 ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402175-83 визуально	2 раза в сутки
4.	Газойль лег -кий из трубо- провода	1. Плотность 2. Фракционный состав 3. Содержание серы 4. Содержание сероводорода 5.Температура вспышки 6. Содержание механи- ческих примесей, воды, цвет	ГОСТ-3900-85 ГОСТ-2177-82 ГОСТ-19121-73 СТП-010623-402- 163-88 ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402-175-83 визуально	2 раза в сутки
5.	Циркуляцион ный ВСГ из С-3	1. Концентрация водорода 2. Углеводородный состав 3. Плотность 4. Содержание сероводорода	СТП-010623-402-176-83 ГОСТ-14920-79 расчетным путем ГОСТ-11382-76	1 раз в декаду
6.	Циркуляцион ный ВСГ до очистки из С-1	1. Содержание сероводорода	ГОСТ-11382-76	по заказу
7.	Регенериро- ванный раст- вор МЭА пос- ле Х-6	Концентрация МЭА	СТП-010600-402- 170-83	1 раза в сутки
8.	Гидроочищен ное дизельное топливо, тру- бопровод пос- ле Х-5/1,2,3	1. Содержание серы 2. Фракционный состав 3. Содержание сероводорода 4. Температура вспышки	ГОСТ-19121-73 ГОСТ-2177-82 СТП-010600-402- 163-88 ГОСТ-6356-75 или СТП-010623-402-163-88	2 раза в сутки
9.	Гидроочищен ное дизельное топливо в то- варном узле № 20	1. Фракционный состав 2. Содержание серы 3. Содержание сероводорода	ГОСТ-2177-82 ГОСТ-19121-73 СТП-010623-402-163-88	по необ - ходимости
10.	Сероводород из С-6	1. Содержание сероводорода 2. Содержание углекис- лого газа	ГОСТ-14920-79 ГОСТ-14920-79	1 раз в декаду
11.	Бензин-отгон из Н-3/1,2	1. Фракционный состав 2.Испытание на медную пластику	ГОСТ-2177-82 СТП-010323-402-165-83	по заказу
12.	Углеводород- ный газ до очистки из С-2, С-5, С-7	1.Углеводородный сос- тав 2. Содержание сероводорода	ГОСТ-14920-79 ГОСТ-11382-76	по заказу
13.	Углеводород- ный газ после очистки из К-3 и К-4	1.Углеводородный сос- тав 2. Содержание сероводорода	ГОСТ-14920-79 ГОСТ-11382-76	1 раз в де- - каду
14.	Сточные воды с установки, колодец №1242 а	Содержание нефтепро- - дукта	Методическое ру- ководство по кон троллю сточных вод нефтеперера батывающих и не фтехимических за - водов. Москва, 1977 г.	по графи- - ку
15.	Выбросы в ат- мосферу газов во время реге- нерации, пос- - ле С-4	1. Содержание кислоро - да 2. Содержание углекис- лого газа	МН 5130 2221 Му 4	Постоянно в процессе регенера - - ции
16.	Воздушная среда в поме- щениях, газо- - ваяя компрес -сорная, вспо- - могательная насосная, ап- - паратный двор	Содержание окиси уг- лнрода, сероводорода и углекислого газов.	экспресс-метод УГА-1,2	1 раз в де- каду
17.	Дымовые газы после П-1, П-2.	Состав дымовых газов	ГОСТ-5438-78	1 раз в де- каду
18.	Свежий раствор МЭА из бочки	Концентрация МЭА	СТП-010623-402-170-83	по заказу
19.	Газ инертный из трубопрово да на установ- ке Л-24-6	1. Содержание кислоро - да 2. Содержание углекис- лого газа	ГОСТ-5439-76 ГОСТ-5439-76	по заказу

Примечание: в случае необходимости, дополнительные анализы проводятся по согласованию старшего инженера цеха и начальника лаборатории.

1.7 Автоматизация технологического процесса

На современном этапе огромное значение для химической промышленности имеет автоматизация производства. Автоматизация позволяет осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека и лишь под его контролем.

Управление технологическим процессом с использованием автоматических устройств включает в себя решение следующих основных задач: контроль параметров процесса (температура и давление в аппаратах, состава и качества жидкостей и газов, и т.д.); регулирование параметров (поддержание их в заданных значениях); сигнализацию (оповещение, предупреждение) об отклонениях значений параметров за допускаемые пределы; блокировку (запрещение) неправильного включения оборудования в аварийных ситуациях (выключение, перевод на безопасный режим).

Это особенно важно для технологических процессов переработки нефти, где характерны высокие скорости протекания химических реакций, применение высоких и сверхвысоких температур и давлений, низких температур и глубокого вакуума, взрыво- и пожароопасность и другие параметры, требующие высокой точности ведения процессов, что делает неэффективным, а часто невозможным ручное управление.

Современные крупнотоннажные технологические установки нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) занимают большие производственные площади, их оборудование размещено, в основном, вне зданий (наружные установки). Для управления процессом переработки нефти используются автоматизированные системы - распоряжении обслуживающего персонала имеются десятки и сотни различных приборов, регуляторов и других автоматических устройств.

Ныне в результате широкого применения электронно-вычислительных машин (ЭВМ) проблемы комплексной автоматизации стали решаться на качественно новом уровне. ЭВМ стала составной частью технологического агрегата в важнейших химических процессах, во многом исполняя обязанности оператора (аппаратчика), выбирая наилучшие технико-экономические параметры ведения процесса.

Основными контролируемыми параметрами на установке гидроочистки, являются параметры в системе реакторного блока, так как оборудование в системе реакторного блока эксплуатируется под высоким давлением и при высокой температуре.

В аварийных ситуациях, при разгерметизации трубопровода, аппаратов возникают взрывоопасные концентрации и смеси паров нефтепродукта с воздухом с последующим взрывом и загоранием.

Для безопасного ведения процесса предусмотрена комплексная автоматизация технологического режима с выносом в операторную всех параметров, характеризующих безопасную работу оборудования. Кроме того, в операторную вынесены показания контрольно - измерительных приборов, не включенных в систему автоматизации, но характеризующие работу оборудования.

Для предупреждения о нарушении безопасных режимов эксплуатации оборудования установлена световая и звуковая сигнализация на щите оператора. При нарушении безопасных параметров работы отдельного оборудования предусмотрены автоматические блокировки, отключающие то оборудование.

В аварийных случаях, при резком повышении давления в системе реакторного блока, до понижения давления до рабочего, установлены предохранительные клапана со сбросом избытка газа в факельную систему и атмосферу.

Предусмотрена установка электродвигателей аппарата воздушного охлаждения Х-1/1,2,3,4 из операторной.

Предусмотрено дистанционное управление электрозадвижками на подаче топлива к форсункам печей из операторной.

Для контроля и регулирования расхода нефтепродукта через змеевики печей установлены контрольно - измерительные приборы.

При понижении расхода нефтепродукта через змеевики печей срабатывает световая и звуковая сигнализация на щите в операторной, автоматически прекращается подача топлива к печам.

Кроме того в операторную вынесены следующие приборы:

1. Преобразователь измерительный многоканальный Ш - 711 - используется для преобразования выходных аналоговых сигналов первичных датчиков температуры в кодированный электрический сигнал, обеспечивающий обмен информацией с ЭВМ и печатающим устройством по стандартным интерфейсам. МИП работает:

а) с первичными преобразователями с унифицированными выходными сигналами от 0 до 5, от0 до 20,4-20,0-100 мА;

б) с термоэлектрическими преобразователями.

2. Ремиконт Р-130 - компактный, многофункциональный микропроцессорный контролер, который представляет собой комплекс технических средств, обеспечивающих решение задач автоматического регулирования. В состав прибора входят:

а) центральный блок контроллера с пультом оператора;

б) средство связи с объектом;

в) блок питания.

3. Система МОД-30 - представляет собой микропроцессорную систему обработки и управления химико-технологическими данными.

Спецификация средств автоматизации.

Таблица 1.4.

Позиционное обозначение	Наименование, техническая характеристика	Марка, тип	Количество
3-34; 3-38; 3-41; 3-41; 3-42; 3-14; 3-26; 3-42; 3-14; 3-36;3-23; 3-32; 3-40; 2-1; 3-1; 3-17; 3-13; 3-8; 3-19; 3-7; 3-28; 3-29; 3-9; 3-4; 3-25; 3-24; 3-6; 3-27; 3-21; 3-41; 3-42; 3-35; 3-31.	Преобразователь разности давления	«Сапфир» 22МДД - Ех модель 2430	32
2-6; 2-12; 2-13; 2-33; 2-10; 2-11; 2-4; 2-16; 2-20; 2-26; 2-15; 2-96; 2-92; 2-79; 2-9; 2-5; 2-2; 2-3; 2-7; 2-12; 2-79; 2-48; 2-106; 2-8; 2-80; 2-1; 2-20.	Преобразователь избыточного давления	«Сапфир» 22МДи - Ех модель 2450	27
4-40; 4-23; 4-6; 4-1; 4-24; 4-9; 4-10; 4-40; 4-4; 4-18; 4-3; 4-14; 4-12; 4-5; 4-2; 4-19; 4-31; 4-22; 4-38		РУПШ 365 (регулятор уровня поплавковый штуцер - ный)	19

1.8 Охрана труда

1.8.1. Охрана труда это система законодательных актов и соответствующих им социально-экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда.

Охрана труда связана с такими дисциплинами как трудовое законодательство (трудовое право), техника безопасности, производственная санитария, противопожарной техники безопасности.

1.8.2. Технологические процессы на установке связаны с ее характерными особенностями.

Основные из них - наличие высоких температур на установке в целом, значительных давлений в отдельных аппаратах и трубопроводах, высокое напряжение на высоковольтных электродвигателях насосов и компрессоров, наличие горючих и токсичных нефтепродуктов и их паров, сероводорода, возможность образования взрывоопасных смесей паров нефтепродукта с воздухом и соединений, способных к самовозгоранию.

Согласно действующим нормативным документам установка гидроочистки относится:

- по взрывоопасности к классу В-1

- по пожароопасности к категории А

- по санитарным нормам к группе IIIБ

1.8.3. Потенциальные опасности, связанные с особенностями производственного процесса и работы оборудования.

Технологический процесс на установке характерен:

- наличием высоких температур до 530 С, избыточного давления до 5,0Мпа, а так же открытого огня в технологической печи

- возможность возникновения статистического электричества

- возможность возникновения пожара и взрыва при выбросе сероводорода и углеводородов в случае разгерметизации трубопроводов и аппаратов

- наличием электрооборудования, работающего под высоким напряжением