Каталитический риформинг

Водород содержащий газ, выделяемый из сепаратора, направляется на осушку цеолитами в адсорберы К-108, К-109. Газ проходит слой цеолитов сверху вниз, осушается и через сепаратор С-9 направляется на прием компрессоров ПК-2,3,4,5.

Предусмотрено байпасирование адсорберов К-108, К-109.

Температура водородосодержащего газа в слоях и на выходе из колонн К-108 и К-109 постоянно контролируется.

Под давлением циркуляционный газ возвращается в систему риформинга на смешение с гидрогенизатом через С-10.

Избыточный водородсодержащий газ, образующийся в процессе риформинга, с выкида компрессоров перепускается в систему гидроочистки. Расход избыточного ВСГ с риформинга на гидроочистку регистрируется. Давление в С-9 регулируется прибором, клапан которого установлен на линии перетока ВСГ из выкидного сепаратора С-10 в приемный коллектор сепаратора С-4 (существует схема перетока ВСГ в тройник смешения блока гидроочистки).

Схемой предусмотрено во время проведения регенерации катализатора R-56 использование теплообменников Т-6,6а/1-4 вместо Т-206 (Пакинокс).

2.3.4 Блок стабилизации катализата

Жидкая фаза сепаратора С-7 - нестабильный катализат- направляется на сепарацию второй ступени в сепаратор низкого давления С-8, где из катализата выделяется углеводородный газ. Давление в С-8 поддерживается регулятором, установленным на линии выхода углеводородных газов из С-8 в топливную сеть.

Часть жидкости из сепаратора С-8 через промежуточный холодильник Х-12 может направляться в качестве абсорбента (орошения) в верхнюю часть фракционирующего абсорбера К-6 на 50ю тарелку, остальная часть в промежуточное пространство теплообменников Т-7/1,2 и далее в отпарную часть фракционирующего абсорбера К-6 на 8 и 10-ю тарелки.

Расход орошения из С-8 в абсорбер К-6 (на 50 тарелку) поддерживается регулятором, клапан которого установлен на трубопроводе подачи катализата из С-8 в К-6 через Х-12. Расход нестабильного катализата на 8,10 тарелки К-6 регулируется автоматически.

В К-6 осуществляется деэтанизация нестабильного катализата.

Сухой газ с верхней абсорбционной части К-6 сбрасывается в топливную сеть установки. Давление в колонне К-6 поддерживается регулятором давления, клапан которого установлен на трубопроводе выхода сухого газа из К-6.

Нестабильный деэтанизированный катализат из колонны К-6 насосами Н-7,8 направляется в межтрубное пространство теплообменника Т-8, где нагревается за счет тепла стабильного катализата, и далее поступает в стабилизационную колонну К-7 на 7 и 9-ю тарелки.

Верхний продукт К-7 с температурой не более 80 °С проходит сдвоенные конденсаторы-холодильники ХК-4/1,2 и поступает в емкость орошения Е-7.

Для регулирования температурного режима верха колонны К-7 из емкости орошения Е-7 часть стабильной головки насосами ЦН-12(13) подается на орошение К-7 на 38 тарелку, расход орошения в К-7 регулируется прибором, клапан которого установлен на трубопроводе рефлюкса с выкида насосов ЦН-12(13).

Стабильный бензин из нижней части стабилизационной колонны К-7 проходит трубное пространство теплообменников Т-8 и Т-7 и межтрубное холодильников ХК-104,Х-13 и под собственным давлением с температурой не более 40 °С отводится с установки в промпарк.

Температура стабильного катализата на выходе Х-13 контролируется. Существует возможность байпасирования холодильников ХК-104, Х-13.

Уровень в колонне К-7 регулируется прибором, клапан которого установлен на трубопроводе выхода стабильного катализата из Х-13 с установки. Расход стабильного катализата с установки контролируется.

Давление в колонне К-7 поддерживается регулятором, клапан которого установлен на трубопроводе выхода паров с верха К-7.

Давление в Е-7 регулируется прибором, клапан которого установлен на линии сброса углеводородных газов из Е-7 в топливную сеть установки.

Температура низа стабилизационной колонны К-7 и деэта-низатора К-6 поддерживается с помощью циркуляции части нижнего продукта соответственно насосами ЦН-14(15) и ЦН-7(8) через нагревательные печи П-3 и П-2. Расход продукта низа колонн через печи П-2,3 поддерживается регуляторами.

Температура горячей струи на входе К-7 и К-6 из П-3 и П-2 регулируется. Клапаны регуляторы установлены на линии подачи топливного газа к печам П-3,П-2.

Схемой предусмотрена возможность байпасирования аппаратов К-6,Е-7 поочередно и блока стабилизации в целом.

Для поддержания высокой активности катализатора R-56 при нормальной работе установки, при пуске и регенерации катализатора требуется добавка определенных реагентов. При нормальной эксплуатации на установке предусмотрена схема подачи хлоридов и воды. Основной целью подачи хлоридов (дихлорэтана) является поддержание активности кислотных центров в структуре катализатора.

Подаваемая вода способствует перераспределению хлоридов во всем слое катализатора. Во время процесса дихлорэтан постоянно подается с помощью ВН-3,4 в гидрогенизат в Т-206 в количестве 0.5ррт.

Дихлорэтан хранится в буферной емкости БХ-1. Для подачи парового конденсата предусмотрена буферная емкость БК-1 и насосы ВН-5,6. Паровой конденсат подается в процессе реакции после Т-206 перед печью риформинга П-1. Во время регенерации катализатора дихлорэтан подается насосами ВН-1,23 перед реакторами Р-3,4,104 в количестве 10 ppm.

2.3.5 Технологический режим и материальный баланс

Показатели режима работы каждой установки завода сведены в технологическую карту, которая является основным технологическим документом для исполнения всеми работниками - ИТР и рабочими.

Ведение режима в полном соответствии с технологической картой - залог получения наилучших технико-экономических показателей работы установки.

Технологическая карта ежегодно пересматривается и утверждается главным инженером предприятия (производства).

Нормы технологического режима при различных процессах (основные показатели)

Таблица 7

Процессы Параметры и нормы	Гидроочистка	Риформинг	Деэтанизация	Стабилизация	Регенерация цеолитов
	Работа	Регенерация	Работа	Регенерация
Объёмная скорость, час., неболее	5		1,5
Соотношение циркуляционного газа и сырья, не более, м3/м3	500	200	900				1500-2000
Давление в реакторах, кгс/см2	25-40	10-40	27	6-10
Температура в реакторах Р-1,2 oC	330-400	До 300	До 525	До 300 (Iст.) 300-450 (II ст.)
Перепад давления на цирк. Компрессорах ПК-1-5, не более	13			До 40
Концентрация H2 в циркуляционном газе, % не менее	70		80
Температура дымовых газов на перевалах печей oC, не выше					725	740	750
Температура на входе в П-104, oC	250-325
Температура на выходе из П-104, oC	330-400
Давление в К-1, кгс/м2, не более	13
Температура верха/низа К-1, oC	150/270
Давление в адсорберах К-108,109, кгс/см2			20-30
Давление в сепараторе С-8					14-18
Давление в К-6, не более					12
Температура верха/низа К-6, oC					40/170
Температура на выходе из П-2, oC					160/235
Давление в К-7, не более						13
Температура в К-7 верха низа, oC						65/80 160/235
Температура на выходе из П-3						225/250
Давление в системе кгс/см2						3	3-4
Температура десорбции, oC							270/300
Температура на выходе из П-106, oC							300/380

Материальный баланс

В зависимости от качества и состава сырья составляется материальный баланс установки, который в виде плана производства ежемесячно спускается на установку для выполнения и начисления заработной платы.

Например, для Новокуйбышевского НПЗ в 2000 г. материальный баланс установки 35-11/300 за 345 дней работы по округленным показателям был таким:

Материальный баланс установки



Таблица 8

Наименование	Процент выхода
Сырьё	100
Получаемые продукты: Стабильный катализат Сухой газ Водородсодержащий газ Рефлюкс Бензин гидроочистки Потери	82 6,5 2,6 2 4 2,9

2.3.6 Получение ароматических углеводородов из продуктов каталитического риформинга

Продукт, полученный в результате каталитического риформирования прямогонного бензина, содержит от 30 до 70% ароматических углеводородов, остальное составляют циклоалканы, алканы и изоалканы. Для выделения ароматических углеводородов в настоящее время применяют экстракцию.

Сырьем для экстракции служат катализаты после риформиро-вания фракций 62-85 °С (получение бензола), 62-105 °С (получение бензола и толуола) и 105-140 °С (получение ксилолов). В качестве растворителя применяют полиэтиленгликоли. На отечественных установках наиболее распространенным экстрагентом является водный раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), но его повсеместно заменяют более эффективными три-и тетраэтиленгликолями (ТЭГ или тетраЭГ).

В результате экстракции на установках получают следующие продукты: бензол, толуол, ксилолы, этилбензол, высшие арены и деароматизированный бензин (рафинат), состоящий на 95% из алканов (октановое число по моторному методу 45). Рафинат частично используется для получения растворителей. Ароматические углеводороды служат сырьем для получения красителей, синтетических моющих средств, волокон, каучуков, пластмасс и многих других продуктов.

Экстракция проводится в экстракционной колонне с перфорированными тарелками. Сырьё вводится в середину колонны, в верхнюю часть подается 93% водный раствор ДЭГ. С верха колонны уходит рафинат, а раствор аренов в диэтиленгликоле с низа колонны направляется во вторую колонну для регенерации ДЭГ водяным паром. Регенерированный ДЭГ из второй колонны вновь подаётся на экстракцию в первую колонну, а ароматические углеводороды после водной промывки от ДЭГ направляются на ректификацию для выделения бензола, толуола и ксилольной фракции.

2.3.7 0 работе установок риформинга на мягком и жестком режимах

Жесткость процесса каталитического риформинга определяется качеством получаемых продуктов.

Жесткими принято называть режимы работы, обеспечивающие получение бензина риформинга с октановым числом 94-95 по исследовательскому методу (85-86 по моторному методу) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах температур 85-180 °С.

На установках, предназначенных для работы на мягком режиме, используется катализатор АП-56. На установках, предназначенных для работы на жестком режиме, используются катализаторы АП-64, КР-104, R-56. При проектировании установок каталитического риформинга для жесткого режима учитываются особые требования: повышение кратности циркуляции водород содержащего газа, необходимость глубокой осушки сырья и циркулирующего газа, необходимость подачи хлорорганики. При работе на мягком режиме ароматические углеводороды образуются главным образом за счет дегидрирования нафтенов. На жестком режиме получают значительное развитие реакции дегидроциклизации парафинов. Установки, работающие на катализаторе АП-64 (R-56) после пуска или регенерации выводятся первоначально на мягком режиме. К переводу установки на жесткий режим можно приступать лишь после того, как влажность циркулирующего газа в системе риформинга установится на уровне, не превышающем 50 ppm. He повышая температуры на входе в реакторы риформинга следует увеличить кратковременную дозировку хлорорганики с 0,5-1 ppm до 2-3 ppm.

Усиленное хлорирование катализатора занимает 2-7 суток и сопровождается обычно ростом октанового числа катализатора и падением концентрации водорода, что служит признаком роста активности катализатора.

После того, как октановое число катализата увеличится на 2-3 пункта за счет хлорирования катализатора, следует приступить к подъёму температуры на входе в реакторы.

По мере дальнейшего роста октанового числа следует постепенно снизить дозировку хлорорганики и по достижении заданного октанового числа (94-95 по исследовательскому методу) или заданного содержания бензола и толуола в риформате - 35% вес. при работе установки на ароматизацию дозировка хлорорганики должна быть доведена до 0,5 ppm. В дальнейшем, при эксплуатации установки на жестком режиме подача хлорорганики в количестве 0,5 ppm хлора в расчете на подаваемое сырьё должна поддерживаться постоянно.

Для устойчивой работы установки на жестком режиме особое значение имеет поддержание влажности циркулирующего газа системы риформинга на уровне, не превышающем 50ррт. Для поддержания такой влажности необходимо тщательное обезвоживание сырья до установки чёткой ректификации, не менее чем суточный отстой сырья перед установкой риформинга, устойчивая работа колонны отпарки на блоке гидроочистки.

В настоящее время практически все установки работают на жестком режиме.

2.3.8 Процессы с непрерывной регенерацией катализатора

Для дальнейшего повышения технико-экономических показателей и улучшения октановой характеристики бензинов отечественными и зарубежными учеными разработана принципиально новая установка каталитического риформинга в движущемся слое катализатора по аналогии с каталитическим крекингом.

Применение процесса с движущимся слоем катализатора и его непрерывной регенерацией позволит поддерживать активность катализатора на максимально возможном уровне. При этом октановое число бензина составляет 100, а содержание ароматических углеводородов в стабильном катализате 75%. Выход катализата достигает 80-81%, температура на входе в реактор достигает 544 °С, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ) по отношению к сырью 940м3/м3 при 0 °С и 0,1 МПа, объемная скорость 1,9 час-1, распределение катализатора по секциям реактора 1:1,5:2,5:5,0. Катализатор биметаллический шариковый, содержит 0,6% платины и другие металлы, промотируется хлором.

Преимущества риформинга с движущимся слоем катализатора - непрерывность процесса, постоянство выхода и качества риформата и ВСГ, возможность эксплуатации установи в жестком режиме с глубокой ароматизацией сырья при низком давлении (0,7-1,2 МПа) и низком молярном отношении Н2: сырьё (2-5). На блоке риформинга имеется 4 реактора, расположенные вертикально друг над другом, и образующие единую реакторную колонну 1. Высота около 45 м, переменного сечения, диаметры секций - 1,3; 2,4; 2,5; 3 м.

Катализатор (шариковый, диаметром 1,6мм) перетекает из реактора в реактор под действием силы тяжести по переточным трубам малого диаметра, которые одновременно служат гидравлическими затворами, разобщающими реакторы между собой по газовым потокам. Скорость движения катализатора регулируется посредством перепускных и запорных клапанов, работающих автоматически.

Клапаны расположены на входе катализатора в 1-й и на выходе из 4-го реактора риформинга. Сырье I в смеси с циркулирующим ВСГ II нагревается в теплообменнике 3, в секции печи 2 и последовательно проходит реакторы и секции печи, предназначенные для межступенчатого перегрева.

Для повышения концентрации H2 и снижения плотности циркулирующего газа технологической схемой предусмотрена двойная сепарация: после охлаждения в теплообменнике 3 и холодильнике 4 газ и риформат разделяются в сепараторе низкого давления 5 при 0,7- 0,8 МПа, после чего газ сжимается в циркуляционном компрессоре 7 и вновь смешивается с риформатом, подаваемым насосом 8. После охлаждения газ отделяется от риформата в сепараторе высокого давления 6 при 1-1,3 МПа.

Закоксованный катализатор отбирается из нижней части реакционной колонны 9, поступает в затворный бункер 10, а затем в питатель 11. Катализатор трансформируется азотом порциями по 100кг.

Из бункера 13 закоксованный катализатор поступает в регенератор 12, работающий при избыточном давлении Р = 0,01 МПа. В первой, верхней зоне регенератора при 440-500 °С проводится выжиг кокса в среде циркулирующего инертного газа с объемным содержанием кислорода 1-1,5 %. Во второй зоне при 500-540 °С циркулирует газ с содержанием кислорода 18-20%. В эту зону подается хлорорганическое соединение и проводится хлорирование катализатора.

В 3-ю нижнюю зону подается осушенный воздух и при 500-540 °С прокаливается катализатор. В 2-х верхних зонах поток газов радиальный, в зоне прокалки - аксиальный. Циркуляция газов в 1 и 2 зонах осуществляется высоконапорными вентиляторами, нагревание газов проводится в электроподогревателях. Отрегенерированный катализатор транспортируется ВСГ. Из бункера 14 катализатор порциями подается в верхнюю часть реактора в зону восстановления, представляющую собой трубчатый теплообменник, обогреваемый газосырьевой смесью.

В трубное пространство, куда поступает катализатор, подается также холодный ВСГ. Применяемые катализаторы не требуют осернения.

Установка каталитического риформинга в движущемся слое катализатора с непрерывной регенерацией в России с 1994 г. успешно эксплуатируется на Новоуфимском нефтеперерабатывающем заводе.

Технологическая схема установки представлена на рис. 7.

Технологическая схема установки риформинга с непрерывной регенерацией катализатора

Рис.7

1 - реакторная колонна; 2 - блок печей; 3. - т-к; 5 - сепаратор низкого давления; 6 - сепаратор высокого давления; 7 - компрессор; 8 - насос; 9 - разгрузочное устройство; 10 - затворный бункер; 11 - питатель; 12 - регенератор; 13 - бункер закоксованного катализатора; 14 - бункер отгенерированного катализатора.

I - гидрогенизат; II - циркулирующий водородсодержащий газ; III - избыточный ВСГ; IV - риформат на стабилизацию; V - транспортный газ

2.4 Контроль и управление технологическим процессом

Ниже описываются основные параметры процесса, регулируемые автоматически.

Количество сырья, поступающего на установку, регулируется клапаном, установленным на трубопроводе подачи сырья от насоса ЦН-1,1 а.

Температура на входе и выходе из камеры конвекции печи П-1, температура на выходе из 1-й радиантной камеры П-1 в печь П-104 замеряется приборами. Постоянство температуры газосырьевой смеси на выходе из печи П-104 поддерживается регулятором, работающем в каскадной системе регулирования с регулятором давления топливного газа, подаваемого в П-104.

Контроль за температурой слоя катализатора осуществляется в каждом реакторе двумя или тремя (на блоке риформинга) многозонными термопарами.

Давление в приёмном сепараторе С-4 компрессоров блока гидроочистки ПК-1 (2) регулируется автоматически клапаном, установленным на линии сброса газа с установки.

Для регулирования температуры верха колонны К-1 предусмотрен ввод острого орошения на верхние тарелки К-1 (30, 28) жидкой фазы сепаратора С-102 насосами ЦНГ-118 (119). Постоянство расхода орошения колонны регулируется контуром, клапан которого установлен на линии выкида насосов ЦНГ-118 (119).

Для регулирования температуры низа колонны К-1 паровая фаза из рибойлера Т-3 в виде "горячей струи" возвращается в колонну К-1 ниже эвапорационной зоны.

Температура газосырьевой смеси и промежуточных продуктов реакции после каждой радиантной камеры печи поддерживается автоматически регулятором температуры, работающем в каскадной схеме регулирования с регуляторами давления топливного газа, клапаны которых установлены на линиях подачи топливного газа и мазута к основным горелкам 1, 2, 3 и 4 камер каждой печи П-1 соответственно.

На печи П-1 предусмотрена автоматическое регулирование соотношения расходов топливного газа и воздуха на форсунки каждой камеры (1, 2, 3, 4) печи.

Температура на выходе из парового подогревателя Т-11 автоматически регулируется прибором, клапан - регулятор которого установлен на линии подачи пара в Т-11.

Температура ВСГ в слоях катализатора и на выходе из адсорберов осушки К-108 и К-109 постоянно контролируется.

Расход орошения из С-8 в абсорбер К-6 (на 50 тарелку) поддерживается регулятором, клапан которого установлен на трубопроводе подачи катализатора на С-8 в К-6 через Х-12.

Расход нестабильного катализата на 8,10 тарелки К-6 регулируется автоматически.

Температура верха и низа колонн К-6 и К-7 регулируется автоматически подачей орошения и циркуляцией части нижнего продукта насосами через нагревательные печи П-3 и П-2.

Давление и расход топливного газа, острого пара, оборотной воды, воздуха КИП и воздуха на регенерацию по возможности регулируется и обязательно регистрируется соответствующими приборами.

Особенно строгий контроль должен быть за работой реакторов во избежание порчи дорогостоящих катализаторов.

Весь процесс каталитического риформинга автоматизирован, управление ведется в основном с операторной, где на щит вынесены все приборы-регуляторы и регистраторы параметров технологического режима. Благодаря полной автоматизации производства, применению надежно работающих насосов и компрессоров, совершенствованию всей технологии создалась практическая возможность управлять столь сложным технологическим производством, каким является каталитический риформинг, всего 4-мя операторами и одним машинистом.

За качеством сырья, полуфабрикатов, готовой продукции, катализаторов и реагентов установлен постоянный лабораторный контроль, позволяющий технологическому персоналу вести оптимальный технологический режим и вносить необходимые коррективы при отклонениях от утвержденных технических норм на качество.

Работа технологической установки во многом зависит от стабильного обеспечения ее качественным сырьем и реагентами, катализатором и энергоресурсами, сбытом готовой продукции.

В своей практической работе оператор постоянно должен следить за энергообеспечением установки, работой товарного парка, лаборатории и другими службами, связанными с работой установки. Связь осуществляется в основном по телефону.

2.4.1 Лабораторный контроль

Как и на всех других, на установке каталитического риформинга при работе ведется постоянный аналитический контроль за качеством сырья, полуфабрикатов и вырабатываемой продукции. Лабораторный контроль позволяет вовремя скорректировать технологический режим установки с целью получения качественных продуктов, проводить частичную диагностику работы оборудования, проводить исследования при внедрении новых технологий, осуществлять входной контроль поступающим на завод компонентам и реагентам, устанавливать нормы на потребление реагентов, оценить факторы, влияющие на работу установки (состояние катализатора, качество топлива, экологическую обстановку).

Отбор проб для анализа проводит лаборант с контрольной или товарной лаборатории совместно с оператором установки в соответствии с действующим ГОСТ. Основными показателями качества на сырье и готовую продукцию установки 35/11-300 являются плотность, фракционный состав, испытание на медную пластинку, упругость насыщенных паров, октановое число, углеводородный состав газа и рефлюкса.

Сущность основных методов лабораторного анализирования

Определение плотности ареометром. Метод заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показателей по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при 20°С.

Определение фракционного состава бензинов методом атмосферной разгонки по Энглеру заключается в перегонке определенного количества нефтепродукта в стандартных условиях и определении содержания отдельных фракций в нефтепродукте в % объемных. Для бензинов определяются температуры начала и конца кипения, а так же 10%, 50% и 97,5% точек отгона.

Испытание на медную пластинку. Метод заключается в изменении цвета медной пластинки в определенный период времени, погруженной в бензин. По эталонной шкале определяется коррозионная активность испытуемого продукта.

Определение группового углеводородного состава методом хромотографии основано на избирательной способности углеводородов адсорбироваться на определенных адсорбентах. Сущность метода заключается в разделении нефтепродукта на группы с различным углеводородным составом путем адсорбции и последующей десорбции.

Определение октанового числа

Октановые числа бензинов по моторному методу определяют на установках ИТ9-2М или УИТ-65, по исследовательскому методу на установках ИТ9-6 или УИТ-65, а также по методу детонационных испытаний на автомобильных двигателях в стендовых и дорожных условиях по ГОСТ.

Установки ИТ9-2М, ИТ9-6 и УИТ-65 имеют однотипные одноцилиндровые двигатели, агрегаты и приборы, но условия испытания на них разные.

Октановое число по исследовательскому методу всегда несколько выше, чем по моторному. Эта разница называется чувствительностью бензина, которая определяется его углеводородным составом и находится в пределах от 1 до 12 октановых единиц.

2.5 Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях

2.5.1 Нормальная остановка установки

Нормальная остановка установки производится для ремонта аппаратуры и оборудования, регенерации или перегрузки катализатора и в других случаях, связанных с работой общезаводского хозяйства.

Для этого необходимо выполнить следующие операции:

Постепенно снизить производительность со скоростью 5м3/час сырья насосов ЦП-1,1 а, ЦН-2,3 до полного прекращения подачи сырья на установку.

Прекратить подачу хлорорганического соединения.

Понизить температуру на выходе в реакторах Р-1,2 до 300°С, в реакторах Р-3,4 104 до 470°С.

По мере снижения уровня жидкости в сепараторе С-1 прекратить питание отпарной колонны К-1, систему отпарки перевести на жидкостную циркуляцию по схеме:

ЦН-1 (1а) - линия №44 - Х-13 - Т-2 (трубное пространство) - К-1 - Т-2 (межтрубное пространство) - ЦН-1 (1а).

Температуру в колонне снизить до нормальной со скоростью 10-15°С в час путем сокращения, а затем полного прекращения подачи горячего потока в трубное пространство Т-3 (газ циркулирует по байпасу мимо Т-3).

Циркуляцию газа в системе гидроочистки продолжить, при этом температуру газа на выходе в реактор Р-1 снизить до 300°С. Скорость снижения температуры не должна превышать 25-30 °С в час.

После полного прекращения подачи сырья в реакторы Р-3,4,104 поток сырья блока стабилизации откачать в цех 10 по следующей схеме:

ЦП-2 (3) - линия №44 - С-8 - Т-7 - К-6 - ЦН-7(8) - П-2 - К-6 - ЦН-7 (8) - Т-8 - К-7 - ЦП-14 (15) - П-3 - К-7 - Т-8 - Т-7 - X-104-Х-13-вцех10.

С прекращением подачи сырья в реакторы Р-1,2,3,4,104 и переводом системы на горячую циркуляцию, жидкость под давлением циркулирующего газа из сепаратора С-1 направить в колонну К-1, а из сепаратора С-7 направить в сепаратор С-8 и далее в колонну К-6, после чего сепаратор высокого давления С-7 отключить от сепаратора низкого давления С-8.

Прекратить подачу следующих потоков:

абсорбента из сепаратора С-8 в колонну К-6;

- откачку стабильной головки из Е-7 (после ее освобождения) остановкой насосов ЦН-12,ЦН-13.

С прекращением подачи гидрогенизата в реакторы Р-3,4,104 и перевода сырья на циркуляцию снизить температуру в колоннах К-6, К-7 до 30-40°С путем снижения температуры потока теплоносителя на выходе из печи П-2,П-3, по 10-15 С в час, после чего форсунки печей погасить, топливные линии от форсунок отглушить заглушками.

После снижения температуры в колоннах К-1,К-6,К-7, до 30-40°С циркуляцию потока сырья прекратить, насосы сырьевые ЦН-1,1а,2,3 остановить, под давлением газа все количество жидкости из аппаратов (колонн, печи, теплообменников) и трубопроводов отделения отпарки и стабилизации направить в Е-8.

После прекращения подачи сырья в реакторы гидроочистки и риформинга произвести горячую промывку системы (от тяжелых углеводородов) циркулирующим водородосодержащим газом при температуре 500°С и рабочим давлением в течение 6-8 часов, при этом количество циркулирующего газа в реакторах Р-1,2,3,4,104 поддерживать максимально возможным, также должны быть продуты все тупиковые участки.

По окончании горячей промывки системы высокого давления циркулирующим водородосодержащим газом произвести снижение температуры циркулирующего газа на входе в реакторы Р-1,2,3,4,104 по 10-15°С в час до 250°С, после чего погасить форсунки печи П-1, топливные линии от форсунок отглушить заглушками. На всех этапах остановки сепараторы освобождаются от жидких нефтепродуктов.

После окончания горячей промывки системы высокого давления и понижения температуры в реакторах до 100 oC, останавливают компрессоры циркуляции. Произвести снижение давления водородосодержащего газа до 12-2 кгс/см2 в системе со скоростью не более 5 кгс/см2 в час в следующем порядке:

сброс газа до 6 кгс/см2 произвести в топливную сеть завода.

сброс газа до 1-2 кгс/см2 произвести в факельную линию.

После снижения давления, принять на установку инертный газ или азот, заполнить инертным газом или азотом системы циркулирующего газа до 5-6 кгс/см2, наладить циркуляцию инертного газа по системе гидроочистки и азота по системе риформинга, произвести продувку этих систем инертным газом или азотом.

Продувку инертным газом или азотом системы высокого давления гидроочистки и риформинга продолжать до тех пор, пока содержание углеводородов (горючих газов) в циркулирующем газе будет не выше 0,5% об. После чего продувку прекратить, остановить компрессоры ПК-1,2,3,4,5, произвести освобождение системы путем сброса газа на факел или в атмосферу.

Остатки давления из колонн К-1,К-6,К-7 ,змеевиков печи П-2,3, теплообменников Т-2,Т-3,Т-7,ХК-4,ХК-1, сепараторов С-103, С-7,С-8, емкости Е-8 и трубопроводов сбросить на факел, затем систему продуть азотом через вышеуказанные аппараты и трубопроводы на факел. После окончания всех продувок линии подачи водородосодержащего газа на установку отключить - закрыть задвижки и установить заглушки. Дальнейшие работы по подготовке установки к регенерации или пассированию катализатора, а также подготовку отдельных узлов установки или установки в целом, производят в соответствии с инструкцией.

2.5.2 Регенерация катализатора

По окончании цикла реакции катализатор теряет активность вследствие отложения на нем кокса. Процесс регенерации осуществляется поэтапно. Сначала прекращается прием сырья на установку. Блок гидроочистки и блок стабилизации отключаются. Циркуляция водородосодержащего газа в блоке риформинга продолжается для промывки системы от углеводородов. Далее постепенно сокращается подача топлива в форсунки печи риформинга до полного отключения. Система постепенно охлаждается до температуры 200°С, и циркуляция водородосодержащего газа прекращается. Водородосодержащий газ сбрасывается через редукционные клапаны в топливную сеть. Из реакторов остаток паров углеводородов отсасывается вакуумным насосом. Затем система продувается инертным газом в атмосферу. После продувки система заполняется инертным газом до давления 1 МПа, включается циркуляционный компрессор, и реакторный блок постепенно разогревается при постоянной циркуляции инертного газа. При 250°С к инертному газу добавляется воздух в таком количестве, чтобы объемное содержание кислорода в инертном газе не превышало 0,5 % вначале регенерации и 2% - в конце. Выжигание кокса проводится в две ступени: первая ступень при температуре 250-3 00°С, вторая - при 380-400°С. После окончания выжигания кокса катализатор прокаливают при 500°С. Затем систему охлаждают, циркуляцию инертного газа прекращают и сбрасывают его в атмосферу. После этого снова продувают систему водородосодержащим газом.

Регенерация катализатора риформинга R-56

Регенерация катализатора R-56 включает в себя следующие стадии:

а) остановка;

б) выжиг кокса;

в) окисление;

г) охлаждение (воздух);

д) продувка азотом;

е) восстановление в токе ВСГ;

ж) пуск.

При необходимости включается дополнительная стадия удаления сульфата, которая проводится непосредственно перед стадией окисления.

Понизить температуру входа в реактора Р-3,4,104 до 480°С.

Понизить температуру входа в Р-3,4,104 до 455 °С со скоростью до 30 °С/час с одновременным снижением загрузки до 50% от номинальной.

При температуре 455 °С и загрузке 50% снять сырье, прекратить подачу дихлорэтана и воды.

Провести 2-часовую циркуляцию.

Понизить температуру до 400°С, погасить печь.

После этого продолжают циркуляцию 15-20 минут, затем останавливают ЦК-1 и сбрасывают давление ВСГ из системы.

После продувки азотом собирают схему регенерации.

Поднимают давление азота до 3-5 кгс/см2, после чего налаживают циркуляцию азота.

Поднимают температуру в реакторах до 400°С, выдержку ведут до тех пор, пока температура входа и выхода не сравняется или не стабилизируется.

После чего начинают подачу воздуха с таким расчетом, чтобы создать концентрацию кислорода в азоте от 0,5 до 0,8%об.

Концентрацию кислорода удерживают таким, чтобы температура выхода не превышала 455 °С.

После начала подачи воздуха приступить к постепенной подаче дихлорэтана в Р-3 со скоростью, чтобы обеспечить мольное соотношение «вода:хлорид»=20:1. Графики подачи дихлорэтана для обеспечения нужного соотношения предоставляются техническим консультантом фирмы UOP.

Сжигание кокса считается законченным, когда в течение 4-х часов перепад температур остается неизменным при одинаковой концентрации кислорода на входе и выходе в реактора. Если предполагается разгерметизация системы (для проведения ремонтных работ), то следует ограничиться стадией выжига кокса, а остальные стадии завершить после проведения ремонтных работ.

Стадия окисления длится 11 часов. По окончании 4-х часовой выдержки температура на выходе увеличивается до 510°С в течении 4-х часов.

Концентрация кислорода поддерживается 0,6-0,8%.

При достижении температуры 510°С и отсутствии горения кокса концентрация кислорода постепенно доводится до 5%. Если имеются свидетельства горения остаточного кокса, то концентрацию кислорода следует удерживать такой , чтобы ни в коем случае температура на выходе не превышала 520°С ,т.к. горение кокса при температуре 510°С наносит катализатору намного больше вреда, чем обычное сжигание кокса.

При отсутствии горения кокса удерживать параметры окисления -температуру 510°С, концентрацию кислорода 5% - в течении 11 часов. Отсчет времени ведется с момента стабилизации температур на выходе их реакторов. Адсорберы К-108, К-109 находятся в работе при регенерации катализатора.

Подачу дихлорэтана вести с расчетом соотношения «вода : хлорид» =20 : 1.

Через 8 часов окисления установить подачу дихлорэтана с расчетом соотношения «вода : хлорид» =40:1.

По истечении 11 часов прекращают подачу дихлорэтана, дренируют жидкость из всех низких точек.

По окончании окисления гасят печь и продолжают циркуляцию до снижения температуры на выходе из реактора до 200°С.

По достижении 200 С остановить ПК-3, сбросить давление.

Производится продувка азотом до содержания кислорода менее 0,5% об.

По окончании продувки разобрать схему регенерации.

Принять ВСГ на блок, сдренировать жидкость из всех низких точек.

Набрать давление ВСГ 5-6 кгс/см , пустить ПК-3, поднять температуру входа в реактор до 430°С со скоростью 40-55°С/час.

В о время повышения температур производить исчерпывающее дренирование системы.

Восстановление длится 1 час или более, контролируется по концентрации H^S на выходе из реакторов (2ррм или меньше).

По окончании восстановления понижают температуру на входе в реактор до 370°С и производят пуск установки, как изложено выше.

Узел защелачивания газов регенерации

Свежий 42%-ный раствор щелочи из автоцистерны подается в емкость Е-202, откуда насосом Н-202 перекачивается в емкость Е-201. Давление на нагнетании насоса контролируется поз.РIАН-428. После этого, в емкость Е-201 подается химочищенная вода, раствор перемешивается и подается 2%-ный раствор NaOH по схеме:

Перед началом циркуляции щелочи необходимо заполнить щелочью защищаемое оборудование, для чего щелочь подается в поток газовоздушной смеси перед Х-106,106а, затем в Х-6,Х-6а и в С-7.

Температура на выходе из холодильника Х-106, Х-106а, Х-6, 6а контролируется.

После появления уровня жидкости в сепараторе С-7 отключается емкость Е-102 и насос Н-201 переключается на работу из сепаратора С-7, после чего налаживается циркуляция щелочи по вышеуказанной схеме.

Периодически из сепаратора С-7 производится отбор проб для контроля за концентрацией щелочи в циркуляционном растворе. При снижении концентрации щелочи до 1% масс, выполняется подпитка свежим 2%-ным раствором щелочи из емкости Е-201 насосом Н-202 в линию нагнетания насоса Н-201.Одновременно с подпиткой, часть отработанной щелочи сбрасывается из сепаратора в емкость Е-8.

Регенерация катализатора гидроочистки АКМ

После остановки установки, отглушения межцеховых коммуникаций и освобождения аппаратов от нефтепродукта включается в работу компрессор ВК-1 (ВК-2) на азоте.

Азот нагнетания компрессора подается в сепаратор С-5, а затем в теплообменники Т-1/1-3.

После нагрева в печах азот поступает в реактор Р-1, а затем в Р-2.Из реактора Р-2 азот поступает в трубное пространство подогревателя Т-3, затем проходит трубное пространство теплообменников Т-1/1-3 и затем в сепаратор с отдувом в атмосферу.

Во время продувки отбираются пробы азота из С-4 для определения содержания кислорода. При содержании кислорода менее 0,5% об. отдув закрывается, в системе увеличивается давление, включается в работу циркуляционный компрессор ПК-1 и налаживается циркуляция азота для промывки системы от горючих газов. Во время «промывки» постоянно подается свежий азот в С-5, и проводится постоянный отдув с С-4.

Имеется возможность производить подачу азота компрессором ВК-1 установки 24-6/2, что позволяет производить одновременную регенерацию катализаторов гидроочистки и риформинга.

Во время промывки производится отбор проб азота для определения концентрации горючих газов. При снижении содержания горючих газов до 0,5 % об. начинается подъем температуры в реакторах Р-1, Р-2.При температуре 150°С начинается подача воздуха при контролировании перепада температур в слое катализатора. При ослаблении или прекращении горения поднимают температуру в реакторах Р-1, Р-2 до 250-300 °С и увеличивают подачу воздуха.

На последней стадии выжига кокса температуру в реакторах поднимают до 400°С и компрессор ВК-1 полностью переводят на воздух.

Окончание горения определяется по концентрации кислорода в газах регенерации на входе (С-5) и выходе (С-4), которая должна быть одинакова.

По окончании регенерации снижают температуру в реакторах с одновременной заменой газов регенерации на азот.

Погасив печи П-1, П-104, продолжают снижение температуры в реакторах Р-1, Р-2 до 100°С (или ниже), контролируя концентрацию кислорода в азоте. Продувка считается законченной, если содержание кислорода в азоте менее 0,5 % об.

Загрузка катализатора R-56

Произвести внутренний осмотр реакторов, убрать посторонние предметы, прочистить с помощью пылесоса желоба, сетку центральной трубы. Особо тщательно проверить наличие заглушек на карманах желобов, пробить асбошнуром все щели вокруг центральной трубы, по периметру реактора.

Загрузку катализатора с использованием загрузочной машины ЮОПи можно производить в сухую ясную погоду. Во время дождя, снегопада загрузка запрещается. Для обеспечения работы загрузочной машины к реакторам необходимо подвести осушенный воздух с давлением 3-4кгс/см2 . Использование азота не рекомендуется, т.к. при монтаже верхней тарелки необходимо спуститься в реактор.

Загрузку следует производить со скоростью, рекомендуемой специалистом ЮОПи, обычно присутствующим при загрузке, или ориентируясь на диаграммы загрузки, представляемые фирмой ЮОПи.

По окончании загрузки необходимо собрать верхнюю тарелку, убрать заглушки из желобов и загерметизировать асбошнуром все щели между сегментами тарелки и опорным кольцом. После чего следует закрыть реактор и приступить к процедуре пуска установки.

2.5.3 Пуск установки

Принять азот на установку с содержанием кислорода не более 0,5 % об.

Продуть реакторный блок, не пуская в работу компрессора, до содержания кислорода в выходящем азоте не более 0,5% об., продувку рекомендуется проводить, набирая давление до 2-3 кгс/см2 с последующим максимально быстрым сдувом в атмосферу. Двух - трех раз достаточно для продувки.

Принять ВСГ на блок гидроочистки, пустить ПК-1 (ПК-2). Зашуровать печь П-1. приступить к подъему температуры в Р-1 до температуры 280°С со скоростью 20-30 °С /час. При необходимости проведения сульфидирования катализатора АКМ, данная операция проводится по отдельно разработанному графику. При температуре в Р-1 280°С принять сырье на блок гидроочистки, установить расход сырья 35-40 м3 /час и приступить к подъему температуры в Р-1 до 320°С со скоростью 30-40°С/час, одновременно начав разогрев рибойлера Т-3.

По достижении температуры в Р-1 320°С приступить к подъему температуры внизу и вверху колонны К-1, при установившемся уровне, расходе и температурах в К-1 отобрать пробу гидрогенизата на содержание серы. При неудовлетворительном результате повысить температуру в Р-1 до 240-250°С. По окончании продувки азотом блока риформинга, при удовлетворительных анализах гидрогенизата на содержание серы принять ВСГ на блок, пустить в работу ПК-3,зашуровать П-1 и приступить к подъему температур в Р-2,3,4 до 370°С со скоростью 40-50 °С/час. Общее время разогрева системы до момента приема сырья не должно превышать 12 часов, для сохранения высоких эксплуатационных показателей катализатора.

Циркулирующий ВСГ должен содержать H2S в следовых количествах (до 2 ррм) и определяется с помощью трубок Дрегера или Китагава.

По достижении температуры в Р-3,4,104 370 °С принять сырье на блок риформинга в количестве 50 % от номинальной. Удерживая температуру входа в Р-3, 4, 104 370°С, необходимо как можно быстрее (за 2 часа) довести расход сырья до близкого к номинальному (до 50 м3/час).

Одновременно с пуском сырьевых насосов пускаются в работу насосы ВН-1,2 по подаче дихлорэтана в тройник смешения.

Одновременно с повышением загрузки до номинальной (см.п.8), необходимо поднять температуру входа до 480 °С.

Подача дихлорэтана в тройник смешения при влажности более 500ррм осуществляется в количестве 6-10 ррм, затем, по мере снижения влажности, снижается до 1 ррм и затем, при влажности 50-60 ррм, до 0,5 ррм на сырье. Приблизительно оценить достаточность подачи дихлорэтана можно с помощью трубок Дрегера или Китагава. По трубкам содержание HCL в циркулирующем ВСГ должно быть в следовых количествах, что свидетельствует о достаточной подаче дихлорэтана.

При снижении влажности до 50 ррм можно проверить «октановый отклик», т.е. при повышении температуры на 2-3 °С октановое число катализатора должно возрасти на 2 пункта по исследовательскому методу. Если прирост октана меньше, то необходимо проверить подачу дихлорэтана.

При снижении влажности циркулирующего ВСГ до 50 ррм можно поднимать температуру для получения катализатора с заданным октановым числом. Подъем температуры следует осуществлять не более чем на 5°С с выдержками между подъемами не менее 1 часа.

При снижении влажности менее 15 ррм следует начать подачу парового конденсата в количествах до 4 ррм (на сырье) с тем, чтобы удерживать влажность в пределах 30-50 ррм.

Вопросы к размышлению:

Какие типы установок каталитического риформинга вам известны?

Какие преимущества и недостатки имеют установки типа 35-11/300 и 35-11/1000? Как провести регенерацию катализатора R-56?

Как работает установка каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора?

Рассказать технологическую схему установки типа 35-8 - получения ароматических углеводородов.

Для чего нужна предварительная гидроочистка сырья?

Рассказать общий порядок пуска установки 35-11/300.

Как включить в работу печь риформинга?

Как регулируется температурный режим колонны стабилизации?

Какие показатели качества контролирует лаборатория при нормальной работе установки?

Как определяется фракционный состав бензина?

Почему нельзя иметь температуру начала кипения бензина ниже 35°С и конца кипения выше 185°С?

Какой химический состав имеет углеводородный газ с риформинга?

Для чего используется инертный газ на установке?

Для чего добавляется в сырьё установки хлорорганика и как она проводится?

Какие преимущества имеет работа установки с непрерывной регенерацией катализатора?

Какие современные требования предъявляются к качеству автомобильных бензинов?

Как уменьшить содержание ароматики в автобензинах?

Как наладить холодную циркуляцию на блоке предварительной гидроочистки?

Какое место занимает в технологической схеме переработки нефти на современном НПЗ процесс риформинга?

Что такое детонация?

Какие перспективы развития процесса каталитического риформинга вам известны?

2.6 Производственные неполадки и их устранение

Причинами аварийных положений на установке являются нарушение в снабжении установки сырьем, водой, электроэнергией, топливом, воздухом для приборов КИПиА, нарушениями герметичности оборудования, сопровождающиеся выбросом нефтепродуктов, пожаром, взрывом или другими явлениями, опасными для эксплуатации установки и обслуживающего персонала.

При возникновении аварийного положении на установке эксплуатационный персонал должен немедленно принять соответствующие меры и сообщить руководству завода. В случае аварий обслуживающий персонал установки действует согласно плану ликвидации аварий.

Прекращение подачи сырья

Прекращение подачи сырья на установку вызывает резкий подъем температуры в реакторах гидроочистки и риформинга, что может привести к закоксовыванию катализаторов и прогару труб в печах.

При уменьшении подачи сырья в блок предварительной гидроочистки до 32 м3/час подается предупредительный сигнал.

При уменьшении подачи сырья в блок гидроочистки до 22 м3/час по системе блокировок автоматически:

Подается автоматический сигнал на щит оператора.

Закрывается электрозадвижка на нагнетании насосов ЦНГ-1, la.

Далее дистанционно с рабочего места выполняются следующие операции:

Останавливаются насосы ЦП-1, 1 а.

Закрывается клапан - отсекатель на нагнетании насосов ЦП-2,3.

Останавливаются насосы ЦП-2,3.

Закрываются отсекатели на трубопроводах топливного газа и мазута к основным горелкам печей П-1 и П-104.Подача водородосодержащего газа в змеевики печей продолжается.

Далее вручную выполняются следующие операции:

Закрываются задвижки на всасывании и нагнетании насосов ЦП-1 и ЦП-2,3.

Прекращается подача хлорорганики в блок риформинга.

Уменьшается подача топлива к печам П-2,П-3,4. Закрывается задвижка на линии избыточного водородосодержащего газа из блока риформинга в блок гидроочистки.

Закрываются задвижки на перетоках продуктов из С-1 в К-1 и из С-7, С-8 в К-6.К-7.

Блоки отпарной и стабилизационной колонн переводятся на горячую циркуляцию по схемам, указанным в разделе, соответствующего технологического регламента.

Перекрываются задвижки на линиях стабильного катализата с установки, нестабильной головки риформинга с установки, углеводородного газа в топливную сеть, водородосодержащего газа с установки.

Если подача сырья не возобновится, необходимо приступить к полной остановке установки.

Остановка циркуляционного компрессора гидроочистки

При уменьшении расхода циркуляционного водородосодержащего газа в блок гидроочистки до 18000 нм3 /час подается предупредительный сигнал.

При уменьшении расхода циркуляционного газа до 12000 нм3/час по системе блокировок автоматически:

Подается аварийный сигнал.

Закрывается электрозадвижка на нагнетании насосов ЦН-1,1 а.

Прекращается подача топлива в печь П-104.

Останавливаются насосы ЦН-1,1а. При невозможности быстрого запуска циркуляционного компрессора гидроочистки необходимо приступить к полной остановке установки.

Остановка циркуляционного компрессора риформинга

При уменьшении расхода циркуляционного водородосодержащего газа на блок риформинга до 39000 нм3/час подается предупредительный сигнал на щит оператора.

При уменьшении расхода циркуляционного газа риформинга до 26000 нм3/час по системе блокировок автоматически:

Подается аварийный сигнал.

Закрывается клапан - отсекатель на нагнетании насосов ЦН-2,3.

Прекращается подача топлива в печь риформинга П-1.

Останавливаются насосы ЦН-2,3. При невозможности быстрого запуска циркуляционного компрессора риформинга, необходимо приступить к полной остановке установки.

Прекращение подачи воздуха КИП

При выполнении настоящего проекта реконструкции установки Л-35-11/300 предусматривается обеспечение часового запаса воздуха КИП в ресиверах Б-7 (существующий) и Е-203 (вновь устанавливаемый), что обеспечивает постепенное плавное падение воздуха КИП в системе.

Прекращение подачи воздуха КИП к пневматическим системам контроля, управления и ПАЗ приведет к нарушению технологического режима.

Регулирующие клапаны и клапаны-отсекатели типа «ВО»-откроются, а типа «ВЗ»- закроются, в том числе, закроются клапаны-регуляторы расхода на нагнетании насосов ЦН-1,1а, и ЦН-2,3, при этом сработают блокировки по уменьшению расхода сырья в блоках гидроочистки и риформинга.

Поэтому, во избежание ухудшения положения необходимо перейти на ручное регулирование по байпасам и установку перевести в режим холодной циркуляции.

Если подача воздуха КИП не возобновится, прекращается холодная циркуляция на блоках установки и установка останавливается.

Прекращение подачи электроэнергии

Прекращение подачи электроэнергии приводит к остановке компрессоров, насосов, аппаратов воздушного охлаждения и приборов КИПиА.

При наличии аварийного питания напряжение 380В (от постороннего источника) по схемам электрических блокировок закрываются электрозадвижки (или отсекатели) на линиях топливного газа и мазута к печам П-1 и П-104, на линии сырья после насосов ЦП-1,2 и стабильного гидрогенизата ЦН-2,3. Компрессоры ПК-1-5 останавливаются по блокировке от остановки маслонасосов.

Далее вручную выполняются следующие операции:

Закрываются задвижки на приеме и нагнетании всех насосов с нажатием кнопки «СТОП» для предотвращения самозапуска электродвигателей при возобновлении подачи электроэнергии.

Закрываются задвижки на линиях водородосодержащего газа с установки, углеводородного газа с установки, нестабильного бензина - головки риформинга с установки, стабильного катализата в парк, подачи хлорорганики в блок риформинга.

Осуществляется наблюдение за давлением в сепараторах С-1 и С-2, в случае необходимости избыточное давление в системах гидроочистки и риформинга сбрасывается на факел через электрозадвижки 3-201, и 3-202 соответственно.

Закрываются перетоки из С-1 в К-1, из С-7 ,С-8 в К-6, К-7.

Закрываются вентили на подаче топливного газа к каждой горелке всех печей, и подается пар в камеры печей.

Прекращение подачи оборотной воды

При прекращении подачи холодной оборотной воды I системы на холодильники и конденсаторы-холодильники и воды II системы на холодильник газа резко повышается температура последних.

Производительность установки в данном случае необходимо привести в соответствие с поверхностью охлаждения аппаратов воздушного охлаждения таким образом, чтобы температура на выходе газообразных и жидких продуктов с установки была не выше 40°С.

Вода из холодильников и конденсаторов-холодильников дренируется, закрываются задвижки на линиях подачи воды.

При понижении давления оборотной воды II системы, поступающей на охлаждение компрессоров ПК-1-5 срабатывает предупредительная сигнализация. Аварийная остановка компрессоров произойдет при уменьшении ниже нормы протока охлаждающей воды.

Далее по системе автоматических блокировок по падению расхода циркуляционного водородосодержащего газа от компрессоров ПК-1-5:

Закрывается электрозадвижка з-185е на нагнетании насосов ЦП-1,1а.

Закрывается клапан - отсекатель UV-412 на нагнетании насосов ЦП-1,1а.

Прекращается подача топлива к печам П-104, П-1.

Останавливаются насосы ЦП-1,1 а и ЦН-2, 3.

2.7 Повышение технике - экономических показателей работы установки

Основные экономические понятия

Экономика - это совокупность средств, законов, правил ведения хозяйства, а также научная дисциплина, занимающаяся ее изучением.