Гидроочистка дизельного топлива

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

1. Общая часть

1.1 Назначение установки, ее краткая характеристика

1.2 Химизм процесса

1.3 Качество сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции, ГОСТы и ТУ на сырье и продукты

1.4 Описание технологической схемы

1.5 Нормы технологического режима

1.6 Подбор оборудования, насосов, компрессоров

1.7 Влияние факторов на качество и выход продукции

1.8 Лабораторный контроль

1.9 Описание схемы контроля и автоматического регулирования

2. Исходные данные для технологического расчета

2.1 Материальный баланс установки 24/7

2.2 Исходные данные для расчета аппарата

3. Органиация производства

3.1 Режим работы установки

3.2 График сменности

4. Экономическая часть

4.1 Стоимость оборудования, зданий и сооружений, инструмента и инвентаря

4.2 Баланс рабочего времени персонала установки

4.3 Исходные данные для расчета себестоимости продукции или затрат на переработку продукции

5. Мерроприятия по технике безопасности и противопожарной технике и охране окружающей среды

5.1 Техника безопасности, охрана труда и противопожарная профилактика

5.2 Возможные неполадки в работе установки

1. Общая часть

1.1 Назначение установки, ее краткая характеристика

Установка ЛЧ-24/7 — гидроочистка дизельного топлива предназначена для очистки дизельных топлив от сернистых соединений путем их гидрирования. Установка пущена в эксплуатацию в 1970 году.

Технология процесса разработана ВНИИНП.

Проект установки разработан на основании межгосударственного соглашения между ЧССР и СССР и на основании сотрудничества проектантов отраслевого объединения предприятий ХЭПОС город Брно с работниками советской проектной организации Ленгипронефтехим (г. Ленинград).

Генеральный проектировщик предприятия «Ростовнефтехимпроект».

В 2009 году была проведена комплексная реконструкция установки с целью получения гидроочищенного дизельного топлива с содержанием серы не более 10 ррm.

Генеральный проектировщик «Нефтехимпроект» г. Санкт-Петербург.

Минимальная производительность установки по сырью — 60 м3/час на обоих блоках. Максимальная:

— при выработке ДТ с содержанием серы, не более 50 ррm — 120 м3/час (на каждый блок),

— при выработке ДТ с содержанием серы, не более 10 ррm — 108 м3/час (на каждый блок).

Установка ЛЧ-24/7 состоит из:

двух параллельно работающих реакторных блоков с узлами очистки циркулирующего водородсодержащего газа;

двух параллельно работающих блоков стабилизации;

блока очистки жирного углеводородного газа;

блока очистки газов стабилизации;

блока очистки бензина от сероводорода;

блока регенерации раствора МЭА;

блока защелачивания продуктов регенерации катализатора.

На установке получают следующие продукты:

Гидроочищенное дизельное топливо;

Бензин;

Углеводородный газ;

Сероводород.

1.2 Химизм процесса

Процесс гидроочистки основывается на реакции гидрогенизации, в результате которой органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака.

Одновременно с реакцией гидрогенизации в процессе гидроочистки протекают реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов, насыщения непредельных углеводородов и гидрокрекинга.

Реакции сернистых соединений. В зависимости от строения сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены) при гидроочистке превращаются в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода. Реакция протекает следующим образом:

Установлено, что из всех сернистых соединений легче всего гидрируются меркаптаны и сульфиды, труднее всего — тиофены. С увеличением температуры конца кипения фракции скорость гидрообессеривания уменьшается, что вызвано изменением типа сернистых соединений.

Реакции кислородных и азотистых соединений.

Кислородсодержащие соединения:

Фенол:

Азотсодержащие соединения:

Пиридин:

Эти реакции протекают при следующих параметрах: температура в реакторе 250−420 °С; давление в реакторе 3,0−5,0 МПа, объемная скорость подачи сырья 0,5−1,5 м³ сырья/м3 катализатора, циркуляция водородосодержащего газа 125−350 м3 газа/м3 сырья, процентное содержание водорода в водородосодержащем газе не менее 75% об.

Очистка циркулирующего водородосодержащего газа от сероводорода производится 10−15%-ным водным раствором моноэтаноламина. Процесс очистки основан на следующей обратимой реакции:

Эта реакция при температуре до 50 °C идет слева направо, т. е. с поглощением сероводорода, а при температуре от 80 °C до 130 °C реакция идет справа налево, т. е. с выделением сероводорода. Температуру выше 130 °C поднимать не разрешается, так как МЭА разлагается и теряет абсорбирующие свойства.

1.3 Качество сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции, ГОСТы и ТУ на сырье и продукты

Показатели качества сырья, продуктов, вспомогательных материалов представлены в таблице 1.

Таблица 1-Качество сырья, впомогательных материалов и готовой продукции, ГОСТы и ТУ на сырье и продукты

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции

Показатели качества, подлежащие проверке

Норма по нормативному документу

Область применения готовой продукции

Фракция 1800−3600 С с установок АВТ-1,2,3,4, ЭЛОУ-АТ-4

СТО-ТО-9

Фракционный состав: -90% перегоняется при температуре, 0С

-95% перегоняется при температуре, 0С, не выше*

Цвет

Содержание воды

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С,

не ниже

Испытание на медной пластине

Не нормируется, определение обязательно

360

От бесцветного до желтого

следы

62

выдерживает

Используется в качестве сырья для установки.

Фракция 1600−3000 С с установок АВТ-1,2,3,4, ЭЛОУ-АТ-4 — сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного

Плотность при 20 0С, г/см3

Температура начала кипения, 0С, не ниже

Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не менее

Не нормируется, определение обязательно

159

50

топлива зимнего ЕВРО

СТО-ТО-9

Температура помутнения, 0С

Цвет

Испытание на медной пластине

Содержание воды

Не нормируется, определение обязательно

от бесцветного до желтого

выдерживает

следы

Газ водородосодержащий с установок каталитического риформирования и гидрокрекинга СТО-ТО-1

Содержание водорода с блоков гидро-очистки %об. не менее:

при работе на катализаторе R-56

— при работе на катализаторе КР-108

Содержание водорода с блоков риформингаЛ-35/11−300, ЛГ-35/11−300, Л-35/6−300,%об., не менее

Содержание водорода с блока риформинга КР-600(НРК), % об., не менее

70,0

75,0

65,0

75,0

Используется в качестве сырья для установки.

Легкий каталитический газойль СТО-ТО-54

Фракционный состав: до 360 оС перегоняется, % об., не ниже

Цвет

Температура вспышки

96

Жёлтый

Не нормируется

Используется в качестве сырья для установки.

Газ сухой углеводород-ный очищенный с установки СТО-ТО-80

Содержание сероводорода, мг/м3, не более

150

Используется в качестве компонента заводского топливного газа

Газ сероводород-содержащий с установки СТО-ТО-27

Компонентный состав, % об.

-Содержание сероводорода, не менее

-Содержание углеводородов, не более

96

0,5

Сырье для производства серной кислоты и элементарной серы.

Бензиновая фракция с установки СТО-ТО-8

Фракционный состав:

Температура конца перегонки, ОС, не выше

выход, % об. ,

Испытание на медной пластине

205

не ниже 96

Выдерживает, класс 1

Используется для приготовле-ния товарных бензинов, сырье установки УПВ-2

Вода оборотная обратная СТО-ООП-3

Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более:

1 система 3 водоблока

2 система 3 водоблока

10

5

Возвращает-ся в цех № 16

Вода оборотная прямая

СТО-ООП-4

Содержание нефтепродуктов,

мг/ дм3, не более

— 1 система 3 водоблока

— 2 система 3 водоблока

Жесткость общая, 0Ж, не более:

— 2 система 3 водоблока

Содержание взвешенных веществ, мг/дм3, не более

Температура, °С, не выше

— 2 и 3 квартал

— 1 и 4 квартал

4

4

15

15

25

23

Используется в качестве охлаждающего агента в процессинге.

Сжатый воздух ГОСТ 17 433

Класс загрязненности, не более:

Размер твердых частиц, не более:

Содержание посторонних примесей, мг/м3, не более:

твердые частицы

вода (в жидком состоянии)

масло (в жидком состоянии)

3

10

2

не допускается

не допускается

Для продувки оборудованияподключения пневмоинструмента, для питания приборов КИПиА

Моноэта-ноламин (МЭА) ТУ 2423−002−78 722 668−2010

Значение

Внешний вид

Массовая доля моноэтаноламина, %, не менее

Массовая доля примесей (вода, диэтаноламин, триэтаноламин, неидентифициро-ваные примеси), %,

в том числе:

— массовая доля воды, %, не более

Плотность при 20 оС, г/см3

Цветность по платино-кобальтовой шкале, ед. Хазена, не более

Чистый

Технический

Используется в качестве абсорбента для извлечения сероводорода и азота из УВГ, ВСГ и бензи-на в про-цессинге.

Бесцветная прозрачная жидкость без механических включений.

99,3

не более

0,7

0,4

1,010−1,025

30

Бесцветная или желтоватого цвета прозрачная жидкость без механических включений. Допускается легкая опалисценция

97

не более

3,0

2,0

1,010−1,035

Не нормиру-ется

1.4 Описание технологической схемы

С выкида насоса Н-1 сырье поступает в тройник смешения, где смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом, поступающим от компрессора.

Газосырьевая смесь после тройника смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1, Т-2, где подогревается за счет тепла газопродуктовой смеси, выходящей из реактора Р-3 и поступает в печь П-1, где нагревается до температуры реакции.

Газосырьевая смесь, нагретая до температуры реакции, из печи поступает в параллельно работающие реакторы Р-1 и Р-2 и далее в Р-3, где протекают реакции гидрообессеривания сырья.

Газопродуктовая смесь из реактора Р-3 направляется последовательно в трубное пространство теплообменников Т-2 и Т-1, где нагревает газосырьевую смесь.

Далее газопродуктовая смесь охлаждается в воздушном холодильнике ХВ-1, доохлаждается в водяном холодильнике Х-1 за счет подачи в трубное пространство оборотной воды 1-ой системы.

После Х-1 смесь, содержащая в себе гидрогенизат, воду, ВСГ и газы реакции, поступает в продуктовый сепаратор высокого давления С-1, где жидкая фаза отделяется от циркулирующего ВСГ.

Из сепаратора С-1 водородсодержащий газ поступает в каплеуловитель С-2, расположенный над ним, для удаления остатков жидкости. Из каплеуловителя циркуляционный ВСГ поступает на блок очистки в абсорбер К-1 для очистки от сероводорода.

Очистка циркуляционного водородсодержащего газа происходит под давлением, водным раствором МЭА, который подается в верхнюю часть колонны. В нижнюю часть колонны подается циркулирующий газ. МЭА, стекая вниз по тарелкам, поглощает сероводород из циркуляционного ВСГ. Насыщенный раствор МЭА с низа абсорберов поступает в сепаратор С-3.

Очищенный циркуляционный газ проходит через сепаратор С-3 и поступает на прием циркуляционных компрессоров. Циркуляционный газ с выкида турбокомпрессоров подается в тройник смешения с сырьем.

1.5 Нормы технологического режима

Допускаемые пределы технологических параметров реакторного блока ЛЧ 24/7 представлены в таблице 2.

Таблица 2 — Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима

Единица измерения

Допускаемые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности измеритель-ных приборов

1

2

3

4

Расход сырья от Н-1 в тройник смешения:

м3/ч

60−120

2,0

Расход циркулирующего ВСГ от ПК-1, в тройник смешения 1 блок

нм3/ч

не менее 15 000

2,0

Температура дымовых газов над перевалами печи П-1 1 блок

0C

не более 790

2,0

Температура в реакторах

Р-1

Р-2

Р-3

0C

0C

0C

не более 425

не более 425

не более 405

2,0

2,0

2,0

Давление на входе в реакторов

Р-1

Р-2

МПа

МПа

не более 5,0

не более 5,0

1,0

1,0

Перепад давления до и после реакторов

Р-1

Р-2

Р-3

МПа

МПа

МПа

не более 0,38

не более 0,38

не более 0,2

1,5

1,5

1,5

Температура поверхности стенок реакторов

Р-1

Р-2

Р-3

0C

0C

0C

не более 260

не более 260

не более 425

2,0

2,0

2,0

Охлаждение продуктов реакции

а) в теплообменнике Т-1

б) в доохладителе: Х-1

0C

не более 200

не более 65

2,0

2,0

Давление в колонне К-1

МПа

не более 4,4

1,5

Давление в сепараторе низкого давления C-1

МПа

не более 0,6

1,5

Температура газа на всосе компрессора ПК-1

0C

не более 50

2,0

Температура газа на нагнетании компресора ПК-1

0C

не более 95

2

Давление в колонне стабилизации К-1

МПа

не более 0,2

2,0

Температура низа К-1

0C

не более 304

2,0

Температура верха К-1

0C

не более 148

2,0

Температура горячей струи из П-1, в колонну К-1

0C

не более 345

2,0

Температура дымовых газов над перевалами П-1

0C

не более 790

2,0

Расход горячей струи в П-1 от Н-1

м3/ч

не менее 15

1,0

Температура очищенного дизельного топлива после Х-1

0C

не более 60

2,0

Температура в слое катализатора в реакторахпри проведении регенерации

Р-1

Р-2

Р-3

оС

оС

оС

Не более 550

Не более 550

Не более 550

2,0

2,0

2,0

Концентрация О2 на входе в реактора

%об.

0,2−1,8

-

Вес раствора щелочи в Е-1

Т

10−70

2,0

Температура азота на нагнетании компрессоров при регенерации ТК-1

не более 200

2,0

Расход циркулирующего азота от компрессора ПК-1, при проведении регенерации 1 блок

нм3/ч

не менее 15 000

2,0

Абсорбер К-1

%

20−80

2,5

Сепаратор высокого давления С-1

%

20−80

2,5

Емкость очищенного МЭА Е-1

-уровень нефтепродукта за перегородкой

-уровень очищенного МЭА

%

Не более 20

20−80

2,5

2,5

Резервуар сырьевой

Т

450−1300

2,0

Дренажная емкость

%

не более 80

2,5

1.6 Подбор оборудования, насосов, компрессоров

Таблица 3 — Характеристика колонного, емкостного, теплообменного оборудования, насосов.

Наименова-ние оборудова-ния

Номер позиции по схеме

Кол-во, шт

Материал

Техническая характеристика

1

2

3

4

5

Реактор

Р-1

1

15 123. 1

V = 27,6 м³, Ррасч = 5,6 МПа Трасч = 350 С

Реактор

Р-2

1

15 123. 1

V = 27,6 м³, Ррасч = 5,6 МПа Трасч = 350 С

Реактор

Р-3

1

12ХМ+08Х18Н10Т

V = 78 м³, Ррасч = 6,0 МПа Трасч = 425 С

Абсорбер

К-1

1

11 483. 1обечайка

11 474.1 — днище

Ррасч = 5,5 Мпа, Трасч = 50С.

Тарелки клапанные-17 шт.

Сепаратор высокого давления

С-1

1

11 416. 1

Ррасч = 5,5 МПа, Трасч = 65 С.

Каплеулови-тель

С-2

1

11 416. 1

Ррасч = 5,5 МПа, Трасч = 65 С.

Приемный сепаратор

С-3

1

11 474. 1

Ррасч = 6,0 МПа, Трасч = 80 С.

Сырьевой теплообменник с U-образ-ными трубами

Т-1

1

1. 7335+1. 4541

F = 634 м²

Межтрубное пространство: Ррасч =МПа,

Трасч = 350 оС

Трубное пространство: Ррасч = 6,0 МПа

Трасч = 430 оС

Сырьевой теплообменник с U образными трубами

Т-2

1

1. 7335+1. 4541

F = 634 м²

Межтрубное пространство: Ррасч = 6,0 МПа,

Трасч = 350 оС

Трубное пространство: Ррасч = 6,0 МПа

Трасч = 430 оС

Холодильник газопродук-товой смеси

Х-1

1

09Г2С — корпус

F = 164 м²

Межтрубное пространство: Ррасч = 6,3МПа,

Трасч = 100 С

Трубное пространство Ррасч = 6,0 МПа

Трасч = 50 С

Воздушный холодильник -конденсатор ГПС

ХВ-1

1

Крышка: SA240Gr321

Труба: SA213TP321

F = 14 933 м²

Ррасч = 6,0МПа, Трасч =250 оС,

Печь реакторного отделения

П-1

1

радиация: 08Х18Н10Т

конвекция: 08Х18Н10Т

Д = 4650 мм,

тепловая мощность — 6,2 Гкал/ч

Трубы:

радиация: 168 мм, 40 шт.

конвекция:

168 мм, 40 шт.

Трасч = 450 0С,

Ррасч = 5,6МПа.

Компрессор циркулирующего водородсодержащего газа TKV-324

ТК-1

1

12 020. 9

Электродвигатель: 4 А3 МП,

исп. взрывозащиты: 1ЕхрIIТ5,

N-1000 кВт,

Малый сырьевой насос

Н-1

1

Ст. 20

Электродвигатель: АВ 280 М²

исп. взрывозащиты: 1ЕхрIIВТ4,

N-132кВт

1.7 Влияние факторов на качество и выход продукции

Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки являются: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, активность катализатора и кратность циркуляции водородосодержащего газа.

Температура. С повышением температуры интенсивность реакции гидрообессеривания, гидрирования непредельных, гидрогенизации нафтенов увеличивается. Однако, при температуре выше 420 °C интенсивность реакции гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакций деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинга).

При этом снижается выход жидких продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе и сокращается тем самым срок его службы.

Подбор оптимальных температур гидроочистки зависит и от состава сырья. Термически менее стойкое сырье очищают при возможно более низких температурах в целях предотвращения процесса полимеризации.

Давление. Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины сероочистки и увеличению срока службы катализатора. При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода в системе, способствующее увеличению глубины гидроочистки. Наиболее оптимальные пределы давления процесса гидроочистки 30−50 кгс/см2.

Объемная скорость подачи сырья. Объемной скоростью подачи сырья называется отношение объема перерабатываемого жидкого сырья в м3/час к объему катализатора в м3. 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.

В зависимости от химического и фракционного состава сырья и требуемой глубины гидроочистки объемная скорость может изменяться в пределах 0,5−1,5 м³ сырья/м3катализатора

Активность катализатора. Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс, тем больше глубина обессеривания. Для определения активности катализатора сравнивают обессеривающую способность испытуемого катализатора с обессеривающей способностью эталонного образца. Испытания ведут на пилотной установке. Со временем активность катализатора падает ввиду отложений кокса на его поверхности.

Особенно быстро падает активность катализатора при повышении температуры процесса, при резком снижении давления в системе, и при резком уменьшении циркуляции водородосодержащего газа, так как в этих случаях происходит интенсивное коксообразование.

Состав сырья. Химический состав сырья является существенным фактором, влияющим на процесс гидроочистки. Сырье с низким концом кипения содержит меньшее количество сернистых соединений и поэтому очищается лучше. Тяжелое сырье содержит большее количество сернистых соединений, и очистка от них идет в более жестких условиях. Таким образом, расход водорода на реакцию гидрообессеривания тем меньше, чем легче сырье. Условия проведения процесса зависят не только от количества сернистых соединений, а в большей степени от их модификаций. В тяжелом сырье содержится большее количество тиофенов.

При гидроочистке сырья вторичных процессов (газойль каталитического крекинга) расход водорода на реакцию повышается из-за присутствия в сырье кроме сернистых соединений значительного количества непредельных соединений. Кроме этого, состав сырья влияет на активность катализатора. Чем тяжелее сырье, тем быстрее падает активность катализатора, так как при очистке тяжелого сырья коксование катализатора идет более интенсивно.

Кратность циркуляции водородосодержащего газа. Процесс гидроочистки происходит в присутствии водорода при давлении 3,0−5,0 МПа. Относительное количество водорода выражается молярным соотношением водорода и сырья на входе в реакторы или величиной гр. мол. водорода на 1 гр. мол. сырья. При молярном соотношении водорода к сырью более 5:1 глубина сероочистки возрастает уже незначительно, что объясняется уменьшением времени контакта паров сырья и катализатора за счет больших объемов газа, проходящих через реактор. Уменьшение молярного соотношения ниже 5:1 ухудшает сероочистку.

Кратность циркуляции выражается в соотношении количества подаваемого циркулирующего водородосодержащего газа нм3 к количеству подаваемого жидкого сырья в м3. Практически необходимая скорость обессеривания достигается при подаче 125−350 нм3 циркулирующего газа на 1 м³ сырья.

Процентное содержание водорода в водородсодержащем газе. Повышение процентного содержания водорода в водородсодержащем газе способствует увеличению глубины сероочистки, увеличению срока службы катализатора, уменьшению отложений кокса на катализаторе.

1.8 Лабораторный контроль

Таблица 4 — Лабораторный контроль

Наименование стадии процесса, анализируемый продукт

Контролируемые показатели

Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов)

Норма

Частота контроля

Газ водородсо-держащий с установок каталитического риформирования

Содержание сероводорода,%

об.

Плотность, кг/м3

Компонентный состав, % об.

— содержание водорода, не менее

ГОСТ 11 382, М-МВИ-237,

Трубка Дрегера Расчет,

ГОСТ 17 310

ГОСТ 14 920,

UOP 539

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

70,0

1 раз в декаду

1 раз в декаду

1 раз в декаду

Циркулирующий ВСГ

Содержание сероводорода, % об.

Плотность, кг/м3

Компонентный состав, % об.

— содержание водорода,

ГОСТ 11 382, М-МВИ-237,

Трубка Дрегера Расчет,

ГОСТ 17 310 ГОСТ 14 920,

UOP 539

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

не менее 70,0

1 раз в декаду

1 раз в декаду

1 раз в декаду

Газ сухой

Компонентный состав, % масс.

Плотность кг/м3

Содержание сероводорода, мг/м3

ГОСТ 14 920, UOP 539

Расчет, ГОСТ 17 310

ГОСТ 11 382, М-МВИ-237,

Трубка Дрегера

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

1 раз в 30 суток

1 раз в 30 суток

1 раз в 30 суток

Насыщенный раствор моноэтаноламина

Содержание сероводорода, г/дм3,

Концентрация МЭА, %

СТП-ЦЗЛ-15 СТП-ЦЗЛ-50

Не нормируется, определение обязательно

10−15

1 раз в сутки

1 раз в сутки

Фракция 160−300 оС с установок АВТ 1, 3, 4, ЭЛОУ-АТ-4 — сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного топлива зимнего ЕВРО

Содержание серы

% масс.

Температура вспышки, °С, не менее

Фракционный состав:

— начало кипения, °С, не ниже

— 10% перегоняется при температуре, °С

— 90% перегоняется при температуре, °С

-конец кипения,?°С

— выход до 300 °C, %

ГОСТ 19 121 ГОСТ 6356

ГОСТ 2177

Визуально

Визуально

ЕН 12 916, ГОСТ Р ЕН 12 916 ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

ГОСТ 6321

АСТМ Д 2500

ГОСТ 5066

ГОСТ 3900

Не нормируется, определение обязательно

50

159

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

От бесцветного до желтого

следы

Не нормируется, определение

1 раз в сутки

1 раз в декаду

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

Фракция

160−300 оС с установок АВТ 1, 3, 4, ЭЛОУ-АТ-4 — сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного топлива зимнего ЕВРО

Содержание серы

% масс.

Температура вспышки, °С, не менее

Фракционный состав:

— начало кипения, °С, не ниже

— 10% перегоняется при температуре, °С

— 90% перегоняется при температуре, °С

-конец кипения,?°С

— выход до 300 °C, %

ГОСТ 19 121 ГОСТ 6356

ГОСТ 2177

Визуально

Визуально

ЕН 12 916, ГОСТ Р ЕН 12 916 ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

ГОСТ 6321

АСТМ Д 2500

ГОСТ 5066

ГОСТ 3900

Не нормируется, определение обязательно

50

159

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

От бесцветного до желтого

следы

Не нормируется, определение

1 раз в сутки

1 раз в декаду

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

Цвет

Содержание воды

Содержание ароматических углеводородов, % масс.

Содержание азота, ppm

Цетановое число, ед.

обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Выдерживает

Не нормируется, определение

1 раз в декаду

1 раз в сутки

Испытание на медной пластинке

Температура помутнения, оС

Плотность при 20 оС

обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Фракция

160−300 оС с установок АВТ 1, 3, 4, ЭЛОУ-АТ-4

Температура вспышки, °С, не ниже

Температура застывания, °С

Цвет

Температура помутнения, оС, не выше

Фракционный состав

— 90% перегоняется при температуре, °С

— выход до 300 °C, %

Содержание ароматических углеводородов, % масс.

Содержание азота, ppm

Цетановое число, ед.

ГОСТ 6356

ГОСТ 20 287

Визуально

ГОСТ 5066

ГОСТ 2177

ЕН 12 916,

ГОСТ Р ЕН 12 916

ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

40

Не нормируется, определение обязательно

От бесцветного до желтого

— 25

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

1 раз в декаду

по требованию

1 раз в сутки

1 раз в декаду

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

Фракция 180−360 С с установки гидроочистки ЛЧ-24/7

Содержание серы, % масс.

Температура вспышки, оС, не ниже

Испытание на медной пластинке

Цвет

Температура помутнения, оС

Содержание воды и механических примесей

Содержание ароматических углеводородов, % масс.

Содержание азота, ppm.

Цетановое число, ед.

Фракционный состав

— начало кипения, °С

— 10% перегоняется при температуре, °С

— 50% перегоняется при температуре, °С

— 90% перегоняется при температуре, °С

— конец кипения, °С

ЕН ИСО 20 846

ГОСТ Р 51 947

ГОСТ 6356

ГОСТ 6321

визуально

ГОСТ 5066

визуально

ЕН 12 916,

ГОСТ Р ЕН 12 916

ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

ГОСТ 2177

Не нормируется, определение обязательно

62

выдерживает

От бесцветного до желтого

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется, определение обязательно

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

2 раза в месяц

Фракция 180−360 С с установки гидроочистки ЛЧ-24/7 компонент дизельного топлива ЕВРО

1. Содержание серы, мг/кг, не более

2. Температура

вспышки, оС, выше

3. Испытание на медной пластинке

4. Цвет

5. Температура

помутнения, оС

6. Фракционный состав

— начало кипения, С

— 10% перегоняется при температуре, С

— 50% перегоняется при температуре, С

— 90% перегоняется при температуре, С

— конец кипения, С

7. Содержание ароматических углеводородов, % масс.

8. Содержание азота, ppm

9. Цетановое число, ед.

EN ISO 20 884,

EN ISO 20 846

ГОСТ 6356,

ASTM D 93

ASTM D 130,

ГОСТ 6321

Визуально

ASTM D 2500

ГОСТ 5066

ГОСТ 2177

ЕН 12 916,

ГОСТ Р ЕН 12 916

ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

I вид II вид

10 50

55

выдерживает

От бесцветного до желтого

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

Фракция 160−300 С с установки гидроочистки ЛЧ-24/7

1. Содержание серы, % масс.

2. Температура

вспышки, оС, не ниже

3. Испытание на медной пластинке

4. Цвет

5. Содержание воды и механических примесей

6. Температура

помутнения, оС

7. Содержание ароматических углеводородов, % масс.

8. Содержание азота, ppm

9. Цетановое число, ед.

ГОСТ 19 121,

ГОСТ Р 51 947

ГОСТ 6356

ГОСТ 6321

Визуально

Визуально

ГОСТ 5066

ЕН 12 916,

ГОСТ Р ЕН 12 916

ASTM D 4629

ГОСТ Р 52 709

Не нормируется, определение обязательно

40

выдерживает

От бесцветного до желтого

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется, определение обязательно

Не нормируется

Не нормируется

Не нормируется

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

1 раз в месяц

1 раз в месяц

1 раз в месяц

Фракция 160−300 оС с установки ЛЧ-24/7 — компонент дизельного топлива зимнего ЕВРО

1. Содержание серы, мг/кг, не более

2. Температура вспышки, ?С, не менее

3. Температура помутнения, 0С, не более

4. Цвет

5. Содержание воды и механических примесей

6. Цетановое число, не менее

7. Испытание на медной пластинке

ГОСТ Р 51 947, ЕН ИСО 20 846 ГОСТ 6356

ГОСТ 5066,

ASTM D 2500

Визуально

Визуально

ГОСТ Р 52 709

ГОСТ 6321

350

56

— 22

От бесцветного до желтого

Не нормируется, определение обязательно

48*

Выдерживает

1 раз в сутки

3 раза в сутки

3 раза в сутки

1 раз в сутки

1 раз в сутки

По требованию

1 раз в сутки

Защитный раствор

Концентрация щелочи, %мас.

СТП-ЦЗЛ-38

2

1 раз в 2 часа

Раствор едкого натра

Концентрация щелочи, %мас.

СТП-ЦЗЛ-38

10,0−15,0

1 раз при закачке в Е-110

Продувочный азот

1. Обьемная доля кислорода, %, не более

2. Обьемная доля углеводородов, %, не более

ГОСТ 14 920

ГОСТ 14 920

0,5

0,5

После продувки по требованию

Вода оборотная обратная

1. Содержание нефтепродуктов,

мг/дм3,не более

1 система

3 водоблока

2 система

3 водоблока

ПНДФ 14. 1:2:4.

128−98

10

5

4 раза в месяц

4 раза в месяц

Выбросы из дымовой трубы печей П-101, 102, 201, 202

1. Количество образования выбросов загрязняющих веществ, г/сек (концентрация загрязняющих веществ, мг/м3), не более

NO2

NO

SO2

СО

С1-С5

М-18

М-18

ПНДФ 13.1. 3−97

ПНДФ 13. 1:2:3. 27−99

ПНДФ 13. 1:2. 26−99

0,843 (63,383)

0,468 (35,188)

17,041 (1281,3)

0,118 (8,872)

0,062 (4,662)

1 раз в квартал

1.9 Описание схемы контроля и автоматического регулирования

С выкида насоса Н-101−2, Н-301−2 (Н-201−2, Н-301−2) сырье поступает в тройник смешения, где смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом, поступающим от компрессоров TK-101, РK-301(TK-201, РK-301). Компрессор РК-301 резервный, имеет возможность подачи водородсодержащего газа либо на первый, либо на второй блок.

Расход сырья в тройник смешения поддерживается постоянным регулятором поз. FRCA 4А (FRCA 4В), клапан которого поз. FV 4А (FV 4В) установлен на линии подачи сырья в тройник смешения.

При снижении расхода сырья ниже допустимого по поз. FRSA 4А-1 (FRSA 4В-1) закрывается отсекатель поз. 310 (320) на линии подачи сырья в тройник смешения.

Циркулирующий водородсодержащий газ подается в тройник смешения с нагнетания компрессоров ТК-101, РК-301 (ТК-201, РК-301) предназначенных для компремирования ВСГ и создания оптимального давления в системе. Давление газа на приёме компрессора контролируется прибором поз. PRSA 2062−1А (TK-101), поз. PRSA 2062−1 В (TK-201), поз. PRSA 3−2001 (РK-301) и поддерживается постоянным регулятором поз. PRС 2013А (TK-101), поз. PRС 2013 В (TK-201), клапан которого поз. PV 2013A (TK-101), поз. PV 2013 В (TK-201) установлен на линии приема компрессора.

Для защиты компрессора РК-301 от аварийного выхода из строя, при его останове закрываются отсекатели на приеме поз. PV 7001 и выкиде поз. PV 7011.

При падении давления на приёме ниже допустимого предела, предусмотрен запрет пуска компрессора по поз. PRSA 2062−1А (TK-101), поз. PRSA 2062−1 В (TK-201), поз. PRSA 3−2001 (РK-301).

Расход циркулирующего ВСГ контролируется прибором поз. FRSA 6А-1, FRA 6А от ТК-101, поз. FRSA 3-К3−1, FRA 3-К3 от РК-301 на I блок (FRSA 6В-1, FRA 6 В от ТК-201, поз. FRSA 3-К3−1, FRA 3-К3 от РК-301 на II блок), установленным на линии нагнетания компрессоров ТК-101, 201, РК-301.

При снижении расхода ВСГ для I блока по поз. FRSA 6А-1, FRA 6А или FRSA 3-К3−1, FRA 3-К3 (для II блока по поз. FRSA 6В-1, FRA 6 В или FRSA 3-К3−1, FRA 3-К3) ниже допустимого, срабатывает блокировка, при этом:

— закрываются клапаны-отсекатели для I блока поз. 1А, 2А, 87/1, UV 7215 для II блока поз. 5 В, 6 В, 87/2, UV 7217 на линиях подачи жидкого топлива, топливного газа, газа стабилизации, пилотного газа на форсунки печи П-101 (П-201);

— останавливаются насосы Н-101−2, 301−2 (Н-201−2, 301−2), Н-120−1,2, 320−1,2 (Н-220−1,2, 320−1,2).

Температура ВСГ на приеме компрессоров контролируется прибором поз. TRSA 2101А, TRA 3−1001 (TRSA 2101 В, TRA 3−1001), при повышении температуры выше допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной и блокировка на останов ЭД компрессора.

Температура ВСГ на нагнетании компрессоров контролируется прибором поз. TRSA 2102А, TRSA 3−1011 (TRSA 2102 В, TRSA 3−1011) при повышении температуры выше допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной и блокировка на останов ЭД компрессора.

Газосырьевая смесь (далее по тексту ГСС) после тройника смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-101, 102 (Т-201, 202), где подогревается за счет тепла газопродуктовой смеси (далее по тексту ГПС), выходящей из реактора P-103 (P-203) и поступает в печь П-101 (П-201) четырьмя потоками, где нагревается до температуры реакции.

П-101 (П-201) представляет собой вертикальную цилиндрическую печь, форсунки которой могут работать как на жидком, так и на газообразном топливе. В качестве газообразного топлива использутся топливный газ, поступающий из сепаратора С-112 и газ стабизации, поступающий из сепаратора С-109.

Температура ГСС на входе в межтрубное пространство теплообменника Т-101 (Т-201) контролируется приборами поз. TR 5А (TR 5В).

Температура ГСС на выходе из Т-102 (Т-202) контролируется прибором поз. TR 14А (TR 14В).

Температура ГСС каждого потока на выходе из конвекционных камер печей П-101, П-201 контролируется приборами поз. TR 25−1А, 25−2А, 25−3А, 25- 4А (TR 25−1 В, 25−2 В, 25−3 В, 25−4В). Температура 1, 2, 3, 4 потоков на выходе из печи П-101 контролируется приборами поз. TRA 15−1А? TRA 15−4А, температура 1, 2, 3, 4 потоков на выходе из печи П-201 приборами поз. TRA 15−1 В? TRA 15−4В — с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра. Температура дымовых газов над перевалами печей П-101 (П-201) контролируется приборами поз. ТRA 12А (TRA 12В) — с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра. Разряжение на перевале печи контролируется приборами поз. PRSA 2276A, PRSA 2276 В на П-101, поз. PRSA 2283A, PRSA 2283 В на П-201, при уменьшении разряжения ниже допустимого предела срабатывает блокировка, при этом закрываются отсекатели:

отсекатель поз. 1А (5В) на линии жидкого топлива в П-101(П-201);

отсекатель поз. 2А (6В) на линии топливного газа к П-101(П-201);

отсекатель поз. 87/1(87/2) на линии газа стабилизации к П-101, П-102 (П-201, П-202);

отсекатель поз. UV 7215(UV 7217) на линии пилотного газа к П-101, П-102 (П-201,П-202);

Контроль горения пламени форсунок на печах осуществляется датчиками погасания пламени, при отсутствии пламени срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной. При одновременном отсутствии пламени у основной и пилотной горелки у двух смежных комплектов по поз. BSA 6202A-6202 °F (BSA 6206A-6206F) для основных горелок и по поз. BSA 6201A-6201 °F (BSA 6205A-6205F) пилотных горелок закрываются:

отсекатель поз. 1А (5В) на линии жидкого топлива в П-101(П-201);

отсекатель поз. 2А (6В) на линии топливного газа к П-101(П-201);

отсекатель поз. 87/1(87/2) на линии газа стабилизации к П-101, П-102 (П-201, П-202);

отсекатель поз. UV 7215(UV 7217) на линии пилотного газа к П-101, П-102 (П-201,П-202).

ГСС, нагретая до температуры реакции, из печи П-101(П-201) поступает в параллельно работающие реакторы Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202) и далее в Р-103 (Р-203) в которых протекают реакции гидрообессеривания сырья.

Температура на входе в реактора Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202) поддерживается автоматически с помощью регуляторов поз. TRСА 10А (TRСА 10В) клапана которых поз. TV 10А (TV 10В) расположены на линиях топливного газа в печи П-101 и П-201 соответственно. При повышении температуры выше допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной.

Температура на входе в реактора Р-103 (Р-203) поддерживается с помощью регуляторов поз. TRС 1207 (TRС 1212) клапана которых поз. FV 3201, (FV 3202) расположены на линиях ВСГ от компрессоров ТК-101, РК-301 (ТК-201, РК-301).

Температура на входе и выходе из реакторов регистрируется приборами:

— на входе в реакторы Р-101 (Р-201) поз. TR 1203 (TR 1205)

— на выходе из реакторов Р-101 (Р-201) поз. TR 1201 (TR 1240)

— на входе в реакторы Р-102 (Р-202) поз. TR 1204 (TR 1206)

— на выходе из реакторов Р-102 (Р-202) поз. TR 1202 (TR 1241)

— на входе в реакторы Р-103 (Р-203) поз. TR 28А (TR 28В)

— на выходе из реакторов Р-103 (Р-203) поз. TR 1217 (TR 1225)

Температура поверхности реакторов контролируется с помощью поверхностных термопар:

— для Р-101 поз. TR 8−1А8−3А, TR 16−1А16−18А;

— для Р-102 поз. TR 29−1А29−3А, TR 17−1А17−18А;

— для Р-201 поз. TR 8−1В8−3 В, TR 16−1В16−18В;

— для Р-202 поз. TR 29−1В29−3 В, TR 17−1В17−18В;

— для Р-103 поз. TR 1211−11 211−18;

— для Р-203 поз. TR 1216−11 216−18.

Температура в слое катализатора контролируется с помощью многозонных термопар:

— для Р-101 поз. TRА 18−1А18−20А;

— для Р-102 поз. ТRА 20−1А20−20А;

— для Р-103 поз. ТRА 1208−11 208−10; поз. ТRА 1209−11 209−10; поз. ТRА 1210−11 210−10;

— для Р-201 поз. TRА 18−1В18−20В;

— для Р-202 поз. ТRА 20−1В20−20В;

— для Р-203 поз. ТRА 1213−11 213−10; поз. ТRА 1214−11 214−10; поз. ТRА 1215−11 215−10.

(с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).

Давление в реакторах регистрируется приборами:

— для Р-101 (Р-201) на входе поз. PRА 21А (PRА 21В), на выходе поз. PR 23А (PR 23В);

— для Р-102 (Р-202) на входе поз. PRА 22А (PRА 22В), на выходе поз. PR 24А (PR 24В);

— для Р-103 (Р-203) на входе поз. PR 2209 (PR 2212), на выходе поз. PR 2210 (PR 2213).

(с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).

Перепад давления в реакторах регистрируется приборами:

— для Р-101 (Р-201) поз. PDRA 23 В (PDRA 23С);

— для Р-102 (Р-202) поз. PDRA 24 В (PDRA 24С);

— для Р-103 (Р-203) поз. PDRA 2211 (PDRA 2214).

(с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).

ГПС из реактора Р-103 (Р-203), направляются последовательно в трубное пространство теплообменников T-102, Т-101 (T-202, Т-201), где, нагревает ГСС. Температура ГПС после теплообменников контролируется с помощью приборов поз. TR 30А (TR 30В), давление ГПС контролируется с помощью приборов поз. PR 2207 (PR 2208).

Далее газопродуктовая смесь охлаждается в воздушных холодильниках X-101 (X-201) и водяных доохладителях Д-101 (Д-201), где происходит доохлаждение за счет подачи в трубное пространство оборотной воды 1-ой системы. Температура ГПС на выходе из воздушных холодильников X-101 (X-201) регулируется с помощью частотных регуляторов поз. TRС 31А (TRС 31В). Температура ГПС на выходе из водяных доохладителей Д-101 (Д-201) контролируется с помощью приборов поз. TR 33А (TR 33В).

На вход в воздушный холодильник X-101 (X-201) предусмотрена подача промывочной воды с выкида насосов Н-120, Н-220 (Н-320) для исключения отложений аммонийных солей на трубках холодильника, а также предусмотрена подача щелочи с выкида насосов Н-117, 317 для проведения процесса регенерации катализатора. Необходимый расход воды поддерживается регулятором поз. FRCА 3006 (FRCА 3007), клапан которого FV 3006 (FV 3007) установлен на линии подачи промывочной воды в холодильник X-101 (X-201), при снижении расхода промывочной воды ниже допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной.

После Д-101 (Д-201) смесь, содержащая в себе гидрогенизат, воду, ВСГ и газы реакции, поступает в продуктовый сепаратор высокого давления C-101 (C-201), где жидкая фаза отделяется от циркулирующего ВСГ.

Уровень гидрогенизата в сепараторе С-101 (С-201) поддерживается постоянным с помощью клапана регулятора поз. LRCA 34А (LRCA 34В), клапан которого поз. LV 34А (LV 34В) установлен на линии перетока из С-101 в C-104 (из C-201 в C-204). При падении уровня в С-101 (С-201) ниже допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной. Для проведения процесса регенерации катализатора, при низком уровне защитного раствора в сепараторе С-101 (С-201) предусмотрен запрет пуска насосов Н-117, Н-317.

В случае падения уровня в С-101 (С-201) по поз. LRSA 34А-1 (LRSA 34В-1) ниже допустимого, срабатывает блокировка, при этом закрывается клапан поз. LV 34А (LV 34В) на линии перетока из С-101 (С-201) в С-104 (C-204).

Давление в сепараторе С-101 (С-201) контролируется манометром поз. PI С-101 (PI С-201) и регистрируется прибором поз. PR 2255 (PR 2256), установленным на линии ВСГ из С-102 (С-202) в К-102 (К-202).

Для пуска блока стабилизации предусмотрена подача сырья с выкида малых сырьевых насосов в линию перетока из сепаратора С-101 (С-201) в сепаратор С-104 (С-204), а также на данном перетоке имеется врезка, щелочь из сеператора С-101 (С-201) на прием насосов Н-117, 317, для проведения процесса регенерации катализатора.

Из сепаратора C-101 (C-201) водородсодержащий газ поступает в каплеуловитель C-102 (C-202) расположенный над ним, для удаления остатков жидкости. Из каплеуловителя C-102 (C-202) циркуляционный ВСГ поступает на блок очистки в колонну К-102 (К-202).

Свежий водородсодержащий газ поступает на установку по линиям: с установки УПВ-2, Л-35/6, от дожимного компрессора установки Л-24/6, с заводского водородного кольца. Расход свежего водородсодержащего газа на установку измеряется прибором поз. FQR 3003. Давление свежего ВСГ поддерживается постоянным регулятором давления поз. PRCA 335, клапан которого поз. PV 335 расположен на линии ВСГ с большого кольца на установку. При снижении давления свежего ВСГ ниже допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной. Расход свежего водородсодержащего газа на блоки измеряется прибором поз. FQR 38А (FQR 38В), расположенном на входе свежего ВСГ в каплеуловитель C-102 (С-202).

Имеется возможность подачи ВСГ в выкидные трубопроводы циркуляционных компрессоров ТК-101, ТК-201, РК-301 через клапана поз. FV 3004 (FV 3005), расход свежего ВСГ в выкидные трубопроводы компрессоров измеряется прибором поз. FRC 3004 (FRC 3005). Так же можно направить ВСГ в каплеуловители С-102 (С-202).

Для защиты аппаратов и линий реакторных блоков от превышения давления выше допустимых пределов предусмотрены схемы аварийного сброса давления:

Аварийный сброс давления из I реакторного блока, дистанционный HS 7221А в операторной из схемы управления и ручной HS 7221 В на аппаратном дворе, при этом:

срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной;

останавливается циркуляционный компрессор TK-101 (РК-301);

закрываются:

отсекатель поз. 1А на линии жидкого топлива в П-101;

отсекатель поз. 2А на линии топливного газа к П-101;

отсекатель поз. 87/1 на линии газа стабилизации к П-101, П-102;

отсекатель поз. UV 7215 на линии пилотного газа к П-101, П-102;

отсекатель поз. 310 на линии нагнетания Н-101−2 (Н-301−2);

клапан поз. HSA 7001 на линии подачи свежего ВСГ из сетей завода;

клапан поз. FV 66А на линии подачи регенерированного МЭА в К-102;

открывается отсекатель поз. UV 7221 на линии сброса давления на факел с задержкой 12 сек.;

по сигналу конечного выключателя от поз. 310−4 — останов насоса H-101−2 (H-301−2);

закрывается клапан на линии промывочной воды в Х-101 поз. FV 3006;

останавливается насос подачи промывочной воды в Х-101 Н-120−1,2 (320−1,2).

Аварийный сброс давления из II реакторного блока, дистанционный HS 7222А в операторной из схемы управления и ручной HS 7222 В на аппаратном дворе, при этом:

срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной;

останавливается циркуляционный компрессор TK-201 (РК-301);

закрываются:

отсекатель поз. 5 В на линии жидкого топлива в П-201;

отсекатель поз. 6 В на линии топливного газа к П-201;

отсекатель поз. 87/2 на линии топливного газа к П-201, П-202;

отсекатель поз. UV 7217 на линии пилотного газа к П-201, П-202;

отсекатель поз. 320 на линии нагнетания Н-201−2 (Н-301−2);

клапан поз. HSA 7001на линии подачи свежего ВСГ из сетей завода;

клапан поз. FV 66 В на линии подачи регенерированного МЭА в К-202;

открывается отсекатель поз. UV 7222 на линии сброса давления на факел с задержкой 12 сек.;

по сигналу конечного выключателя от поз. 320−4 — останов насоса H-201−2 (H-301−2);

закрывается клапан на линии промывочной воды в Х-201 поз. FV 3007;

останавливается насос подачи промывочной воды в Х-201 Н-220−1,2 (320−1,2).

2. Исходные данные для технологического расчета

2.1 Материальный баланс установки 24/7

Производительность 1600тыс. т/год

Установка работает 334 дней в году

Таблица 5 — Материальный баланс

Наименование

масс. дол, %

тыс. т/год

т/сутки

кг/ч

кг/с

ПОСТУПИЛО

фракция 180−360С

88,554

1416,864

4242,108

176 754,491

49,098

легкий каталитический газойль

9,644

154,304

461,988

19 249,501

5,347

бензин висбрекинга

1,802

28,832

86,323

3596,806

0,999

Итого углеводородного сырья

100,000

1600,000

4790,419

199 600,798

55,445

свежий ВСГ

1,181

18,896

56,575

2357,285

0,655

в том числе водород

0,515

0,097

0,291

12,140

0,003

ИТОГО:

101,181

1618,896

4846,994

201 958,084

56,099

ПОЛУЧЕНО

фракция 180−360С очищенная

95,624

1529,984

4580,790

190 866,267

53,018

компонент товарных автобензинов

2,938

47,008

140,743

5864,271

1,629

Отдув ВСГ

0,395

6,320

18,922

788,423

0,219

в том числе водород

0,099

1,584

4,743

197,605

0,055

Газ стабилизации, сухой, очищенный

0,387

6,192

18,539

772,455

0,215

Газ С-104 (С-204) сухой очищенный

0,885

14,160

42,395

1766,467

0,491

Сероводород в насыщенном МЭА

0,944

15,104

45,222

1884,232

0,523

Потери

0,008

0,128

0,383

15,968

0,004

Итого

101,181

1618,896

4846,994

201 958,084

56,099

2.2 Исходные данные для расчета аппаратов

Трубчатая печь прдназначена для нагревания смеси до температуры реакции.

G=125 000 кг/ч;

tнач=295 0С;

tкон=341 0С;

?420=0,86;

Мольная доля отгона е=0,3;

Состав топочного газа в массовых долях, % предоставлен в таблице 10.

Таблица 10 — Состав топочного газа.

наименование

H2S

H2

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

N2

масс. дол., %

2,00

4,55

16,10

26,40

32,30

9,80

7,85

Тепловая нагрузка печи определяется по уравнению (1)

Qпол=Qнагр+Qисп ,(1) [5]

Где Qнагр- тепло необходимое для нагрева нефти, кДж/ч;

Qисп- тепло необходимое для испарения нефти, кДж/ч.

Тепло, необходимое для нагрева нефти определяется по уравнению (2).

Qнаг=G*(1-e)*(It2ж-It1ж) ,(2) [5]

где G — производительность печи по сырью, кг/ч;

е — массовая доля отгонки сырья, доли единицы;

It1ж, It2ж — энтальпия жидкости при температурах входа и выхода ее из печи, кДж/кг. Тепло, необходимое для испарения нефти определяется по уравнению (3):

Qисп=G*e*(lt2п-lt1ж), (3) [5]

где G — производительность печи по сырью, кг/ч;

е — массовая доля отгонки сырья, доли единицы;

It1ж — энтальпия жидкости при температуре входа в печь, кДж/кг;

It2п — энтальпия паров при температуре выхода из их печи, кДж/кг.

Энтальпия жидкости при температуре входа в печь определяется по уравнению.

Itж=*a (4) [5]

где — плотность, кг/м3;

It1ж — энтальпия жидкости при температуре входа в печь, кДж/кг;

а — температурная поправка [5];

(5) [5]

где — относительная плотность нефтепродукта;

а — температурная поправка (приложение 1 [5]).

.

l295ж= кДж/кг.

l341ж= кДж/кг.

Qнагр= 125 000*(1−0,3)*(828,96−695)=3702,41 кВт. (2) [5]

Qисп= 125 000*0,3*(1050,43−695)=3256,05 кВт (3) [5]

Энтальпия паров нефтепродукта определяется по формуле:

.

Qпол= 3 702 409,72+3 256 053,74=6 958 463,47 Вт

Состав топочного газа предоставлен в таблице 11.

Таблица 11 — Состав углеводородов топочного газа.

наименование

Хiмасс

Хiмас. дол

Хi/M

Хiмол. дол

Хi мол%

Мi

H2S

2,0

0,02

0,5 882

0,0108

1,08

34

H2

4,55

0,0455

2,27 500

0,4193

41,93

2

CH4

16,1

0,161

1,625

0,1854

18,54

16

C2H6

26,4

0,264

0,88 000

0,1622

16,22

30

C3H8

33,3

0,333

0,75 682

0,1395

13,95

44

C4H10

9,8

0,098

0,16 897

0,0311

3,11

58

N2

7,85

0,0785

0,28 020

0,0516

5,16

28,016

итого

100

1,000

5,42 605

1,0000

100

-

Процент углерода содержащегося в топливе определяется по уравнению (7).

C== (7) [5]

где? — молекулярная масса, кмоль/кг;

х — мольная доля компонента газовой смеси.

С= + + + = 40,872% мол. (7)

Содержание водорода определяется по уравнению (8)

Н== (8)

где? — молекулярная масса, кмоль/кг;

х — содержание компонентов в топливе, мол. дол. ;

ni-число атомов водорода в молекуле.

H = + + + + + =52,944% мол.

Определяем необходимое количество воздуха необходимого для горения газа по уравнению (10)

(10)

где С — содержание углерода в топливе, % мол. ;

Н — содержание водорода в топливе, % мол.

Определяем действительное количество воздуха

?- коэффициент избытка воздуха

Для печей излучение стенками 1,03−1,07 до 1,1

Задавшись коэффициентом избытка воздуха, по уравнению (11)

Lд=Lo *? (11)

где Lo — количество воздуха необходимое для горения газа;

?- коэффициент избытка воздуха.

Lд= 23,2 * 1,1=25,52

Количество продуктов сгорания образующихся при сжигании 1 кг топлива

mCO2 = 0,0367* С

mCO2 = 0, 0367 * 40,872 = 1,5 г.

mH2O = 0,0367* Н

mH2O = 0, 09 * 52,944 = 4,7649 г.

mO2 = 0, 23 * Lo (?-1) = 0, 23*23,2* (1, 1−1) = 0,5871

mN2 = 0, 77*23,2*1, 03 + 0, 01 = 19,6642

Суммарное количество продуктов сгорания

= 1,5+4,7649+0,5871+19,6642=26,5322 кг/кг

Проверка

= 1+?Lo= 1+1, 1*23,2=26,5247 кг/кг

Определяем объемное количество продуктов сгорания в м3/кг при нормальных условиях по уравнению (12)

UCO2 =

UCO2 = = 0, 76 м3/кг

UH2O = = 5,93м3/кг

UO2 = = 0, 41 м3/кг

UN2= = 15,73 м3/кг

= 22,84 м3/кг

?=

? = = 1,1616 кг/м3

Расход топлива подаваемого в печь определяется по уравнению (12)

B=(12)

где Qпол — тепловая нагрузка печи, кДж/кг;

— низшая теплота сгорания, кДж/кг;

? — КПД печи 0, 60

В= = 684,1 кг/ч

Определяем истинную теплоту сгорания по формуле Менделеева (13)

= 339, 1С+1030Н (13)

где С — содержание углерода в топливе, % мол;

Н — содержание водорода в топливе, % мол;

= 339, 1*39, 53+1030*60,47 = 68 829, 177 кДж/кг.

Радиантная камера

Задаемся t дымовых газов над перевальной стенкой от 600−1000 820?С

Определяем среднюю теплоемкость продуктов сгорания топлива при этой температуре по уравнению (14)

GCрт=mCO2*CO2+mH2O*CH2O+mN2*CN2+mO2*CO2

GCрт=1,45*0,96+5,44*0,95+20,4*1,12+0,18*0,91=29,57 кДж/кг*К

Максимальная расчетная температура горения, принимаем tв=20?С

КПД точки? т=0,95 определяют по уравнению (15)

tмакс=tв+(15)

где ?т- к. п. д. топки — рекомендуется принимать в пределах 0,94−0,98.

ItП = Gср*tп (16)

ItП = 29,57*740=21 883,28 кДж/кг;

tмакс=20+ =2579,6?С;

Тмакс=2579,6+273=2852,6 ?С.

Количество тепла, воспринимаемого через радиантные трубы, определяют по уравнению (16)

Qp=B (Qpн*?т-Itп)(17)

где Qpн — количество тепла воспринимаемое через радиантные трубы, кВт;

?т — КПД точки = 0,95

где Itп — энтальпия дымовых газов при температуре перевала, кДж/кг.

Qp=684,1*(75 688,7*0,95−21 883,28)=3 421 935,5Вт

Количество тепла, воспринимаемого через конвекционные трубы, определяют по формуле (17)

Qk=Qпол-Qp (18)

Qp — количество тепла, воспринимаемое радиантнымитрубами, Вт;

где Qпол — полезно использованное тепло, кДж/кг или Вт.

Qк=31 067 287,5−3 421 935,5=27 645 352 Вт

Энтальпия сырья на входе в радиантные трубы, определяют по формуле (19)

Iк=It1+(19)

где It1 — энтальпия сырья при входе, в печь, кДж/кг;

— масса сырья, кг/ч;

— тепло, воспринимаемое конвекционными трубами, кДж/ч.

Iк=624,74+ =768,5 кДж/кг.

Т=604К=331?С

Средняя температура наружной поверхности радиантных труб, определяют по формуле (20)

tст=20+ =356?С

Тст=356+273=609К

По графикам на рис. 39 находим значение параметра, qs. (21)

qs=Q/Hs=90*103(21)

где Q — количество тепла, вносимого в топку топливом, воздухом и форсуночным паром, кДж/ч;

Hs — эквивалентная абсолютно черная поверхность, м2.

Общее количество тепла, внесенного в топку, определяют по формуле (22)

Q=BQрн?т (22)

где В — расход топлива;

?т — КПД печи

— низшая теплота сгорания, кДж/кг.

Q=684,1*75 688,7*0,95=49 189 710 Вт.

Предварительное значение эквивалентной абсолютно черной поверхности, определяют по формуле (23)

Hs= (23)

Q- количество тепла, вносимого в топку топливом, воздухом и форсуночным паром, кДж/ч.

— величина зависящая от принятой температуры дымовых газов над перевальной стенкой.

Hs = =546,6 м²

Задаются степенью экранирования кладки ?=0,55.

Hs/Hл=0,77 (24)

Эквивалентная плоская поверхность, определяют по формуле (25)

Hл =Hs: Hs/Hл (25)

Hл =546,6/0,77=709,8 м²

Площадь заэкранированной плоской поверхности, заменяющей трубы, определяют по формуле (26)

Н=Hs/Hл (27)

Н =709,8/0,87=815,87 м²

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой