Отчет по практике на ОАО «УНПЗ»

СН₃

Гексан    i-гексан

 

5. Гидрокрекинг углеводородов:

 

2Н₂ + СН₃-СН₂-СН₂-СН₂-СН₂-СН₃---> 2СН₃-СН₂-СН₃

n-гексан    пропан

 

Одновременно протекают  и реакции гидрогенолиза сернистых  и азотистых соединений:

С₄Н₉SН + Н₂ -----> С₄Н₁₀ + Н₂S

Основными (желательными) реакциями, повышающими октановую характеристику бензиновых фракций, являются первые четыре реакции.

Основными параметрами, влияющими  на процесс каталитического риформинга, являются: температура в зоне реакции, давление в системе, объемная скорость и отношение водород:сырье.

Повышение температуры благоприятствует протеканию реакции ароматизации и  гидрокрекинга. Но одновременно за счет усиления реакции гидрокрекинга  усиливается коксование катализатора и снижение его активности.

Понижение давления способствует  протеканию реакций ароматизации и  подавляет реакции гидрокрекинга. Нижний предел давления определяется опасностью закоксовывания катализатора вследствие уменьшения парциального давления водорода.

Отношение водород:сырье также влияет на закоксовывание катализатора: при его уменьшении возрастает коксоотложение.

Уменьшение объемной скорости  (отношение объема сырья к объему катализатора) ниже оптимальной приводит к усилению реакций гидрокрекинга, так как эти реакции протекают  медленнее других.

 

3.1.2. Назначение установки

 

Установка каталитического риформинга Л-35-5  построена  по проекту института "ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ" и введена  в эксплуатацию в 1964 году.

Установка предназначена для получения  компонента высокооктанового бензина.

На основании приказа N 328 от 3.11.1976г. Миннефтехимпрома  "О  разработке мероприятий по повышению  эффективности эксплуатации и организации  работ по реконструкции и интенсификации действующих мощностей на нефтеперерабатывающих  предприятиях на период 1976-1980 гг." и  производственной необходимости разработана  и внедрена схема реконструкции  существующей установки Л-35-5.

Схема разработана с целью  увеличения объема по каталитическому  риформированию и улучшению качества выпускаемого бензина. Внедрение схемы  было поэтапное.

В 1977 году на первом этапе установлены дополнительно два реактора диаметром 3м и реакционным объемом 20,8 м³ каждый. Реакторы  оборудованы радиальным вводом газосырьевой смеси.  Распределение катализатора  по  ступеням предусмотрено в соотношении 1:2:4 и согласовано с ВНИИНефтехимом   (письмо N 10/4328 от 1.08.1974г.). Кратность циркуляции ВСГ на мягком режиме принята равной 1000 нм³/м³ сырья по согласованию  с ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМОМ (письмо N 10/4073 от 25.07.1973г.). На третью ступень реакции обвязана вновь установленная секция печи с многопоточным змеевиком с поверхностью нагрева 276 м².

В 1980 году по второму этапу реконструкции смонтирован дополнительно газосырьевой теплообменник Т-1а с поверхностью теплообмена 344 м². Теплообменники Т-1,2,3,4 обвязаны на попарно-параллельную  работу.  На верхнем погоне колонны К-4 установлен аппарат воздушного охлаждения типа АВЗ. Сырьевые насосы ЦН-1,2 типа КВН заменены на насосы  типа  НСД с торцевым уплотнением.

В 1982 году колонна стабилизации К-4 заменена на новую с большим диаметром и числом тарелок.

В 1985 году произведена замена газосырьевых теплообменников Т-3,4 и их переобвязка на последовательную работу.

В 1988 году заменены газосырьевые теплообменники Т-1,2 и переобвязаны на последовательную работу.

В 1989 году:

1. Смонтированы компрессоры ПК-6,7 марки 4ГМ16-45/35-55 и обвязаны по схеме циркуляции ВСГ установки Л-35-5 с монтажом сепаратора С-5.
2. Компрессоры  ПК-2,3 обвязаны по схеме циркуляции ВСГ установки ИЗОРИФОРМИНГ.
3. Произведено подключение трубопроводов установки ИЗОРИФОРМИНГ к технологическим трубопроводам установки Л-35-5.

В 1990 году:

1. Заменены два аппарата АВГ-2 на два аппарата АВЗ-2, АВЗ-2а с последовательной их обвязкой.
2. Установлен резервный насос ЦН-4 марки НК-65/35-120 для отделения стабилизации и откачки рефлюкса из С-2.
3. Заменен подогреватель топливного газа Т-5.
4. Произведена переобвязка схемы топливного газа на установке.

В 1991-1993 гг.:

1. Произведено разделение факельных систем Л-35-5 и Л-24-300.
2. Смонтирована схема циркуляции бензина сырьевыми насосами  ЦН-1(2)  на отделении стабилизации. Увеличен диаметр трубопровода от Е-1 до сырьевых насосов ЦН-1,2.
3. Произведена реконструкция холодильника верха колонны К-4 типа АВЗ на АВГ с последовательной обвязкой секций. Водяные холодильники ХК-3,4 обвязаны на параллельную работу.
4. Смонтированы насосы ЦН-13,14 и схема откачки бензина из факельной емкости Е-13.
5. Смонтирована схема подачи азота для продувки и опрессовки схем и технического воздуха с комплекса Г-43-107М/1.

В 1994 году:

1. Заменен на новый змеевик печи П-1.
2. Заменены на новые  без торкретпокрытия реакторы Р-1, Р-2, реактор Р-3 исключен из схемы.
3. Произведена замена катализатора АП-64 на импортный катализатор типа R-56 фирмы UOP.
4. Произведен монтаж трубопровода технического воздуха с комплекса каталитического крекинга Г-43-107М/1 в Б-6.
5. Смонтированы емкости для хранения катализатора на постаменте у Р-1 и цеолитов у колонны К-1.
6. Смонтирована схема промывки паровым конденсатом и щелочным раствором газов регенерации с монтажом дополнительных пароконденсатных емкостей Е-11, Е-21 и щелочной емкости Е-107.
7. Смонтирована схема дренажей из сырьевых теплообменников Т-4, Т-1а и Т-4а.
8. Смонтирована схема приема и подачи хлорагента в Р-1 и Т-1а.
9. Смонтирован пульт управления электрозадвижками и аварийной остановки электрооборудования в операторной.

В 1996 году:

1. Заменен на новый воздушный ресивер воздуха Б-9.
2. Заменен на новый сепаратор С-1.
3. Смонтирован сепаратор С-7 для сбора топливного газа перед печью П-1.
4. Заменена факельная емкость Е-13 с обвязкой.
5. Произведен перемонтаж дренажного трубопровода  с аппаратов   Л-35-5 в дренажную емкость Е-103.

В 1998 году:

1. Заменен газосырьевой теплообменник Т-1.
2. На блоке стабилизации заменен на новый холодильник АВГ-4  с 6-ти метровыми секциями и одним вентилятором на 8-ми метровые  секции с двумя вентиляторами.
3. Смонтирована перемычка из выкидного трубопровода  ВСГ  циркуляционных компрессоров перед теплообменником Т-1а в С-1 для продувки системы реакторного блока азотом обратным ходом от Р-1.
4. Смонтирован клапан-регулятор подачи топливного газа  из  межпроизводственной системы в газовый коллектор печей.
5. Смонтирована расходная диафрагма на линии газа из С-2 на В-20.
6. Произведено разделение откачки рефлюкса с установки Л-35-5, Л-24-300, ИЗОРИФОРМИНГ на очистку в К-104 секции 100 Г-43-107М/1 и на установку Л-24-5, а также подача рефлюкса в сырьевой трубопровод установки Л-24-5.
7. Смонтирована схема подачи трихлорэтилена во время регенерации катализатора в реакторе Р-1.
8. Заменены на новые дозировочные насосы хлорорганики ПН-8,9 и воды ПН-22.
9. Смонтирована схема подачи технического воздуха с ЦВК-2 в Б-6 для регенерации катализатора.

В 2000 году:

1. Заменены дозировочные насосы ПН-1,2,3, сырьевой теплообменник Т-2.
2. Смонтирован влагомер фирмы “PONAMETRICS” на трубопроводе циркулирующего ВСГ из С-5.
3. Смонтированы дополнительные уровнемеры в аппаратах Т-11, Е-10.
4. Смонтирована система сигнализации и блокировок подшипников электродвигателей насосов и подшипников насосов ЦН-1,2.
5. Смонтирована система дистанционного сброса топливного газа с печи П-1 на “Факел”.
6. Смонтированы приборы “Сапфир” для определения наличия углеводородных газов в оборотной воде в Х-1,2 и ХК-3,4.
7. Смонтирована система дистанционного сброса ВСГ из сепаратора С-1 на “Факел” при  аварийных ситуациях.

Генеральный проектировщик  – ГУП «Башгипронефтехим».

В 2007 году с целью приведения установки к требованиям действующих норм и правил была произведена реконструкция установки согласно проекту «Строительство комплекса АСУ ТП по установкам Л-35-5, Л-24-300, Изориформинг. Реконструкция печи П-301 установки Изориформинг». Проект реконструкции разработан ПКО ООО «Диамех». Согласно данному проекту для технологической установки Л-35-5  была проведена:

а) замена всех существующих приборов, а так же морально и физически  устаревших приборов и средств автоматизации  на современные приборы с электрическими линиями связи;

б)  для выполнения требований ПБ 09-540-03 и других нормативных документов с целью повышения надежности АСУТП:

-  определены дополнительные  параметры контроля и регулирования;

- выполнено дублирование контроля  параметров определяющих взрывоопасность  с предупредительной сигнализацией;

- реализован алгоритм защиты  топочного пространства печи  П-1;

- предусмотрена аварийная отсечка  технологических блоков установки  друг от друга и от других  установок с автоматическим сбросом  на факел и дистанционным опорожнением  аппаратов с заменой существующей  отсекающей арматуры  на новую  с временем срабатывания не  более 12 с;

- предусмотрена отсекающая арматура  на линиях всаса и нагнетания  насосов и компрессоров  с дистанционным  управлением;

- предусмотрены контроль и защита  центробежных насосов с торцевыми  уплотнениями по температуре  подшипников и параметрам затворной  жидкости;

- предусмотрен контроль загазованности  наружной установки блока.

 

4.Опасности производства, обусловленные  характерными свойствами 

                 сырья, полуфабрикатов, готовой продукции,  отходами производства

 

Основными моментами, определяющими  опасность на установке, являются:

- токсичность и взрывоопасность  продуктов, используемых в качестве  сырья и получаемых в процессе  работы, которые могут образовывать  взрывоопасные смеси с воздухом  с нижним пределом взрываемости 0,96-3,3 % объёмных;

- наличие вышеуказанных продуктов  в большом количестве;

- присутствие сероводорода в  углеводородных газах.

 

1. Углеводородный газ – тяжелее воздуха, ядовит. Поступает в организм, главным образом, через дыхательные пути, оказывает наиболее сильное влияние на центральную нервную систему. При острых отравлениях наблюдается явление, напоминающее алкогольное опьянение. При легких отравлениях наблюдается возбуждение, беспричинная веселость, затем наступает головная боль, сонливость, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота. При тяжелых отравлениях наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания. Углеводородный газ взрывоопасен. Его ПДК 300 мг/м³.

 

2. Сероводород в малых количествах содержится в углеводородных газах. Сероводород - бесцветный ядовитый газ, тяжелее воздуха. При содержании в малых концентрациях имеет запах тухлых яиц. При больших концентрациях запах его неощутим, так как мгновенно притупляется обоняние. ПДК в воздухе рабочей зоны 10 мг/м³. Вредное воздействие сероводорода в смеси с углеводородными газами в воздухе производственных помещений выше (3 мг/м³), что может привести к отравлению работающих. При легком отравлении наблюдается резь в глазах, светобоязнь, ощущение инородного тела в глазах, кашель, головная боль. При тяжелых отравлениях у пострадавшего наблюдается посинение губ, головная боль, рвота, повышенное сердцебиение, потеря сознания.

 

3. Бензин – бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость, обладает наркотическим действием. Признаки отравления – головная боль, рвота, слабость, на первой стадии беспричинная веселость. Может вызвать хроническое отравление. ПДК 100 мг/м³.

 

4. Едкий натр – твердое белое вещество, хорошо растворяется в воде. Раствор едкого натра вызывает химические ожоги при попадании на кожу и в глаза. Работу с раствором едкого натра необходимо выполнять в спецодежде и пользоваться очками или противогазной маской. ПДК аэрозоля 0,5 мг/м³.

 

5. Перхлорэтилен  имеет высокий предел ощущения запаха паров (0,35-0,7 мг/л). Вызывает раздражение глаз,  сонливость, сухость во рту, головокружение. Длительное воздействие высокой концентрации перхлорэтилена на организм человека вызывает потерю сознания, отек лёгких, смерть. Перхлорэтилен вызывает также заболевания почек и печени. ПДК 10 мг/м³.

 

6. Катализаторная пыль – раздражает дыхательные пути, может вызвать отек легких, откладывается в костях.

 

7. Водород – легкий, бесцветный, взрывоопасный газ, в чистом виде не имеет запаха и вкуса, токсическими свойствами не обладает, однако при больших концентрациях в воздухе может вызвать удушье. Пределы взрываемости в смеси с воздухом 4,0 – 75,0 %об. На установке применяется водород с концентрацией 65 – 85 %об., следовательно, отравление может возникнуть  от вдыхания углеводородных газов, содержащихся в составе циркулирующего ВСГ.

 

5. Технологическая схема установки

5.1. Реакторный блок

 

Исходное сырье - гидроочищенный прямогонный  бензин из промежуточной емкости  Е-1 поступает  на прием насоса ЦН-1/2/. С выкида ЦН-1/2/ сырье под давлением 45-60кг/см² (4,5-6,0МПа), поз.РIRA-6 поступает через клапан-регулятор расхода поз. FIRCA 2  в узел смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ).

Регулирование подачи сырья  производится  клапаном-регулятором  расхода поз. FIRCA 2 в ручном режиме управления - это обеспечивает более плавное регулирование расхода.

При понижении расхода  сырья на узел смешения до 35 м³/час и давлении на выкиде насоса до 45 кг/см² (4,5МПа) на пульт АСУТП подается предупредительный сигнал.

При понижении расхода  сырья поз.FIRCA 2-1 до 20 м³/час подается аварийный звуковой и световой сигнал:

- закрывается отсекатель 35ПО-2 на выкиде сырьевого насоса, одновременно останавливается сырьевой  насос ЦН-1/2;

- закрываются отсекатели 35ПО-5,6,7,8- топливный газ на основные  форсунки печи  П-1.

Уровень бензина в емкости  Е-1 регулируется клапаном-регулятором (поз.LIRCA 245) сброса избытка бензина в Е-100 из трубопровода гидрогенизата из  К-101 в Е-1. При понижении уровня бензина менее 20% и повышении более 80 % шкалы прибора на пульт АСУТП подается предупредительный сигнал.