Отчет по практике в ОАО «Нафтан»

Нижняя тарелка перераспределения жидкости является последним ярусом в секции охлаждения. Данная тарелка выполнена в виде сплошной пластины с колпачками (подобно верхней тарелке для распределения паров и жидкости). Вся секция охлаждения поддерживается балками, прикрепленными к кольцам на стенке аппарата.

Выпускной коллектор находится в нижней части реактора непосредственно над выпускным патрубком. Коллектор имеет отверстия для фильтрации жидкости и газа через данное устройство и препятствует выносу из реактора катализатора или катализаторной подложки. Внутренняя часть выпускного коллектора усилена элементами жёсткости, выполненными из полосового материала толщиной 10 мм, поставленного на ребро. К корпусу реактора коллектор крепится при помощи специальных пластин (болтами) и прихваток (сваркой). Пластины расположены под углом 90° друг к другу. Катализаторная подложка загружается в нижнюю часть реактора до уровня не менее 76 мм (3 дюйма) над верхней поверхностью выпускного коллектора.

В нижней части каждого слоя катализатора устанавливается несколько гибких термопар. Эти термопары служат для контроля температуры в поперечном сечении катализатора. Блок нескольких термопар позволяет определить на ранней стадии неправильное распределение потока и возможные зоны перегрева, которые могут привести к резким изменениям температуры и преждевременному останову.

На внешней стороне стенок реактора устанавливается несколько поверхностных термопар для контроля температуры отдельных точек стенок и днищ реактора. Эти поверхностные термопары используются для текущего контроля температуры металла реактора во время пуска, останова, а также при нормальной эксплуатации установки.

На уровне каждой опорной катализаторной решетки имеется штуцер в стенке аппарата для выгрузки катализатора. Ось штуцера наклонена под углом 45° к оси реактора. Нижний штуцер для выгрузки катализатора имеет специальный патрубок (дренажную трубу) для его вывода за пределы опоры, ось смещена на 30° относительно оси реактора.

В аппарате предусмотрена компенсация ослабления стенок отверстиями за счёт использования утолщенных штуцеров. Штуцера вварены с подрезкой патрубка заподлицо с корпусом.

К корпусу аппарата снаружи встык приварена опорная часть. Она представляет собой 2 цилиндрические обечайки, также сваренные встык. Внешние диаметры аппарата и опоры равны. Толщина металла опоры составляет 25 мм. Опора снабжена фундаментным кольцом и кольцевым опорным поясом. Кольцо крепится к фундаменту болтами М36. Внутри опора укреплена распорными уголками. Трубопроводы, соединенные со штуцерами на нижнем днище, выводятся из-под аппарата через отверстия в обечайке опоры. Имеется два люка-лаза для доступа людей под аппарат. Все отверстия и люки-лазы укреплены вваркой отрезка трубы. В верхней части опоры для естественного выхода паров, которые могут скапливаться в результате негерметичности трубопровода, имеются 4 вентиляционные трубы диаметром 154 мм.

Реакции деметаллизации и коксообразования являются основными источниками относительно быстрой дезактивации катализаторов процессов каталитического гидрооблагораживания. Значительное содержание в остаточном сырье смолисто-асфальтеновых веществ и металлорганических соединений обуславливает специфические требования к катализаторам гидрогенизационной переработки, функцией которых является удаление как тяжелых металлов, так и сернистых соединений.

Катализаторы гидродеметаллизации и гидрообессеривания при переработке остаточного сырья сравнительно быстро теряют активность под действием тяжелых металлов и кокса, отлагающихся на активной поверхности катализатора, блокирующих его поры и в некоторых случаях полностью забивающих слой.

Температура — один из основных факторов, влияющих на скорости реакций гидрогенолиза серо- и азоторганических соединений и удаления металлоорганических соединений, глубину превращения сырья и качество получаемых продуктов. При температурах ниже 340—360°С степень гидрообессеривания остатков невелика — менее 50%. С повышением температуры до 410°С степень гидрообессеривания мазута западно-сибирской нефти увеличивается до 85%.

При температурах выше 420°С усиливается гидрокрекинг сырья что ведет, с одной стороны, к интенсивному закоксовыванию катализатора и снижению его активности, а с другой — к понижению выхода жидких продуктов и увеличению выхода газа.

Повышение температуры благоприятно влияет на скорость удаления металлорганических соединений (ванадия и никеля). Объемная скорость подачи сырья зависит от качества исходного сырья и заданной глубины удаления серы и металлов.

Весьма важным фактором является парциальное давление водорода. Повышение парциального давления приводит к углублению деметаллизации и обессеривания сырья, снижению его коксуемости. С повышением парциального давления степень превращения остатка в легкие фракции изменяется незначительно, но реакции полимеризации и конденсации тормозятся, т.е. снижается образование кокса на катализаторе и увеличивается срок его службы.

Так, при увеличении давления с 10 до 15 МПа содержание кокса на катализаторе снижается в 1,5 раза, поэтому процессы гидрообессеривания остатков проводят при парциальном давлении водорода 14 - 16 МПа.

Использование повышенного давления по сравнению с вариантами процесса при 7,0 и 3,5 МПа обеспечивает практически полную деметаллизацию сырья и, как следствие, — возможность проведения процесса без падения активности катализатора в течение длительного времени. [2]

Кроме отмеченных выше к недостаткам процессов гидрокрекинга можно отнести большую металлоемкость, большие капитальные и эксплуатационные затраты, высокую стоимость водородной установки и самого водорода. Особенностью работы оборудования и аппаратуры реакторных блоков являются высокие температура и давление, а также присутствие водорода при жестком режиме. Реакторы установок гидроочистки работают в условиях химической и электрохимической коррозии. Химическая коррозия реакторов обусловлена содержанием в высокотемпературных газовых потоках сероводорода и водорода, а электрохимическая коррозия — содержанием в циркулирующих дымовых газах регенерации паров воды и двуокиси серы.

Сероводородная коррозия металла аппаратов реакторного блока установок тем сильнее, чем больше концентрация серы в сырье и чем выше содержание сероводорода в циркулирующем газе.

Водород, циркулирующий в системе реакторного блока, вызывает межкристаллитную коррозию металла, сопровождающуюся снижением его прочности и увеличением хрупкости. Межкристаллитное растрескивание, образование раковин и вздутий в металле оборудования под действием водорода усиливаются при повышении температуры и давления в системе.

Сульфидная коррозия практически протекает очень медленно, однако продукты коррозии засоряют катализатор, забивают поры между таблетками, а также трубы теплообменников, что нарушает технологический режим процесса гидроочистки, ухудшает теплопередачу и приводит к недопустимому возрастанию гидравлического сопротивления. По возникновению большого перепада давления между входом в реактор и выходом из него часто судят о степени сульфидной коррозии.

Реактор и катализатор засоряются также из-за присутствия в газовых потоках кислорода, хлоридов и азотсодержащих соединений. Кислород способствует окислению сернистых соединений, поэтому его концентрация в циркулирующем газе должна быть ограничена (0,0002…0,0006 %). Хлориды и азотсодержащие соединения при взаимодействии с водородом образуют соответственно хлористый водород и аммиак, которые, связываясь, превращаются в хлористый аммоний, выпадающий в виде осадка. Осадок удаляют периодической промывкой, для чего в процессе эксплуатации установки по ходу продуктов реакции от реактора до сепаратора в систему впрыскивают воду. Промывку продолжают до тех пор, пока перепад давления не уменьшится до значения, определенного технологической картой.

 

3. Эксплуатация и ремонт

Длительность межремонтного цикла реактора гидроочистки составляет 3 года.

При капитальном ремонте производятся:

─ замена катализатора;

─ внутренний осмотр корпуса аппарата с замером толщины стенок;

─ ревизия и ремонт, опрессовка арматуры, обратных клапанов, автоматических клапанов на трубопроводах с заменой прокладок и ревизией уплотнения;

─ ревизия и ремонт гнёзд термопар;

─ зачистка и шлифовка уплотнительных поверхностей на аппарате и деталях аппарата;

─ покраска оборудования и трубопроводов;

─ замена или восстановление деталей тарелок при полной разборке и сборке;

─ ремонт и замена изоляции на оборудовании и трубопроводах.

─ техническое освидетельствование аппарата в соответствии с правилами Госпромнадзора;

При остановке на капитальный ремонт проводят визуальный и измерительный контроль внутренней поверхности корпуса сосуда, сварных швов штуцеров, внутренних устройств, тарелок и их опор, плакирующего слоя. При этом визуальным осмотром фиксируют состояние рабочих поверхностей, наличие трещин, следов коррозии и т.п. Участки со вспученной поверхностью плакирующего слоя можно обнаружить с помощью светового луча, направленного по касательной к поверхности. Затем для контроля применяют методы цветной и магнитопорошковой дефектоскопии. Для обнаружения расслоений используют в основном ультразвуковую дефектоскопию и толщинометрию.

Горизонтальности тарелки нарушается в результате неправильной установки с нарушением предельно допустимых величин отклонений тарелки от горизонтальности (не более 1 мм на 1 м диаметра тарелки), непрочной фиксации тела тарелки к внутренней поверхности обечайки, нарушения целостности тела тарелки, коррозии присоединительных элементов. При превышении отклонения тела тарелки от горизонтальной плоскости на величину больше предельно допустимой эффективность тарелки снижается. Проверка и регулировка горизонтальности осуществляется с помощью гидроуровня.

Для уменьшения объема работ на высоте монтаж оборудования и технологических конструкций выполняют в сборе или максимально укрепленными блоками, собираемыми внизу на стендах. До подъема монтируемые конструкции осматривают снаружи, проверяют соответствие геометрических размеров проекту.

 

 
4. Автоматизация и электропривод

Давление в трубопроводе нагнетания насосов 210 Р01А,В контролируется местными манометрами PI-10509, PI-10514 соответственно.

Расход сырья от сырьевых насосов 210-Р01А,В контролируется и регулируется прибором FIRCA-10007 c сигнализацией по минимальному значению, клапан-регулятор которого FV-10007 установлен на трубопроводе сырья от сырьевых насосов 210-Р01А,В в уравнительную сырьевую емкость 210-V01. В случае понижения расхода сырья от 210 Р01А,В при понижении загрузки сырья, клапан-регулятор FV-10007 пропорционально открывается обеспечивая насосам 210 Р01А,В постоянную нагрузку.

Расход сырья от насосов 210-P01A,B контролируется прибором FIRSA-10006A, FIRSA 10006В, FIRSA-10006С с сигнализацией и блокировкой по минимальному значению.  Действие блокировки при понижении расхода сырья от насосов 210-P01A,B менее 42000 кг/ч(защита насоса): остановка сырьевых насосов 210-P01A,B.

Расход сырья от сырьевых насосов 210-Р01А,В в тройник смешения с водородсодержащим газом (ВСГ) от центробежного компрессора 210-С01 контролируется и регулируется прибором FQIRCA-10009 с сигнализацией минимального значения, клапан-регулятор которого FV-10009 установлен на трубопроводе сырья перед тройником смешения и контролируется приборами FIRSA-10010A, FIRSA-10010B, FIRSA 10010C c блокировкой по минимальному значению.

Действие блокировки при понижении расхода сырья в тройник смешения с водородсодержащим газом до 45000 кг/ч:

• закрываются отсечные клапана UV-10005, UV-10006, на трубопроводах топливного газа к форсункам печи 210-Н01;
• закрывается запорно-регулирующий клапан FV-10009 на подаче сырья в тройник смешения с водородсодержащим газом;
• закрывается запорно-регулирующий клапан TV-10008 на трубопроводе байпаса теплообменников нагрева сырья в тройник смешения с водородсодержащим газом.

Расход водородсодержащего газа от циркуляционного компрессора 210-С01 контролируется приборами FIRSA-10011A, FIRSA-10011B, FIRSA-10011C с сигнализацией и блокировкой по минимальному значению. Давление газа от циркуляционного компрессора контролируется прибором PIR-10050.

Действие блокировки при понижении расхода водородсодержащего газа от циркуляционного компрессора 210-С01 в тройник смешения с сырьем менее 9000 кг/ч:

• остановка сырьевых насосов 210-P01A,B;
 

• закрываются отсечные клапана UV-10005, UV-10006, на трубопроводах топливного газа к форсункам печи 210-Н01;
• открывается отсечной клапан UV-10002 медленного сброса давления с реакторного блока в факельную систему;
• открывается клапан-регулятор PV-10021A на трубопроводе байпаса поршневых компрессоров 210-С02А,В;
• остановка насосов 210-Р12А,B по подаче промывочной воды;
• закрывается отсечной клапан UV-10009 на трубопроводе промывочной воды от насосов 210-Р12А,В.

Регулирование температуры газосырьевой смеси (ГСС) перед печью 210-Н01 производится прибором TIRC-10008 для поддержания температурного перепада между входом и выходом ГСС из печи в интервале 20-25 ºС. Клапан-регулятор ТV-10008 расположен на трубопроводе байпаса ГСС помимо сырьевых теплообменников 210-Е01В,А, 210-Е02В,А. Дополнительно температура ГСС после сырьевых теплообменников 210-Е01В,А, 210 Е02В,А контролируется прибором TIR-10009.

Контроль за температурой поверхности стенки трубопровода сырьевого змеевика осуществляется поверхностными термопарами TIRA-10011¸10016 c cигнализацией максимального и минимального значения.

Для контроля за температурой дымовых газов перед шибером в дымовой трубе печи 210-Н01 используется прибор TIRA-10191 c сигнализацией максимального значения. Для контроля за содержанием кислорода в дымовых газах печи 210-Н01 используется прибор QIRA-10001 с сигнализацией минимального значения.