Отчет о претдипломной практике на кафедре ТМО

     В тройнике смешения сырьё смешивается  с ВСГ, который поступает на установку  из заводского трубопровода ВСГ высокого давления и проходит её по схеме на «проток». Подача ВСГ на установки может осуществляться по параллельной и последовательной схемам.

     Расход ВСГ регулируется прибором FRCSAL 48, регулирующий клапан которого FV 48 расположен на байпасном трубопроводе, связывающем вход и выход водорода с установки [1].

     Сигнализация  срабатывает при достижении минимального расхода ВСГ 2000 нм /ч, блокировка срабатывает при достижении минимального расхода ВСГ 1500 нм /ч. При срабатывании блокировки закрывается отсекатель FSV 47 на трубопроводе подачи сыря в тройник смешения, закрывается отсекатель на линии топливного газа FSV 48, останавливается топливный насос ТН-1,2.

     После тройника смешения газосырьевая смесь  проходит последовательно межтрубное пространство сырьевых теплообменников  Т-104, Т-103, Т-102, где нагревается обратным потоком газопродуктовой смеси и с температурой 200-225 С поступает в конвекционный змеевик печи П-101 для дальнейшего нагрева. Температура газосырьевой смеси на входе в Т-104, Т-103, Т-102 и в П-101 регистрируется соответственно приборами TJR 9/2, TJR 7/1, TJR7/4 и TJR7/3.

     Газосырьевая  смесь проходит 30 труб конвекционного змеевика печи П-101 двумя параллельными  потоками (по 15 труб) в каждом потоке.

     Для определения температуры и равномерного нагрева газосырьевой смеси, проходящей через конвекционный змеевик  печи П-101 параллельными потоками, на выходе каждого из двух потоков температура регистрируется прибором TJR 7/8,9.

     На  выходе из камеры конвекции два потока соединяются в один и по общему трубопроводу газосырьевая смесь поступает  в радиантную камеру, где проходит однопоточно 30 труб подового и потолочного  экрана, кроме того проходит через 8 труб дополнительного экрана у перевальной стенки.

     Для сжигания топлива в топке печь П-101 оборудована шестью комбинированными горелками марки ГП-1. Тепловая мощность П-101 составляет 4×10 ккал/час [1].

     Продукты  сгорания топлива, т.е. дымовые газы, из радиантной камеры печи П-101 с температурой 500-800 С поступают в камеру конвекции печи, где омывают трубы конвекционного змеевика и охлаждаются.

     Температура дымовых газов на перевальной  стенки печи П-101 регистрируется прибором TJR 7/5,6.

     После конвекционной камеры дымовые газы через боров печи выбрасываются  в дымовую трубу. Температура  дымовых газов в борове печи регистрируется прибором TJR 7/11.

     Проходя через змеевик печи П-101 газосырьевая смесь нагревается до температуры 280-330 С и далее поступает в реактор Р-101 через радиальный ввод. Температура газосырьевой смеси на входе в реактор Р-101 регулируется прибором TRC 1, регулирующий клапан которого TV 1 установлен на трубопроводе подачи топливного газа к форсункам печи П-101.

     Температура в слое катализатора в реакторе Р-101 регистрируется прибором TJR 6/1-12. Давление на входе в реактор Р-101 регистрируется прибором PRAH 64, давление на выходе из реактора Р-101 регистрируется прибором PR26. Температура поверхности стенок верха реактора Р-101 регистрируется прибором TJRAH 5/1-12, а низа реактора Р-101 прибором TJRAH 5А/1-12.

     Сигнализация  срабатывает при достижении максимальной температуры стенок реактора 240 С и при достижении максимального давления в реакторе Р-101 4,9 МПа.

     Газосырьевая  смесь при температуре 280-330 С проходит слой катализатора гидроочистки в направлении сверху вниз, где протекают реакции разложения сернистых, азотистых, кислородосодержащих и др. соединений до сероводорода, аммиака, паров воды.

     Газопродуктовая смесь выходит из реактора Р-101 с  температурой 280-330 С и поступает в качестве теплоносителя в трубное пространство подогревателя колонны Т-101, а часть по его байпасу.

     Газопродуктовая смесь посте Т-101 проходит последовательно  трубное пространство сырьевых теплообменников  Т-102, Т-103, Т-104, где отдаёт своё тепло  газосырьевой смеси [1].

     Температура на выходе из Р-101 регистрируется прибором TJR 7/7, из Т-102 – прибором TJR 7/10, из Т-103 – прибором TJR 7/2, из Т-104 прибором TJR 9/4.

     Из  теплообменника Т-104 газопродуктовая  смесь с температурой 90-120 С поступает в сепаратор высокого давления С-101.

     В сепараторе высокого давления С-101 происходит разделение жидкой и газовой фаз: сверху выводится ВСГ, снизу нестабильный гидрогенизат.

     Уровень в сепараторе С-101 регулируется прибором LRCAHL 60, регулирующий клапан которого LV 60 установлен на трубопроводе нестабильного гидрогенизата на выходе из С-101.

     Сигнализация срабатывает при достижении минимального уровня 25 % и достижении максимального уровня 75 %.

     ВСГ с верха сепаратора высокого давления С-101 поступает для охлаждения в аппарат воздушного охлаждения КВО-1, откуда поступает в кожухотрубчатый холодильник Х-101А. Температура на выходе из Х-101А регистрируется прибором TJR 9/3.

     Их  Х-101А охлаждённый ВСГ с температурой не более 35 С поступает в газосепаратор С-102, в котором происходит отделение жидкой фазы.

     Уровень в сепараторе С-102 регулируется прибром  LRCAHL 61, регулирующий клапан которого LV 61 установлен на трубопроводе выхода жидкой фазы из С-102. Сигнализация срабатывает при достижении минимального уровня 25 % и достижении максимального уровня 75 % 

     Охлаждённый ВСГ выводится с верха С-102 и  направляется с установки в заводскую  линию ВСГ низкого давления.

     Предусмотрен  сброс ВСГ в линию топливного газа и линию сухого газа.

     Давление  на блоке гидроочистки регулируется прибором PRC 23, регулирующий клапан которого установлен на выходном трубопроводе ВСГ С-102. Расход ВСГ с установки регистрируется прибором FR 51.

     Нестабильный  гидрогенизат выводится с нижней части аппарата С-101, С-102, смешивается и при температуре 80-110 С поступает последовательно в теплообменники Т-105, Т-106, Т-107 по трубному пространству.

     Температура на входе в Т-105 регистрируется прибором TJR 9/4.

     В теплообменниках Т-105, Т-106, Т-107 нестабильный гидрогенизат нагревается обратным потоком стабильного гидрогенизата до температуры 150-160 С и по линии загрузки колонны подаётся на 14, 20 тарелки отпарной колонны К-101. Всего в колонне К-101 30 тарелоок провального типа [1].

     В отпарной колонне К-101, за счёт подвода  тепла через Т-101 в нижнюю часть  колонны, из нестабильного гидрогенизата  происходит отпарка паров углеводородов, сероводорода, аммиака, паров воды.

     С верха колонны К-101 отпарившиеся пары пары и газы с температурой 100-130 С выводятся для конденсации и охлаждения в воздушный холодильник КВО-2, конденсатор-холодильник ХК-102 и с температурой 10-30 С поступают в ёмкость орошения С-103. Температура верха колонны К-101 регистрируется прибором TJR 2/3.

     Температура на выходе из ХК-102 регистрируется прибором TJR 9/6.

     С верха рефлюксной ёмкости С-103 выводится  сухой газ с установки в  заводской трубопровод сухого или  топливного газа.

     Для аварийного освобождения блока стабилизации от давления имеется трубопровод с линии сухого газа из С-103 в факельную линию.

     Давление  в ёмкости орошения С-103 регулируется прибором PRC 22, регулирующий клапан которого находится на выходе сухого газа из С-103 в заводскую сеть. Давление в С-103 поддерживается 0,6-0,8 МПа. Расход сухого газа из С-13 регистрируется прибором FR 50.

     Рефлюкс с низа С-103 поступает на приём  насосов орошения ЦН-107, 108 и подаётся в качестве орошения на верхнюю тарелку  колонны К-101 в количестве 5-12 м /ч.

     Расход  орошения в К-101 регулируется прибором FRC 49, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи орошения в К-101.

     Балансовый  избыток рефлюкса из С-103 с выкида насосов ЦН-107,108 выводится с установки  на установку 35-5 [1].

     Уровень в ёмкости орошения С-13 регулируется прибором LRCALH 62, регулирующий клапан которого расположен на линии откачки балансового избытка рефлюкса с установки. Сигнализация срабатывает при достижении минимального уровня в С-103 25% и достижении максимального уровня 75%.

     Температура низа колонны К-101 поддерживается в  пределах 140-200 С и регистрируется прибором TJR 2/2.

     Подвод  тепла в нижнюю часть К-101 регулируется прибором LRCALH 59, регулирующий клапан которого установлен на трубопроводе выхода стабильног гидрогенизата из Х-104 в линию сырья на приём сырьевых насосов. Сигнализация срабатывает при достижении минимального уровня в К-101 25 % и достижении максимального уровня 75 %.

     Стабильный  гидрогенизат с низа К-101 с температурой 160-200 С поступает в теплообменники Т-107, Т-106, Т-105 по межтрубному пространству, где отдаёт тепло нестабильному гидрогенизату, который проходит эти теплообменники по трубному пространству противотоком.

     Пройдя  теплообменники Т-107, Т-106, Т-105, стабильный гидрогенизат поступает в холдильник Х-104 и далее выводится с установки. Температура на выходе из Х-104 регистрируется прибором TJR 9/9.

     Расход  стабильного гидрогенизата с  установки 24-300 регистрируется прибором FR 67. 

     1.2 Характеристика сырья и выпускаемой  продукции 

     Сырьем  для гидроочистки служит прямогонные дистилляты (бензин, реактивные и дизельные топлива, керосин, вакуумные газойли) и дистилляты вторичного происхождения (бензины, легкие газойли каталитического крекинга и коксования).

     Легкие  дистилляты (бензины) содержат более низкомолекулярные непредельные и сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды) и легче подвергаются гидроочистке. Тяжелое сырье и сырье вторичного происхождения содержит более стабильные сернистые соединения (тиофены) и труднее гидрируемые непредельные, что требует более жестких условий очистки.

     Выбор технологической схемы, параметров процесса и катализаторов зависит от качества исходного сырья (его фракционного и группового состава), химического состава присутствующих в нем примесей, а также требований к качеству получаемого продукта [2].

     Кроме того, к сырью гидроочистки предъявляются  весьма жесткие требования в части содержания влаги (не более 0,02% массы) и мехпримесей. Повышенное содержание влаги влияет на прочность катализатора, усиливает интенсивность коррозии, нарушает нормальный режим стабилизационной колонны. Сырье не должно содержать механических примесей, так как, попадая в реактор, они оседают на катализаторе, снижая тем самым эффективность его работы [2].

     В бензиновых фракциях прямой перегонки  нефти, выкипающих в пределах н.к. - 200°С, может содержаться до 0,2% массы серы в виде меркаптанов и сульфидов. В керосиновых фракциях, выкипающих в пределах 180-240°С, и в дизельных, выкипающих в пределах 180-350°С, сернистые соединения представлены, кроме упомянутых нафтеновыми и ароматическими сульфидами (тиофанами и тиофенами). В прямогонных керосинах может содержаться 0,2 - 0,5 % массы серы, а в дизельных фракциях - до 1,5% массы. В связи с этим условия проведения процесса их гидроочистки могут отличаться друг от друга, но основные закономерности и их влияние на процесс остаются общими.

     Выпускаемая продукция

     - очищенные фракции;

     - бензин-отгон; используется как компонент товарных бензинов или сырье установок каталитического риформинга; имеет низкое (50-55) октановое число;

     - сероводород; направляется как сырье на установки производства серной кислоты или серы [3].  
 
 
 
 
 

     2 Аппаратурное оформление установки  гидроочистки бензинов 24-300/1 

     К основному оборудованию процесса гидроочистки дистиллятных фракций относятся: трубчатые  печи, реакторы, стабилизационные колонны, абсорбционные и отпарные колонны, теплообменные аппараты и сепараторы.