Отчет о претдипломной практике на кафедре ТМО (стр. 2 из 6)
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 LV60 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 TJR2/3.Температура на выходе из ХК-102 регистрируется прибором TJR9/6.
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 FR50.
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 TJR2/2.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 TJR9/9.
Расход стабильного гидрогенизата с установки 24-300 регистрируется прибором FR67.
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 крекингаи 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.