• RU
  • icon На проверке: 13
Меню

Схема трубопроводов II-й системы оборотного водоснабжения (В12, В13)

  • Добавлен: 03.07.2014
  • Размер: 11 MB
  • Закачек: 1
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Технологические схемы реформинга, пояснительная записка

Состав проекта

icon
icon
icon
icon 292-05-540-TR Part_1.doc
icon 292-05-540-TR Part_2изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_3изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_4изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_5.измdoc.doc
icon 294-05-540-TR Part_3 page73-75.dwg
icon
icon 292-05-540-TR Part_10.doc
icon 292-05-540-TR Part_6изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_7.1.4изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_7изм.doc
icon 292-05-540-TR Part_9изм.doc
icon
icon азот.dwg
icon Блок ёмкости Е-201 (принцип. схема).dwg
icon блок гидроочистки.dwg
icon блок осушки ВСГ.dwg
icon воздух КИП.dwg
icon воздушные холодильники.dwg
icon вспомогательные узлы.dwg
icon гидроочистка (принцип. схема).dwg
icon данные по водопотреблению и водоотведению.dwg
icon дренаж нефтепродуктов.dwg
icon зоны разрушения.dwg
icon компоновка оборудования.dwg
icon отпарная колонна (принцип. схема).dwg
icon отпарная колонна.dwg
icon П-201, П-302.dwg
icon П-301.dwg
icon П-303, П-202.dwg
icon пароснабжение.dwg
icon план взрывоопасных зон. Разрезы.dwg
icon план противопожарной защиты.dwg
icon поршневые компрессора.dwg
icon реакторный блок риформинга.dwg
icon рессиверы воздуха КИП.dwg
icon Риформинг (принцип. схема).dwg
icon сбросы на факел.dwg
icon стабилизация (принцип. схема).dwg
icon стабилизация.dwg
icon
icon таблица вводов и выводов.dwg
icon Тех. воздух, аварийный сброс.dwg
icon топливо.dwg
icon Утилизация тепла.dwg

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon 292-05-540-TR Part_1.doc

Инжиниринг нефтехимии и нефтепереработки
Первый заместитель генерального директора -
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000
СОГЛАСОВАНОСОГЛАСОВАНО
Начальник управления промышленной безопасности и экологии
Волгограднефтепереработка
Начальник представительства Заказчика № 1476
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ
Наименование установки
Наименование научно-исследовательских проектных организаций принимавших участие в разработке проекта
Состав установки по секциям блокам и узлам
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Описание технологического процесса
Назначение процессов гидроочистки и каталитического риформинга
Химизм процесса гидроочистки
Влияние основных технологических параметров на процесс гидроочистки бензиновых фракций
Химизм процесса каталитического риформинга
Влияние основных технологические параметры на процесс каталитического риформинга
Описание технологической схемы
Секция 200 – предварительная гидроочистка
Секция 300 – каталитический риформинг
Узел осушки газов и регенерации осушителей
Узел подачи сульфидирующего агента в реактор гидроочистки
Узел подачи хлорорганики в реакторы риформинга
Узел приготовления и подачи щелочного раствора
Узел подачи антиокислителя и ингибитора полимеризации
Узел промывки оборудования от отложения солей
Узел охлаждения подшипников насосов и автоматическая система защиты насосного оборудования
Аварийное освобождение и дренирование систем установки
Система обогрева аппаратов и трубопроводов
Снабжение установки азотом
Снабжение установки воздухом
Снабжение компрессорных установок машинным маслом
Описание технологической схемы печного блока
Описание схемы топливоснабжения установки
Описание технологической схемы узла утилизации тепла дымовых газов технологических печей
Описание схемы теплоснабжения установки
Описание схем водоснабжения и водоотведения
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Аналитический контроль технологического процесса
Перечень блокировок и сигнализаций
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ УСТАНОВКИ ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
Общие положения пуска
Приём энергоресурсов на установку
Подготовительные операции перед пуском установки
Основные положения пуска установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000 в нормальных условиях
Основные положения пуска секции гидроочистки при нормальных условиях
Основные положения пуска секции риформинга при нормальных условиях
Пуск оборудования узла утилизации тепла
Нормальная эксплуатация установки
Нормальная эксплуатация секции предварительной гидроочистки
Нормальная эксплуатация секции каталитического риформинга
Нормальная эксплуатация печей
Нормальная эксплуатация оборудования узла утилизации тепла
Особенности пуска и эксплуатации установки в зимнее время
Нормальная остановка установки
Остановка секции предварительной гидроочистки
Остановка секции каталитического риформинга
Регенерация катализатора блока гидроочистки
Регенерация катализатора секции риформинга
Выгрузка катализаторов
Нормальная остановка печей
Нормальная остановка оборудования узла утилизации тепла
БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
Характеристика опасностей производства
Характеристика технологического процесса с точки зрения его взрывопожароопасности токсичности. Наиболее опасные места на установке
Основные опасности производства
Общие требования безопасности к технологическому процессу. Комплекс технических технологических и организационных мероприятий обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимальные санитарно-гигиенические условия труда работающих
Характеристика пожароопасных и токсичных свойств сырья полупродуктов готовой продукции отходов производства
Классификация технологических блоков по взрывоопасности
Сведения о взрывопожарной опасности санитарные характеристики производственных зданий помещений зон и наружных установок
Возможные инциденты и аварийные ситуации способы их предупреждения и устранения
Защита технологических процессов и оборудования от аварий
Меры безопасности при эксплуатации производства
Меры безопасности при продувке оборудования азотом
Требования по пожарной безопасности производства
Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей
Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства
Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями
Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при розливах и авариях
Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих
Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации
Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и оборудования
Основные опасности применяемого оборудования трубопроводов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
Требования безопасности при складировании и хранении сырья полуфабрикатов и готовой продукции
ОТХОДЫ ОБРАЗУЮЩИЕСЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ СТОЧНЫЕ ВОДЫ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Твердые и жидкие отходы
Мероприятия ограничивающие вредное воздействие процессов производства и выпускаемой продукции на окружающую среду
Основные мероприятия по охране атмосферного воздуха
Основные мероприятия по защите поверхностных вод
Основные мероприятия по охране почв
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
Краткая характеристика технологического оборудования
Краткая характеристика регулирующих и отсечных клапанов
Краткая характеристика предохранительных клапанов
ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ И НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Перечень обязательных инструкций
Нормативно-техническая документация
ВЗРЫВООПАСНЫЕ ЗОНЫ.
ВИД ВЗРЫВОЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Технологические схемы
Экспликация оборудования
Компоновка технологического оборудования
Таблица вводов и выводов
Компоновка оборудования с радиусами зон разрушения
План противопожарной защиты
Данные по производственному водопотреблению и водоотведению
План взрывоопасных зон
Принципиальные схемы технологических блоков с отсекателями
ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ
1Назначение установки
Полное наименование производственного объекта – установка каталитического риформинга с блоком вторичной ректификации ПР-22-35-111000.
Установка предназначена для получения высокооктанового компонента товарных автомобильных бензинов.
Номинальная мощность установки ПР-22-35-111000 составляет 1 млн.тгод.
Предел колебания мощности установки ПР-22-35-111000 составляет 60-120 %.
Ввод установки в действие – 2006 г.
2Наименование научно-исследовательских проектных организаций принимавших участие в разработке проекта
Проект разработан по исходным данным компании "UOP" США.
Генеральный проектировщик – ОАО"ЛУКОЙЛ-Ростовнефтехимпроект"
3Состав установки по секциям блокам и узлам
Установка ПР-22-35-111000 состоит из одной технологической линии и подразделяется на следующие секции блоки и узлы в каждом из которых протекает определенная стадия процесса:
Мощность номинальная
Подготовка сырья для последующего риформирования
Создание получасового запаса по сырью
Гидрообессеривание исходного сырья
Блок отпарной колонны
Стабилизация гидрогенизата путем удаления растворенных углеводородных газов сероводорода и воды
по нестабильному гидрогенизату
Продолжение таблицы 1.3
Получение высокооктанового компонента автомобильных бензинов
по стабильному гидрогенизату
Риформирование нормальных углеводородов сырья в ароматические
Стабилизация катализата путем удаления растворенных углеводородных газов и нестабильной головки
по нестабильному катализату
Вспомогательные узлы
Узел аварийной факельной и дренажной емкостей
Сбор и утилизация газов и некондиционного продукта
Узел осушки газов и регенерации оcушителей
Защита компрессорного оборудования
осушка газов регенерации
Узел сульфидирования катализатора гидроочистки
Сульфидирование катализатора гидроочистки перед пуском
Окончание таблицы 1.3
Поддержание активности катализатора риформинга на требуемом уровне
при регенерации по Н-3051
при нормальном режиме эксплуатации по Н-3053
Узел приготовления и подачи водного раствора NaOH
Защита оборудования от коррозии при регенерации
Защита оборудования реакторного блока гидроочистки от коксовых отложений
Узел промывки оборудования от отложения аммонийных солей
Защита оборудования секции гидроочистки от отложения аммонийных солей
Узел охлаждения подшипников насосов
Защита от перегрева подшипников насосов
Узел подачи воды на увлажнение системы
Поддержание водно-хлоридного баланса в секции каталитического риформинга
Узел утилизации тепла дымовых газов технологических печей
Использование физического тепла дымовых газов для выработки водяного пара
по паропроизводи-тельности котла-утилизатора

icon 292-05-540-TR Part_2изм.doc

2ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ МАТЕРИАЛОВ РЕАГЕНТОВ КАТАЛИЗАТОРОВ ПОЛУФАБРИКАТОВ
сырья материалов реагентов катализаторов полуфабрикатов
государственного или
отраслевого стандарта технических условий стандарта предприятия
Показатели качества подлежащие проверке
норматив-ному документу (заполняется при необхо-димости)
Область применения готовой продукции
Фракционный состав °С
- Температура начала перегонки не ниже
- 10 50 90 % перегоняется при температуре не выше
Не нормируется. Определение обязательно
- конец кипения не выше
Испытание на медной пластинке
Массовая доля серы ppm
Продолжение таблицы 2
Йодное число г йода на 100 г продукта не более
Массовая доля органических хлоридов мкгг Cl (ppm) не более
Бензин стабильный прямогонный
СТП ПР 003-00148599-2006
На период остановки установки вторичной перегонки бензинов № 7
- температура начала перегонки не ниже
Используется в узле утилизации тепла для выработки пара
- прозрачность по шрифту см не более
- общая жесткость мкг-эквкг
- содержание соединений железа (в пересчете на Fe) мкгкг
- значение рН при 25 °C не менее
- содержание нефтепродуктов мгкг
Стабильный катализат
СТП ПР 002-00148599-2006
Плотность при 20°С кгм3
В ОЗХ на компаундирование товарных автомобильных бензинов
Давление насыщенных паров
кгссм2 кПа (мм рт. ст.) не более
Определение обязательно
- начало кипения не ниже
- 10 50 90 % перегоняется при температуре
Октановое число по исследовательскому методу
Октановое число по моторному методу
Водородсодержащий газ
В топливную сеть завода
Содержание водорода % об.
Содержание углеводородов
Не нормируется. Определение
Содержание сероводорода
Содержание влаги ppm об.
Водородсодержащий газ риформинга
К компрессору дожимной компрессорной установки № 13 избыток в ОЗХ
Содержание углеводородов % об.
(в период пуска допускается до 1000)
К печам установки ПР-22-35-111000
Теплота сгорания Qнр ккалкг
Массовая доля компонентов % в том числе сумма С5 и выше не более
*) норма не является браковочной и определяется для накопления статических данных.
Нестабильная головка
Плотность при 20 °С кгм3
Пар водяной перегретый
- солесодержание (в пересчете на NaCl) мгл не более
К потребителям пара на установке а избыток в сеть ОЗХ
- содержание свободной угле-кислоты СО2 мгл не более
Катализаторы и реагенты
Катализатор S-120 компании "UOP
Поставка компании "UOP
Насыпная плотность гсм3
Катализатор гидроочистки
Номинальное содержание кобальта (свободного от летучих) % мас.
Номинальное содержание молибдена (свободного от летучих) % мас.
Катализатор R-86 компании "UOP
Насыпная плотность гсм3 (плотная загрузка)
Катализатор риформинга
Потери на истирание
Потери при прокалывании при 900 °С % мас. макс.
Химический состав катализатора (после прокаливания при 900 °С) % мас.:
Осушка водород-содержащего газа
Прочность на раздавливание кг
Равновесная емкость по воде
Натр едкий технический (марка ГР
высший сорт первый сорт)
Гранулы сферической или полусферической формы белого цвета допускается слабая окраска
Для защиты оборудования от коррозии при регенерации
Массовая доля едкого натра (NaOH) не менее
Массовая доля углекислого натрия (Na2CО3) не более
Массовая доля хлористого натрия (NaCl) % не более
Массовая доля сульфата натрия (Na2SO4) не более
Массовая доля железа в пересчете (Fe2O3) не более
Массовая доля ртути (Hg)
По паспорту поставщика
Для поддержания активности катализатора
- диметилдисульфид не менее
- диметилсульфид не более
- метилмеркаптан не более
- диметилполисульфид не более
% мас. водный раствор NH3
Концентрация раствора % мас. не менее
Для промывки оборудования секции гидроочистки
Углерод четыреххлористый
ГОСТ 20288-74 изм. 1 2
СТП 2412-327-05763458-2002
Массовая доля четырех-хлористого углерода % не менее
Для поддержания активности катализатора R-86
Массовая доля нелетучего остатка % не более
Массовая доля кислот в пересчете на HCl % не более
Массовая доля альдегидов (CH2O) % не более
Массовая доля свободного хлора (Cl2) % не более
Массовая доля хлоридов (Cl) % не более
Массовая доля веществ реагирующих с йодом в пересчете на СН2О % не более
Массовая доля веществ темнеющих под действием серной кислоты
должен выдерживать испытание по п. 3.10 ГОСТ 20288-74 изм.12
Массовая доля сероуглерода (CS2) % не более
должен выдерживать испытание по п. 3.12 ГОСТ 20288-74 изм.12
Антиокислитель ЕС3149А
Nalco sterreich Ges.m.b.H
Плотность при 1556 °С кгм3
Для предотвращения окисления нефтепродуктов при больших температурах и их отложения на стенках трубопроводов и аппаратов
Температура вспышки в закрытом тигле °С не менее
Общее щелочное число мгг
Ингибитор полимеризации
Сертификат качества
Nalco sterreich Ges.m.b.H.
Плотность при 15°С гсм3
Для предотвращения полимеризации нефтепродуктов и их отложения на стенках трубопроводов и аппаратов
Содержание воды ppm

icon 292-05-540-TR Part_3изм.doc

3 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
1 Описание технологического процесса
1.1 Назначение процессов гидроочистки и каталитического риформинга
Гидроочистка нефтяных дистиллятов является одним из наиболее распространенных процессов на нефтеперерабатывающих предприятиях. Основной целью гидроочистки нефтяных дистиллятов является уменьшение содержания в них серо- азот- кислород- и металлсодержащих соединений. При гидроочистке протекающей в среде водорода указанные соединения (кроме последних) преобразуются в соответствующие углеводороды сероводород аммиак и воду.
Промышленные процессы основаны на контактировании нефтяных дистиллятов с активными катализаторами в основном алюмокобальтмолибденовыми и алюмо-никельмолибденовыми. В отличие от каталитического риформинга процесс гидроочистки нужно обеспечивать водородом получая его извне в том числе и с установок каталитического риформинга.
Каталитический риформинг бензиновых фракций применяют для получения высокооктановых бензинов. Процесс каталитического риформинга осуществляют при температуре около 500 °С под давлением водорода 7 – 35 кгссм2. Промышленные процессы основаны на контактировании сырья с активным катализатором обычно содержащим платину. В последнее время применяются бифункциональные катализаторы обладающие кислотной и металлической функциями. Эти катализаторы наряду с платиной содержат другие металлы. В качестве носителя катализатора риформинга используют активный оксид алюминия промотированный хлором или фтором. Для поддержания активности катализатора его периодически регенерируют; регенерацию проводят тем чаще чем ниже давление в системе. Важной особенностью каталитического риформинга является его протекание в среде водорода. Последний образуется и в самих реакциях риформинга избыток его выводят из системы и используют в других процессах потребляющих водород.
1.2 Химизм процесса гидроочистки
Целью предварительной гидроочистки сырья является превращение и удаление веществ дезактивирующих катализаторы риформинга.
К этим веществам относятся: сероорганические (меркаптаны сульфиды ди- и поли-сульфиды тиофены) азот- и кислородсодержащие соединения соединения содержащие металлы и галогены непредельные углеводороды.
Превращение указанных веществ происходит на гидрирующем катализаторе. Летучие продукты – сероводород аммиак вода хлористый водород удаляются путем отпарки гидрогенизата. Металлические примеси отлагаются на катализаторе гидроочистки.
Меркаптаны сульфиды и дисульфиды легко гидрируются в соответствующие углеводороды уже при сравнительно мягких условиях. Тиофены наиболее трудно поддаются превращениям. При одних и тех же условиях меркаптаны сульфиды и дисульфиды гидрируются на 95 % а тиофены на 40 – 50 %.
CН3–CН2–CН2–CН2–SH + H2 CН3–CН2–CН2–CН3 + H2S
CН3–CН2–S–CН2–CН3 + 2H2 CН3–CH3 + CН3–CН3 + H2S
CН3–CН2–S–S–CН2–CН3 + 3H2 CН3–CH3 + CН3–CH3 + 2H2S
циклические сульфиды
CН2 CН2 + 2H2 C4H10 + H2S
CН CН + 4H2 C4H10 + H2S
Азотистые соединения в бензиновых фракциях представлены пирролами пиридинами а в высококипящих бензиновых фракциях – хинолинами.
CH CH + 4H2 C4H10 + NH3
CH C CH CH C–CH2–CH2–CH3
Кислородные соединения содержащиеся в прямогонных бензиновых фракциях (спирты эфиры перекиси фенолы) и растворенный кислород в условиях гидроочистки превращаются в углеводороды и воду:
гидроперекись гептана
C7H15OOH + 2H2 C7H16 + 2H2O
В процессе гидроочистки одновременно с реакциями серо- азот- и кислородсодержащих соединений протекают многочисленные реакции углеводородов:
- изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов;
- насыщение непредельных углеводородов;
- гидрирование ароматических углеводородов.
В прямогонных бензиновых фракциях содержатся небольшие количества органических соединений имеющих в своем составе галоиды (обычно хлор) и некоторые металлы (свинец медь мышьяк). Металлические примеси если они попадают на катализатор риформинга накапливаются в нем и вызывают необратимую потерю его активности экранируя активные центры катализатора.
При гидроочистке соединения содержащие металлы и галоиды разрушаются. Образующиеся при этом оксиды металлов отлагаются на катализаторе гидроочистки а хлористый водород удаляется при отпарке.
Реакции гидрирования идут с выделением тепла. Процесс гидроочистки прямогонных бензиновых фракций не сопровождается видимым повышением температуры газопродуктовой смеси поскольку содержание примесей в сырье установок риформинга незначительно.
1.3 Влияние параметров процесса на гидроочистку бензиновых фракций
Глубина очистки бензиновых фракций от серы и других примесей зависит от фракционного и химического состава сырья температуры процесса парциального давления водорода и объемной скорости подачи сырья.
Стабильность работы катализатора зависит не только от температуры реакции и давления но и от соотношения расхода водородсодержащего газа (ВСГ) и расхода сырья.
Гидроочистка бензиновых фракций проводится при температуре 280 - 400°С. Обычный рабочий диапазон более узок – 300 - 380°С. В начале рабочего цикла устанавливается минимальная температура обеспечивающая заданную глубину очистки сырья.
Повышение температуры следует проводить лишь в том случае когда вследствие снижения активности катализатора заданная глубина очистки не достигается.
Несвоевременное повышение температуры ускоряет закоксовывание катализатора не увеличивая существенно глубину очистки.
Кроме того при высокой температуре на катализаторе с высокой активностью т.е. в начале цикла реакции будут протекать реакции дегидрирования что вызовет повышение содержания олефинов в гидрогенизате. Реакции взаимодействия олефинов с сероводородом с образованием меркаптанов в конечном итоге приведут к дезактивации катализатора риформинга.
Для установки ПР-22-35-111000 при гидроочистке фракции 85-180°С оптимальный диапазон температур 312 - 340°С на входе в реактор.
Глубина гидроочистки растет с увеличением парциального давления водорода которое зависит от общего давления в системе и концентрации водорода в газосырьевой смеси. При постоянной концентрации водорода с повышением общего давления в системе увеличивается степень обессеривания сырья уменьшается коксообразование и увеличивается срок службы катализатора.
Для установки ПР-22-35-111000 давление в реакторе составляет 334 кгссм2 что при объемной скорости 69 ч-1 обеспечивает глубину гидроочистки сырья риформинга до содержания серы в гидрогенизате 05 ppm мас.
Объемная скорость подачи сырья
Глубина очистки сырья зависит и от его объемной скорости. Объемной скоростью называется отношение объема сырья подаваемого в реактор за один час к общему объему катализатора.
С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе и наоборот с уменьшением объемной скорости увеличивается время контакта паров сырья с катализатором и следовательно углубляется степень очистки. Однако с уменьшением объемной скорости уменьшается количество пропускаемого через реактор сырья т.е. уменьшается производительность установки.
Объемная скорость а следовательно количество загружаемого катализатора выбирается при проектировании установки в зависимости от содержания серы в сырье допустимого содержания серы в гидрогенизате активности гидрирующего катализатора и может колебаться в пределах от 25 до 80 ч-1. Для установки ПР-22-35-111000 принята объемная скорость 69 ч-1.
Кратность циркуляции водорода
Термодинамические расчеты показывают что уже в присутствии теоретически необходимого количества водорода реакции гидрирования могут протекать до практически полного завершения. Однако скорость реакций при этом будет крайне мала вследствие низкого парциального давления водорода.
Поэтому процесс гидрообессеривания проводят с избыточным количеством водорода. При этом избыток дорогостоящего водорода возвращают в процесс организуя его циркуляцию через реактор по замкнутому контуру с помощью компрессора.
При повышении содержания водорода в газосырьевой смеси скорость процесса увеличивается однако заметное возрастание скорости реакции при этом происходит только до определенного предела.
Увеличение объема циркулирующего водорода снижает также коксообразование на катализаторе.
В настоящее время в промышленности применяется в основном гидроочистка с рециркуляцией не чистого водорода а ВСГ.
Кратность циркуляции водорода выражается отношением объема водорода в циркулирующем ВСГ в нормальных кубических метрах к объему сырья в кубических метрах.
Для секции 200 – предварительная гидроочистка установки ПР-22-35-111000 – принята кратность циркуляции не менее 100 нм3м3 сырья. Концентрация водорода в циркулирующем газе составляет не менее 80 % об.
Активность катализатора
Чем выше активность катализатора тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс или достигать большей глубины обессеривания.
С течением времени активность катализатора падает за счет отложения сульфидов и кокса на его поверхности.
Допустимым содержанием кокса при котором не происходит существенного снижения обессеривания считается 5 % мас. При достижении данного порога обычно проводится процесс регенерации катализатора.
В секции 200 – предварительная гидроочистка установки ПР-22-35-111000 используется катализатор S-120. Его регенерация проводится по рекомендациям производителя – компании "UOP".
Качество и расход сырья
Количество загружаемого в реактор катализатора а также другие проектные параметры определяются количеством и качеством сырья перерабатываемого на установке. Незначительные изменения качества и количества перерабатываемого сырья возможны но большие отклонения считаются недопустимыми так как они приводят к резкому сокращению нормального срока службы катализатора.
При повышении загрузки сырья потребуется повышение температуры в реакторе для обеспечения постоянного уровня обессеривания а также более высокий расход рециркулирующего газа для поддержания постоянного отношения водорода к углеводородам. Повышенная температура реакторов приведет также к ускорению коксообразования что сократит межрегенерационный период. Значительное понижение расхода сырья может вызвать прогар змеевиков реакторной печи.
Качество перерабатываемого сырья наилучшим образом характеризуется его фракционным составом и плотностью. Повышение конца кипения сырья требует повышения температуры в реакторе вследствие затрудненного удаления ионов серы и азота из молекул органических соединений с большим молекулярным весом а это в свою очередь ускоряет коксообразование. Закоксованность усиливается также вследствие того что более тяжелое сырье содержит соединения легко подвергающиеся полимеризации.
Кроме того фракции с высоким пределом выкипания имеют обычно повышенное содержание металлов что приводит к ускоренной дезактивации катализатора. Следует учитывать что при регенерации не удастся восстановить активность катализатора если он отравлен чрезмерным количеством металлов.
Понижение плотности сырья с одинаковыми пределами кипения свидетельствует о повышенном содержании непредельных соединений. Данный тип сырья приведет к повышению потребления водорода повышению перепада температуры в слое катализатора и ускоренному его закоксовыванию.
Из вышеперечисленного следует что с целью увеличения срока службы катализатора с сохранением его максимальной активности очень важно тщательно подготавливать сырье и соблюдать его качество на заданном проектном уровне.
1.4 Химизм процесса каталитического риформинга
Каталитический риформинг – сложный химический процесс включающий разнообразные превращения углеводородов. Прямогонные бензиновые фракции служащие сырьем этого процесса содержат парафиновые нафтеновые и ароматические углеводороды С6 – С10.
Превращение нафтенов. Шестичленные нафтены на бифункциональных платиновых катализаторах подвергаются дегидрированию до соответствующих ароматических углеводородов и изомеризации в пятичленные нафтены:
Реакция дегидрирования обратима и при температуре менее 300°С равновесие сдвигается влево. С повышением температуры равновесие все более сдвигается вправо.
В незначительной степени протекают реакции гидрогенолиза с раскрытием кольца. Однако скорости дегидрирования шестичленных нафтенов в условиях каталитического риформинга намного больше скоростей протекания других реакций.
Дегидрирование происходит на металлическом компоненте катализатора причем адсорбция циклогексана при этом сопровождается последовательным отщеплением двух атомов водорода с образованием на промежуточной стадии циклогексана. Далее происходит очень быстрое отщепление одного за другим остальных четырех атомов водорода в результате чего образуется бензол:
СН2 СН2 СН2 СН СН СН
СН2 СН2 – Н2 СН2 СН2 – 2Н2 СН СН
Скорость дегидрирования гомологов циклогексана выше чем самого циклогексана. Бициклические шестичленные нафтены дегидрируются также легко как и моноциклические образуя нафталин и его производные.
Пятичленные замещенные нафтены в условиях риформинга вступают в следующие реакции:
- дегидроизомеризация
- изомеризация по положению заместителей
СН2 СН2 СН2 СН–СН3 СН2 СН2
СН2 СН2 СН2 СН2 СН2 СН–СН3
- реакция раскрытия кольца (гидрогенолиз)
СН2 СН2 n–гексан + изогексаны
В условиях риформинга скорость реакции дегидроизомеризации метилциклопентанов выше чем реакций изомеризации и раскрытия кольца поэтому выход бензола при риформинге метилциклопентана от 60 до 70 % мас.
Превращение парафинов. В условиях риформинга парафины подвергаются изомеризации дегидрированию до олефинов то есть дегидроциклизации и гидрокрекингу (гидрогенолизу).
Изомеризация парафинов на бифункциональных катализаторах риформинга протекает по механизму который предусматривает участие в реакции как металлических так и кислотных центров катализатора с образованием малоразветвленных изомеров наиболее термодинамически стабильных в условиях риформинга.
Схема изомеризации парафинов состоит из стадий:
n–парафин n–олефин +
изоолефин + H2 изопарафин.
Первая и последняя стадии катализируются металлом а перегруппировка олефина происходит на кислотных центрах носителя. Перегруппировка олефина – лимитирующая стадия реакции изомеризации парафинов. Скорость изомеризации возрастает с увеличением молекулярной массы парафина. Изомеризация парафиновых углеводородов приводит к повышению октанового числа бензиновой фракции однако прирост октанового числа фракций С7 и выше незначителен. Вместо изомеризации углеводороды С7 – С10 вступают в реакции гидрирования и гидрокрекинга.
При каталитическом риформинге протекают также реакции дегидрирования парафиновых углеводородов до олефиновых но это мало повышает октановое число катализата и снижает его стабильность при хранении. При температурах необходимых для протекания дегидрирования парафинов одновременно идет и циклизация этих углеводородов. Поэтому при дегидрировании часть их вначале образует нафтеновые углеводороды которые потом превращаются в ароматические.
Дегидроциклизация – одна из наиболее важных реакций риформинга поскольку заключается в превращении парафинов в ароматические углеводороды:
– Н2 СН2 СН2 – 3Н2 СН СН
Ароматизация парафинов протекает с большим эндотермическим эффектом
(около250 кДжмоль) и значительно труднее чем ароматизация (дегидрирование) нафтенов.
Скорость ароматизации парафинов а значит и выход ароматических углеводородов возрастают с увеличением их молекулярной массы.
Реакции гидрогенолиза и гидрокрекинга парафинов приводят к образованию более низкомолекулярных углеводородов. При этом гидрогенолиз катализируют металлические центры катализатора риформинга и в продуктах преимущественно содержится метан а расщепление углеводородов при гидрокрекинге происходит на кислотных центрах и приводит к большему образованию пропана и бутанов.
Гидрокрекинг парафинов на катализаторах риформинга протекает по бифункциональному механизму и для n–парафина включает следующие стадии:
дегидрирование n–парафина в n–олефин на металлических центрах катализатора;
адсорбцию n–олефина на кислотных центрах;
крекинг с образованием олефина;
изомеризацию n–олефина в изоолефин;
гидрирование образовавшихся олефинов на металлических центрах катализатора в соответствующие парафины.
Гидрокрекинг парафинов в отличие от гидрогенолиза – одна из основных реакций каталитического риформинга. Он сопровождается газообразованием приводит к повышению октанового числа риформата и одновременно к снижению выхода жидких продуктов риформинга и по этой причине должен быть ограничен определенными пределами которые обеспечивают достаточную эффективность каталитического риформинга. Скорость гидрокрекинга парафинов зависит от их парциального давления парциального давления водорода и растет с увеличением общего давления.
Превращение ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды в условиях каталитического риформинга подвергаются изомеризации и деалкилированию. Бензол в условиях риформинга устойчив толуол подвергается частичному деалкилированию. Более тяжелые ароматические углеводороды преимущественно подвергаются изомеризации и деалкилированию и в меньшей степени – диспропорционированию.
Протеканию реакций гидродеалкилирования способствует высокая температура давление и низкая объемная скорость подачи сырья. Скорость гидродеалкилирования существенно увеличивается с возрастанием числа атомов углерода в алкилбензолах.
Изомеризация ароматических углеводородов на бифункциональных платиновых катализаторах протекает при участии циклоолефинов в качестве промежуточных продуктов реакции.
Побочные реакции. В условиях риформинга протекают также реакции практически не влияющие на выход основных продуктов реакции но оказывающие существенное воздействие на активность и стабильность катализатора. К ним относятся реакции распада серо- азот- и хлорсодержащих соединений а также реакции приводящие к образованию кокса на катализаторе. Чтобы уменьшить вредное воздействие таких реакций на катализатор риформинга необходимо должным образом подготовить сырье удалив из него по возможности вещества содержащие серу азот хлор и непредельные углеводороды. Для этого сырье каталитического риформинга сначала подвергается предварительной гидроочистке.
1.5 Основные технологические параметры процесса каталитического риформинга
Основными технологическими параметрами процесса каталитического риформинга являются – температура на входе в реакторы давление объемная скорость подачи сырья и кратность циркуляции ВСГ. Выбор большинства параметров производится в зависимости от фракционного состава сырья заданной жесткости режима и типа катализатора.
Температура на входе в реакторы является основным регулируемым параметром процесса. Эта температура должна поддерживаться на минимально возможном уровне обеспечивающем получение катализата заданного качества (с заданным октановым числом или заданным содержанием ароматических углеводородов). Постепенным повышением входных температур компенсируется естественное снижение активности катализатора в реакционном цикле и длительность последнего определяется темпом (скоростью) повышения температуры.
Темп роста средней температуры в реакторах зависит от многих факторов – прежде всего от стабильности катализатора степени очистки сырья от вредных примесей содержания тяжелых фракций содержания нафтенов а также жесткости поддерживаемого режима.
При изменении загрузки установки по сырью (объемной скорости подачи сырья) входные температуры должны корректироваться: уменьшаться при снижении загрузки и увеличиваться при её повышении.
Прежде чем уменьшать загрузку установки сырьем следует снизить температуру на входе в реакторы. Повышение температуры следует производить лишь после увеличения загрузки.
При повышении температуры на входе в реакторы увеличивается жесткость процесса и ускоряются все основные реакции. Наиболее чувствительны к повышению температуры реакции гидрокрекинга. Повышение температуры ускоряет образование кокса на катализаторе снижает выход катализата и концентрацию водорода в циркуляционном газе риформинга.
Температура на входе в реакторы при проведении любых операций в секции риформинга установки ПР-22-35-111000 никогда не должна превышать 538°С и колеблется в интервале от 495 до 538°С.
Перепад температуры в реакторах риформинга определяется главным образом тепловым эффектом процесса.
Реакции риформинга ведущие к образованию ароматических углеводородов из парафинов и нафтенов идут с поглощением тепла (эндотермические) реакции гидрокрекинга и гидрогенолиза – с выделением тепла (экзотермические) реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов имеют тепловой эффект близкий к нулю. Общий тепловой эффект процесса зависит от соотношения этих реакций что в свою очередь определяется качеством исходного сырья.
Температурный перепад особенно в первой ступени риформинга может служить характеристикой активности катализатора. По мере отработки катализатора накопления кокса на нем понижения концентрации водорода в циркулирующем газе перепад температуры понижается. Понижение перепада температуры в реакторах при работе на хлорированных катализаторах в некоторых случаях свидетельствует о чрезмерном содержании хлора в катализаторе.
Абсолютная величина температурного перепада в реакторах зависит от химического состава сырья и селективности процесса: чем выше содержание нафтеновых углеводородов тем выше при прочих равных условиях величина температурного перепада. При снижении селективности процесса вследствие развития реакций гидрокрекинга происходит снижение температурного перепада.
Температурный перепад в реакторе Р-301 составляет 78°С в реакторе Р-302 составляет 39 - 36°С в реакторе Р-303 составляет 18 - 15°С.
Давление в системе риформинга выбирается в зависимости от фракционного состава перерабатываемого сырья и свойств применяемого катализатора. В ходе эксплуатации давление может варьироваться в незначительных пределах однако и сравнительно небольшое изменение давления оказывает определенное влияние на процесс.
Повышение давления снижает коксообразование но одновременно усиливает гидрокрекинг и подавляет образование ароматических углеводородов. При понижении давления заметно увеличивается селективность процесса риформинга. Снижение давления усиливает коксообразование но повышает степень ароматизации.
Давление в реакторе наиболее точно определяется как усредненное давление в слое катализатора. Поскольку 50% катализатора содержится в последнем реакторе близким приближением к этой величине является давление на входе последнего реактора. Для данной установки давление на входе в реактор Р-303 составляет 156 кгссм2.
Средняя объемная скорость подачи сырья определяется при проектировании установки и может корректироваться путем изменения загрузки катализатора и изменения средней производительности установки.
Нижний предел производительности установки и соответствующая объемная скорость колеблется в относительно широких пределах под влиянием тех или иных производственных факторов.
При снижении объемной скорости подачи сырья температура на входе в реакторы должна быть понижена.
При увеличении средней объемной скорости повышаются эксплуатационные температуры сокращается длительность межрегенерационного цикла степень ароматизации падает что приводит к снижению суммарного выхода ароматических углеводородов в пересчете на исходное сырье. Для установки ПР-22-35-111000 принята объемная скорость подачи сырья в реакторы риформинга равная 12 ч-1.
Кратность циркуляции водорода (ВСГ)
Кратность циркуляции ВСГ выбирается в зависимости от фракционного состава перерабатываемого сырья давления в системе риформинга вида катализатора и задаваемой жесткости процесса при проектировании установки.
Заданная кратность циркуляции а также концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга определяет мольное отношение "водород : сырье". От величины этого параметра зависит интенсивность коксообразования а следовательно стабильность и срок службы катализатора.
Кратность циркуляции практически не влияет на селективность процесса то есть на выход и качество продуктов.
Рекомендуемая компанией “UOP” мольная кратность циркуляции
водород : сырье – 60.
На установке ПР-22-35-111000 используется катализатор R-86 компании "UOP". Для поддержания его активности в соответствии с рекомендациями производителя предусмотрено регулирование водно-хлоридного баланса в реакторах риформинга. Цель подачи хлорирующих агентов – поддержание кислотной функции активных центров катализатора отвечающих за реакции дегидроциклизации и изомеризации. Чрезмерно высокое содержание хлорид-ионов на поверхности катализатора приводит к преобладанию реакций крекинга снижению выхода катализата и ускорению коксообразования. Цель подачи воды – равномерное распределение хлорида во всем слое катализатора.
С течением времени активность катализатора падает в связи с отложением на его поверхности кокса экранирующего активные центры.
В соответствии с рекомендациями "UOP" для удаления кокса проводится процесс регенерации катализатора в результате которой активность катализатора восстанавливается почти полностью.
Качество сырья – его химический и фракционный состав – оказывает существенное влияние на работу установки.
При увеличении содержания нафтеновых и ароматических углеводородов в сырье риформат заданного качества (с определенным октановым числом с определенным содержанием ароматических углеводородов) может быть получен либо при более низкой средней температуре в реакторах либо при более высокой объемной скорости подачи сырья.
При этом увеличивается выход риформата и возрастает концентрация водорода в циркуляционном газе.
Качество сырья определяет также стабильность и срок службы катализатора: чем выше содержание нафтеновых и ароматических углеводородов в сырье тем мягче режим работы установки тем больше срок службы катализатора. Фракционный состав сырья выбирается в зависимости от назначения установки.
Эффективность работы катализатора R-86 зависит также от чистоты сырья в частности от отсутствия в нем катализаторных ядов. К последним относятся вещества содержащие серу азот металлы а также избыточное количество воды.
Отравление катализатора серой приводит к снижению активности платины что приводит к усилению гидрокрекинга.
Азот отравляет кислотную функцию катализатора. Органические соединения азота превращаются в аммиак который вступает в реакцию с хлорид-ионом на катализаторе с образованием хлористого аммония что приводит к снижению концентрации свободных хлорид-ионов на поверхности катализатора а следовательно к снижению активности катализатора.
Металлы (мышьяк свинец медь) являются ядами металлической функции катализатора. Их действие выражается в снижении активности и селективности катализатора.
Избыточное количество воды выводит хлорид-ионы из катализатора.
Для удаления ядов катализатора риформинга сырье необходимо подвергать предварительной гидроочистке.
2 Описание технологической схемы
В данном разделе приведены значения параметров для условий эксплуатации установки в режиме получения катализата с октановым числом 98.
2.1 Секция200 – Предварительная гидроочистка
Процесс гидроочистки протекает в реакторе с неподвижным слоем катализатора в среде циркулирующего водородсодержащего газа с последующей сепарацией и стабилизацией гидрогенизата.
Сырье поступает из резервуарного парка №5403 в секцию 200 установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000 через клапан-отсекатель UV 201 с давлением от 35 до 50 кгссм2. Давление сырья контролируется распределенной системой управления (далее по тексту РСУ) поз. PIR 2240*.
Примечание: *) здесь и далее указан машинный код контролируемого параметра в
Сырье проходит через фильтр Ф-20112 и хозрасчетный счетчик поз. FQIR 2311 и поступает в сырьевую емкость Е-201.
Уровень в емкости Е-201 регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 2461 с регулирующим клапаном на линии подачи сырья в емкость. Сигнал на блокировку по минимальному и максимальному уровням поступает в систему противоаварийной защиты (далее по тексу СПАЗ) – поз. LIRCAS 2461 и поз. LIAS 2417.
Сырье находится в емкости Е-201 под защитной азотной "подушкой". В емкости Е-201 поддерживается давление 15 кгссм2 которое регулируется РСУ контуром
поз. PIRCAS 2270А с сигнализацией минимального значения (разгерметизация). Избыточное давление сбрасывается на факел. Сигнал на блокировку по понижению давления (разгерметизация) поступает в СПАЗ (поз. PIRCAS 2270А и поз. PIAS 2270B).
Сырье из емкости Е-201 забирается сырьевыми насосами Н-20112 и подается в тройник смешения с циркуляционным водородсодержащим газом (ВСГ) поступающим от циркуляционного контура поршневого компрессора ПК-20112. Расход сырья регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 2360 с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода сырья поступает в СПАЗ (поз. FIAS 2301).
Во всасывающий трубопровод насоса Н-20112 подается дозированное количество антиокислителя и ингибитора полимеризации с целью защиты трубных пучков теплообменника Т-201АВСDEF.
На линии нагнетания насоса Н-20112 перед тройником смешения установлен клапан-отсекатель UV 203 отделяющий сырьевую емкость от реакторного блока. Управление клапаном-отсекателем осуществляет СПАЗ.
Полученная после смешения сырья и ВСГ газосырьевая смесь подогревается в межтрубном пространстве теплообменника Т-201ABCDEF типа "Helix" разработанного компанией "АВВ Lummus Global". Этот теплообменник обвязан как две параллельные секции по три корпуса в каждой. Температура газосырьевой смеси на общем трубопроводе на входе в теплообменник контролируется СУ поз. TIR 2125 давление - поз. PIR 2241.
Температура и давление газосырьевой смеси после теплообменника контролируется РСУ отдельно для каждой секции:
- для секции Т-201АВС – температура – поз. TIR 2126A давление – поз. PIR 2243А;
- для секции Т-201DEF – температура – поз. TIR 2126B давление – поз. PIR 2243В.
Нагретая до температуры 285 – 313 оС (начало – конец цикла) газосырьевая смесь с давлением 364 кгссм2 поступает в печь предварительной гидроочистки П-201 где нагревается до температуры 312 – 340оС (начало – конец цикла) и с давлением 334 кгссм2 направляется в реактор Р-201.
В реакторе Р-201 на катализаторе S-120 поставки компании "UOP" происходит гидрообессеривание сырья до остаточного содержания серы 05 ppm мас. и удаление из органических соединений связанного азота до остаточного содержания
ppm мас. в пересчете на азот.
Температура на входе в реактор Р-201 контролируется РСУ поз. ТIRA 2127 с сигнализацией максимального значения. Давление на входе в реактор контролируется РСУ поз. PIRAS 2250A с сигнализацией минимального значения (разгерметизация). Сигнал на блокировку по понижению давления (разгерметизация) поступает в СПАЗ
(поз. PIRAS 2250A и поз. PIAS 2250C). Температура на выходе из реактора контролируется РСУ поз. ТIRA 2128.
Давление на выходе из реактора Р-201 равное 314 кгссм2 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 2271 с регулирующим клапаном на линии отдува ВСГ в топливную сеть.
Перепад давления по реактору Р-201 контролируется РСУ поз. PDIRA 2257 с сигнализацией максимального значения равного 22 кгссм2.
Горячая газопродуктовая смесь из реактора поступает в трубное пространство теплообменника Т-201ABCDEF где отдает свое тепло газосырьевой смеси. Температура на входе в теплообменник и на выходе из него контролируется РСУ поз. ТIR 2136 и TIR 2129 соответственно. Давление на выходе из теплообменника Т-201 ABCDEF контролируется РСУ поз. PIR 2242. Газопродуктовая смесь с температурой 84°С поступает в воздушный холодильник ВХ-20112 а затем в концевой водяной холодильник Х-201 где охлаждается до 40°С. Температура на выходе из Х-201 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 2160 с помощью изменения частоты вращения двигателей вентиляторов воздушного холодильника ВХ-20112.
Охлажденная газопродуктовая смесь поступает в сепаратор С-201 где происходит разделение циркуляционного водородсодержащего газа гидроочистки и нестабильного гидрогенизата.
Нестабильный гидрогенизат направляется в качестве сырья в отпарную колонну
Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-201 регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 2460 с сигнализацией минимального и максимального значения. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 2460 и
Для защиты трубок теплообменного оборудования от отложения солей в случае необходимости предусмотрена возможность подачи промывной воды или водного раствора аммиака в участок трубопровода 2042 перед воздушным холодильником ВХ-20112.
В период проведения такой промывки в сепараторе С-201 происходит разделение трехфазного потока. С верха сепаратора выводится водородсодержащий газ из нижней его части выводится нестабильный гидрогенизат а из "аппендикса" выводится водная фаза. Вывод водной фазы осуществляется по уровню раздела фаз в канализацию сернисто-щелочных стоков через клапан-отсекатель UV 207.
Управление клапаном-отсекателем UV 207 осуществляется СПАЗ. Уровень раздела фаз в "аппендиксе" контролируется РСУ поз. LIRAS 2410A c сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному уровням поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 2410A и поз. LIAS 2410B).
Водородсодержащий газ из сепаратора С-201 направляется на смешение с подпиточным ВСГ риформинга перед сепаратором С-202.
Расход ВСГ из сепаратора С-201 контролируется РСУ контуром поз. FIRCA 2361 c сигнализацией минимального значения.
Подпиточный ВСГ из секции 300 – секции каталитического риформинга после предварительного компримирования поступает на прием циркуляционного контура компрессора ПК-20112 (перед сепаратором С-202) для поддержания необходимой концентрации водорода в циркуляционном ВСГ блока гидроочистки.
Расход этого ВСГ регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 3361 с сигнализацией минимального значения.
Подпиточный ВСГ из сепаратора С-301 поступает в сепаратор С-203 на приеме дожимного контура поршневого компрессора ПК-20112 где при давлении 120 кгссм2 из ВСГ отбивается жидкая углеводородная фаза в случае ее наличия.
Давление в сепараторе С-203 контролируется РСУ поз. PIR 2246. Перепад давления на отбойном устройстве контролируется РСУ поз. PDIRA 2252 с сигнализацией максимального значения.
Вывод легкого бензина из сепаратора С-203 осуществляется в факельную емкость
Е-309 через клапан-отсекатель UV 209. Управление клапаном-отсекателем UV209 осуществляется СПАЗ. Уровень в сепараторе С-203 контролируется РСУ поз. LIRAS 2413А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному уровням поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 2413А и
Из сепаратора С-203 подпиточный ВСГ поступает на прием дожимного контура компрессора ПК-20112 где дожимается до 275 кгссм2 и с температурой 92оС направляется в воздушный холодильник ВХ-202.
Давление на линии нагнетания дожимного контура компрессора ПК-20112 контролируется РСУ поз. PIR 2247.
Температура подпиточного газа на линии всасывания дожимного контура компрессора ПК-20112 контролируется РСУ поз. TIR 2132 а на линии нагнетания – поз. TIR 2130.
Охлажденный в воздушном холодильнике ВХ-202 подпиточный газ смешивается с циркуляционным ВСГ гидроочистки в участке трубопровода 2072 после чего общий поток водородсодержащего газа поступает с сепаратор С-202 на приеме циркуляционного контура поршневого компрессора ПК-20112. Температура этого общего потока регулируется РСУ контуром поз. TIRC 2161 с помощью изменения частоты вращения двигателей вентиляторов ВХ-202.
В сепараторе С-202 при давлении 270 кгссм2 из ВСГ отбивается жидкая углеводородная фаза в случае ее наличия.
Давление в сепараторе С-202 контролируется РСУ поз. PIR 2244. Перепад давления на отбойном устройстве контролируется РСУ контуром PDIRA 2251 с сигнализацией максимального значения.
Вывод легкого бензина из сепаратора С-202 осуществляется в факельную емкость
Е-309 через клапан-отсекатель UV 208. Управление клапаном-отсекателем UV208 осуществляется СПАЗ. Уровень в сепараторе С-202 контролируется РСУ поз. LIRAS 2412A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному уровням поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 2412А и
Из сепаратора С-202 водородсодержащий газ поступает на прием циркуляционного контура компрессора ПК-20112 где дожимается до 380 кгссм2 и с температурой 77°С направляется в тройник смешения с сырьем секции 200 перед теплообменником
Т-201ABCDEF. Давление ВСГ на линии нагнетания циркуляционного контура компрессора ПК-20112 контролируется РСУ поз. PIR 2245 а его температура –
Расход циркуляционного ВСГ перед тройником смешения контролируется РСУ
поз. FIRA 2302 с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода циркуляционного ВСГ поступает в СПАЗ (поз. FIAS 2303).
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-201 подогревается в трубном пространстве теплообменника Т-202 и с температурой 150°С поступает в отпарную колонну К-201 в качестве питания.
В отпарной колонне К-201 происходит стабилизация нестабильного гидрогенизата путем отпарки из него растворенных углеводородных газов сероводорода и воды которая может находиться в сырье и образовываться в результате гидрирования присутствующих в нем кислородсодержащих примесей.
Основные параметры работы колонны К-201:
Температура верха колонны контролируется РСУ поз. TIR 2135.
Температура питания контролируется РСУ поз. TIR 2133.
Температура низа колонны контролируется РСУ поз. TIR 2134.
Давление верха колонны контролируется РСУ поз. PIRAS 2248А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по повышению и понижению давления поступает в СПАЗ (поз. PIRAS 2248А и поз. PIAS 2248B).
Давление низа колонны контролируется РСУ поз. PIR 2249.
Углеводородный газ водород сероводород и пары воды выводятся с верха колонны
К-201 с температурой 117°С и давлением 80 кгссм2. Верхний продукт колонны К-201 поступает в воздушный холодильник-конденсатор ВХК-20112 а затем в водяной холодильник-конденсатор ХК-201 где пары конденсируются охлаждаются и с температурой 40°С поступают в емкость орошения Е-202.
Температура верхнего продукта на выходе из аппарата ХК-201 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 2162 с помощью изменения частоты вращения двигателей вентиляторов воздушного холодильника-конденсатора ВХК-20112.
В емкости орошения Е-202 происходит разделение трехфазного потока. С верха сепаратора выводится углеводородный газ из нижней его части выводится легкий бензин а из "аппендикса" выводится водная фаза – сероводородная вода.
Уровень в "аппендиксе" емкости Е-202 контролируется РСУ поз. LIRAS 2415А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному уровням раздела фаз поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 2415А и поз. LIAS 2415B). Вывод сероводородной воды осуществляется по уровню раздела фаз в сепаратор С-303 через клапан-отсекатель UV 215 откуда после защелачивания через клапан-отсекатель UV-505 выводится в канализацию сернисто-щелочных стоков. Управление клапаном-отсекателем UV 215 осуществляется СПАЗ.
Расход отводимых сернисто-щелочных стоков контролируется РСУ поз. FIR 2309.
Уровень легкого бензина в емкости Е-202 регулируется РСУ контуром LIRCAS 2416A с сигнализацией максимального и минимального значения. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 2416A поз. LIAS 2416В).
Режим колонны рассчитан таким образом что весь образующийся легкий бензин поступает обратно в колонну К-201 в качестве орошения. Подача орошения в колонну осуществляется насосом Н-20312.
Расход орошения регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 2363 с коррекцией по уровню в емкости Е-202 (поз. LIRCA S2416A) и сигнализацией минимального расхода.
Предусмотрен вывод образующегося при пуске установки избытка легкого бензина в ОЗХ** через клапан-отсекатель UV 217. Управление клапаном-отсекателем UV 217 осуществляется СПАЗ. Расход выводимого избытка легкого бензина контролируется РСУ поз. FIR 2307.
Примечание: **) конкретные направления вводов и выводов продуктов и энергоносителей указаны в разделе 6.
Углеводородный газ из емкости Е-202 с давлением 60 кгссм2 направляется в топливную сеть установки. Давление направляемого в топливную сеть газа контролируется РСУ поз. PIR 3253.
Давление в Е-202 поддерживается равным 70 кгссм2. Давление в Е-202 регулируется РСУ контуром PIRC 2273 с регулирующим клапаном на линии вывода углеводородного газа из Е-202 в топливную сеть установки.
Расход выводимого в топливную сеть углеводородного газа контролируется РСУ
Из куба колонны К-201 с температурой 203 °С выводится стабильный гидрогенизат который отдает свое тепло потоку питания колонны К-201 в теплообменнике Т-202 после чего с температурой 104°С направляется в секцию 300 каталитического риформинга к насосам Н-30112.
Тепло необходимое для отпарки газов и паров из нестабильного гидрогенизата подается в колонну К-201 путем подогрева части стабильного гидрогенизата в печи П-202. Поток стабильного гидрогенизата подается насосом Н-20212 в печь П-202 откуда с температурой 220°С в виде "горячей струи" возвращается обратно в кубовую часть колонны. Расход стабильного гидрогенизата в общем потоке на входе в печь П-202 регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 4363 с коррекцией по расходу в каждом сырьевом потоке на входе в печь (поз. FIRCA 4355 поз. FIRCA 4356 поз. FIRCA 4357 поз. FIRCA 4358) и сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по уменьшению расхода стабильного гидрогенизата поступает в СПАЗ (поз. FIAS 4305)
Уровень в кубе колонны К-201 регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 2414А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 2414А и поз. LIAS 2414B).
На пусковой период предусмотрен вывод стабильного гидрогенизата в резервуарный парк № 5402 по линии 2069 – 20610 через водяной холодильник Х-202. Уровень в колонне К-201 при этом регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 2414А (с сигнализацией минимального значения) и с регулирующим клапаном поз. LV 2414A на линии 20610. Расход выводимого в резервуарный парк стабильного гидрогенизата контролируется РСУ поз. FIR 2310.
Регенерация катализатора производится при значительном падении его активности которая не может быть скомпенсирована изменением параметров процесса в допустимых пределах и когда перепад давления в реакторе Р-201 становится выше допустимой нормы
Регенерация катализатора гидроочистки S-120 производится азотовоздушной смесью при температуре 290 – 426°С. Давление в сепараторе С-201 при регенерации составляет
– 100 кгссм2 и регулируется в РСУ контуром PIRC 2272 с клапаном PV 2272 на линии газов регенерации на щит сброса. Концентрация кислорода в азотовоздушной смеси на входе в реактор составляет 05 – 10 % об.
Циркуляция азотовоздушной смеси должна составлять не менее 500 нм3м3 катализатора что обеспечивается работой одной компрессорной машины: ПК-2011 или
Циркуляция азотовоздушной смеси осуществляется по схеме:
(циркуляционный контур)
Т-201 П-201 Р-201 Т-201 СМ-201
С-202 ПК-20112 (циркуляционный контур)
ВХ-20112 Х-201 С-201 С-203 ПК-20112 (дожимной контур)
Содержание кислорода и диоксида углерода в направляемых на щит сброса газах регенерации контролируется РСУ поз. QIR 2501 и поз. QIR 2502 соответственно.
Во время выжига кокса образуются оксиды серы обладающие коррозионной активностью.
Для защиты оборудования от коррозии предусмотрена промывка газов регенерации раствором щелочи – едкого натра. Концентрация свежего раствора едкого натра составляет 10 % мас. отработанного – не ниже 5 % мас.
Щелочь подается насосом Н-308 из емкости Е-30512 в смеситель СМ-201 на трубопроводе перед воздушным холодильником ВХ-20112. Циркуляция раствора щелочи осуществляется по схеме:
Е-30512 Н-308 СМ-201 ВХ 20112 Х-201 С-201 Е-30512
Подробное описание процесса регенерации катализатора S-120 приведено в разделе 6 "Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях".
2.2 Секция 300 – каталитический риформинг
Процесс риформинга протекает в трех соединенных последовательно реакторах с неподвижным слоем катализатора R-86 в среде циркулирующего водородсодержащего газа с последующей сепарацией и стабилизацией гидрогенизата.
Стабильный гидрогенизат из секции предварительной гидроочистки поступает на прием насоса Н-30112 секции каталитического риформинга.
Насос Н-30112 через клапан-отсекатель UV 218 подает стабильный гидрогенизат в теплообменник Т-301 типа "Пакинокс". Управление клапаном-отсекателем UV 218 осуществляет СПАЗ.
Расход стабильного гидрогенизата регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 3360 с коррекцией по уровню в К-201 (поз. LIRCAS 3360) и сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода стабильного гидрогенизата поступает в СПАЗ (поз. FIAS 3301).
На входе стабильного гидрогенизата в теплообменник Т-301 установлен фильтр
Ф-30112 предотвращающий забивание системы распределения жидкого сырья (инжекционных рубок).
Температура стабильного гидрогенизата на входе в Т-301 равная 110оС контролируется РСУ поз. TIR 3135.
В отдельный штуцер теплообменника Т-301 подается циркуляционный ВСГ риформинга от центробежного компрессора ЦК-301.
Расход ВСГ контролируется РСУ поз. FIRA 3308 с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода ВСГ поступает в СПАЗ
Температура направляемого в Т-301 ВСГ составляет 85°С и контролируется РСУ
Смешение стабильного гидрогенизата и ВСГ с образованием газосырьевой смеси происходит непосредственно в корпусе теплообменника Т-301.
Температура газосырьевой смеси на выходе из теплообменника Т-301 контролируется РСУ поз. TIR 3136. Нагретая до температуры 458 – 487 °С (начало – конец цикла) газосырьевая смесь с давлением 210 кгссм2 поступает в первую ступень печи риформинга П-3011 где нагревается до температуры 503 – 532 °С (начало – конец цикла) и с давлением 196 кгссм2 направляется на первую ступень контактирования в реактор Р-301.
Температура газосырьевой смеси на входе в реактор Р-301 контролируется РСУ
поз. TIRA 3137 с сигнализацией максимального значения на выходе – поз. TIRA 3138.
Давление на входе в реактор Р-301 контролируется РСУ поз. PIRAS 3254А с сигнализацией минимального значения (разгерметизация). Сигнал на блокировку по понижению давления (разгерметизация) поступает в СПАЗ (поз. PIRAS 3254А и
PIAS 3254С). Давление на выходе из реактора Р-301 контролируется РСУ поз. PIR 3254В.
Перепад давления по реактору Р-301 контролируется РСУ поз. PDIRA 3254 с сигнализацией максимального значения.
Из реактора Р-301 газопродуктовая смесь с температурой 425 – 454 оС (начало – конец цикла) и давлением 192 кгссм2 направляется во вторую ступень печи риформинга П-3012 где нагревается до температуры 503 – 532 оС (начало – конец цикла) и с давлением
8 кгссм2 поступает в реактор Р-302 на вторую ступень контактирования.
Температура на входе в реактор Р-302 измеряется РСУ поз. TIRA 3139 с сигнализацией максимального значения на выходе – поз. TIRA 3140.
Давление на входе в реактор Р-302 контролируется РСУ поз. PIR 3255А. Давление на выходе из реактора Р-302 контролируется РСУ поз. PIR 3255В. Перепад давления по реактору Р-302 контролируется РСУ поз. PDIRA 3255 с сигнализацией максимального значения.
Из реактора Р-302 газопродуктовая смесь с температурой 464 – 496 °С (начало – конец цикла) и давлением 173 кгссм2 направляется в третью ступень печи риформинга П-3013 где вновь нагревается до температуры 503 – 532 °С (начало – конец цикла) и с давлением
6 кгссм2 поступает на третью ступень контактирования в реактор Р-303.
Температура на входе в реактор Р-303 измеряется РСУ контуром TIRA 3141 на выходе – контуром TIRA 3142.
Давление на входе в реактор Р-303 контролируется РСУ поз. PIR 3256А. Давление на выходе Р-303 регулируется РСУ контуром поз. PIRС 3270 с регулирующим клапаном на линии избыточного водородсодержащего газа в ОЗХ (линия 3052). Перепад давления по реактору Р-303 контролируется РСУ поз. PDIRA 3257 с сигнализацией максимального значения.
Во все три реактора – Р-301 Р-302 и Р-303 – загружен катализатор R-86 компании "UOP". Распределение катализатора по реакторам в объемных процентах составляет
: 30 : 50 (Р-301:Р-302:Р-303)
Для активации катализатора R-86 в цикле реакции в трубопровод перед реактором
Р-301 из емкости Е-302 дозировочным насосом Н-3053 подается четыреххлористый углерод в количестве 05 ppm мас. на 1 т сырья секции каталитического риформинга – стабильного гидрогенизата.
Для того чтобы ионы хлора равномерно распределялись по всему объему катализатора производится увлажнение сырья: из емкости Е-306 дозировочным насосом Н-307 в стабильный гидрогенизат перед теплообменником Т-301 (в участок 20613) подается конденсат водяного пара в количестве 4 ppm мас. на 1 т сырья – стабильного гидрогенизата. В процессе работы установки на основании данных аналитического контроля подача воды и четыреххлористого углерода корректируется с целью поддержания оптимального водно-хлоридного баланса.
Уровень в емкости Е-306 контролируется РСУ поз. LIRAS 3426А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3426А и LIAS 3426В ).
Температура в емкости Е-306 контролируется РСУ контуром поз. TIR 3160.
Предусмотрен отбор проб газопродуктовой смеси с выхода из реакторов
Р-301 Р-302 и Р-303 через сепаратор-холодильник отбора проб СХ-301.
Из реактора Р-303 газопродуктовая смесь с температурой 485 – 517°С (начало – конец цикла) и давлением 150 кгссм2 направляется в теплообменник Т-301 где отдает свое тепло газосырьевому потоку после чего доохлаждается в воздушных холодильниках
ВХ-301123456 и в концевом водяном холодильнике Х-301.
Температура газопродуктовой смеси на входе в Т-301 контролируется РСУ
поз. TIR 3143 на выходе – поз. TIR 3144.
Температура газопродуктовой смеси на выходе из холодильника Х-301 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 3180 с помощью изменения частоты вращения двигателей вентиляторов воздушного холодильника ВХ-301123456.
Охлажденная до 40°С газопродуктовая смесь поступает в сепаратор С-301 где при давлении 130 кгссм2 происходит ее разделение на водородсодержащий газ и нестабильный катализат.
Нестабильный катализат из сепаратора С-301 направляется в качестве питания в стабилизационную колонну К-301.
Водородсодержащий газ из сепаратора С-301 разделяется на три потока.
Основной поток – циркуляционный водородсодержащий газ риформинга – по мере необходимости направляется на осушку адсорбентами компании "UOP" PDG 418 в адсорберы К-30212. Во время осушки ВСГ оба адсорбера работают одновременно. Затем после адсорберов К-30212 или минуя их по линии байпаса циркуляционный ВСГ поступает в сепаратор С-302 на приеме центробежного компрессора ЦК-301.
Необходимость осушки циркуляционного ВСГ риформинга определяется в процессе работы установки на основании данных аналитического контроля в зависимости от того обеспечивается ли оптимальный водно-хлоридный баланс в реакторах риформинга. Содержание водорода и воды в циркуляционном газе риформинга перед адсорберами
К-30212 контролируется РСУ поз. QIR 3503 и QIR 3504 cоответственно. Содержание воды в циркуляционном ВСГ после адсорберов контролируется СУ поз. QIR 3505.
По мере насыщения адсорбентов водой возможно отключение одного из адсорберов на режим регенерации. При этом необходимо часть водородсодержащего газа пропускать через байпас во избежание роста гидравлического сопротивления.
В сепараторе С-302 при давлении 125 кгссм2 из ВСГ отделяется жидкая углеводородная фаза в случае ее наличия.
Давление в сепараторе С-302 контролируется РСУ поз. PIR 3240.
Вывод легкого бензина из сепаратора С-302 осуществляется в факельную емкость
Е-309 через клапан-отсекатель UV 504. Управление клапаном-отсекателем UV 504 осуществляется СПАЗ. Уровень в сепараторе С-302 контролируется РСУ поз. LIRAS 3410A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3410А и
Из сепаратора C-302 циркуляционный ВСГ с температурой 40°С поступает на прием центробежного компрессора ЦК-301 фирмы " DRESSER RАND ".
Температура ВСГ на выходе из сепаратора контролируется РСУ поз. TIR3145.
Температура ВСГ на линии нагнетания компрессора ЦК-301 контролируется РСУ
С нагнетания компрессора ЦК-301 циркуляционный водородсодержащий газ направляется в реакторный блок риформинга в теплообменник Т-301 на смешение со стабильным гидрогенизатом.
Для защиты компрессора фирмой "DRESSER RAND" предусмотрен сброс ВСГ с нагнетания на всас через антипомпажный клапан. Охлаждение сбрасываемого ВСГ осуществляется в водяном холодильнике Х-312. Температура ВСГ на выходе из холодильника Х-312 контролируется РСУ контуром поз. TIRA 3167A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры поступает в СПАЗ поз.TIAS 3167В.
Вторая часть водородсодержащего газа риформинга из сепаратора С-301 направляется в реакторный блок секции 200 – предварительной гидроочистки – в качестве подпиточного ВСГ и поступает в сепаратор С-203 на приеме дожимного контура поршневого компрессора ПК-20112. Расход водородсодержащего газа риформинга поступающего в сепаратор С-203 регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 1361 с сигнализацией минимального значения.
Оставшаяся часть водородсодержащего газа риформинга из сепаратора С-301 – избыточный ВСГ риформинга – через клапан-регулятор давления на выходе из реактора
Р-303 PV 3270 направляется в ОЗХ. Расход избыточного ВСГ риформинга контролируется РСУ поз. FIR 3302.
Предусмотрен второй вывод избыточного ВСГ риформинга по которому ВСГ направляется к компрессору дожимной компрессорной установки № 13. По этой линии выводится 26000 нм3ч ВСГ с нагнетания компрессора ЦК-301. Расход этого ВСГ регулируется РСУ контуром FIRC 3367. Эта часть ВСГ охлаждается в водяном холодильнике Х-311 и с температурой 40°С и давлением 160 кгссм2 направляется в ОЗХ. Температура ВСГ на выходе из Х-311 контролируется РСУ поз. TIR 3168
Уровень нестабильного катализата в сепараторе С-301 регулируется РСУ контуром
поз. LIRCAS 3460 с сигнализацией минимального и максимального значения. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 3460 и
Нестабильный катализат из сепаратора С-301 поступает на прием насоса Н-30212 который через клапан-регулятор уровня в сепараторе поз. LV 3460А направляет его в теплообменник Т-302.
Расход нестабильного катализата контролируется РСУ поз. FIR 3303.
В колонне К-301 происходит стабилизация нестабильного катализата путем отпарки
из него растворенных углеводородных газов в режиме дебутанизации.
Основные параметры работы колонны К-301:
Температура верха колонны контролируется РСУ поз. TIR 3149.
Температура питания контролируется РСУ поз. TIR 3147.
Температура низа колонны контролируется РСУ поз. TIR 3148.
Давление верха колонны контролируется РСУ поз. PIRAS 3243А с сигнализацией максимального и минимального (разгерметизация) значений. Сигнал на блокировку по понижению давления (разгерметизация) поступает в СПАЗ от поз. PIRAS 3243А по повышению и понижению давления – от поз. PIAS 3243B.
Давление низа колонны контролируется РСУ поз. PIR 3244.
Верхний продукт состоящий из углеводородных газов и паров выводится с верха колонны К-301 с температурой 71°С и давлением 125 кгссм2. Затем он последовательно проходит воздушные холодильники-конденсаторы ВХК-30112 и водяной холодильник-конденсатор ХК-301 где пары конденсируются весь поток охлаждается и с температурой 40°С поступает в емкость орошения Е-301.
Температура верхнего продукта на выходе из аппарата ХК-301 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 3181 с помощью изменения частоты вращения двигателей вентиляторов воздушных холодильников-конденсаторов ВХК-30112.
В емкости орошения Е-301 происходит разделение верхнего продукта К-301. С верха емкости Е-301 выводится углеводородный газ а из нижней ее части выводится нестабильная "головка".
Часть нестабильной "головки" насосом Н-30412 возвращается в колонну К-301 в качестве орошения.
Расход орошения регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 3364 с сигнализацией минимального значения.
Балансовое количество нестабильной "головки" тем же насосом Н-30412 направляется в ОЗХ.
Уровень нестабильной "головки" в емкости Е-301 регулируется РСУ контуром
LIRCAS 3462 с сигнализацией минимального и максимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 3462 и поз. LIAS 3413).
Углеводородный газ из емкости Е-301 с давлением 60 кгссм2 поступает в топливную сеть установки. Давление направляемого в топливную сеть газа контролируется РСУ
Давление в Е-301 поддерживается равным 115 кгссм2 и регулируется РСУ контуром PIRC 3272 с регулирующим клапаном на линии вывода углеводородного газа из Е-202 в топливную сеть установки.
Из куба колонны К-301 с температурой 200°С выводится балансовое количество стабильного катализата который отдает свое тепло нестабильному катализату в теплообменнике Т-202. Затем стабильный катализат доохлаждается в воздушном холодильнике ВХ-302 в водяном холодильнике Х-302 и с температурой 40°С и давлением 90 кгссм2 выводится с установки в парк.
Температура стабильного катализата на выходе из холодильника Х-302 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 3182 с помощью изменения частоты вращения двигателя вентилятора воздушного холодильника ВХ-302.
Балансовый расход стабильного катализата на выходе с установки контролируется РСУ поз. FQIR 3312. Для измерения балансового расхода предусмотрен массовый расходомер перед которым установлен фильтр Ф-30312.
Уровень в кубе колонны К-301 регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 3461 с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRCAS 3461 и поз. LIAS 3412).
Тепло необходимое для отпарки легких углеводородов из нестабильного катализата подается в колонну К-301 путем подогрева части стабильного катализата в печи П-302.
Поток стабильного катализата подается насосом Н-30312 в печь П-302 откуда с температурой 234°С в виде "горячей струи" возвращается обратно в кубовую часть колонны. Расход общего потока стабильного катализата на входе в печь П-302 регулируется РСУ контуром поз. FIRCA 4364 c сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по уменьшению расхода стабильного катализата поступает в СПАЗ
Равномерность подачи стабильного катализата по каждому продуктовому потоку на входе в печь П-302 регулируется РСУ контурами поз. FIRCA 4359 FIRCA 4360 FIRCA 4361 и FIRCA 4362 как соотношение от расхода стабильного гидрогенизата в общем потоке перед входом в печь П-302 (поз. FIRCA 4364).
Регенерация катализатора риформинга R-86 производится в несколько стадий.
Сначала производится выжиг кокса с поверхности катализатора азотовоздушной смесью при температуре 385 – 521°С. Давление в сепараторе С-301 при регенерации составляет
– 100 кгссм2 и регулируется в РСУ контуром поз. PIRC 3271 с клапаном на линии газов регенерации на щит сброса. Концентрация кислорода в азотовоздушной смеси на входе в реактор составляет 05 – 10 % об. в начальный период выжига кокса и 8 – 10 % об. при контрольном дожиге и на стадии окисления катализатора.
ЦК-301 Т-301 П-301 Р-301 Р-302 Р-303 Т-301 ВХ-3011-6
Х-301 С-301 К-30212 С-302 ЦК-301
В направляемых на щит сброса газах регенерации контролируется содержание кислорода и диоксида углерода РСУ поз. QIR 3501 и поз. QIR 3502 соответственно.
После начала подачи воздуха организуется подача четыреххлористого углерода на вход реактора Р-301. Описание узла подачи хлорорганики приведено в разделе 3.2.5.
В газах регенерации содержатся кислые оксиды обладающие коррозионной активностью. Для защиты оборудования от коррозии предусмотрена промывка газов регенерации раствором щелочи – едкого натра. Концентрация свежего раствора едкого натра составляет 10 % мас. отработанного – не ниже 15 % мас.
Щелочь подается насосом Н-308 из емкости Е-30512 в трубопровод на выходе из теплообменника Т-301.
Циркуляция раствора щелочи осуществляется по схеме:
Е-30512 Н-308 ВХ-3011-6 Х-301 С-301 Е-30512
Описание узла приготовления и подачи щелочного раствора приведено в разделе 3.2.6.
После стадии окисления катализатора проводится его восстановление в среде водородсодержащего газа при температуре 427 – 482°С. Парциальное давление водорода при этом должно быть не ниже 70 кгссм2.
Описание процесса регенерации катализатора R-86 приведено в разделе 6 "Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях".
2.3 Узел осушки газов и регенерации адсорбентов
Осушка циркуляционного водородсодержащего газа в нормальном режиме работы установки а также газов регенерации во время режима регенерации катализатора R-86 осуществляется адсорбентом компании "UOP" PDG 418 в колоннах К-30212.
Необходимость осушки циркуляционного ВСГ риформинга определяется в процессе работы установки на основании данных аналитического контроля в зависимости от того обеспечивается ли оптимальный водно-хлоридный баланс в реакторах риформинга. Содержание воды в циркуляционном ВСГ риформинга перед адсорберами К-30212 контролируется РСУ поз. QIR 3504 после адсорберов – поз. QIR 3505.
Во время осушки ВСГ оба адсорбера работают одновременно.
Регенерация адсорбентов производится либо водородсодержащим газом риформинга поступающим из сепаратора С-301 либо азотом выполняющими функцию теплоносителя-десорбента по схеме:
Расход теплоносителя при регенерации:
Расход ВСГ или азота регулируется РСУ контурами поз. FIRC 3366 и FIRC 3365 соответственно.
Давление регенерации 40 – 60 кгссм2. Давление в системе регенерации осушителей регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3273 с клапаном на линии выхода газа из сепаратора
Температура регенерации 270 – 380°С. Температура контролируется РСУ: на входе в
К-30212–поз. TIR 3151 и TIR 3153 соответственно на выходе из
К-30212 – поз. TIR 3150 и поз. TIR 3152 соответственно.
Уровень в адсорбере К-3021 контролируется РСУ поз. LIRA 3430 и поз. LIA 3432 с сигнализацией минимального и максимального значений.
Уровень в адсорбере К-3022 контролируется РСУ поз. LIRA 3431 и поз. LIA 3433 с сигнализацией минимального и максимального значений.
Теплоноситель нагревается в печи П-303 затем проходит слой адсорбента в соответствующей колонне К-3021 или К-3022 в противоположном направлении относительно подачи циркуляционного газа унося с собой воду и поглощенные примеси.
Скорость подъема температуры в слое адсорбента должна быть не более 50°Сч.
При достижении температуры десорбции на выходе из адсорберов производится выдержка в течение 6 часов. Влажный газ из адсорберов К-20212 охлаждается в холодильнике Х-303 до 40°С и поступает в сепаратор С-303 где из него отбивается жидкая фаза. Уровень жидкой фазы (сернисто-щелочных стоков) контролируется РСУ
поз. LIRAS 3415A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3415А и LIAS 3415B). Азот из сепаратора С-303 сбрасывается на свечу в атмосферу водородсодержащий газ – на факел.
Температура влажного газа поступающего в сепаратор С-303 контролируется РСУ поз. TIR 3154.
Кислая вода цикла регенерации перед сбросом в канализацию сернисто-щелочных стоков завода подвергается щелочению. Для этого в сепаратор С-303 предусмотрена единовременная подача раствора щелочи с концентрацией 4% мас. Подача щелочи осуществляется после завершения цикла регенерации адсорбента.
Естественное охлаждение адсорберов производится при полной герметизации аппарата.
При необходимости подключения адсорберов К-30212 к системе циркуляции ВСГ в нормальном режиме работы установки охлаждение их может быть выполнено азотом или водородсодержащим газом.
Если для регенерации адсорбента использовали азот то перед подключением к системе риформинга его продувают водородсодержащим газом на факел.
О состоянии адсорбента и необходимости его регенерации судят по влажности циркулирующего газа до и после адсорберов по показаниям автоматических анализаторов поз. QIR 3504 и QIR 3505 соответственно.
2.4 Узел подачи сульфидирующего агента в реактор гидроочистки
Для сульфидирования катализатора гидроочистки S-120 используется этилмеркаптан который закачивается из бочек в емкость Е-303 переносным электронасосом фирмы "FLUX".
Уровень в емкости Е-303 контролируется РСУ поз. LIRAS 3421А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3421А и LIAS 3421B).
С целью уменьшения токсического воздействия этилмеркаптана на окружающую среду емкость Е-303 работает под "подушкой" азота.
Давление в емкости Е-303 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3275 сбросом избыточного давления азота на факел.
Из емкости Е-303 этилмеркаптан дозировочным насосом Н-312 подается в реактор
Р-201 во время его сульфидирования.
Для безаварийной работы дозировочного насоса мембранного типа Н-312 предусмотрен контроль за прорывом мембраны. Сигнал на блокировку по повышению давления поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293D).
Подробное описание процесса сульфидирования катализатора S-120 приведено в разделе 6 "Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях".
2.5 Узел подачи хлорорганики в реакторы риформинга
Для активации катализатора риформинга R-86 необходима подача хлорорганического соединения – четыреххлористого углерода который закачивается из бочек в емкость Е-302 переносным электронасосом фирмы "FLUX".
Уровень в емкости Е-302 контролируется РСУ контуром поз. LIRAS 3420А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3420А и LIAS 3420B).
С целью уменьшения токсического воздействия четыреххлористого углерода на окружающую среду емкость Е-302 работает под "подушкой" азота.
Давление в емкости Е-302 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3275 сбросом избыточного давления азота на факел.
По рекомендациям компании "UOP" предусматривается три режима хлорирования катализатора: при первоначальном пуске установки при регенерации катализатора и при нормальном режиме эксплуатации установки. Подача четыреххлористого углерода из емкости Е-302 осуществляется в первую ступень риформинга т.е. на вход реактора Р-301 с помощью дозировочных насосов Н-305123. Поскольку количество подаваемого на катализатор хлорирующего агента для указанных трех режимов различно все насосы
Н-305123 различаются по производительности.
Насос Н-3051 работает при первоначальном пуске Н-3052 – при регенерации катализатора Н-3053 при нормальной эксплуатации установки.
Для безаварийной работы дозировочных насосов мембранного типа Н-30512 предусмотрен контроль за прорывом мембраны. Сигнал на блокировку по повышению давления поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293AB соответственно).
Сигнал на блокировку по повышению давления четыреххлористого углерода перекачиваемого насосом Н-3053 поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293C).
Подробное описание процесса хлорирования катализатора R-86 приведено в разделе 6 "Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях".
2.6 Узел приготовления и подачи щелочного раствора
Для защиты низкотемпературного оборудования от коррозии в процессе регенерации катализаторов предусмотрена подача водного раствора щелочи с концентрацией 10 % мас. в секции гидроочистки и риформинга.
Раствор щелочи готовится порционно в емкости Е-3053 для чего в емкость предусмотрена подача сухой щелочи и конденсата водяного пара. Перемешивание раствора производится насосом Н-317.
Уровень в емкости Е-3053 регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 3464 c сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRСAS 3464 и поз. LIAS 3416 ).
Готовый раствор щелочи насосом Н-317 отводится в емкости Е-30512 где накапливается перед проведением регенерации катализаторов.
Во время регенерации катализаторов щелочной раствор из емкости Е-30512 подается насосом Н-308 в соответствующую секцию установки. Расход подаваемого раствора регулируется РСУ контуром поз. FIRC 3306.
Уровень в емкостях Е-30512 контролируется РСУ контуром поз. LIRAS 3463А и поз. LIRAS 3463В соответственно (с сигнализацией максимального и минимального значений). Сигнал на блокировку по минимальному уровню в этих емкостях поступает в СПАЗ
(поз. LIRAS 3463А поз. LIAS 3414А и поз. LIRAS 3463B поз. LIAS 3414В соответственно).
Ввод раствора щелочи осуществляется в смеситель СМ-201 перед аппаратами воздушного охлаждения ВХ-20112 в секции 200 и в смеситель СМ-301 перед аппаратами воздушного охлаждения ВХ-301123456 в секции 300. Пройдя соответствующее теплообменное оборудование щелочь собирается в сепараторах С-201 и С-301 откуда возвращается обратно в емкость Е-30512.
Отработанный раствор щелочи насосом Н-308 отводится в заводскую канализацию сернисто-щелочных стоков.
В емкости Е-3053 также готовится раствор щелочи с концентрацией 4% мас. для защелачивания кислых вод сепаратора С-303 в который полученный раствор подается периодически насосом Н-317.
2.7 Узел подачи антиокислителя и ингибитора полимеризации
С целью защиты трубных пучков теплообменника Т-201АВСDEF от закоксовывания предусмотрен ввод антиокислителя и ингибитора полимеризации фирмы ОNDEO Nalco Energy Services Ltd.
Антиокислитель ЕС3149А закачивается из бочек в емкость Е-313 переносным электронасосом фирмы "FLUX".
Уровень в емкости Е-313 контролируется РСУ поз. LIRAS 3424А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3424А и поз. LIAS 3424В).
Из емкости Е-313 антиокислитель подается дозировочным насосом Н-313 в линию 2013 на приеме сырьевого насоса Н-20112 из расчета 6 ppm на сырье предварительной гидроочистки.
Для безаварийной работы дозировочного насоса мембранного типа Н-313 предусмотрен контроль за прорывом мембраны. Сигнал на блокировку по повышению давления поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293E).
Ингибитор полимеризации LONGRUN EC3087А закачивается из бочек в емкость
Е-314 переносным электронасосом фирмы "FLUX".
Уровень в емкости Е-314 контролируется РСУ поз. LIRAS 3425А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3425А и поз. LIAS 3425В).
Из емкости Е-314 ингибитор полимеризации подается дозировочным насосом
Н-314 в линию 2013 на приеме сырьевого насоса Н-20112 из расчета 12 ppm на сырье предварительной гидроочистки.
Для безаварийной работы дозировочного насоса мембранного типа Н-314 предусмотрен контроль за прорывом мембраны. Сигнал на блокировку по повышению давления поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293F).
Давление в емкостях Е-313 и Е-314 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3276 сбросом избыточного давления азота на факел.
2.8 Узел промывки оборудования от отложения солей
С целью защиты теплообменного оборудования реакторного блока гидроочистки предусмотрен специальный узел включающий емкости Е-315 Е-316 и дозировочные насосы Н-315 и Н-316.
Для безаварийной работы дозировочного насоса мембранного типа Н-316 предусмотрен контроль за прорывом мембраны. Сигнал на блокировку по повышению давления поступает в СПАЗ (поз. PAS 3293G).
Промывка оборудования деаэрированной водой или раствором аммиака осуществляется постоянно или периодически.
Постоянная промывка нейтрализующим аммиачным раствором производится при содержании общего хлора в сырье установки более 10 ppm или при значительной коррозии трубопроводов обвязки воздушного холодильника ВХ-20112 (по данным толщинометрии стенок) а также при наличии постоянно образующейся дренажной воды в "аппендиксе" сепаратора С-201 с низким значением рН (20 – 45) и значительного содержания в ней общего и растворенного железа (свыше 1000 мгл).
Периодическая промывка оборудования осуществляется для снижения перепада давления в тракте газопродуктовой смеси секции гидроочистки. Периодическая промывка производится с использованием деаэрированной воды.
Емкость Е-315 заполняется деаэрированной водой.
Уровень в емкости Е-315 контролируется РСУ поз. LIRAS 3423А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3423А и поз. LIAS 3423В).
Температура в емкости Е-315 контролируется РСУ поз. TIR 3159.
Вода из емкости Е-315 подается дозировочным насосом Н-315 в линию 2042 перед воздушным холодильником ВХ-20112.
Емкость Е-316 заполняется деаэрированной водой по уровню который контролируется РСУ контуром поз. LIRAS 3422А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3422А и поз. LIAS 3422В).
Затем в емкость Е-316 подается раствор аммиака с концентрацией 25% мас. привозимый из ОЗХ автотранспортом и приготавливается раствор аммиака с концентрацией 05% мас. Перемешивание производится при помощи подачи азота низкого давления. Концентрация полученного раствора контролируется по показаниям переносного рН-метра.
Температура в емкости Е-315 контролируется РСУ поз. TIR 3158.
Полученный раствор аммиака подается дозировочным насосом Н-316 в линию 3201 где смешивается с подаваемой на промывку оборудования деаэрированной водой образуя раствор аммиака с концентрацией 005% мас.
Вопрос об увеличении концентрации аммиака решается на основании анализов сырья и стабильного гидрогенизата.
С целью предотвращения выбросов аммиака в окружающую среду а также во избежание попадания кислорода воздуха в деаэрированную воду емкости Е-315 и Е-316 оборудованы "азотными" подушками.
Давление в емкостях Е-315 и Е-316 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3277 сбросом избыточного давления азота на факел.
2.9Узел охлаждения подшипников насосов и автоматическая система защиты насосного оборудования
В качестве агента для охлаждения подшипников импортного и отечественного насосного оборудования на установке ПР–22–35–111000 применяется керосин.
Узел подачи охлаждающей жидкости включает в себя емкость Е-307 насосы Н-30912 и водяной холодильник Х-306.
Керосин поступает по трубопроводу в емкость Е-307.
Уровень в емкости Е-307 контролируется РСУ поз. LIRAS 3465 с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по минимальному уровню поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3465 и поз. LIAS 3417).
Температура керосина на выходе из емкости Е-307 контролируется РСУ поз. TIR 3156.
Емкость Е-307 оборудована "азотной" подушкой.
Давление в емкости Е-307 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 3274 сбросом избыточного давления азота на факел.
Из емкости Е-307 керосин забирается насосом Н-30912 и подается в водяной холодильник Х-306 где охлаждается до 40°С после чего поступает к насосам
Н-20112 Н-20212 Н-20312 Н-30112 Н-30212 Н-30312 Н-30412 Н-308 Н-30912 Н-310 Н-31112 Н-317. Предусмотрен вывод керосина после холодильника Х-306 на охлаждение насосов парка установки с возвратом его в емкость Е-307.
Расход керосина поступающего от Н-30912 к водяному холодильнику Х-306 контролируется РСУ поз. FIR 3307.
Давление керосина на выходе из водяного холодильника Х-306 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 3278 (с сигнализацией минимального значения) с регулирующим клапаном на линии нагнетания насосов Н-30912.
После охлаждения подшипников и систем уплотнения насосов нагретый до температуры 60°С керосин поступает обратно в емкость Е-307.
Для измерения температуры подшипников насосов предусмотрены термометры сопротивления. Сигнал на блокировку при повышении температуры подшипников насосов Н-20112 Н-20212 Н-20312 Н-30112 Н-30212 Н-30312 Н-30412 Н-308 Н-30912 Н-31112 Н-317 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 2186ABCD TIAS 2185ABCD
TIAS 2185EFGH TIAS 3185ABCD TIAS 3186ABCD TIAS 3192ABCD
TIAS 3187ABCD TIAS 3188AB TIAS 3190ABCD TIAS 3191ABCD TIAS 3189AB соответственно).
При достижении температуры подшипников 80°С предусмотрена автоматическая остановка насосов (кроме насосов Н-20112 Н-20212 и Н-30312). Автоматическая остановка насоса Н-20112 происходит при достижении температуры подшипников 110 °С а насосов Н-20212 и Н-30312 при достижении температуры подшипников 90 °С.
Температура подшипника погружного насоса Н-310 контролируется РСУ поз.
TIA 3191G с сигнализацией максимального значения. При достижении температуры подшипника 80°С предусмотрена дистанционная остановка насоса.
Для безаварийной работы насосов Н-20112 Н-20212 Н-20312 Н-30112
Н-30212 Н-30312 Н-30412 Н-30912 Н-31112 предусмотрен контроль наличия уровня уплотнительной жидкости в бачках. Сигнал на блокировку по понижению уровня уплотнительной жидкости поступает в СПАЗ (поз. LAS 2486AСBD LAS 2485AC
LAS 2485EF LAS 3485AB LAS 3486AB LAS 3492AC LAS 3487AB LAS 3490AB
LAS 3491AB соответственно). При достижении минимального уровня предусмотрена автоматическая остановка вышеперечисленных насосов.
Давление уплотнительной жидкости в бачках насосов Н-20112 Н-20212 Н-20312 Н-30112 Н-30212 Н-30312 Н-30412 Н-30912 Н-31112 контролируется РСУ
(поз. PA 2286ACBD PA 2285AC PA 2285EF PA 3285AB PA 3286AB PA 3292AC
PA 3287AB PA 3290AB PA 3291AB соответственно).
Давление затворной жидкости поступающей к погружному насосу Н-310 контролируется РСУ поз. PIA 3291C с сигнализацией минимального значения.
Температура уплотнительной жидкости в бачках насосов Н-20312 Н-30112
Н-30212 Н-30412 Н-30912 Н-31112 контролируется РСУ (поз. TIA 2185MN
TIA 3185EF TIA 3186EF TIA 3187EF TIA 3190EF TIA 3181EF соответственно).
Для безаварийной работы насосов Н-20112 Н-20212 и Н-30312 предусмотрен контроль температуры обмоток электродвигателей и температуры подшипников электродвигателей. Сигнал на блокировку по повышению температуры обмоток электродвигателей насосов Н-20112 Н-20212 и Н-30312 поступает в СПАЗ
(поз. TIAS 2188ABCDEF TIAS 2187ABCDEF и поз. TIAS 3193ABCDEF соответственно).
Сигнал на блокировку по повышению температуры подшипников электродвигателей насосов Н-20112 Н-20212 и Н-30312 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 2186EFGH
TIAS 2187GHJK и TIAS 3193GHJK соответственно).
2.10 Аварийное освобождение и дренирование систем установки
Аварийное освобождение аппаратов и трубопроводов
В случае аварийной ситуации с целью предотвращения выбросов взрыво- пожароопасных и токсичных веществ в окружающую среду производится освобождение аппаратов и трубопроводов в специальные закрытые системы.
Освобождение оборудования от жидких нефтепродуктов производится через автоматические клапаны-отсекатели по специальным трубопроводам в заглубленную аварийную емкость Е-310.
Температура в емкости Е-310 контролируется РСУ контуром поз. TIR 3163.
Уровень в аварийной емкости Е-310 контролируется РСУ контуром LIRAS 3428А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному значениям уровня поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3428А и поз. LIAS 3428 В).
Откачка продукта из аварийной емкости производится насосами Н-31112 по линии некондиции в парк через клапан-отсекатель UV 514.
При поступлении горячего продукта в аварийную емкость Е-310 некоторое количество легких углеводородов может испаряться в результате снижения давления. Образующиеся пары поступают в холодильник дыхательной линии Х-305 в котором частично конденсируются. Эта часть стекает обратно в емкость Е-310. Несконденсировавшиеся углеводороды через клапан-отсекатель UV 516 направляются в факельную емкость Е-309. Температура потока на выходе из холодильника Х-305 контролируется РСУ поз. TIR 3164.
При нормальной работе установки клапан-отсекатель UV 516 на линии сброса паров нефтепродуктов из аварийной емкости Е-310 в факельную емкость Е-309 и клапан-отсекатель UV 517 на свече из емкости Е-310 закрыты.
Во всех аварийных ситуациях при освобождении любого блока автоматически открывается клапан-отсекатель UV 514 установленный на линии выхода нефтепродукта по линии некондиции в парк.
При достижении определенного уровня в аварийной емкости Е-310 и после создания подпора по месту включается насос Н-31112 и производится откачка нефтепродукта по линии некондиции в парк после охлаждения в холодильнике Х-304.
Перед пуском в работу насосов Н-31112 клапан-отсекатель UV-5151 или UV-5152 или открывается автоматически при достижении максимального уровня в аварийной емкости Е-310 или дистанционно из операторной.
Давление в аварийной емкости Е-310 составляет 10 кгссм2 и контролируется РСУ
Для создания подпора на всасе насосов Н-31112 и откачки нефтепродукта из аварийной емкости Е-310 открывается арматура на линии подачи азота в емкость.
После окончательного освобождения аварийной емкости Е-310 останавливаются насосы Н-31112 закрываются клапаны-отсекатели на нагнетании этих насосов и на линии вывода некондиции в парк.
Производится продувка системы аварийного освобождения по линии сброса горючих газов азотом до давления 10 кгссм2.
Затем дистанционно закрывается клапан-отсекатель UV 516 и открывается клапан-отсекатель UV 517 на свече с огнепреградителем в атмосферу и происходит окончательная продувка аварийной системы.
Горючие газы из аппаратов установки сбрасывается в закрытую факельную систему через специальную факельную емкость Е-309. Освобождение от газовой фазы производится через соответствующие клапаны-отсекатели и электрозадвижки с по стадийным открытием а также по байпасу соответствующих предохранительных клапанов.
Аварийное освобождение оборудования производится по блочно в соответствии со специально разработанным алгоритмом приведенным в разделе 5.2.
Последовательность операций и действий обслуживающего персонала при аварийном освобождении системы при различных аварийных ситуациях приведены в разделе 7.2 настоящего регламента.
Сброс горючих газов от предохранительных клапанов осуществляется в закрытую факельную систему по линии сброса горючих газов на факел через факельную емкость
Температура в емкости Е-309 контролируется РСУ контуром поз. TIR 3161.
Давление в Е-309 составляет 10 кгссм2 и контролируется РСУ поз. PIR 3247.
Уровень в факельной емкости Е-309 контролируется РСУ контуром LIRAS 3429А с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по максимальному и минимальному значениям уровня поступает в СПАЗ (поз. LIRAS 3429А и поз. LIAS 3429 В).
Откачка продукта из факельной емкости производится в автоматическом режиме насосами Н-31112 по линии некондиции в парк через клапан-отсекатель UV 514.
По сигналу о превышении уровня в емкости Е-309 автоматически открываются клапаны-отсекатели UV 51512 и UV 514 и автоматически включается насос Н-31112.
Арматура на линии всасывания насосов Н-31112 из факельной емкости Е-309 и на линии вывода жидкости из нее опломбирована в открытом состоянии в режиме работы установки.
Нефтепродукт с выкида насоса Н-31112 поступает в холодильник Х-304 где охлаждается до температуры не выше 80°С и далее по линии некондиции выводится в парк.
При достижении минимального уровня в емкости Е-309 автоматически останавливается насос Н-31112 закрываются клапаны отсекатели UV 51512 и UV 514.
Плановое освобождение аппаратов и трубопроводов
Освобождение аппаратов и трубопроводов производится при плановой остановке установки на ремонт на регенерацию катализаторов.
Дренаж нефтепродуктов осуществляется в заглубленную дренажную емкость Е-308. Продукты дренажа откачиваются с установки насосом Н-310 по линии некондиции.
Перед остановкой установки необходимо откачать все продукты из колонн и емкостей до нижних сигнализируемых уровней в последующие аппараты или по линии некондиции в парк с целью уменьшения сбросов в дренажную емкость.
Сброс давления из блоков установки производится на факел до давления 10 кгссм2.
Дренаж нефтепродуктов в емкость Е-308 производится после сброса давления и охлаждения системы до 50 – 60°С.
Температура в дренажной емкости не должна превышать 80оС. Она контролируется РСУ контуром TIRА 3165 с сигнализацией максимального значения.
Уровень в дренажной емкости Е-308 контролируется РСУ контуром LIRAS 3427А с сигнализацией максимального и минимального значений.
Сигнал на блокировку по минимальному уровню в Е-308 поступает в СПАЗ
(поз. LIRAS 3427А и поз. LIAS 3427В).
Адсорберы К-20112 и сепараторы на приеме компрессоров – С-202 С-203 С-302 освобождаются от конденсата по линии жидкостного сброса в факельную емкость Е-309.
Коллекторы нагнетания компрессоров ПК-20112 и ЦК-301 имеют сброс на факел продувка корпусов компрессоров осуществляется также на факел.
2.11 Система обогрева аппаратов и трубопроводов
Для поддержания необходимой температуры продукта защиты от замерзания и для придания подвижности нефтепродуктам на установке применяется электрообогрев с помощью греющих кабелей фирмы "Tyco Thermal Controls" ("Raychem").
Поддержание заданной температуры продукта обеспечивается в емкостях для масла
Е-317 Е-318 и фильтрах Ф-30512 Ф-30612.
Контроль осуществляется с помощью термостатов установленных на каждом аппарате.
Защита от замерзания обеспечивается для следующего оборудования:
- емкости Е-201 Е-202 Е-301 Е-302 Е-305123 Е-306 Е-309 Е-315 Е-316;
- адсорберы К-30212;
- сепараторы С-201 С-202 С-203 С-301 С-303 С-304;
- устройство предохранительное А-3022.
Контроль обогрева вышеуказанных аппаратов осуществляется при помощи термостатов установленных на каждом аппарате включающих систему при температуре продукта ниже плюс 5°С.
- насосы Н-305123 Н-307 Н-308 Н-315 Н-316 Н-317.
Контроль обогрева насосов осуществляется с помощью MONITRACE 200N.
Включение системы обогрева насосов осуществляется при температуре окружающей среды ниже плюс 5°С.
Обогрев заглубленных емкостей дренажной Е-308 и аварийной Е-310 осуществляется теплофикационной водой.
На установке предусмотрен разогрев бочек с машинным маслом (для компрессоров) и четыреххлористым углеродом (узел реагентов) электрическим нагревателем FIDRМ200 Ех фирмы "Tyco Тhermal Controls".
Обогрев трубопроводов
Поддержание заданной температуры продукта осуществляется автоматическим регулированием с помощью MONITRACE 200N обеспечивающим управление подачи электропитания к греющим кабелям.
На трубопроводах транспортирующих продукты 321 322 (машинное масло) расположенных в здании компрессорной контроль за поддержанием температуры 40°С осуществляется с помощью электронных термостатов установленных на трубопроводах.
Защита от замерзания
Контроль температуры осуществляется с помощью MONITRACE 200N. Включение системы обогрева при температуре окружающей среды ниже плюс 5°С.
На трубопроводе транспортирующем перегретый водяной пар подаваемый на пусковой разогрев барабана КУ-301 включение электрообогрева осуществляется вручную до пуска котла-утилизатора.
Обогрев импульсных линий уровнемеров и шкафов КИП
Поддержание заданной температуры продукта предусмотрено только для импульсных линий позиций Р-4226В Р-4296В Р-4223А Р-4295В.
Контроль температуры осуществляется при помощи электронных термостатов установленных на импульсных линиях.
Защита от замерзания
Контроль температуры осуществляется с помощью MONITRACE 200N. Включение системы обогрева при температуре окружающей среды ниже плюс 5 °С.
Обогрев полов открытых насосных
На установке обеспечивается обогрев полов насосной под постаментом N 1 и насосной узла реагентов. Включение системы обогрева при температуре окружающей среды ниже
Управление обогревом осуществляется с помощью электронных термостатов регулирующих электрообогрев по температуре окружающей среды установленных с северной стороны электрощитовой. Электрощитовая находится в газовой компрессорной.
2.12 Снабжение установки азотом
На установке используется азот двух параметров 630 кгссм2 и 80 кгссм2 поступающий из ОЗХ.
Азот низкого давления
Азот низкого давления используется на установке для следующих целей:
-для продувки аппаратов и трубопроводов перед пуском установки и после ее остановки;
- для испытания на плотность и прочность аппаратов расчетное давление которых ниже 50 кгссм2;
- для создания "подушек" в емкостях Е-201 Е-302 Е-303 Е-307 Е-313 Е-314 Е-315
- для создания подпора на приеме насосов Н-31112 при откачке из аварийной емкости Е-310;
- для регенерации адсорбента PDG 418.
Азот высокого давления
Азот высокого давления используется для испытания на плотность и прочность оборудования и трубопроводов расчетное давление которых выше 80 кгссм2.
Азот высокого давления поступает на установку из ОЗХ с давлением 600 кгссм2.
Для испытания на плотность аппаратов с соответствующим расчетным давлением на входе на установку предусмотрено дросселирование с 600 кгссм2 до 400; 232; 160 и
Содержание кислорода в азоте высокого и низкого давления контролируется на входе на установку РСУ контуром поз. QIR 2503.
2.13 Снабжение установки воздухом
На установке используется воздух для следующих целей:
- для работы КИП и А;
- для продувки кожухов электродвигателей компрессоров;
- для регенерации катализаторов;
- для ремонтных нужд.
Для работы КИП и А и для обслуживания компрессорного оборудования используется осушенный воздух с температурой точки росы не выше минус 50°С. Воздух не должен содержать масла.
Этот воздух поступает на установку с рабочим давлением 60 кгссм2 и температурой окружающей среды.
Давление контролируется на входе на установку РСУ контуром PIRA 3249А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по минимальному давлению поступающего на установку воздуха поступает в СПАЗ (поз. PIAS 3249В).
Температура контролируется РСУ контуром TIR 3166.
Для обеспечения часового запаса воздуха на нужды КИП и А согласно п.6.5.5
ПБ 09 – 540 – 03 на установке предусмотрены отдельные ресиверы Е-31112.
Расход воздуха поступающего на установку конкретно на нужды КИП и А контролируется РСУ контуром FQIR 3310.
Ресиверы Е-31112 заполнены воздухом и находятся под давлением 60 кгссм2.
Давление в ресиверах контролируется РСУ контурами поз. PIRA 3250 и поз. PIRA 3251 соответственно с сигнализацией минимального значения.
Клапаны-отсекатели UV 522 и UV 523 на выходе из ресиверов закрыты.
Снабжение КИП и А производится напрямую из ОЗХ через клапан-отсекатель
UV 521 минуя ресиверы. При снижении давления поступающего на установку воздуха до минимального клапан-отсекатель UV 521 закрывается а клапаны-отсекатели
UV 522 и UV 523 открываются и установка начинает снабжаться резервным воздухом.
Для обеспечения продувки кожухов электродвигателей компрессоров ПК-20112 и ЦК-301 согласно требованию производителя этих машин – фирмы "DRESSER RAND" необходим воздух тех же параметров что и для КИП и А. В связи с этим на установке предусмотрен отдельный ресивер Е-319.
Расход воздуха на нужды компрессоров контролируется РСУ контуром поз. FQIR 3311.
Ресивер Е-319 заполнен воздухом и находится под давлением 60 кгссм2.
Давление в ресивере контролируется РСУ контуром поз. PIRA 3252 с сигнализацией минимального значения.
Клапан-отсекатель UV 525 на выходе из ресивера закрыт. Снабжение компрессорных установок производится напрямую из ОЗХ через клапан-отсекатель
UV 524 минуя ресивер. При снижении давления поступающего на установку воздуха до минимального клапан-отсекатель UV 524 закрывается а клапан-отсекатель UV 525 открывается и компрессорные установки начинают снабжаться резервным воздухом.
Для регенерации катализаторов используется воздух высокого давления 20 кгссм2 с температурой 20 °С. Воздух не должен содержать масла.
Воздух для регенерации поступает на установку ПР-22-35-111000 от воздушных компрессоров установки № 11 и воздушного компрессора установки П-24-14001.
В секции 200 предусмотрен ввод воздуха на регенерацию в участок 2072 на входе в сепаратор С-202 на приеме циркуляционного контура компрессора ПК-20112.
Расход подаваемого на регенерацию катализатора гидроочистки воздуха регулируется РСУ контуром поз. FIRC 2362.
В секции 300 предусмотрено две точки ввода воздуха на регенерацию катализатора риформинга:
- в участок 3061 на входе в сепаратор С-302 на приеме компрессора ЦК-301 с регулированием расхода подаваемого воздуха РСУ контуром поз. FIRC 3362;
- в участок 3024 на входе в реактор Р-303 с регулированием расхода подаваемого воздуха РСУ контуром поз. FIRC 3363.
Регенерация катализатора риформинга может проводиться с подачей воздуха только в первую точку либо с подачей воздуха в обе точки. Подробно порядок проведения регенерации катализаторов приведен в инструкции компании "UOP".
Для технических нужд используется воздух с давлением не менее 60 кгссм2 с точкой росы минус 50°С. Воздух должен быть очищен от пыли и масла.
2.14 Снабжение компрессорных установок машинным маслом
Для снабжения компрессорных установок машинным маслом в помещении компрессорной организован маслопункт в котором располагаются две емкости для масла
Е-317 Е-318 и два насоса для подачи масла к компрессорам Н-319 и Н-322.
Все оборудование работает периодически – только в момент заправки компрессоров или замены масла в них.
- емкость Е-317 и насос Н-319 предназначены для масла поршневых компрессоров
- емкость Е-318 и насос Н-322 предназначены для масла центробежного компрессора ЦК-301.
Соответствующее масло закачивается из бочек в емкости Е-317 и Е-318 переносным электронасосом фирмы "FLUX". Для разогрева бочек предусмотрено специальное устройство.
Емкости оборудованы электрообогревом для обеспечения нормальной текучести масла. Каждая емкость снабжена местными датчиками температуры и уровня.
Примечание- уставки срабатывания сигнализаций и блокировок смотри в
3 Описание технологической схемы печного блока
Все технологические печи установки входящие в состав секции 200 – гидроочистки и секции 300 – риформинга имеют единую систему топливоснабжения и общий узел утилизации тепла дымовых газов кроме печи П-303. Печь регенерации адсорбента П-303 имеет собственную дымовую трубу расположенную на печи и не подключена к узлу утилизации тепла дымовых газов.
В состав секции гидроочистки входят печи: предварительной гидроочистки П-201 и отпарной колонны П-202.
Печь предварительной гидроочистки П-201 вертикально-цилиндрическая радиантно - конвективного типа с вертикально-факельным сжиганием топливного газа и жидкого топлива. Диаметр печи 4216 м высота – 15390 м.
Продуктовый змеевик печи П-201 четырехпоточный. Он состоит из конвекционной и радиантной частей. Змеевик конвекционной части состоит из двух пакетов соединенных между собой последовательно. В каждом пакете по 6 рядов горизонтальных гладких труб.
В каждом ряду расположено по 6 труб соединенных отводами. Радиантная часть продуктового змеевика состоит из 32 вертикальных труб расположенных в один ряд по периметру радиантной камеры печи. Конвекционная и радиантная части змеевика соединены перекидками. На входе продуктового змеевика в печь и выходе его из печи установлены коллекторы.
Печь П-201 оснащена тремя газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе (жидкое топливо и топливный газ) и тремя пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе из ОЗХ. Горелки расположены в поду печи.
Дымовые газы от печи П-201 направляются к узлу утилизации тепла дымовых газов.
Печь предназначена для нагрева газосырьевой смеси реактора Р-201. Нагрев газосырьевой смеси в печи П-201 происходит в змеевике камеры конвекции за счет тепла дымовых газов и в радиантном змеевике за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топлива.
Газосырьевая смесь поступает в печь П-201 после теплообменника Т-201 с температурой 285-313 °С (начало – конец цикла) и давлением 364 кгссм2
Температура газосырьевой смеси в общем трубопроводе перед входным коллектором печи П-201 контролируется РСУ поз. TIR 4106 давление – поз. PIRA 4219 с сигнализацией минимального значения. Температура газосырьевой смеси в каждом потоке продуктового змеевика на переходе из конвекции в радиацию печи П-201 контролируется РСУ поз.
После нагревания в печи П-201 до температуры 312-340 °С (начало - конец цикла) газосырьевая смесь поступает в реактор Р-201 с давлением 334 кгссм2.
Температура газосырьевой смеси в каждом потоке продуктового змеевика на выходе из печи П-201 контролируется РСУ поз. TIR 4110АВСD.
Температура нагрева газосырьевой смеси в общем трубопроводе после выходного коллектора печи П-201 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4160А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам печи П-201 (поз. PIRCA 4296А).
При повышении температуры газосырьевой смеси выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры газосырьевой смеси на выходе из печи П-201 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4160B).
Давление топливного газа к основным горелкам печи регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4296A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам печи П-201 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4226A).
Давление природного газа к пилотным горелкам печи П-201 контролируется РСУ поз. PIRA 4265А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам печи П-201 поступает в СПАЗ
Давление газосырьевой смеси на выходе из печи П-201 контролируется РСУ
поз. PIRA 4220А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления газосырьевой смеси на выходе из печи П-201 поступает в СПАЗ
Разрежение на уровне горелок в печи П-201 контролируется РСУ поз. PIR 4213. Разрежение на выходе из радиантной камеры печи П-201 регулируется РСУ контуром
поз. PIRСA 4290А с сигнализацией о падении разрежения. Разрежение на выходе из печи
П-201 контролируется РСУ поз. PIR 4216. Сигнал на блокировку по падению разрежения дымового газа на выходе из радиантной камеры поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4290В).
Температура дымовых газов на выходе из радиантной части печи П-201 контролируется РСУ поз. TIRA 4100A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной части печи поступает в СПАЗ (поз.TIAS 4100B). Температура дымовых газов на выходе из печи П-201 контролируется РСУ поз. TIR 4103.
Давление жидкого топлива перед основными горелками печи П-201 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4296В с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам печи П-201 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4226В).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками печи П-201 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4296С с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам (поз. PIRCA 4296B).
Основные и пилотные горелки печи П-201 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основных или пилотных горелок поступает в СПАЗ (поз. BAS 4601ABC и BAS 4601 DEF соответственно).
Для контроля процесса горения на выходе дымовых газов из печи П-201 устанавливается газоанализатор определяющий содержание оксида углерода и кислорода. Содержание оксида углерода в дымовых газах на выходе из печи контролируется РСУ
поз. QIR 4501A. Сигнал на блокировку по понижению содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи поступает в СПАЗ (поз. QIRAS 4501B).
Печь отпарной колонны П-202 - коробчатая односекционная радиантно-конвективного типа с вертикально-факельным сжиганием топливного газа и жидкого топлива. Ширина печи составляет 3700 м длина – 6000 м высота – 17860 м.
Продуктовый змеевик печи П-202 четырехпоточный. Он состоит из конвекционной и радиантной частей. Змеевик конвекционной части состоит из двух пакетов соединенных между собой. В каждом пакете по 7 рядов горизонтальных гладких труб. В каждом ряду расположено по 6 труб соединенных отводами. Радиантная часть продуктового змеевика состоит из 56 вертикальных труб расположенных в один ряд по периметру радиантной камеры печи. Конвекционная и радиантная части змеевика соединены перекидками. Вход в продуктовый змеевик печи осуществляется четырьмя потоками. На выходе продуктового змеевика из печи установлен коллектор.
Печь П-202 оснащена восемью газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе
(жидкое топливо и топливный газ) и восемью пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе из ОЗХ. Горелки расположены в поду печи.
Дымовые газы от печи П-202 направляются к узлу утилизации тепла дымовых газов.
Печь П-202 служит для нагрева горячей струи с целью поддержания температуры низа в отпарной колонне К-201. Нагрев стабильного гидрогенизата в печи П-202 происходит в змеевике камеры конвекции за счет тепла дымовых газов и в радиантном змеевике за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топлива.
Стабильный гидрогенизат подается в печь П-202 из отпарной колонны К-201 насосом Н-20212 с температурой 203 °С и давлением 146 кгссм2.
Температура стабильного гидрогенизата в общем коллекторе перед печью П-202 контролируется РСУ поз. TIR 4118 давление – поз. PIRA 4264Е с сигнализацией минимального значения.
Равномерность подачи стабильного гидрогенизата по каждому продуктовому потоку на входе в печь П-202 регулируется РСУ контурами поз. FIRCA 4355 FIRCA 4356 FIRCA 4357 и FIRCA4 358 как соотношение от расхода стабильного гидрогенизата в общем коллекторе перед входом в печь П-202 (поз. FIRCA 4363). При понижении расхода стабильного гидрогенизата (по каждому потоку) ниже регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по понижению расхода стабильного гидрогенизата в общем коллекторе перед входом в печь поступает в СПАЗ (поз. FIAS 4305).
Давление в каждом продуктовом потоке на входе в печь П-202 112-122 кгссм2 контролируется РСУ поз. PIR 4264ABCD. Температура стабильного гидрогенизата в каждом потоке продуктового змеевика на переходе из конвективной части змеевика в радиантную печи П-202 контролируется РСУ поз. TIR 4108АВСD.
После нагревания в печи П-202 до температуры 220°С стабильный гидрогенизат подается в отпарную колонну К-201 с давлением 95 кгссм2.
Температура стабильного гидрогенизата в каждом потоке продуктового змеевика на выходе из печи П-202 контролируется РСУ контурами поз. TIR 4111АВСD.
Температура нагрева стабильного гидрогенизата в общем трубопроводе после выходного коллектора печи П-202 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4161А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам печи П-202
(поз. PIRCA 4298С). При повышении температуры стабильного гидрогенизата выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры стабильного гидрогенизата на выходе из печи П-202 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4161В).
Давление топливного газа к основным горелкам печи регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4298С с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам печи П-202 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4259В).
Давление природного газа к пилотным горелками печи П-202 контролируется РСУ поз. PIRA 4265G с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам печи П-202 поступает в СПАЗ
Давление стабильного гидрогенизата на выходе из печи П-202 контролируется РСУ поз. PIRA 4221А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления стабильного гидрогенизата на выходе из печи П-202 поступает в СПАЗ
Разрежение на уровне горелок в печи П-202 контролируется РСУ поз. PIR 4214. Разрежение на выходе из радиантной камеры печи П-202 регулируется РСУ контуром поз. PIRСA 4291А с сигнализацией о падении разрежения. Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-202 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4291B).
Разрежение на выходе из печи П-202 контролируется РСУ поз. PIR 4217. Температура дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-202 контролируется РСУ контурами поз. TIRA 4101A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4101B). Температура дымовых газов на выходе из печи П-202 контролируется РСУ поз.TIR 4104.
Давление жидкого топлива перед основными горелками печи П-202 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4298А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам печи П-202 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4259А).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками печи П-202 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4298В с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам (поз. PIRCA 4298A).
Основные и пилотные горелки печи П-202 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ. (поз. BAS 4602ABCDEFGH и BAS 4602IJKLMNPQ соответственно).
Для контроля процесса горения на выходе дымовых газов из печи П-202 устанавливается газоанализатор определяющий содержание оксида углерода и кислорода в дымовых газах. Содержание оксида углерода в дымовых газах на выходе из печи контролируется РСУ поз. QIR 4502A. Сигнал на блокировку по понижению содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи поступает в СПАЗ (поз. QIRAS 4502B).
Для обеспечения противоаварийной защиты топочного пространства печей П-201 и
П-202 предусмотрена автоматическая подача водяного пара в их объем. При прекращении циркуляции продукта по змеевикам печи П-202 или при прогаре его труб обеспечивается автоматическая подача водяного пара в змеевик печи со стороны входа продукта для его эвакуации. При поступлении сигнала о загазованности установки предусмотрено автоматическое включение паровой завесы вокруг каждой печи. Схема паровой защиты печей приведена на схеме теплоснабжения установки.
В состав секции риформинга входят печи: каталитического риформинга П-301123 стабилизационной колонны П-302 и регенерации адсорбента П-303.
Печь каталитического риформинга П-301123 вертикально-секционная радиантно - конвективного типа с вертикально-факельным сжиганием топливного газа и жидкого топлива.
Ширина печи П-301123 составляет 7600 м длина – 36950 м высота – 16350 м.
Печь каталитического риформинга П-301123 имеет три ступени нагрева.
Первая ступень нагрева П-3011 состоит из одной радиантной камеры №1 и камеры конвекции которая по дымовым газам является общей для всех радиантных камер печи
П-301123. Первая ступень П-3011 служит для нагрева газосырьевой смеси перед реактором Р-301.
Нагрев газосырьевой смеси в первой ступени риформинга П-3011 происходит за счет тепла дымовых газов в змеевике камеры конвекции и в радиантном змеевике за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топлива в радиантной камере №1.
Все продуктовые змеевики печи П-301123 многопоточные.
Продуктовый змеевик камеры конвекции выполнен из 240 горизонтальных труб собранных в два пакета. Каждый пакет представляет собой 10 рядов двенадцатипоточного змеевика. Пакеты соединены между собой параллельно.
Продуктовый змеевик радиантной камеры №1 представляет собой П-образный вертикально расположенный экран состоящий из 32 параллельно работающих труб. Концы экрана подсоединены к входному и выходному коллекторам.
Радиантная камера № 1 первой ступени П-3011 оснащена шестью газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе и шестью пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе. Горелки расположены в поду радиантной камеры № 1.
Газосырьевая смесь риформинга поступает в камеру конвекции из теплообменника
Т-301 с температурой 458-487 °С (начало цикла - конец цикла) давлением 210 кгссм2.
Давление газосырьевой смеси риформинга в общем коллекторе перед камерой конвекции контролируется РСУ поз. PIRA 4266 с сигнализацией минимального значения.
Температура газосырьевой смеси риформинга на выходе из каждого пакета камеры конвекции контролируется РСУ поз. TIR 4130А и TIR 4130В.
После нагрева в первой ступени П-3011 до температуры 503-532°С (начало - конец цикла) газосырьевая смесь риформинга поступает в реактор Р-301 с давлением 196 кгссм2.
Температура нагрева газосырьевой смеси риформинга на выходе из первой ступени
П-3011 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4166А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам радиантной камеры №1 поз. PIRCA 4289С. При повышении температуры выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры газосырьевой смеси риформинга на выходе из первой ступени П-3011 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4166B).
Давление топливного газа к основным горелкам радиантной камеры № 1 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289С с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам радиантной камеры №1 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261В).
Давление природного газа к пилотным горелками радиантной камеры №1 контролируется РСУ поз. PIRA 4265I с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам радиантной камеры №1 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4265J).
Давление газосырьевой смеси риформинга на выходе из первой ступени П-3011 контролируется РСУ поз. PIRA 4255А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления газосырьевой смеси риформинга на выходе из первой ступени П-3011 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4255B).
Разрежение дымовых газов на уровне горелок в радиантной камере №1 контролируется РСУ поз. PIR4237. Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 1 контролируется РСУ поз. PIRA 4244А с сигнализацией о падении разрежения. Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 1 поступает в СПАЗ (поз.PIAS 4244В). Разряжение дымовых газов перед камерой конвекции контролируется РСУ поз. PIR 4251.
Температура дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 1 контролируется РСУ поз. TIRA 4123A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 1 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4123B).
Давление жидкого топлива перед основными горелками радиантной камеры № 1 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам радиантной камеры № 1 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261А).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками радиантной камеры №1 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4289В с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам (поз. PIRCA 4289А) .
Основные и пилотные горелки радиантной камеры № 1 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ (поз. BAS 4605ABCDEF и BAS 4605GHIJKL соответственно).
Разрежение на выходе из печи П-301123 контролируется РСУ поз. PIR 4252. Температура дымовых газов на выходе из печи П-301123 контролируется РСУ
Для контроля процесса горения на выходе дымовых газов из печи П-301123 устанавливается газоанализатор определяющий содержание оксида углерода и кислорода в дымовых газах. Содержание оксида углерода в дымовых газах на выходе из печи контролируется РСУ поз. QIR 4505A. Сигнал на блокировку по понижению содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи поступает в СПАЗ (поз. QIRAS 4505B).
Вторая ступень нагрева П-3012 состоит из четырех радиантных камер № 2 3 4 5 и служит для нагрева газопродуктовой смеси перед реактором Р-302.
Нагрев газопродуктовой смеси во второй ступени происходит в продуктовом змеевике камер радиации за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топлива.
Продуктовый змеевик каждой радиантной камеры секции П-3012 представляет собой П-образный вертикально расположенный экран состоящий из 22 параллельно работающих труб. Концы экрана подсоединены к входному и выходному коллекторам.
Каждая радиантная камера второй ступени П-3012 оснащена шестью газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе и шестью пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе. Горелки расположены в поду радиантных камер.
Газопродуктовая смесь из реактора Р-301 с температурой 425-454°С (начало - конец цикла) и давлением 192 кгссм2 поступает в радиантные камеры № 2 3 работающие параллельно. Нагревшись в радиантных камерах № 2 3 печи П-3012 до температуры
4-508°С газопродуктовая смесь направляется в радиантные камеры № 4 5 работающие параллельно.
После нагрева во второй ступени П-3012 до температуры 503 - 532 °С (начало - конец цикла) газопродуктовая смесь поступает в реактор Р-302 с давлением 178 кгссм2.
Температура газопродуктовой смеси в общем коллекторе перед второй ступенью
П-3012 контролируется РСУ поз. TIR 4131 давление – поз. PIRA 4253 с сигнализацией минимального значения.
Температура нагрева газопродуктовой смеси на выходе из радиантных камер № 2 3 контролируется РСУ поз. TIR 4132В и TIR 4132A соответственно из радиантных камер
№ 4 5 - контурами поз.TIR 4133В TIR 4133A соответственно.
Температура нагрева газопродуктовой смеси в общем коллекторе на выходе из радиантных камер № 2 3 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 4169 с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам радиантных камер № 2 3 поз. PIRCA 4289D.
Давление топливного газа к основным горелкам радиантной камеры № 2 3 секции
П-3022 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289D с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам радиантной камеры № 2 3 секции П-3022 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261C).
Давление природного газа к пилотным горелками радиантных камер №2 3 контролируется РСУ поз. PIRA 4265K с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления топливного газа к пилотным горелкам радиантных камер № 2 3 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4265L).
Температура нагрева газопродуктовой смеси на выходе из радиантных камер № 4 5 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4167А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам радиантных камер № 45 (поз. PIRCA 4289G). При повышении температуры газопродуктовой смеси выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры газопродуктовой смеси на выходе из второй ступени нагрева П-3012 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4167B).
Давление топливного газа к основным горелкам радиантной камеры №4 5 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289G с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам радиантной камеры №4 5 поступает в СПАЗ
Давление природного газа к пилотным горелками радиантных камер №45 контролируется РСУ поз. PIRA 4265M с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам радиантных камер № 4 5 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4265N).
Давление газопродуктовой смеси на выходе из второй ступени П-3012 контролируется РСУ поз. PIRA 4256А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления газопродуктовой смеси на выходе из второй ступени П-3012 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4256B).
Разрежение дымовых газов на уровне горелок в радиантных камерах № 2 3 4 5 контролируется РСУ поз. PIR 4238 PIR 4239 PIR 4240 и PIR 4241 соответственно. Разрежение дымовых газов на выходе из радиантных камер № 2 3 4 5 контролируется РСУ поз. PIRA 4245А PIRA 4246А PIRA 4247А и PIRA 4248А соответственно (с сигнализацией о падении разрежения). Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 2 3 4 5 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4245В PIAS 4246В PIAS 4247В и PIAS 4248В соответственно).
Температура дымовых газов на выходе из радиантных камер №2 3 4 5 контролируется РСУ поз. TIRA 4124A TIRA 4125A TIRA 4126A и TIRA 4127A соответственно (с сигнализацией максимального значения). Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантных камер № 2 3 4 5 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4124B TIAS 4125B TIAS 4126B TIAS 4127B соответственно).
Давление жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 2 3 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289Е с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам радиантных камер № 2 3 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261D).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 2 3 секции П-3012 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4289F с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам
Давление жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 4 5 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289Н с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам радиантных камер № 4 5 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261F).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 4 5 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4289J с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам поз. PIRCA 4289Н.
Основные и пилотные горелки радиантных камер второй ступени нагрева П-3012 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ:
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 2 – поз BAS 4606ABCDEF и BAS 4606GHIJKL соответственно;
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 3 - поз. BAS 4607ABCDEF и BAS 4607GHIJKL соответственно;
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 4 - поз. BAS 4608ABCDEF и BAS 4608GHIJKL соответственно;
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 5 - поз. BAS 4609ABCDEF и BAS 4609GHIJKL соответственно;
Третья ступень нагрева П-3013 состоит из двух радиантных камер и служит для нагрева газопродуктовой смеси перед реактором Р-303.
Нагрев газопродуктовой смеси в третьей ступени происходит в продуктовом змеевике камер радиации № 6 7 за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топлива.
Продуктовый змеевик каждой радиантной камеры третьей ступени нагрева П-3013 представляет собой П-образный вертикально расположенный экран состоящий из 22 параллельно работающих труб. Концы экрана подсоединены к входному и выходному коллекторам.
Каждая радиантная камера третьей ступени нагрева П-3013 оснащена шестью газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе и шестью пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе. Горелки расположены в поду камер радиаций.
Газопродуктовая смесь из реактора Р-302 с температурой 464-496°С
(начало цикла - конец цикла) и давлением 173 кгссм2 поступает в радиантные камеры
№ 6 7 работающие параллельно.
Температура газопродуктовой смеси в общем коллекторе перед третьей ступенью нагрева П-3013 контролируется РСУ поз. TIR 4134 давление – поз. PIRA 4254 с сигнализацией минимального значения.
После нагрева в третьей ступени П-3013 до температуры 503-532°С (начало - конец цикла) газопродуктовая смесь поступает в реактор Р-303 с давлением 156 кгссм2.
Температура нагрева газопродуктовой смеси на выходе из радиантных камер № 6 7 контролируется РСУ поз. TIR 4135В и TIR 4135A соответственно.
Температура нагрева газопродуктовой смеси в общем коллекторе на выходе из радиантных камер №6 7 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4168А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам радиантных камер №6 7 поз. PIRCA 4289К. При повышении температуры газопродуктовой смеси выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры газопродуктовой смеси на выходе из П-3013 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4168B).
Давление топливного газа к основным горелкам радиантных камер №6 7 регулируется РСУ контуром поз PIRCA 4289К с сигнализацией максимального и минимального значений.
Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам радиантных камер № 6 7 поступает в СПАЗ ( поз.PIAS 4261G).
Давление природного газа к пилотным горелками радиантных камер №6 7 контролируется РСУ поз. PIRA 4265Р с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам радиантных камер № 6 7 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4265Q).
Давление газопродуктовой смеси на выходе из П-3013 контролируется РСУ поз. PIRA 4257А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления газопродуктовой смеси на выходе из П-3013 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4257B).
Разрежение на уровне горелок в радиантных камерах № 6 7 контролируется РСУ контурами поз. PIR 4242 и PIR 4243 соответственно. Разрежение на выходе из радиантных камер № 6 7 контролируется РСУ контурами поз. PIRA 4249А и PIRA 4250А соответственно (с сигнализацией о падении разрежения). Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры № 6 7 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4249В и PIAS 4250В соответственно).
Температура дымовых газов на выходе из радиантных камер № 6 7 контролируется РСУ поз. TIRA 4128A и TIRA 4129A соответственно (с сигнализацией максимального значения). Сигнал на блокировку по превышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры №6 7 поступает В СПАЗ (поз. TIA S4128B и TIAS 4129B соответственно).
Давление жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 6 7 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4289L с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам радиантных камер № 6 7 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4261H).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 6 7 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4289M с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам поз. PIRCA 4289L.
Основные и пилотные горелки третьей ступени нагрева П-3013 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ:
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 6 – поз BAS 4610ABCDEF и BAS 4610GHIJKL соответственно;
- основные и пилотные горелки радиантной камеры № 7- поз. BAS 4611ABCDEF и BAS 4611GHIJKL соответственно.
Печь П-302 - вертикально-цилиндрическая радиантно-конвективного типа с вертикально-факельным сжиганием топливного газа и жидкого топлива. Диаметр печи 5016 м высота – 17390 м.
Продуктовый змеевик печи П-302 четырехпоточный. Он состоит из конвекционной и радиантной частей. Змеевик конвекционной части состоит из двух пакетов работающих последовательно. Каждый пакет состоит из 6 рядов горизонтальных гладких труб. В каждом ряду расположено по 6 труб соединенных отводами. Радиантная часть продуктового змеевика состоит из 48 вертикальных труб расположенных в один ряд по периметру радиантной камеры печи. Конвекционная и радиантная части змеевика соединены перекидками. Вход стабильного катализата в печь осуществляется четырьмя потоками.
На выходе - установлен коллектор.
Печь П-302 оснащена шестью газожидкостными инжекционными горелками парового распыливания типа ГП–25И-1 работающими на комбинированном топливе и шестью пилотными горелками типа ПГ-28КП работающими на природном газе.
Горелки расположены в поду печи.
Печь П-302 служит для нагрева горячей струи с целью поддержания температуры низа в колонне К-301. Нагрев стабильного катализата в печи П-302 происходит сначала в конвекционном змеевике за счет тепла дымовых газов а затем в радиантном змеевике за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании топливного газа и жидкого топлива.
Стабильный катализат подается в печь П-302 из отпарной колонны К-301 насосом
Н-30312 с температурой 200 °С и давлением 200 кгссм2.
Температура стабильного катализата в общем коллекторе перед печью П-302 контролируется РСУ поз. TIR 4119 давление – поз. PIRA 4263Е с сигнализацией минимального значения.
Равномерность подачи стабильного катализата по каждому продуктовому потоку на входе в печь П-302 регулируется РСУ контурами поз. FIRCA 4359 FIRCA 4360 FIRCA 4361 и FIRCA 4362 как соотношение от расхода стабильного катализата в общем коллекторе перед входом в печь П-302 (поз. FIRCA 4364). При понижении расхода стабильного катализата (по каждому потоку) ниже регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по понижению расхода стабильного катализата в общем коллекторе перед входом в печь поступает в СПАЗ (поз. FIAS 4306).
Давление в каждом потоке продуктового змеевика на входе в печь П-302 контролируется РСУ поз. PIR 4263ABCD. Температура стабильного катализата в каждом потоке продуктового змеевика печи П-302 на переходе из конвективной части в радиантную контролируется РСУ поз. TIR 4109АВСD.
Температура стабильного катализата в каждом потоке продуктового змеевика на выходе из печи П-302 контролируется РСУ контурами поз. TIR 4112АВСD.
После нагрева в печи П-302 до температуры 234 °С стабильный катализат поступает в колонну К-301 с давлением 140 кгссм2.
Температура нагрева стабильного катализата на выходе из печи П-302 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4162А с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам печи П-302 поз. PIRCA 4295С. При повышении температуры стабильного катализата выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры стабильного катализата на выходе из печи П-302 поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4162B).
Давление топливного газа к основным горелкам печи П-302 регулируется контуром поз. PIRCA4295С с сигнализацией максимального и минимального значений.
Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления топливного газа к основным горелкам печи П-302 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4223В).
Давление природного газа к пилотным горелками печи П-302 контролируется РСУ поз. PIRA 4265С с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам печи П-302 поступает в СПАЗ
Давление стабильного катализата на выходе из печи П-302 контролируется РСУ поз. PIRA 4222А с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления стабильного катализата на выходе из печи П-302 поступает в СПАЗ
Разрежение дымовых газов на уровне горелок в печи П-302 контролируется РСУ поз. PIR 4215. Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-302 регулируется РСУ контуром поз. PIRСA 4292А с сигнализацией о падении разрежения. Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4292В).
Разрежение дымовых газов на выходе из печи П-202 контролируется РСУ поз. PIR4218. Температура дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-302 контролируется РСУ поз. TIRA 4102A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4102B). Температура дымовых газов на выходе из печи П-302 контролируется РСУ поз.TIR 4105.
Давление жидкого топлива перед основными горелками печи П-302 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4295В с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления жидкого топлива к основным горелкам печи П-302 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4223А).
Давление водяного пара на распыл жидкого топлива перед основными горелками печи П-302 регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4295A с коррекцией по давлению жидкого топлива поступающего к этим горелкам поз. PIRCA 4295В.
Основные и пилотные горелки печи П-302 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ (поз. BAS 4603ABCDEF и BAS 4603GHIJKL соответственно).
Для контроля процесса горения на выходе дымовых газов из печи П-302 устанавливается газоанализатор определяющий содержание оксида углерода и кислорода в дымовых газах. Содержание оксида углерода в дымовых газах на выходе из печи контролируется РСУ поз. QIR 4503A. Сигнал на блокировку по понижению содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи поступает в СПАЗ (поз. QIRAS 4503B).
Печь П-303 вертикально - цилиндрическая радиантного типа с вертикально - факельным сжиганием топливного газа. Диаметр печи 3216 м высота – 20800 м
(с учетом высоты дымовой трубы установленной на ней).
Продуктовый змеевик печи П-303 состоит из радиантной части. Змеевик – однопоточный. Радиантная часть состоит из 20 вертикальных труб расположенных в один ряд по периметру радиантной камеры печи и соединенных между собой отводами.
Печь П-303 оснащена тремя инжекционными горелками типа В8650 и тремя пилотными горелками типа ЭИВ-01-НН расположенными в поду. Все горелки работают на природном газе.
Печь П-303 имеет собственную дымовую трубу установленную на печи через которую дымовые газы посредством естественной тяги удаляются в атмосферу.
Печь П-303 служит для нагрева водородсодержащего газа (ВСГ) или азота низкого давления. Нагрев всех сред в печи П-303 происходит в радиантном змеевике за счет лучистого тепла выделяющегося при сгорании природного газа.
ВСГ поступает в печь П-303 из сепаратора С-301 с температурой 40°С и
давлением 70 кгссм2.
Азот поступает в печь П-303 из сети с температурой от минус 35 до плюс 44°С и давлением 55 кгссм2.
Температура ВСГ или азота на входе в П-303 контролируется РСУ поз. TIR 4120 давление – поз. PIRA 4228А с сигнализацией минимального значения.
После нагрева в печи П-303 до температуры 270 °С ВСГ направляется в колонну
К-30212 с давлением 60 кгссм2.
После нагрева в печи П-303 до температуры 380 °С азот направляется в колонну
К-30212 с давлением 45 кгссм2.
Температура нагрева ВСГ или азота на выходе из печи П-303 регулируется РСУ контуром поз. TIRCA 4165А с коррекцией по давлению природного газа к основным горелкам печи П-303 поз. PIRCA 4299. При повышении температуры ВСГ или азота выше регламентируемого значения предусматривается сигнализация. Сигнал на блокировку по повышению температуры ВСГ или азота на выходе из печи П-303 поступает в СПАЗ
Давление природного газа к основным горелкам печи П-303 регулируется РСУ контуром поз. PIRCA 4299 с сигнализацией минимального и максимального значений. Сигнал на блокировку по понижению и повышению давления природного газа к основным горелкам печи П-303 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4260).
Давление природного газа к пилотным горелками печи П-303 контролируется РСУ
поз. PIRA 4265Е с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления природного газа к пилотным горелкам печи П-303 поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4265F).
Давление ВСГ или азота на выходе из печи П-303 контролируется РСУ
поз. PIRA 4228B с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению давления ВСГ или азота на выходе из печи П-303 поступает в СПАЗ
Разрежение дымовых газов на уровне горелок в печи П-303 контролируется РСУ
поз. PIR 4223С. Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-303 контролируется РСУ поз. PIRA 4258А с сигнализацией о падении разрежения. Сигнал на блокировку по падению разрежения дымовых газов на выходе из радиантной камеры поступает в СПАЗ (поз. PIAS 4258В).
Температура дымовых газов на выходе из радиантной части печей П-303 контролируется РСУ поз. TIRA 4115А с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по превышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной части печи поступает в СПАЗ (поз. TIAS 4115B).
Основные и пилотные горелки печи П-303 оборудуются сигнализаторами погасания пламени. Сигнал на блокировку при погасании пламени основной или пилотной горелки поступает в СПАЗ (поз. BAS 4604ABC и BAS 4604DEF соответственно).
Для контроля процесса горения на выходе дымовых газов из печи П-303 устанавливается газоанализатор определяющий содержание оксида углерода и кислорода в дымовых газах. Содержание оксида углерода в дымовых газах на выходе из печи контролируется РСУ поз. QIR 4504A. Сигнал на блокировку по понижению содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи поступает в СПАЗ (поз. QIRAS 4504B).
Для обеспечения противоаварийной защиты топочного пространства печей
П-3011123 П-302 и П-303 предусмотрена автоматическая подача водяного пара в их объем. При прекращении циркуляции продукта по змеевикам печи П-302 или прогаре его труб обеспечивается автоматическая подача водяного пара в змеевик печи со стороны входа продукта для его эвакуации. При поступлении сигнала о загазованности установки предусмотрено автоматическое включение паровой завесы вокруг каждой печи. Схему паровой защиты печей смотри на схеме теплоснабжения установки.
Примечание - уставки срабатывания сигнализаций и блокировок приведены в
4 Описание схемы топливоснабжения установки
Для отопления трубчатых печей П-201 П-202 П-301 и П-302 во время нормальной работы установки используется топливный газ и жидкое топливо. Отопление печи П-303 чисто газовое – природным газом.
На период пуска установки во время регенерации катализатора и на пилотные горелки технологических печей при нормальной работе установки используется природный газ из ОЗХ.
Жидкое топливо на отопление трубчатых печей П-201 П-202 П-301 и П-302 поступает от топливного кольца ОЗХ с температурой 70°С и давлением 90 кгссм2. Температура жидкого топлива на входе на установку контролируется РСУ поз. TIR 4116 давление - поз. PIR 4262С. Балансовый расход жидкого топлива контролируется РСУ поз. FQIR 4303.
Для обеспечения нормальной работы горелок жидкое топливо нагревается в подогревателе жидкого топлива Т-310 до температуры 110ºС водяным паром. Температура жидкого топлива на выходе из подогревателя жидкого топлива Т-310 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 4164. Затем жидкое топливо проходит фильтры Ф-30612 для освобождения от механических примесей и поступает в прямой коллектор печей топливного кольца установки.
Давление жидкого топлива в прямом коллекторе регулируется РСУ контуром
Температура жидкого топлива в обратном коллекторе на выходе с установки контролируется РСУ поз.TIR 4117 давление - поз. PIR 4262D. Балансовый расход жидкого топлива в обратном коллекторе на выходе с установки контролируется РСУ поз. FQIR 4304.
В качестве топливного газа для отопления трубчатых печей П-201 П-202 П-301 и
П-302 используется смесь углеводородных газов собственной выработки из емкостей Е-202 и Е-301. Углеводородный газ собственной выработки поступает в топливную сеть установки с температурой 37 °С и давлением не менее 60 кгссм2.
Давление топливного газа установки в общем коллекторе регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4288. Расход сбрасываемого в ОЗХ топливного газа установки контролируется РСУ поз. FQIR 4307 температура поступающего в ОЗХ топливного газа установки контролируется РСУ поз. TIR 4170 давление - поз. PIR 4267.
Температура топливного газа в общем коллекторе к печам контролируется РСУ
поз. TIR 4113 давление - поз. PIR 4262А. Расход топливного газа в общем коллекторе контролируется РСУ поз. FIR 4301.
Топливный газ идущий на отопление печей поступает сначала в сепаратор топливного газа С-304 где освобождается от жидкой фазы и механических примесей. Конденсат топливного газа из сепаратора С-304 поступает в факельную емкость. Уровень жидкой фазы в сепараторе С-304 контролируется РСУ и СПАЗ поз. LIRAS 4401 и поз. LIAS 4402. При достижении среднего уровня конденсата топливного газа в сепараторе
С-304 автоматически открывается клапан – отсекатель UV 425 и конденсат топливного газа из С-304 под остаточным напором поступает в факельную емкость.
При достижении минимального уровня в сепараторе С-304 клапан – отсекатель UV 425 автоматически закрывается. Для предотвращения попадания конденсата топливного газа в горелки печей предусмотрена сигнализация по максимальному уровню конденсата в сепараторе С-304. Для предотвращения попадания топливного газа в факельную емкость предусмотрена сигнализация по минимальному уровню конденсата топливного газа в С-304.
После сепаратора С-304 осушенный топливный газ направляется в подогреватель топливного газа Т-311 где нагревается водяным паром до температуры 80°С. Температура топливного газа на выходе из подогревателя топливного газа Т-311 регулируется РСУ контуром поз. TIRC 4163.
Давление топливного газа в общем коллекторе после подогревателя Т-311 регулируется РСУ контуром поз. PIRС 4293.
Затем топливный газ проходит фильтры топливного газа Ф-30512 которые задерживают механические примеси и подается к основным горелкам печей П-201 П-202
После регулятора на общем коллекторе подачи топливного газа к основным горелкам печей П-201 П-202 П-301 и П-302 установлен предохранительный клапан.
Природный газ подается на установку из сети ОЗХ с температурой не выше 44°С и давлением не менее 10 кгссм2. При входе на установку температура природного газа контролируется РСУ поз. TIR 4114 давление – поз. PIR 4262В. Балансовый расход природного газа на входе на установку контролируется РСУ поз. FQIR 4302.
Природный газ проходит через фильтр Ф-30712 и затем разделяется на два коллектора. По одному коллектору природный газ поступает к основным горелкам печи
П-303. По второму коллектору топливный газ поступает к пилотным горелкам печей
П-201 П-202 П-301 П-302 и П-303.
Давление топливного газа подаваемого к пилотным горелкам печей регулируется РСУ контуром поз. PIRC 4294. Пилотные горелки предназначены для розжига печей. Они позволяют производить розжиг при низком расходе топливного газа что делает розжиг печей безопасным.
Для отопления печей П-201 П-202 П-301 П-302 в период пуска установки и во время регенерации катализатора перед фильтрами Ф-30512 выполнена перемычка между коллекторами топливного газа и природного газа.
Примечание - уставки срабатывания сигнализаций и блокировок приведены в разделе 5.2.
5Описание технологической схемы узла утилизации тепла дымовых газов
технологических печей
На установке №12 риформинга ПР-22-35-111000 установлен котел-утилизатор
КУ-30-15-165 разработчиком проекта и изготовителем которого является компания "Энергомаш (ЮК) Лимитед" г. Белгород.
Дымовые газы технологических печей секций 200 и 300 с температурой до 550°C по газоходу подаются в котел-утилизатор КУ-301 где отдав свое тепло на выработку пара охлаждаются до 233°C и дымососом Д-301 через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу.
Котел-утилизатор – однобарабанный одноходовой по газовому тракту открытой компоновки располагается рядом со зданием котельной.
Питательные циркуляционные насосы и насосы откачки щелочных стоков шламоуловитель сепаратор непрерывной продувки теплообменники нагрева химочищенной воды и холодильники отбора проб установлены в помещении котельной.
В котле-утилизаторе вырабатывается 256 тч пара с давлением 15 кгссм2 и температурой 250°C. Пар используется на технологические нужды установки каталитического риформинга а излишки выводятся в сеть завода. Котел эксплуатируется в диапазоне 60-120% нагрузки.
Конструктивные характеристики испарительных поверхностей котла-утилизатора приведены в таблице 3.5.1
- внутренний диаметр
Первая испарительная поверхность:
- диаметр труб горизонтальных змеевиков
- расположение труб в змеевиках – коридорное
- расположение труб в змеевиках – шахматное
Вторая испарительная поверхность:
Третья испарительная поверхность:
Водяной экономайзер:
Количество и параметры вырабатываемого пара потребляемой питательной воды и утилизируемых дымовых газов приведены в таблице 3.5.2
Наименование величины
Номинальный режим работы котла
Паропроизводительность
Максимальное давление в барабане котла
Давление вырабатываемого пара
Температура питательной воды
Температура дымовых газов на входе в котел
(начало - конец цикла)
Температура дымовых газов на выходе из котла
Расход дымовых газов через котел
Дымовые газы поступают в газоход котла сверху и последовательно проходят первую испарительную поверхность пароперегреватель вторую испарительную поверхность два яруса третьей испарительной поверхности два яруса водяного экономайзера. Отводятся дымовые газы из котла снизу. Температура дымовых газов в газоходе перед входом в котел контролируется РСУ поз. TI 1125. Давление дымовых газов в газоходе перед входом в котел контролируется РСУ поз. PI 1225. Температура дымовых газов после первой испарительной ступени котла контролируется РСУ поз. TI 1139А и поз. TI 1139B после пароперегревателя – поз. TI 1140А и поз. TI 1140В после второй испарительной ступени – поз. TI 1141А и
поз. TI 1141В после третьей испарительной ступени – поз. TI 1142А и поз. TI 1142В. Температура дымовых газов на выходе из котла контролируется РСУ поз. ТIRA 1126A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению температуры дымовых газов на выходе из котла поступает в СПАЗ (поз. TIAS 1126B). Сигналы на блокировку по повышению температуры обмоток статора электродвигателя дымососа температуры подшипников электродвигателя дымососа и подшипников дымососа поступают в СПАЗ (поз. TIAS 1190ABCDEF поз. TIAS 1190GH и поз. TIAS 1190JK соответственно).
Котел байпасируется по дымовым газам для обеспечения работы технологических печей во время его аварийных остановок при этом в газоходах закрываются шибера UV 101 UV 102 и открывается шибер UV 103. Температура дымовых газов в газоходе байпаса котла контролируется РСУ поз. TI 1127.
В соответствии с требованиями завода-изготовителя питание котла-утилизатора должно осуществляться химочищенной водой которая поступает с блока водоподготовки цеха № 20. Контроль расхода температуры и давления осуществляется РСУ поз. FIR 1302 поз. TIR 1130 и поз. PIR 1230 соответственно.
Химочищенная вода подогревается в теплообменнике Т-304 водой из сепаратора непрерывной продувки С-306. Основной нагрев химочищенной воды перед подачей в деаэратор обеспечивается в пароводяном струйном аппарате А-303 и регулируется РСУ контуром поз. TIRC 1160. Далее химочищенная вода проходит или через охладитель выпара А-3023 или сразу поступает в деаэрационную колонку.
В деаэрационной колонке происходит удаление из воды коррозионно-агрессивных газов (кислорода и углекислого газа) паром поступающим из паровой подушки деаэраторного бака. Выпар из деаэрационной колонки отводится через охладитель выпара
А-3023 или в атмосферу.
Уровень воды в деаэраторном баке регулируется РСУ контуром поз. LIRCAS 1465 с регулирующим клапаном на трубопроводе химочищенной воды перед струйным аппаратом А-303. Сигнал на блокировку по минимальному и максимальному уровням поступает в СПАЗ.
Регулирование давления 02 кгссм2 в деаэрационной установке осуществляется контуром поз. PIRC 1260 а затем контуром поз. PIRCА 1261 с сигнализацией минимального значения.
Весь пар подается в деаэраторный бак вентилирует его объем и проходит тарелки в деаэрационной колонке (навстречу струйному потоку воды) затем поступает в охладитель выпара А-3023. Из охладителя сконденсированная часть выпара сливается в деаэраторный бак а газовая часть выбрасывается в атмосферу.
Для защиты от превышения давления и уровня деаэратор оборудован предохранительным устройством (гидрозатвором) А-3022.
Деаэрированная вода из деаэратора с температурой 104°C поступает к питательным насосам Н-32112. Сигнал на блокировку по температуре подшипников питательных насосов поступает в СПАЗ (поз. TIAS 1192ABCD).
Деаэрационная установка и питательные насосы обеспечивают подготовку и подачу питательной воды к котлу-утилизатору.
Питательная вода насосом Н-32112 через узел питания подается к входным коллекторам экономайзера котла. Давление воды перед узлом питания контролируется РСУ поз. PIA 1241 с сигнализацией минимального значения. В узле питания имеются две параллельные линии обеспечивающие подачу воды к котлу.
Давление воды после регулирующих клапанов поз. LV 1467A и поз. LV 1467B контролируется РСУ поз. PIA 1242 и поз. PIA 1243 с сигнализацией минимальных значений. Расход питательной воды контролируется РСУ поз. FI 1327.
Питательная вода проходит пакет экономайзера где подогревается уходящими дымовыми газами (после испарительных пакетов и пароперегревателя). Из выходных коллекторов экономайзера питательная вода поступает в барабан где во внутрибарабанных циклонах осуществляется разделение ее на пар и котловую воду. Температура питательной воды перед входом в барабан котла контролируется РСУ поз. TI 1144A и поз. TI 1144B.
Уровень в барабане котла-утилизатора регулируется расходом питательной воды РСУ контуром поз. LIRCAS 1467 c регулирующими клапанами на параллельных линиях подачи воды в узле питания поз. LV 1467A и поз. LV 1467B. Барабан котла-утилизатора снабжен водоуказательными стеклами.
Давление в барабане котла контролируется РСУ поз. PIRA 1244A с сигнализацией максимального значения. Сигнал на блокировку по повышению давления в барабане котла поступает в СПАЗ (поз. PIAS 1244B).
Из барабана котловая вода поступает к циркуляционным насосам Н-32012 один из которых – резервный. Сигнал на блокировку по повышению температуры подшипников циркуляционных насосов поступает в СПАЗ (поз. TIAS 1191ABCD). Циркуляционный насос через шламоуловитель КУ-3011 подает котловую воду в раздающий коллектор откуда по десяти трубам она направляется в три испарительные поверхности котла. Расход котловой воды поступающей в испарительные секции контролируется РСУ:
- для первой секции – поз. FI 1321 и поз. FI 1322;
- для второй секции – поз. FI 1323 поз. FI 1324 поз. FI 1325 и поз. FI 1326;
- для третьей секции – поз. FI 1317 поз. FI 1318 поз. FI 1319 и поз. FI 1320.
Сигнал на блокировку по понижению расхода котловой воды после шламоуловителя поступает в СПАЗ (поз. FIRAS 1316). Пароводяная смесь из выходных коллекторов испарительных поверхностей поступает в барабан котла. Сигнал на блокировку по минимальному и максимальному уровням в барабане котла поступает в СПАЗ
(поз. LIRCAS 1467 поз. LIRAS 1468 поз. LIRAS 1469).
Полученная в испарительных пакетах за счет тепла дымовых газов пароводяная смесь поступает в барабан котла-утилизатора. Внутри барабана происходит отделение насыщенного пара от воды во внутрибарабанных сепарационных устройствах.
Из барабана котла насыщенный пар по системе пароотводящих труб поступает в пароперегреватель где перегревается до температуры 250°C и через выходной коллектор выводится в сеть установки. Давление пара в выходном коллекторе контролируется РСУ поз. PIA 1245 с сигнализацией максимального значения.
Температура расход и солесодержание пара в выходном коллекторе контролируются РСУ соответственно поз. ТIA 1146 с сигнализацией минимального и максимального значений поз. FIR 1314 и поз. QIA 1502 с сигнализацией максимальных значений.
Для поддержания допустимого солесодержания котловой воды и удаления из котла-утилизатора взвешенных веществ предусмотрены непрерывная и периодическая продувки.
Вода непрерывной продувки из барабана котла отводится в сепаратор С-306. Расход продувочной воды перед сепаратором регулируется РСУ контуром поз. FIC 1360 с коррекцией по солесодержанию воды непрерывной продувки на входе в котельную
(поз. QIC 1503). Образовавшийся в сепараторе пар направляется в деаэраторный бак А-3021 а отсепарированная вода - в теплообменник химочищенной воды Т-304 где охлаждается до температуры не более 40 °С перед сбросом в приямок для сбора продувочной воды.
Периодическая продувка котла осуществляется в расширитель периодической продувки С-307 куда отводится и аварийный сброс воды при повышении уровня в барабане котла выше допустимого. Опорожнение расширителя производится периодически после охлаждения воды до температуры не более 40 0С в приямок для сбора продувочной воды.
Из приямка продувочная вода насосами Н-31812 откачивается в коллектор канализации сернисто-щелочных сточных вод. Работа насосов Н-31812 автоматизирована по сигналу значений уровня воды в приямке который контролируется РСУ поз. LIAS 1416. Сигнал на блокировку по минимальному и максимальным значениям уровня поступает в СПАЗ.
Для контроля за водно-химическим режимом работы котла-утилизатора предусмотрены холодильники отбора проб Х-308 Х-309 и Х-310. Охлаждение проб в холодильниках производится оборотной водой.
6 Описание схемы теплоснабжения установки
Снабжение установки необходимыми теплоносителями осуществляется от сетей завода и от котла-утилизатора использующего физическое тепло уходящих газов технологических печей установки.
На установку входит:
- перегретый водяной пар с давлением 85 кгссм² и температурой 200 – 220°C;
- насыщенный водяной пар с давлением 2 - 3 кгссм² и температурой 133 – 143°C;
- химочищенная вода с давлением 2 - 3 кгссм2 и температурой 20 – 30°C.
С установки выходит:
- перегретый водяной пар с давлением 13 кгссм2 и температурой 250°C;
- конденсат водяного пара с давлением 15 кгссм² и температурой 127°C.
Температура перегретого пара при входе на установку и выходе из нее контролируется РСУ поз. TIR 1132 давление – поз. PIR 1232. Балансовый расход перегретого пара на входе контролируется РСУ поз. FQIR 1304 на выходе – поз. FQIR 1304A.
Температура насыщенного пара при входе на установку и выходе из нее контролируется РСУ поз. TIR 1131 давление – поз. PIR 1231. Балансовый расход насыщенного пара контролируется РСУ поз. FQIR 1303.
Температура химочищенной воды при входе на установку контролируется РСУ поз. TIR 1136 давление – поз. PIR 1236. Балансовый расход химочищенной воды контролируется РСУ поз. FQIR 1308.
Температура конденсата водяного пара при выходе с установки контролируется РСУ поз. TIR 1133 давление – поз. PIR 1233. Балансовый расход конденсата водяного пара контролируется РСУ поз. FQIR 1305.
Перегретый пар используется на технологические нужды а также для стационарных и полустационарных систем паротушения.
Контроль давления пара в распределительных коллекторах паротушения печей П-201 П-202 П-301 П-302 и П-303 контролируется РСУ поз. PIRA 1237A поз. PIRA 1237B
поз. PIRA 1237C поз. PIRA 1237D и поз. PIRA 1237E соответственно (с сигнализацией предельного минимального значения).
На пропарку оборудования и трубопроводов используется насыщенный пар.
Для использования пара вырабатываемого котлом-утилизатором на установке и отвода избытка в паропроводную сеть завода предусмотрено поддержание его давления в соответствии с параметрами пара в заводской сети. Давление пара от котла - утилизатора регулируется РСУ контуром поз. PIRC 1262.
Отвод конденсата с установки осуществляется через расширитель конденсата Е-320 уровень в котором регулируется РСУ поз. LIRCA 1466 с сигнализацией предельных максимального и минимального значений.
7 Описание схем водоснабжения и водоотведения
Установка снабжается:
●оборотной водой I-й системы из кольцевой общезаводской сети запитанной от
БОВ-6. Охлажденная оборотная вода (В10) подается на установку по эстакаде одним вводом диаметром 400 мм. Параметры на вводе: номинальный расход воды 5790 м3ч (пределы колебания расхода от 3450 до 6350 м3ч); давление рабочее 40 - 50 кгссм2; температура воды не более 28 ºС.
Балансовый расход охлажденной оборотной воды (В10) на входе на установку контролируется РСУ поз. FQIR 1309A температура – поз. TIR 1138A давление –
Для безаварийной работы дымососа Д-301 предусмотрен контроль расхода нагретой воды на отводе от подшипников дымососа и температуры воды подаваемой на охлаждение. Расход нагретой воды контролируется РСУ поз. FIA 1310 с сигнализацией минимального значения. Температура воды подаваемой на охлаждение контролируется РСУ поз. TIA 1128 с сигнализацией максимального значения.
Вывод горячей оборотной воды (В11) с установки в общезаводскую сеть выполнен по эстакаде одним трубопроводом диаметром 400 мм. Параметры на выводе: номинальный расход воды 5790 м3ч (пределы колебания расхода от 3450 до 6350 м3ч); давление рабочее
– 35 кгссм2; температура воды не более 43 ºС.
Температура горячей оборотной воды (В11) на выводе с установки контролируется РСУ поз. TIR 1138B давление – поз. PIRА 1239B с сигнализацией минимального значения.
Трубопроводы оборотного водоснабжения проложены на эстакадах преимущественно без изоляции. Участки сети диаметром 50 мм и менее выполнены в теплоизоляции участки без постоянного протока воды – в теплоизоляции с кабелем линейного электрообогрева.
Схема трубопроводов I-й системы оборотного водоснабжения (В10 В11) приведена на рисунке 3.1 в конце подраздела;
●оборотной водой II-й системы из кольцевой общезаводской сети запитанной от
БОВ-6. Охлажденная оборотная вода (В12) подается на установку по эстакаде одним вводом диаметром 150 мм. Параметры на вводе: номинальный расход воды 1000 м3ч (пределы колебания расхода 340 – 1100 м3ч); давление рабочее 40 - 50 кгссм2; температура воды
Балансовый расход охлажденной оборотной воды (В12) на входе на установку контролируется РСУ поз. FQIR 1309В температура – поз. TIR 1138С давление –
Сигнал на блокировку по падению расхода горячей оборотной воды на отводе от цилиндров и сальников поршневых компрессоров ПК-20112 поступает в СПАЗ
(поз. FIAS 1311AB и FIAS 1311CD соответственно).
Вывод горячей оборотной воды (В13) с установки в общезаводскую сеть выполнен по эстакаде одним трубопроводом диаметром 150 мм.
Параметры на выводе: номинальный расход воды 1000 м3ч (пределы колебания расхода 340 – 1100 м3ч); давление рабочее 28 – 35 кгссм2; температура воды
Температура горячей оборотной воды (В13) на выводе с установки контролируется РСУ поз. TIR 1138D давление – поз. PIRA 1239D с сигнализацией минимального значения. Наличие газовой фазы в горячей оборотной воде (В13) на выводе с установки контролируется РСУ поз. QA 1501 с сигнализацией максимальных значений объема газа в накопителе газоуловителя.
Трубопроводы оборотного водоснабжения проложены на эстакадах в теплоизоляции. Участки сети без постоянного протока воды выполнены в теплоизоляции с кабелем электрообогрева.
Схема трубопроводов II-й системы оборотного водоснабжения (В12 В13) приведена на рисунке 3.2 в конце подраздела;
●водой для противопожарной защиты из кольцевой общезаводской сети (В2) запитанной от насосной станции противопожарного водоснабжения. Вода на установку подается по трем вводам подземной прокладки: одному вводу диаметром 200 мм и двум вводам диаметром 250 мм. Параметры на вводах при пожаре: номинальный расход воды 4140м3ч; рабочее давление не менее 60 кгссм2; температура воды 4–23ºС. Противопожарный водопровод на территории установки проложен подземно и закольцован;
●водой питьевого качества из общезаводской сети хозяйственно-питьевого водопровода. Питьевая вода (В1) на установку подается двумя подземными трубопроводами диаметром 50 мм: одним - в здание операторной на хозяйственно-питьевые нужды работающих вторым – к раковине самопомощи расположенной в узле приготовления щелочи. Параметры на вводах: расход воды на операторную 05 м3сут 036 лс; на раковину самопомощи 015 лс; давление рабочее 20 кгссм2; температура воды 4 – 23ºС. Хозяйственно-питьевой водопровод к раковине самопомощи проложен на эстакадах в теплоизоляции с кабелем линейного электрообогрева;
С установки отводятся:
●производственные и дождевые сточные воды I-й системы канализации (К3) - в общезаводскую самотечную сеть промливневой канализации. Выполнен один выпуск диаметром 400 мм. Параметры на выпуске: максимальный расход производственных сточных вод 23 м3ч (в ремонтный период) дождевых сточных вод - 1580 м3ч; температура сточных вод до 45ºС. Промливневая канализация подземной прокладки выполнена из чугунных напорных труб с устройством на всех выпусках железобетонных колодцев с гидрозатворами. Высота столба жидкости в гидрозатворе не менее 250 мм;
●сернисто-щелочные сточные воды II-й системы канализации (К9Н) - в приемный резервуар общезаводских сооружений физико-механической очистки. Выполнен один напорный вывод диаметром 150 мм по эстакаде. Параметры на выводе: максимальный расход сточных вод 1100 м3ч (в режиме регенерации) номинальный – 80 м3ч; давление рабочее от 20 кгссм2 (в режиме реакции) до 140 кгссм2 (в режиме регенерации); температура сточных вод не более 45 ºС.
Температура сточных вод контролируется РСУ поз. TIR 1137 давление – поз. PIR 1238. Трубопровод сернисто-щелочных сточных вод проложен по эстакадам в теплоизоляции с кабелем линейного электрообогрева.
Схема трубопроводов сернисто-щелочных сточных вод (К9 К9Н) приведена на рисунке 3.3 в конце подраздела;
●бытовые сточные воды (К1) - в общезаводскую самотечную сеть хоз-фекальной канализации. Выполнен один подземный выпуск диаметром 100 мм из здания операторной. Расход сточных вод составляет 05 м3сут; 196 лс; температура сточных вод не более 40 ºС.
Уставки срабатывания сигнализации и блокировок приведены в разделе 5.2
Данные по производственному водопотреблению и водоотведению приведены в приложении 12.7
Конкретные направления вводов и выводов продуктов и энергоносителей указаны в разделе 6.

icon 292-05-540-TR Part_4изм.doc

4НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
Наименование стадий процесса аппараты показатели режима
Номер позиции прибора на схеме
Допускаемые пределы технологи-ческих параметров
Требуе- мый класс точности измери-
Подача сырья на установку
Показание дублируется пунктом 4
Трубопровод на входе на установку азота высокого и низкого давления
- концентрация кислорода
Нет возможности регулировать. Концентрацию обеспечивают установки №4849
Емкость сырьевая Е-201
Продолжение таблицы 4
Дублируется в 5 разделе.
Насос сырьевой гидроочистки
Изменить. При пониженной загрузке.
Теплообменник гидроочистки
Нет возможности регулировать. Не влияет на качество продукта.
Межтрубное пространство (газосырьевая смесь гидроочистки)
Трубное пространство
(газопродуктовая смесь гидроочистки)
Реактор гидроочистки
Нет возможности регулировать.
Есть возможность держать более низкое давление без потри качества продукта
Сепаратор гидроочистки
Часто в сырье вода отсутствует.
водород-содержащий газ в топливную сеть
Не влияет на качество продукта.
нестабильный гидрогенизат
водород-содержащий газ в
Сепаратор на приеме циркуляционного контура компрессора
Компрессор поршневой водородсодержа-щего газа
Циркуляционный контур
Сепаратор на приеме дожимного контура компрессора
Показание регистрация
Показание регистрация сигнализация
Показание регистрация сигнализация блокировка
Показание. сигнализация блокировка
Показание регистрация сигнализация блокировка.
Показание сигнализация блокировка
Показание регистрация регулирование сигнализация блокировка
Насос циркуляции нижнего продукта колонны К-201
Показание регистрация регулирование сигнализация
Емкость орошения колонны К-201
Показание. регистрация регулирование
Показание регистрация регулирование
в трубопроводе углеводородного газа в топливную сеть
углеводородный газ в топливную сеть
сероводородная вода в сепаратор C-303
Насос подачи орошения в колонну К-201
легкий бензин в ОЗХ
Холодильник стабильного гидрогенизата
стабильный гидрогенизат
- температура на выходе из печи
начальный период выжига
установившийся режим горения
окисление катализатора
режим сульфиди-рования
установившийся режим горения
режим регенерации катализатора S-120
О2 в газах регенерации на щит сброса в начальный период выжига
О2 в газах регенерации на щит сброса в установившийся режим горения
СО2 в газах регенерации на щит сброса
воздух на регенерацию
Примечание: нормы режима работы секции 200 на прямогонном бензине будут уточнены в ходе эксплуатации.
Насос подачи стабильного гидрогенизата
Теплообменник риформинга Т-301
Пространство газосырьевого потока
(трубопровод стабильного гидрогенизата)
Пространство газопродуктового потока
начало цикла 480 – 510
Сепаратор риформинга
водород-содержащий газ в ОЗХ при отсутствии вывода части ВСГ в дожимную компрессорную установки №13
водород-содержащий газ в ОЗХ при выводе части ВСГ в дожимную компрессорную установки № 13
Н2 в водород-содержащем газе в
Н2О в водород-содержащем газе в
Сепаратор на приеме центробежного компрессора
Компрессор центробежный водородсодержа-щего газа ЦК-301
трубопровод ВСГ к Т-301
трубопровод ВСГ на КЦА
Холодильник для охлаждения ВСГ Х-311
Холодильник на антипомпажной линии Х-312
Насос подачи нестабильного катализата
Колонна стабилизационная К-301
Насос циркуляции нижнего продукта колонны К-301
Стабильный катализат в парк
Показание суммирование
Емкость орошения колонны К-301
в трубопроводе углеводородного газа в топливную сеть завода
Насос подачи орошения колонны К-301
трубопровод орошения колонны
трубопровод нестабильной головки в ОЗХ
вход осушаемого газа
выход регенерирующего агента
выход осушенного газа
вход регенерирующего агента
Показание сигнализация
вход осушаемого газа
выход осушенного газа
азот на регенерацию адсорбента
ВСГ на регенерацию адсорбента
- концентрация Н2О в осушенном ВСГ
Сепаратор инертного газа
Емкость охлаждающей жидкости
Насос подачи охлаждающей жидкости
Холодильник охлаждающей жидкости Х-306
Емкость для раствора хлорорганики
Емкость для этилмеркаптана
Емкость для антиокислителя
Емкость для ингибитора полимериизации Е-314
Емкость для деаэрированной воды Е-315
Емкость для раствора аммиака
Емкость для воды Е-306
Дренажная емкость Е-308
Емкость факельная Е-309
в трубопроводе сброса горючих газов на факел
Емкость аварийная Е-310
Холодильник дыхательной линии Х-305
Воздух осушенный для КИП и А на входе на установку
Ресивер воздуха КИП Е-3111
Ресивер воздуха КИП Е-3112
Показание суммирование регистрация
Ресивер воздуха на продувку двигателей компрессоров
- температура на выходе печи
окисление катализатора
восстановление катализатора
режим хлорирования (стадия выжига)
режим хлорирования (стадия окисления)
восстановление катализатора
воздух технологический на регенерацию
Сепаратор риформинга С-301
СО2 в газе регенерации
Емкость для щелочи Е-3051
Емкость для щелочи Е-3052
Насос подачи раствора щелочи
Емкость для приготовления раствора щелочи
Печи и топливоснабжение.
Секция 200 Цикл реакции
Газосырьевая смесь гидроочистки
Показание регистрация сигнализация.
- на переходе из конвекции в радиацию по
- выход по каждому потоку
Показание регистрация регулирование сигнализация.
минус (10-15) х 10-4
Содержание кислорода
Содержание оксида углерода
- у основных горелок
- у пилотных горелок
Пар на распыл жидкого топлива
Стабильный гидрогенизат
- на входе по каждому потоку
- вход по каждому потоку
Секция 300. Цикл реакции
Газосырьевая смесь риформинга
- на выходе из конвекции по каждому потоку
- на выходе из радиации
- перед конвекцией на общем газоходе
- на выходе из конвекции
Газопродуктовая смесь
Показание регистрация сигнализация.
- на выходе из камер №2 3
- на входе в камеры №4 5 (общий коллектор)
- на выходе из камер №4 5
- на выходе из камер №4 5 (общий коллектор)
- на уровне горелок:
- на выходе из радиации камеры
- на выходе из радиации камеры
- у основных горелок камер
- у пилотных горелок камер
- у основных горелок № 2 3
- у основных горелок № 4 5
- на выходе из камер № 6 7
- у основных горелок
- у пилотных горелок
Стабильный катализат
- на переходе из конвекции в радиацию
-выход по каждому потоку
Сепаратор топливного газа
Конденсат топливного газа
Подогреватель топливного
Трубное пространство - топливный газ
Подогреватель жидкого топлива
Трубное пространство - жидкое топливо
Общий коллектор к печам до задвижки Z 320
Трубопровод сброса в ОЗХ
Общий коллектор к печам
Общий коллектор после подогревателя
Коллектор к пилотным горелкам печей
Общий коллектор к печам на границе установки
Показание регистрация
Прямой коллектор к печам
- расход воды непрерывной продувки
Показание регулирование
- расход котловой воды к первой испарительной секции котла
- расход котловой воды ко второй испарительной секции котла
- расход котловой воды к третьей испарительной секции котла
- расход перегретого пара на выходе из котла
- давление в барабане котла
- давление перегретого пара на выходе из котла
- давление дымовых газов на входе в котел
минус 003- минус 001
- температура питательной воды после экономайзера
- температура перегретого пара на выходе из котла
- температура дымовых газов на входе в котел
- температура дымовых газов после 1-ой испарительной ступени
- температура дымовых газов после пароперегревателя
- температура дымовых газов после 2-ой испарительной ступени
- температура дымовых газов после 3-ей испарительной ступени
- температура дымовых газов на выходе из котла
- температура дымовых газов на байпасе котла
- уровень в барабане котла
Показание регистрация регулирование сигнализация блокировка.
- солесодержание перегретого пара в выходном коллекторе котла
- расход пара на входе в котельную
- расход химочищенной воды на входе в котельную
- расход котловой воды после шламоуловителя
- расход питательной воды после узла питания
- давление пара на входе в котельную
- давление химочищенной воды на входе в котельную
- давление перегретого пара после регулятора PV1260
- давление в деаэраторе А-3021
- давление питательной воды перед узлом питания
- давление питательной воды после регуляторов в узле питания
- температура пара на входе в котельную
- температура химочищенной воды на входе в котельную
- температура химочищенной воды после А-303
- уровень в деаэраторе
- солесодержание воды непрерывной продувки котла на входе в котельную
- расход при входе на установку
- расход на выходе с установки
- давление на выходе из котельной
- давление в коллекторе у печи П-201
- давление в коллекторе у печи П-202
- давление в коллекторе у печи П-301
- давление в коллекторе у печи П-302
- давление в коллекторе у печи П-303
- расход при входевыходе нас установкуки
Конденсат водяного пара
Расширитель конденсата Е-320
Водоснабжение и водоотведение
Поршневые компрессоры
Вода оборотная горячая II-й системы линии В1323:
отвод от маслоохладителей
Вода оборотная охлажденная II-й системы линии В1223:
подвод к компрессору
Центробежный компрессор
Вода оборотная горячая II-й системы линия В134:
Вода оборотная охлажденная II-й системы линия В124:
подвод к маслоохладителям
Вода оборотная охлажденная I-й системы линия В106 (подвод)
Вода оборотная горячая I-й системы линия В116 (отвод)
Приямок для сбора продувочной воды котла-утилизатора
Вода оборотная охлажденная I-й системы линия В101 (ввод на установку)
Вода оборотная горячая I-й системы линия В111 (вывод с установки)
Вода оборотная охлажденная II-й системы линия В121 (ввод на установку)
Вода оборотная горячая II-й системы линия В131 (вывод с установки)
- наличие газовой фазы
Сернисто-щелочные сточные воды линия К9Н1
Трубопровод избыточного ВСГ с установки риформинга в топливную сеть
Регистрация Регулирование
Трубопровод ВСГ с установки каталитического риформинга в топливную сеть
Трубопровод ВСГ с установки риформинга в общезаводской факельный коллектор
Воздух технологический высокого давления из общезаводской сети в коллектор воздуха регенерации катализатора
П р и м е ч а н и я;
- в графе 6 указаны классы точности датчиков;

icon 292-05-540-TR Part_5.измdoc.doc

КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
1Аналитический контроль технологического процесса
Наименование стадий процесса анализируемый продукт
Место отбора пробы (место установки средства измерения номер позиции на схеме)
Контролируемые показатели
Нормативные документы на методы измерений (испытаний контроля анализов)
Лабораторный контроль
Трубопровод на всасе насоса
Фракционный состав °С
операционного контроля
- температура начала перегонки не ниже
- 10 50 90 % перегоняется при температуре не выше
- конец кипения не выше
Продолжение таблицы 5.1
Испытание на медной пластинке
Массовая доля серы ppm
442-92 или ASTM D 4294
Йодное число г йода на 100 г продукта не более
Массовая доля органических хлоридов мкгг Cl (ppm) не более
Показатели по п.3 4 определяются по заданию цеха № 3
Бензин стабильный прямогонный
СТП ПР 003-00148599-2006
Показатели по п. 34 определяются по заданию цеха № 3
Водородсодер-жащий газ гидроочистки
Трубопровод на выходе из С-201
Содержание водорода % об.
Контроль осуществляется технологичес-ким персоналом установки
Содержание углеводородов
Не нормируется. Определение
Содержание сероводорода % об. не более
Содержание влаги ppm об.
Газоанализа-торные трубки Kitagava или Drager
Орошение колонны К-201
Содержание Н2S и RSH
Стабильный гидрогенизат
Холодильник отбора проб Х-307
Фракционный состав °С:
- начало кипения о С не ниже:
при работе на фракции 85-180 °С
при работе на стабильном
- 30 50 90 % перегоняется при температуре
Групповой углеводородный состав % об.:
Содержание органических хлоридов ppm мас. не более
Содержание серы ppm мас.
Содержание азота ppm мас.
Водородсодер-жащий газ риформинга
Трубопровод на выходе из С-301
(в период пуска допускается до 1000)
Стабильный катализат
Трубопровод на выходе из корпуса Х-302
Плотность при 20 °С кгм3
Давление насыщенных паров
кгссм2 кПа (мм рт. ст.) не более
ГОСТ 1756 –2000 или ASTM
Не нормируется. Определение обязательно
СТП ПР 002-00148599-2006
- начало кипения не ниже
- 10 50 90 % перегоняется при температуре
Октановое число по моторному методу
ГОСТ 511 или ASTM D 2700
Октановое число по исследовательскому методу
Показатели по п. 2 4 ежемесячно уточняются планом производства
Углеводородный газ отпарной колонны
Трубопровод на выходе из Е-202
Углеводородный газ стабилизацион-ной колонны
Трубопровод на выходе из Е-301
Содержание сероводорода % об.
Углеводородный состав % мас.
Орошение колонны К-301 нестабильная головка
Трубопровод на всасе Н-30412
Плотность при 20 °С кгм3
Продукты нейтрализации сероводородной воды
Трубопровод на выходе из С-303
Трубопровод на всасе Н-317
Концентрация NaOH % мас.
операционного контроля КТЛТ
Трубопровод на всасе Н-308
Трубопровод у клапана PV 4293
По графику операционного контроля
Теплота сгорания Qнр ккалкг
Массовая доля компонентов % в том числе сумма С5 и выше не более
*) норма не является браковочной и определяется для накопления статических данных.
Трубопровод 271 на входе на установку
Вязкость кинематическая при 80 °С мм2с не более
СТП ПР 067-00148599-2006
По графику операционного контроля
Температура вспышки в открытом тигле ºC не ниже
Температура застывания ºC
Содержание мех. примесей в
Содержание серы в % мас.
Содержание воды в % мас.
Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо в ккалкг
Концентрация раствора % мас. не менее
Газоход у входа в общую дымовую трубу печей
- оксида углерода не более
Газоанализатор КМ-900
По графику операционного контроля теплотехничес-кой лаборато-рии цеха № 20
- кислорода не более
- сумма трехатомных газов
На выходе из печи П-303
По графику операционного контроля теплотехничес-кой лаборатории цеха № 20
-сумма трехатомных газов
Трубопровод насыщенного пара после барабана котла
(холодильник отбора проб Х-308 (ХВ2))
Солесодержание (в пересчете на NaCl) мгл не более
По графику операционного контроля лаборатории ХВО цеха № 20
Содержание свободной углекислоты СО2 мгл не более
Трубопровод химочищенной воды перед деаэраторной установкой
(холодильник отбора проб
Прозрачность по шрифту см
Общая жесткость мкг-эквкг
Трубопровод котловой воды после барабана котла
Прозрачность по шрифту см
Трубопровод питательной воды на выходе из деаэратора (холодильник
Х-309) и перед котлом-утилизатором
(холодильник отбора проб Х-310 (ХВ1))
Содержание растворенного кислорода мкгл не более
Вода оборотная горячая I -ой системы
На выводе с установки
Содержание нефтепродуктов мгл не более
санитарно-промышленной лаборатории УВК и ОС
Вода оборотная горячая II -ой системы
Содержание нефтепродуктов
I-ой системы канализации
Колодец на выводе с установки
II-ой системы канализации:
- азот аммонийный (NH4+) не более
- сульфиды (S2-) не более
- в режиме регенерации
- сульфиты (НSО3-; SО3 2-) не более
- хлориды (Cl-) не более
Автоматический контроль
Азот низкого и азот высокого давления
Трубопроводы на входе на установку
Содержание кислорода % об.
Газоанализатор автоматический
Газы регенерации гидроочистки
С-201 на щит сброса
Содержание кислорода до реактора Р-201 % об.
постоянно в режиме регенерации
Содержание кислорода после реактора Р-201 % об. не менее
Газоанализатор автоматический
Содержание диоксида углерода % об.
Трубопровод на входе в С-202 (участок 207-2)
Содержание сероводорода
Газы регенерации риформинга
С-301 на щит сброса
Содержание кислорода до реактора Р-301 % об.
Содержание кислорода после реактора Р-303 % об. не менее
(начальный период выжига)
(установив-шийся режим горения окисление каталзатора)
Водородсодер-жащий газ риформинга газы регенерации
Содержание водорода в водородсодержащем газе % об.
Содержание воды в водородсодержащем газе газах регенерации ppm об.
Осушенный водородсодер-жащий газ риформинга осушенные газы регенерации
Содержание воды в осушенном водородсодержащем газе осушенных газах регенерации
Трубопровод на всасе Н-317 (участок 314-1) трубопровод на всасе Н-308 (участок 314-5)
- оксида углерода не более
Окончание таблицы 5.1
Пар водяной перегретый
Трубопровод отбора пробы перегретого пара после Х-308
Трубопровод отбора пробы котловой воды после Х-310
2 Перечень блокировок и сигнализаций
Наименование оборудования номер позиции на схеме
Наименование параметра номер позиции средства измерения на схеме
Крити-ческое значение параметра
Предаварийная сигнализация
Блокировка уровень параметра
Операции по отключению включению переключению и другому воздействию
Газоход на выходе из котла-утилизатора
Повышение температуры дымовых газов
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.
-открывается клапан-отсекатель UV 103
-закрываются клапаны-отсекатели UV 101 и UV 102;
-останавливается дымосос Д-301
Трубопровод к дымососу
Повышение температуры
охлажденной оборотной воды I-ой системы
Продолжение таблицы 5.2
Паровой коллектор от котла-утилизатора
Повышение и понижение температуры пара водяного перегретого
Повышение температуры обмоток статора
Повышение температуры подшипников электродвигателя
Повышение температуры подшипников дымососа
Повышение температуры подшипников насоса
-останавливается насос Н-3201
-включается насос Н-3202
-останавливается насос Н-3202
-включается насос Н-3201
-останавливается насос Н-3211
-включается насос Н-3212
-останавливается насос Н-3212
-включается насос Н-3211
Трубопровод из П-201 в Р-201
Повышение температуры газосырьевой смеси гидроочистки
Трубопровод из Р-201 в
Повышение температуры газов регенерации гидроочистки
Окисление катализатора
Автоматически останавливается насос
Повышение температуры уплотняющей жидкости поз. TIA 2185MN
Повышение температуры подшипников двигателя
Повышение температуры обмоток электродвигателя
Повышение температуры подшипников электродвигателя
Трубопровод из П-301 в Р-301
Повышение температуры газосырьевой смеси риформинга
Трубопровод на выходе из Р-301 в П-301
Повышение температуры газов регенерации риформинга
Трубопровод из П-301 в Р-302
Повышение температуры газопродуктовой смеси риформинга
Трубопровод из Р-302 в П-301
Повышение температуры газопродуктовой смеси риформинга
Трубопровод из П-301 в Р-303
Трубопровод из Р-303 в Т-301
Повышение температуры газопродуктовой смеси
Повышение температуры паров нефтепродукта
Дренажная емкость Е-308
Повышение температуры нефтепродукта
Трубопровод из Х-312 на всас ЦК-301
Повышение температуры ВСГ поз.
Автоматически открывается клапан-отсекатель UV 527
Повышение температуры уплотнительной жидкости
Повышение температуры подшипников
Коллектор паровой защиты печи П-201
Понижение давления пара
Коллектор паровой защиты печи П-202
Коллектор паровой защиты печи П-301
Коллектор паровой защиты печи П-302
Коллектор паровой защиты печи П-303
Трубопровод на выходе с установки
Понижение давления горячей оборотной воды I-ой системы
Понижение давления горячей оборотной воды II-ой системы
Трубопровод перед узлом питания
Трубопровод после клапана поз. LV1467A в узле питания
Байпасный трубопровод после клапана поз. LV1467B в узле питания
Барабан котла-утилизатора
пара водяного насыщенного
-прекращается подача воды в котел-утилизатор (закрываются запорные вентили ВН74 (ВН75) ВН76 (ВН77) ВН78 в узле питания);
-переключение на работу по байпасу котла-утилизатора по дымовым газам (закрываются шибер UV 101 на газоходе перед котлом-утилизатором и UV 102 на газоходе после дымососа Д-301;
-открывается шибер UV 103 на байпасном газоходе);
-закрывается электрозадвижка 3D3 на паропроводе от котла-утилизатора;
-открываются запорные вентили ВН72 и ВН73 на паровом коллекторе котла-утилизатора;
-останавливаются насосы Н-32112 и
Паровой коллектор от котла-утилизатора
пара водяного перегретого
Воздуховод вентсистем КП1 КП1А узла утилизации тепла
Понижение давления воздуха
Автоматически включается резервный вентилятор
Деаэраторный бак А-3021
Понижение давления пара водяного перегретого
Повышение и понижение давления верхнего продукта К-201
При одновременном срабатывании с
поз. PIAS 2248В автоматически:
-закрывается клапан-отсекатель UV 201 на входе сырья на установку;
-закрывается клапан-отсекатель UV 203 на нагнетании насоса Н-20112;
-открывается клапан-отсекатель UV 202 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-201 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 206
на линии нестабильного гидрогенизата в блок отпарной колонны;
-открываются клапаны-отсекатели UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 204
на линии вывода ВСГ в ОЗХ;
-постадийно открывается электрозадвижка
Z 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
-останавливается компрессор ПК-20112 с разгрузкой;
-открывается клапан-отсекатель UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость Е-309;
-открывается клапан-отсекатель UV 209 на линии сброса углеводородного конденсата из С-203 в факельную емкость Е-309;
-закрывается клапан-отсекатель UV 213 на линии вывода углеводородного газа из
Е-202 в топливную сеть установки;
-закрывается клапан-отсекатель UV 217 на линии вывода легкого бензина при пуске;
-закрывается клапан-отсекатель UV 218 на линии вывода стабильного гидрогенизата в реакторный блок риформинга;
-закрывается клапан-отсекатель UV 501 на линии ВСГ из сепаратора С-301 в реакторный блок гидроочистки;
Z 301 на линии аварийного сброса из сепаратора С-301;
-останавливается компрессор ЦК-301 с разгрузкой;
-закрывается клапан-отсекатель UV 506
на выводе ВСГ из сепаратора С-301 в ОЗХ;
-закрывается клапан-отсекатель UV 502 на линии вывода нестабильного катализата в блок стабилизации;
-открывается клапан-отсекатель UV 503 на линии аварийного освобождения
сепаратора С-301 в аварийную емкость Е-310;
-открывается клапан-отсекатель UV 504 на линии сброса углеводородного конденсата из С-302 в факельную емкость Е-309;
-закрывается клапан-отсекатель UV 512 на линии вывода стабильного катализата в парк;
-открывается клапан-отсекатель UV 507 на линии аварийного освобождения колонны
К-301 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 508 на выводе углеводородного газа из Е-301 в топливную сеть установки;
-открывается клапан-отсекатель UV 509 на линии сброса углеводородного конденсата из Е-301 в факельную емкость Е-309;
-закрывается клапан-отсекатель UV 511 на линии вывода нестабильной головки в ОЗХ;
-открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310.
Клапан-отсекатель UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на факел должен быть открыт.
Должны быть закрыты клапаны-отсекатели:
- UV 207 на линии сброса промывных вод из С-201 в канализацию
- UV 211 на линии аварийного освобождения К-201 в Е-310
- UV 212 на линии аварийного сброса углеводородного газа из Е-202 в факельную емкость Е-309
- UV 214 на линии аварийного освобождения Е-202 в аварийную емкость Е-310
- UV 215 на линии вывода сероводородной воды из Е-202 в С-303
- UV 216 на линии выхода стабильного гидрогенизата в ОЗХ при пуске
- UV 505 на линии сброса сернисто-щелочных стоков из С-303 в канализацию К9Н
- UV 513 на линии вывода некондиционного катализата в парк
- UV 517 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на свечу
- UV 518 на линии выхода ВСГ из С-303
- UV 519 на линии сброса азота на свечу.
Прекращается подача топлива в печь П-202.
-закрываются клапаны-отсекатели UV 230 и UV 231 на топливном газе к основным и пилотным горелкам
отсекатели UV 232 и UV 233 на жидком топливе к печи (прямом и обратном)
поз. PIRAS 2248A действия см. п. 1.62.
Понижение давления газосырьевой смеси газов регенерации (разгерметизация)
При одновременном срабатывании с поз.
PIAS 2250C автоматически:
-останавливается компрессор ПК-20112 с разгрузкой
-закрывается клапан-отсекатель UV 204 на линии вывода ВСГ в ОЗХ;
Е-202 в топливную сеть установки;
-открывается клапан-отсекатель UV 212 на линии аварийного сброса углеводородного газа из Е-202 в факельную емкость Е-309
-открывается клапан-отсекатель UV 214 на линии аварийного освобождения емкости
Е-202 в аварийную емкость Е-310;
-открывается клапан-отсекатель UV 211 на линии аварийного освобождения колонны
К-201 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 506 на линии вывода ВСГ из сепаратора С-301 в ОЗХ;
-открывается клапан-отсекатель UV 503 на линии аварийного освобождения сепаратора
С-301 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 508
на линии вывода углеводородного газа из
Е-301 в топливную сеть установки;
-открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310
Должен быть открыт клапан-отсекатель
UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на факел;
Должны быть закрыты клапаны-отсекатели
UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310
UV 207 на линии сброса промывных вод из
UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость
UV 209 на линии сброса углеводородного конденсата из С-203 в факельную емкость
UV 215 на линии вывода сероводородной воды из Е-202 в С-303
UV 216 на линии выхода стабильного гидрогенизата в ОЗХ при пуске
UV 505 на линии сброса сернисто-щелочных стоков из С-303 в канализацию К9Н
UV 513 на линии вывода некондиционного катализата в парк
UV 517 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на свечу
UV 518 на линии выхода ВСГ из С-303 на факел
UV 519 на линии сброса азота на свечу
Должна быть закрыта электрозадвижка
Z 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201.
поз. PIAS 2250А действия см. п. 1.64.
Повышение перепада давления
Повышение перепада давления
(вычисляется в РСУ как разность давлений поз.
PIRAS 2250A и PIRС 2271)
поз. PIAS 2270В автоматически:
-закрывается клапан-отсекатель UV 206 на линии нестабильного гидрогенизата в блок отпарной колонны;
-открываются клапаны-отсекатели
UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310;
-закрывается клапан-отсекатель UV 204
на линии отдува ВСГ в ОЗХ;
-останавливается компрессор ПК-20112 с разгрузкой;
-открывается клапан-отсекатель UV 212 на линии аварийного сброса углеводородного газа из Е-202 в факельную емкость Е-309;
-закрывается клапан-отсекатель UV 508 на линии вывода углеводородного газа из
Е-301 в топливную сеть установки;
-открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310;
Должны быть закрыты клапаны-отсекатели:
- UV 202 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-201 в аварийную емкость Е-310
- UV 505 на линии сброса сернисто-щелочных стоков из С-303 в канализацию К9Н
- UV 518 на линии выхода ВСГ из С-303 на факел
- UV 519 на линии сброса азота на свечу
поз. PIRCAS 2270A действия см. п. 1.69.
Повышение давления уплотнительной жидкости
Повышение давления уплотнительной жидкости
Повышение и понижение давления
поз. PIAS 3243В автоматически:
-закрывается клапан-отсекатель UV 206 на линии нестабильного гидрогенизата в блок отпарной колонны;
-открывается клапан-отсекатель UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость Е-309;
-закрывается клапан-отсекатель UV 508 на линии вывода углеводородного газа из Е-301
в топливную сеть установки;
-закрывается клапан-отсекатель UV 511 на выводе нестабильной головки в ОЗХ;
С-201 в канализацию
UV 215 на линии вывода сероводородной воды из Е-202 в С-303
UV 216 на линии выходе стабильного гидрогенизата в ОЗХ при пуске
UV 507 на линии аварийного освобождения колонны К-301 в аварийную емкость Е-310;
UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310
UV 517 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на свечу
UV 519 на линии сброса азота на свечу
Прекращается подача топлива к печи П-302
-закрываются клапаны-отсекатели UV 305 и UV 306 на топливном газе к основным и пилотным горелкам
-закрываются клапаны-отсекатели UV 307 и UV 308 на жидком топливе к печи П-302 (прямом и обратном)
поз. PIRAS 3243А действия см. п. 1.74.
Трубопровод из ОЗХ в
Понижение давления воздуха КИП
Понижение давления воздуха КИП
-закрываются клапаны-отсекатели UV 521 и UV 524
-открываются клапаны-отсекатели UV 522
Ресивер воздуха КИП Е-3111
Ресивер воздуха КИП Е-3112
Ресивер воздуха КИП Е-319
(вычисляется в РСУ как разность давлений
поз. PIRAS 3254A и PIR 3254В)
Понижение давления газосырьевой смеси газов регенерации
поз. PIAS 3254С автоматически:
Z 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
-закрывается клапан-отсекатель UV 506 на линии вывода ВСГ из сепаратора С-301в ОЗХ;
-закрывается клапан-отсекатель UV 502 на линии вывода нестабильного катализата в блок стабилизации;
UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости
UV 216 на линии выхода стабильного гидрогенизата в ОЗХ при пуске
UV 503 на линии аварийного освобождения сепаратора С-301 в аварийную емкость Е-310;
UV 504 на линии сброса углеводородного конденсата из С-302 в факельную емкость
UV 519 на линии сброса азота на свечу.
Должна быть закрыта электрозадвижка
Z 301 на линии аварийного сброса из сепаратора С-301 в ОЗХ.
поз. PIRAS 3254А действия см. п. 1.82.
поз. PIR 3255A и PIR 3255В)
поз. PIR 3256A и PIR 3270В)
Трубопровод от Х-306 к насосам установки
Понижение давления керосина поз. PIRCA 3278
Трубопровод уплотнительной жидкости к насосу Н-310
Автоматически останавливается насос Н-312
Автоматически останавливается насос Н-313
Автоматически останавливается насос Н-314
Автоматически останавливается насос Н-316
Трубопровод от дымососа
Понижение расхода горячей оборотной воды I-ой системы
Трубопровод от цилиндров
Понижение расхода горячей оборотной воды II-ой системы
-запрет пуска электродвигателя ПК-20112 Останов электродвигателя
Трубопровод от сальников
Трубопровод к котлу-утилизатору
Понижение расхода котловой воды
Автоматически включаются резервные циркуляционный Н-32012 и питательный
-прекращается подача воды в котел-утилизатор (закрываются запорные вентили ВН 74(ВН 75) ВН 76 (ВН 77) ВН 78 в узле питания);
-переключение на работу по байпасу котла-утилизатора по дымовым газам (закрываются шибер UV 101 на газоходе перед котлом и шибер UV 102 на газоходе после дымососа открывается шибер UV 103 на байпасном газоходе);
-закрывается электрозадвижка 3D3 на паропроводе от котла-утилизатора и открываются запорные вентили ВН 72 и ВН 73 на паровом коллекторе котла;
-останавливаются насосы Н-32112 и Н-32012
Трубопровод от насосов
Понижение расхода сырья-фракции
-закрываются клапаны-отсекатели UV 203
-останавливаются насосы Н-20112 и Н-30112;
Прекращается подача топлива в печи П-201
-закрываются клапаны-отсекатели UV 242 и
UV 317 на топливном газе к основным горелкам печей;
-закрываются клапаны-отсекатели UV 244
UV 245 и UV 315 UV 316 на прямом и обратном трубопроводах жидкого топлива печей.
С задержкой по времени в 1 час закрываются клапаны-отсекатели UV 243 и UV 318 на топливном газе к пилотным горелкам печей.
ПК-20112 в узел смешения блока гидроочистки
Понижение расхода ВСГ
-закрываются клапаны-отсекатели UV 244
С задержкой по времени в 1 час закрываются клапаны-отсекатели UV 243 и UV 318 на топливном газе к пилотным горелкам печей
Трубопровод от насосов
Трубопровод от С-201 к С-202
Понижение расхода циркуляционного ВСГ гидроочистки
Трубопровод от Н-20312 в
Понижение расхода орошения колонны К-201
Трубопровод от Н-30112 в
Понижение расхода гидрогенизата в блок риформинга
-закрываются клапаны-отсекатели поз. UV 203 UV 218;
Трубопровод от ЦК-301 в узел смешения блока риформинга
-останавливаются насосы Н-20112 и
Трубопровод от С-301 к С-203
Понижение расхода ВСГ на подпитку циркуляционного газа гидроочистки
Трубопровод от Н-30412 в
Снижение расхода орошения колонны К-301
Приямок для сбора продувочной воды котла-утилизатора
Повышение и понижение уровня воды
-останавливается насос Н-31812
-включается насос Н-3181
-включается насос Н-3182 при работающем насосе Н-3181
Повышение и понижение уровня химочищенной воды
Сигнал в блок управления БУ-ГВС-02.
Сигнал в блок управления БУ-ГВС-02
Повышение и понижение уровня конденсата водяного пара поз. LIRСA 1466
Повышение и понижение уровня котловой воды
-на 15 секунд открывается запорный вентиль ВН71 на трубопроводе аварийного слива;
-закрываются запорные вентили ВН74 (ВН75) ВН76 (ВН77) ВН78 в узле питания.
-включаются резервные насосы Н-3212 и
Н-3202 при работающих насосах Н-3211 и
-прекращается подача воды в котел-утилизатор закрываются запорные вентили ВН74 (ВН75) ВН76 (ВН77) ВН78 в узле питания;
-переключение на работу по байпасу котла по дымовым газам;
-закрываются шиберы на газоходе перед котлом-утилизатором UV 101 и на газоходе после дымососа UV 102;
-открывается шибер на байпасном газоходе
-закрывается электрозадвижка 3D3 на паропроводе от котла-утилизатора и открываются запорные вентили ВН72 и ВН73
на паровом коллекторе котла-утилизатора;
Повышение и понижение уровня раздела фаз (аммиачная воданестабиль-
-закрывается клапан-отсекатель UV 207 на линии сброса в К9Н
-открывается клапан-отсекатель UV 207 на линии сброса в К9Н
Повышение и понижение уровня нестабильного гидрогенизата
водного раствора щелочи
-закрывается клапан-отсекатель UV 206.
Повышение и понижение уровня легкого бензина
-закрывается клапан-отсекатель UV 208.
-открывается клапан-отсекатель UV 208.
-останавливается компрессор ПК-20112 (циркуляционный и дожимной контуры);
-закрываются клапаны-отсекатели UV 203 и
-останавливаются насосы Н-20112
-закрываются клапаны отсекатели UV 242
UV 243 и UV 317 UV 318 на топливном газе к основным и пилотным горелкам печей;
UV 245 и UV 315 UV 316 на прямом и обратном трубопроводах жидкого топлива печей
Повышение и понижение уровня легкого бензина
-закрывается клапан-отсекатель UV 209
-открывается клапан-отсекатель UV 209
-останавливаются насосы Н-20112 Н-30112.
Повышение и понижение уровня
-останавливается насос Н-20212
Повышение и понижение уровня раздела фаз (сероводородная водалегкий бензин)
-закрывается клапан-отсекатель UV 215
-открывается клапан-отсекатель UV 215
-останавливается насос Н-20312
Повышение и понижение уровня сырья-фракции
-закрывается клапан-отсекатель UV 201
Понижение уровня уплотнительной жидкости
-останавливается насос Н-20112
-закрывается клапан-отсекатель UV 504
-открывается клапан-отсекатель UV 504;
-останавливается компрессор ЦК-301;
Повышение и понижение уровня нестабиль-ного катализата
-останавливается насос Н-30212
Повышение и понижение уровня стабильного катализата
-останавливается насос Н-30312
Повышение и понижение уровня нестабильной головки
-останавливается насос Н-30412
Повышение и понижение уровня водного раствора щелочи
-останавливается насос Н-308
-останавливается насос Н-308.
Повышение и понижение уровня сернисто-щелочных стоков
-закрывается клапан-отсекатель UV 505.
-открывается клапан-отсекатель UV 505
Повышение и понижение уровня водного раствора щелочи поз. LIAS 3416
-останавливается насос Н-317
Повышение и понижение уровня керосина поз. LIAS 3417
-останавливается насос Н-30912
Повышение и понижение уровня четыреххлористого углерода
-останавливается насос Н-305123
Повышение и понижение уровня этилмеркаптана
-останавливается насос Н-312
Повышение и понижение уровня водного раствора аммиака
-останавливается насос Н-316
Повышение и понижение уровня воды
-останавливается насос Н-315
Повышение и понижение уровня антиокислителя
-останавливается насос Н-313
Повышение и понижение уровня ингибитора полимеризации
-останавливается насос Н-314
Повышение и понижение уровня конденсата водяного пара
-останавливается насос Н-307
Повышение и понижение уровня некондиционного продукта
-останавливается насос Н-310
-останавливаются насосы Н-31112;
-закрываются клапаны-отсекатели UV 5151 (или UV 5152) и UV 514.
-открываются клапаны-отсекатели UV 5151 (или UV 5152) и UV 514
-останавливаются насосы Н-31112
-закрываются клапаны-отсекатели UV 5151 (или UV 5152) и UV 514;
-включается насос Н-3111 или Н-3112
Повышение и понижение
Уровня легких углеводородов
уровня легких углеводородов
Понижение уровня уплотнительной жидкости
-останавливается насос Н-30112
-останавливается насос Н-31112
5Аналитический контроль
Наличие газовой фазы в горячей оборотной воде
Паропровод на выходе из котла утилизатора
Солесодержание пара водяного перегретого
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕЧИ
На выходе из радиантной камеры печи
Повышение температуры дымовых газов
поз. PIAS 4220B действия см. в п. 2.12
Трубопровод на выходе из печи
Повышение температуры газосырьевой смеси
-закрывается клапан-отсекатель UV 242 на топливном газе к основным горелкам печи
-с задержкой по времени в 1 час закрывается клапан-отсекатель UV 243 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 244 на прямом мазуте к горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 245 на обратном мазуте
Трубопровод перед основными горелками печи
Повышение и понижение давления топливного газа
-закрывается клапан-отсекатель UV 242 на топливном газе к основным горелкам печи.
Пилотные горелки горят.
Трубопровод перед пилотными горелками печи
Понижение давления природного газа
-закрывается клапан-отсекатель UV 242 на топливном газе к основным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 243 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 245 на обратном мазуте.
Повышение давления (падение
разрежения) дымовых газов
Понижение давления газосырьевой смеси гидроочистки
поз. TIASH 4100B или с поз. QIRAS 4501B
Прекращается отопление печи:
-закрывается клапан-отсекатель UV 244 на прямом мазуте к горелкам печи.
Прекращается подача газосырьевой смеси гидроочистки в печь:
-останавливается компрессор ПК-20112;
-останавливается насос Н-20112.
Подается пар в объем печи: открывается электрозадвижка Z 221
Трубопровод на входе в печь
Трубопровод к горелкам печи
Понижение давления жидкого топлива
1.3Аналитический контроль
Дымоход на выходе из печи
Понижение и повышение содержания кислорода в дымовых газах
При одновременном срабатывании с поз. PIAS 4220B действия см. п. 2.12
Основные горелки печи
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе и прямом мазуте к основной горелке № 1 соответственно UV 405A и
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе и прямом мазуте к основной горелке № 2 соответственно UV 405B и
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе и прямом мазуте к основной горелке № 3 соответственно UV 405C и
Пилотные горелки печи
-закрывается клапан-отсекатель соответствую-
щего ЗЗУ: SV 4601D SV 4601E SV 4601F на природном газе к пилотным горелкам
№ 1 №2 и №3 соответственно;
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе и прямом мазуте к основной горелке № 3 соответственно UV 405C
поз. PIAS 4221B действия см. п. 2.30
Повышение температуры стабильного гидрогенизата
-закрывается клапан-отсекатель UV 230 на топливном газе к основным горелкам печи;
-с задержкой по времени в 1 час закрывается клапан-отсекатель UV 231 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 232 на прямом мазуте к горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 233 на обратном мазуте
-закрывается клапан-отсекатель UV 230 на топливном газе к основным горелкам печи.
-закрывается клапан-отсекатель UV 230 на топливном газе к основным горелке печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 231 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 233 на обратном мазуте.
-закрывается клапан-отсекатель UV 231 на природном газе к пилотным горелкам печи.
-закрывается клапан-отсекатель UV 232 на прямом мазуте к горелкам печи.
Понижение давления стабильного гидрогенизата
поз. TIAS 4101B или с поз. QIRAS 4502B
-закрывается клапан-отсекатель UV 232
на прямом мазуте к горелкам печи.
-закрывается клапан-отсекатель UV 233
Прекращается подача стабильного
гидрогенизата в печь:
Открывается электрозадвижка Z 223.
Подается пар в объем печи.
Открываются электрозадвижки Z 224
Z 2251234. Подается пар в змеевик печи на эвакуацию продукта
Понижение давления стабильного гидрогенизата
на прямом мазуте к горелкам печи;
Уменьшение расхода стабильного гидрогенизата
-закрывается клапан-отсекатель UV 230
на топливном газе к основным горелкам печи;
С задержкой по времени в 1 час:
-закрывается клапан-отсекатель UV 231
на природном газе к пилотным горелкам печи;
-останавливается насос Н-20212;
-открываются электрозадвижки Z 224
Подается пар в змеевик печи на эвакуацию продукта
Трубопровод на входе в печь (по потокам)
Уменьшение расхода стабильного гидрогенизата
2.4Аналитический контроль
Дымоход на выходе из печи.
поз. PIAS 4221B действия см. в п. 2.30
Основные горелки печи.
-закрывается клапан-отсекатель на топливном газе к основным горелкам № 1 и № 2 № 3 и
№ 4 № 5 и № 6 № 7 и № 8 соответственно
UV 407A UV 407B UV 407C UV 407D;
закрывается клапан-отсекатель на прямом мазуте к горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 № 7 и № 8 соответственно UV 408A
UV 408B UV 408C UV 408D.
Пилотные горелки печи.
-закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ: SV 4602I SV 4602J
SV 4602K SV 4602L SV 4602M SV 4602N
SV 4602P SV 4602Q на природном газе к пилотным горелкам № 1 № 2 № 3 № 4 № 5
№ 6 № 7№ 8 соответственно;
-закрывается клапан-отсекатель на прямом мазуте к горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 № 7 и № 8 соответственно UV 408A
-ой радиантной камеры печи
поз. PIAS 4255B действия см. п. 2.63
поз. PIAS 4256B действия см. п. 2.65
-ей радиантной камеры печи
поз. PIAS 4257B действия см. п. 2.67
Трубопровод на выходе из
-закрывается клапан-отсекатель UV 317
-с задержкой по времени в 1 час закрывается клапан-отсекатель UV 318 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 315
-закрывается клапан-отсекатель UV 316
Трубопровод перед основными горелками печи
Повышение и понижение давления
-закрывается клапан-отсекатель UV 317 на топливном газе к основным горелкам печи.
Трубопровод перед пилотной горелкой печи
-закрывается клапан-отсекатель UV 317 на топливном газе к основным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 318 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 315 на прямом мазуте к горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 316 на обратном мазуте.
Трубопровод на выходе из радиантной камеры печи
разрежения) дымовых газов
-закрывается клапан-отсекатель UV 315 на прямом мазуте к горелкам печи.
Понижение давления газосырьевой смеси риформинга
При одновременном срабатывании c
поз. TIAS 4123B или с поз. QIRAS 4505B
-закрывается клапан-отсекатель UV 316 на обратном мазуте
Прекращается подача газосырьевой смеси риформинга в печь П-301:
-останавливается насос Н-30112.
Открываются электрозадвижки Z 325 Z 326.
Подается пар в объем радиантной камеры и камеры конвекции печи П-3011
поз.TIAS 4124B или TIAS 4125B или TIAS 4126B или TIAS 4127B или QIRAS 4505B
открываются электрозадвижки Z 324 Z 326.
Подается пар в объем радиантных камер и камер конвекции печи П-3012
поз.TIAS 4128B или TIAS 4129B или QIRAS 4505B
Открываются электрозадвижки Z 323 Z 326.
Подается пар в объем радиантных камер и камер конвекции печи П-3013
Трубопровод к горелкам печи
Понижение давления жидкого топлива
П-3012 (2 и 3 камеры)
П-3012 (4 и 5 камеры)
П-3013 (6 и 7 камеры)
Трубопровод на входе в печь
Понижение давления газосырьевой смеси
3.3Аналитический контроль
При одновременном срабатывании с
поз. PIAS 4255B или PIAS 4256B или
PIAS 4257B действия см. в п. 2.63 2.65 2.67
Основные горелки печи
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 1 и
№ 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно
UV 411A UV 411B UV 411C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 412A UV 412B
Пилотные горелки горят
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 1и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 413A UV 413B UV 413C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 414A UV 414B
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 7 и
№ 8 № 9 и № 10 № 11 и № 12 соответственно
UV 415A UV 415B UV 415C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 7 и № 8 № 9 и № 10 № 11 и № 12 соответственно UV 416A UV 416B
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 13 и
№ 14 № 15 и № 16 № 17 и № 18 соответственно UV 417A UV 417B UV 417C;
-закрываются клапаны-отсекатели на
прямом мазуте к горелкам № 13 и № 14 № 15 и № 16 № 17 и № 18 соответственно UV 418A
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 19 и
№ 20 № 21 и № 22 № 23 и № 24 соответственно UV 419A UV 419B UV 419C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 19 и № 20 № 21 и № 22 № 23 или № 24 соответственно UV 420A
UV 421A UV 421B UV 421C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 1и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 422A UV 422B
UV 423A UV 423B UV 423C.
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 7и № 8 № 9 и № 10 № 11 и № 12 соответственно UV 424A UV 424B
Пилотные горелки печи
-закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4605G
SV 4605H SV 4605I SV 4605J SV 4605K
SV 4605L на природном газе к пилотным горелкам;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 1и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 412A UV 412B
-закрывается клапан-отсекатель соответ-ствующего ЗЗУ поз. SV 4606G SV 4606H
SV 4606I SV 4606J SV 4606K SV 4605L на природном газе к пилотным горелкам;
UV 413A UV 413B UV 413C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 1и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 414A UV 414B
-закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4607G
SV 4607H SV 4607I SV 4607J SV 4607K
SV 4607L на природном газе к пилотным горелкам;
прямом мазуте к горелкам № 7и № 8 № 9 и
№ 10 № 11 и № 12 соответственно UV 416A UV 416B UV 416C.
-закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4608G
SV 4608H SV 4608I SV 4608J SV 4608K
SV 4608L на топливном газе к пилотным горелкам.
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 13 и
№ 14 № 15 и № 16 № 17 и № 18 соответственно UV 417A UV 417B UV 417C.
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 13 и № 14 № 15 и № 16 № 17 и № 18 соответственно UV 418A
-закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4609G
SV 4609H SV 4609I SV 4609J SV 4609K
SV 4609L на природном газе к пилотным горелкам;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 19 и № 20 № 21 и № 22 № 23 и № 24 соответственно UV 420A
закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4610G
SV 4610H SV 4610I SV 4610J SV 4610K
SV 4610L на природном газе к пилотным горелкам;
-закрываются клапаны-отсекатели на топливном газе к основным горелкам № 1и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 421A UV 421B UV 421C;
Закрывается клапан-отсекатель соответствующего ЗЗУ поз. SV 4611G
SV 4611H SV 4611I SV 4611J SV 4611K
SV 4611L на природном газе к пилотным горелкам;
UV 423A UV 423B UV 423C;
-закрываются клапаны-отсекатели на прямом мазуте к горелкам № 7 и № 8 № 9 и № 10 № 11
и № 12 соответственно UV 424A UV 424B
На выходе из радиантной камеры печи
поз. PIAS 4222B действия см. в п. 2.105
Повышение температуры газо-сырьевой смеси гидроочистки
Трубопровод на выходе из печи
Повышение температуры газосырьевой смеси гидроочистки
-закрывается клапан-отсекатель UV 305
- с задержкой по времени в 1 час закрывается клапан-отсекатель UV 306 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 307 на прямом мазуте к горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 308 на обратном мазуте
Трубопровод перед основной горелкой печи
-закрывается клапан-отсекатель UV 305 на топливном газе к основным горелкам печи.
Трубопровод перед пилотной горелкой печи
-закрывается клапан-отсекатель UV 305 на топливном газе к основным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 306 на природном газе к пилотным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 308 на обратном мазуте.
разрежения) дымовых газов поз. PIRCA 4292A
Понижение давления стабильного катализата
Понижение давления стабильного катализата
поз. TIASH 4102B или с поз. QIRAS 4503B
Прекращается подача стабильного катализата в печь:
-Открывается электрозадвижка Z 328.
Открываются электрозадвижки Z 329
Подается пар в змеевики печи на эвакуацию продукта
-закрывается клапан-отсекатель UV 307 на прямом мазуте к горелкам печи.
Уменьшение расхода стабильного катализата
-закрывается клапан-отсекатель UV 308 на обратном мазуте;
-с задержкой по времени в 1 час:
-закрывается клапан-отсекатель UV 306
на природном газе к пилотным горелкам печи.
4.4Аналитический контроль
Дымоход на выходе из печи
поз. PIAS 4222B действия см. в п. 2.105
-закрывается клапан-отсекатель на топливном газе к основным горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 UV 409A UV 409B UV 409C;
-закрывается клапан-отсекатель на прямом мазуте к горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 410A UV 410B
-закрывается клапан соответствующего ЗЗУ
поз. SV 4603G SV 4603H SV 4603I SV 4603J SV 4603K SV 4603L на природном газе к пилотной горелке;
-закрывается клапан-отсекатель на топливном газе к основным горелкам № 1 и № 2 № 3 и № 4 № 5 и № 6 соответственно UV 409A UV 409B UV 409C;
поз. PIAS4228D действия см. в п. 2.126
Повышение температуры ВСГазота
-закрывается клапан-отсекатель UV 300 на природном газе к основным горелкам печи;
-с задержкой по времени в1час закрывается клапан-отсекатель UV 301 на природном газе к пилотным горелкам печи
Повышение и понижение давления природного газа
-закрывается клапан-отсекатель UV 300 на природном газе к основным горелкам печи.
Трубопровод перед пилотными горелками печи
-закрывается клапан-отсекатель UV 300 на природном газе к основным горелкам печи;
-закрывается клапан-отсекатель UV 301 на природном газе к пилотным горелкам печи.
-закрывается клапан-отсекатель UV 301 на природном газе к пилотным горелкам печи
Понижение давления ВСГазота
поз. TIAS 4115B или с поз. QIRAS 4504B
-закрывается клапан-отсекатель UV 300 на природном газе к основным горелкам печи.
Прекращается подача ВСГ в печь:
-закрывается клапан-отсекатель UV 528
-открывается электрозадвижка Z 332. Подается пар в объем печи
5.3Аналитический контроль
поз. PIAS 4228D действия см. в п. 2.126
-закрывается клапан-отсекатель на природном газе к основной горелке № 1 UV 401A .
-закрывается клапан-отсекатель на топливном газе к основной горелке № 2 UV 401B.
-закрывается клапан-отсекатель на топливном газе к основной горелке № 3 UV 401C .
-закрывается клапан-отсекатель на природном газе к пилотной горелке № 1 № 2 и № 3 соответствующего ЗЗУ поз. SV 4604D
-закрывается клапан-отсекатель на природном газе к основной горелке № 1 UV 401A
-закрывается клапан-отсекатель на природном газе к основной горелке № 2 UV 401B
-закрывается клапан-отсекатель на природном газе к основной горелке № 3 UV 401C
Понижение и повышение уровня
конденсата топливного газа
-закрывается клапан-отсекатель UV 425.
-открывается клапан-отсекатель UV 425.
Наружная установка.
Довзрывоопасные концентрации
Звуковая сигнализация на наружной установке: включается сирена QA 5500
Реактор Р-301 теплообменник Т-301
Звуковая сигнализация на наружной установке: включается сирена QA 5501
С-304 теплообменник Т-311
Ёмкости Е-308 Е-310 насос
Ёмкость Е-309 холодильник
Теплообменник Т-202 холодильники
Х-201 Х202 емкость С-201
Звуковая сигнализация на наружной установке: включается сирена QA 5502
Звуковая сигнализация на наружной установке: включается сирены QA 550312
Звуковая и световая сигнализация в компрессорной и перед входом в компрессорную: включаются сирены
QA 5504123 и лампы QL 5504123
-включаются аварийные вентсистемы
-обесточивается кран-балка ПТ-12
-включаются аварийные вентсистемы П-3456
Звуковая сигнализация на наружной установке: включается сирены QA 5502
Емкости Е-302 Е-303 Е-313
П р и м е ч а н и е 1
При одновременном срабатывании двух датчиков автоматически прекращается горение в печи П-301 закрываются:
-клапан-отсекатель UV 315 на жидком топливе к печи;
-клапан-отсекатель UV 316 на жидком топливе от печи;
-клапан-отсекатель UV 317 на топливном газе к основным горелкам;
-клапан-отсекатель UV 318 на природном газе к пилотным горелкам.
П р и м е ч а н и е 2
При одновременном срабатывании двух датчиков автоматически прекращается горение в печах П-201 и П-302 закрываются:
-клапан-отсекатель UV 242 на топливном газе к основным горелкам печи П-201;
-клапан-отсекатель UV 243 на природном газе к пилотным горелкам печи П-201;
-клапан-отсекатель UV 244 на жидком топливе к печи П-201;
-клапан-отсекатель UV 245 на жидком топливе от печи П-201;
-клапан-отсекатель UV 305 на топливном газе к основным горелкам печи П-302;
-клапан-отсекатель UV 306 на природном газе к пилотным горелкам печи П-302;
-клапан-отсекатель UV 307 на жидком топливе к печи П-302;
-клапан-отсекатель UV 308 на жидком топливе от печи П-302.
П р и м е ч а н и е 3
При одновременном срабатывании двух датчиков автоматически прекращается горение в печах П-202 и П-303 закрываются:
-клапан-отсекатель UV 230 на топливном газе к основным горелкам печи П-202;
-клапан-отсекатель UV 231 на природном газе к пилотным горелкам печи П-202;
-клапан-отсекатель UV 232 на жидком топливе к печи П-202;
-клапан-отсекатель UV 233 на жидком топливе от печи П-202;
-клапан-отсекатель UV 300 на топливном газе к основным горелкам печи П-303;
-клапан-отсекатель UV 301 на природном газе к пилотным горелкам печи П-303.
КОМПРЕССОРЫ ПК-20112 ЦК-301
Кривошип № 1. Выходной цилиндр
Повышение температуры.
Останов компрессора. Автоматически
закрываются электрозадвижки ZE 61
Кривошип № 3. Выходной цилиндр
Закрываются электрозадвижки ZE 61 ZE 31 ZE 41 ZE 51
Кривошип № 4. Выходной цилиндр
Кривошип № 2. Выходной цилиндр
Коренной подшипник № 1
Повышение температура.
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.
Коренной подшипник № 2
Коренной подшипник № 3
Коренной подшипник № 4
Закрываются электрозадвижки ZE 61
Повышение и понижение температуры смазочного масла.
Трубопровод подачи смазочного масла (после фильтра)
Повышение температуры смазочного масла поз. TE 7121
Разрешение на пуск компрессора при температуре выше 22 °С
Корпус кривошипа № 1 компрессора
Корпус кривошипа № 2 компрессора
Корпус кривошипа № 3 компрессора
Корпус кривошипа № 4 компрессора
закрываются электрозадвижки ZE 61 ZE 31 ZE 41
Обмотка статора приводного электро-двигателя
Продолжение таблицы 5.2
приводного электро-двигателя
приводного электродвигателя
Дожимной контур компрессора. Гаситель пульсаций на всасе
Повышение и понижение давления водородсодержащего газа
Разрешение на пуск компрессора в интервале от 1034 до 1310 кПа.
ный контур компрессора.
Гаситель пульсаций на всасе
Разрешение на пуск компрессора в интервале от 1034 до 2861 кПа.
Дожимной контур компрессора. Гаситель пульсаций на нагнетании
Повышение давления водородсодер-
Гаситель пульсаций на нагнетании
Останов компрессора. Автоматически закрываются электрозадвижки ZE 61
Понижение давления смазочного масла
Пуск пускового маслонасоса при давлении ниже 241 кПа.
Разрешение пуска при давлении выше 1724 кПа
Трубопровод до и после фильтра смазочного масла
Буферная панель продувки
Понижение давления азота
Картер корпуса компрессора
Понижение уровня смазочного масла поз. LT 7011
1.5 Механические блокировки
Запорное устройство (палец) валоповорота
Наличие сигнала не дает разрешения на пуск компрессора
закрываются электрозадвижки ZE 62
№ 4. Выходной цилиндр
Повышение температуры смазочного масла поз. TE 7122
Разрешение на пуск компрессора при температуре выше 22 оС
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Останов компрессора. Автоматически закрываются электрозадвижки ZE 62 ZE 32 ZE 42 ZE 52
Повышение давления водородсодержащего газа
Пуск пускового маслонасоса при давлении ниже 241 кПа
Разрешение на пуск компрессора при давлении выше 1724 кПа
Понижение уровня смазочного масла поз. LT 7012
2.5. Механические блокировки
Трубопровод смазочного масла на подаче к компрессору (нагнетание насоса)
Повышение и понижение температуры смазочного масла
Разрешение на пуск компрессора при
температуре выше 21 оС
Подшипник. Приводной конец двигателя
Останов компрессора. Автоматически закрываются электрозадвижки Z 302 Z 304
Подшипник. Неприводной конец двигателя
Статор двигателя. Обмотка фазы 1
Статор двигателя. Обмотка фазы 2
Статор двигателя. Обмотка фазы 3
Радиальный подшипник.
Приводной конец низкооборот-
Неприводной конец низкооборот-
Наружный упорный подшипник
Приводной конец высокооборот-
Нериводной конец высокооборот-
Подшипник. Приводной конец компрессора
Подшипник. Неприводной конец компрессора
Внутренний упорный подшипник
Коллектор смазочного масла
Разрешение пуска при давлении выше 084 кгссм2.
Трубопровод смазочного масла на нагнетании маслонасосов
Трубопровод до и после фильтра уплотняющего газа
Трубопровод уплотняющего газа со стороны привода
Понижение перепада давления
Трубопровод уплотняющего газа не со стороны привода
Трубопровод до и после фильтра разделитель-ного газа
Трубопровод разделитель-ного газа
Через 30 мин останов компрессора. Автоматически закрываются электрозадвижки Z 302 Z 304
Разрешение пуска при давлении более 1406
( вентиляционный сброс)
Бак смазочного масла
Понижение уровня смазочного масла поз. LIT 252
Неприводной конец электродвига-теля
Повышение радиальной вибрации по оси X
Повышение радиальной вибрации по оси Y
Приводной конец низкооборот-ного вала редуктора
Повышение радиальной вибрации по оси Х
Повышение радиальной вибрации по оси Y
Неприводной конец низкооборот-ного вала редуктора
Неприводной конец низкооборотно-
Приводной конец высокооборот-ного вала редуктора
Неприводной конец высокооборот-ного вала редуктора
Приводной конец компрессора
Повышение радиальной вибрации по оси Y поз. VE 701Y
Неприводной конец компрессора
Повышение радиальной вибрации по оси Х поз. VE 702X
Повышение радиальной вибрации по оси Y поз. VE 702Y
Высокоскорост-ной вал редуктора
Радиальная вибрация по оси приводного конца двигателя
Повышение радиальной вибрации по оси X
3.5 Осевое положение
Осевое положение неприводного конца компрессора
(колебания амплитуды)
Окончание таблицы 5.2
Осевое положение неприводного конца низкоборотного вала редуктора
П р и м е ч а н и е: 1) В графе 3 указан машинный код контролируемого параметра в системе управления.
) Все позиции имеющие в своей аббревиатуре букву "S" заведены в СПАЗ.

icon 294-05-540-TR Part_3 page73-75.dwg

294-05-540-TR Part_3 page73-75.dwg
Схема трубопроводов II-й системы оборотного водоснабжения (В12
Обвязку приборами К и А
воды котла-утилизатора
Приямок для сбора продувочной
СППК4Р-80-40 (17с21нж)
Схема трубопроводов сернисто-щелочных сточных вод (К9
Примечание - условные обозначения КиА см. приложение 12.1
Схема трубопроводов I-й системы оборотного водоснабжения (В10

icon 292-05-540-TR Part_10.doc

10ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ И НОРМАТИВНО-
ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
1Перечень обязательных инструкций
Наименование инструкции
I ИНСТРУКЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИИ
Порядок оказания первой помощи пострадавшему на производстве
Порядок организации безопасного проведения газоопасных работ на объектах предприятия
Порядок организации и проведения земляных работ на территории предприятия
Порядок организации работы на копировально-множительной технике
Порядок организации работы на персональных электронно-вычислительных машинах
Порядок организации безопасного проведения работ по уборке территории предприятия
Порядок организации и проведения дежурств на предприятии
Порядок организации и производства ремонтных работ на объектах предприятия
Порядок организации безопасного проведения работ по зачистке резервуаров (емкостей для хранения нефтепродуктов) от остатков нефтепродуктов
Порядок организации и проведения работ на высоте на объектах предприятия
Порядок расследования и учёта микротравм на предприятии
Порядок организации безопасного проведения огневых работ на объектах предприятия
Порядок организации и проведения технического расследования причин инцидентов на предприятии
Продолжение таблицы 10.1
Порядок обеспечения пожарной безопасности на территории предприятия
Порядок организации безопасного движения транспортных средств и пешеходов на территории предприятия
Порядок обеспечения хранения и использования средств индивидуальной защиты органов дыхания на объектах предприятия
По организации безопасного выполнения погрузо-разгрузочных работ на объектах предприятия
О порядке организации и проведения учебно-тренировочных занятий и учебных тревог по отработке планов локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН) на объектах предприятия
Положение по осуществлению производственного контроля за соблюдением требований ПБ на опасных производственных объектах предприятия
Порядок организации и проведения работ по безопасной остановке на длительный период консервации и расконсервации опасных производственных объектов предприятия
Об удостоверении о проверке знаний
Руководство по управлению промышленной безопасностью охраной труда и окружающей среды
Инструктажи обучение и проверка знаний руководителей специалистов и персонала предприятия
Положение по организации системы управления охраной окружающей среды
Порядок реагирования на отклонения выявленные в результате инструментально-лабораторного контроля в области промышленной безопасности охраны труда и окружающей среды
О действиях персонала предприятия при неблагоприятных метеоусловиях
II ИНСТРУКЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
Инструкция по эксплуатации молниезащиты и защиты от статистического электричества
Инструкция по эксплуатации электропривода машин и механизмов (насосов компрессоров вентиляторов и др.)
Инструкция по очистке воздуха для КИП и А на установках
Инструкция о взаимодействиях и действиях диспетчера завода сменного мастера цеха №19 и персонала технологических цехов по ограничению потребления электрической мощности в аварийных ситуациях в энергосистеме и угрозы остановки ТЭЦ-2
Инструкция по охране воздушных и кабельных линий электропередач организации безопасного проведения ремонтных работ и технического обслуживания технологических и кабельных эстакад в местах их пересечения воздушными линиями электропередач и при работах в охранной зоне ВЛ.
III ИНСТРУКЦИИ ОТДЕЛА МЕТРОЛОГИИ
Инструкция по обеспечению режима безопасной эксплуатации АСУ ТП технологических установок
IV ЦЕХОВЫЕ ИНСТРУКЦИИ
Инструкция по приему и сдаче вахты ведению вахтового журнала и режимных листов установки каталитического риформинга № 12 типа Л-3511300-400 цеха № 3
Инструкция по охране труда для оператора технологической установки цеха № 3 топливного производства
Инструкция по охране труда для машинистов компрессорных установок цеха № 3 топливного производства
Инструкция по охране труда для машиниста технологических насосов цеха № 3 топливного производства
План локализации аварийных ситуаций установки № 12
Инструкция по пожарной безопасности в цехе № 3 топливного производства
Инструкция по эксплуатации и техническому обслуживанию установки пенного пожаротушения на установке № 11 цеха № 3
Инструкция по применению щелочного раствора на технологических объектах цеха № 3
Инструкция по пользованию дыхательным аппаратом АП-98-7К
Инструкция по охране труда персонала на время среднесрочной и (или) длительной остановки объекта
Инструкция по режиму работы при неблагоприятных метеоусловиях в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации ревизии ремонту и отбраковке технологических трубопроводов в цехе № 3
Инструкция по порядку проведения пневматического испытания трубопроводов
Инструкция по устройству безопасной эксплуатации и обслуживанию трубопроводов пара и горячей воды в цехе № 3
Инструкция для работников обслуживающих трубопроводы пара и горячей воды в цехе № 3
Инструкция по консервации оборудования и технологических трубопроводов
Инструкция по эксплуатации грузоподъемных кранов в цехе № 3
Инструкция о периодичности ремонтов и технических освидетельствований грузоподъемных кранов в цехе № 3
Инструкция для слесарей по ремонту грузоподъемных кранов в цехе № 3
Инструкция для стропальщиков (зацепщиков) обслуживающих грузоподъемные краны
Инструкция по эксплуатации мотокосы в цехе № 3 топливного производства
Инструкция по правилам эксплуатации и безопасному обслуживанию резервуарных парков цеха № 3
Инструкция по эксплуатации центробежных насосов
Инструкция по эксплуатации плунжерных насосов
Инструкция по эксплуатации торцевых уплотнений в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации поршневых компрессоров ПК-20112 установки № 12 цеха № 3
Инструкция по эксплуатации центробежного компрессора ЦК-301 установки № 12 цеха № 3
Инструкция по обслуживанию центробежного компрессора ЦК-301 установки № 12 цеха № 3
Инструкция по обслуживанию поршневого компрессора ВК-3
Инструкция по эксплуатации котла-утилизатора на установке № 12 цеха № 3
Инструкция по эксплуатации технологических печей в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации вентиляционных систем в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации воздуходувок и дымососов в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации зданий и сооружений в цехе № 3
Инструкция по эксплуатации предохранительных клапанов в цехе № 3
Технологическая инструкция по сушке и первому нагреву в процессе ввода в эксплуатацию тепловых агрегатов с футеровкой из легкого жаростойкого бетона установок типа ЛК-6У ЭЛОУ-АВТ-6 и др.".-
Москва: НИИЖБ 1976 г.
Описание 3 компенсаторного комбинированного теплообменника
сырье эффлюент ПАКИНОКС
Рекомендации по установке 3 компенсаторного комбинированного теплообменника сырье эффлюент ПАКИНОКС
Процедура запуска и остановки трехкомпенсаторного комбинированного теплообменника сырье эффлюент фирмы ПАКИНОКС
Комбинированный теплообменник сырье эффлюент ПАКИНОКС
Рекомендации по восстановлению катализатора
Рекомендации по контролю испытанию и техобслуживанию 3 компенсаторного комбинированного теплообменника
сырье эффлюент ПАКИНОКС
Возможные причины ухудшения гидро и тепло характеристик 3 компенсаторного комбинированного теплообменника
Возможные причины ухудшения механических характеристик 3 компенсаторного комбинированного теплообменника
Инструкции по химической чистке 3хкомпенсаторного комбинированного теплообменника сырье эффлюент ПАКИНОКС
Процедура установки разборки чистки инжекционных трубок трехкомпенсаторного комбинированного теплообменника
V Технологическая документация
Технологический регламент установки каталитического риформинга ПР 22-35-111000
2Нормативно-техническая документация
(Приводится справочно)
О промышленной безопасности опасных производственных объектов от 21.07.1997 № 116-ФЗ (ред. от 09.05.2005)
О пожарной безопасности от 21.12.1994 № 69-ФЗ
(ред. от 02.02.2006)
Об охране окружающей среды от 10.01.2002 № 7-ФЗ
(ред. от 31.12.2005)
Об основах охраны труда в Российской Федерации от 17.07.1999 № 181-ФЗ (ред. от 09.05.2005 с изм. от 26.12.2005)
О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера от 21.12.1994 № 68-ФЗ (ред. от 22.08.2004)
Об отходах производства и потребления от 24.06.1998 № 89-ФЗ (ред. от 31.12.2005)
Об охране атмосферного воздуха от 04.05.1999 № 96-ФЗ
Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях от 31.12.2001 № 195-ФЗ (ред. от 22.07.2005)
Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001
№ 197-ФЗ (ред. от 09.05.2005)
Об аварийно- спасательных службах и статусе спасателя от 22.08.1995 № 151-ФЗ (ред. от 09.05.2005)
Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации
Утв. Пост. Правительства РФ от 15.04.2002 № 240
О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации
Утв. Пост. Правительства РФ от 28.03.2001 № 241
(в ред. от 01.02.2005)
ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация
ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования
ССБТ. Общие санитарно-технические требования к воздуху рабочей зоны
ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ССБТ. Средства и методы защиты от шума. Классификация
ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности к рабочим местам
ССБТ. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности
ССБТ. Краны грузоподъемные. Краны контейнерные. Требования безопасности
ССБТ. Сосуды работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности
ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности
ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля
ССБТ. Средства защиты. Рукавицы специальные. Технические условия
ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация
ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка
ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания фильтрующие. Общие технические требования
ССБТ. Одежда специальная защитная средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация
ССБТ. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия
ССБТ. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия
ССБТ. Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия
ССБТ. Коробки фильтрующе-поглощающие для промышленных противогазов. Технические условия
ССБТ. Средства коллективной защиты работающих от воздействия механических факторов
Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов
Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска предупреждающие знаки и маркировочные щитки
Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 05.05.2003 № 29
Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 29.05.2003 № 44
Правила безопасности при использовании неорганических жидких кислот и щелочей
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 22.05.2003 № 35
Правила безопасности при вентиляции дымовых и вентиляционных труб
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 03.12.2001 № 56
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 11.06.2003 № 91
Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами работающими на взрывоопасных и вредных газах
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 05.06.2003 № 61
Правила проектирования изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 10.06.2003 № 81
Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 10.06.2003 № 80
Правила устройства монтажа и безопасной эксплуатации взрывозащищенных вентиляторов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 10.06.2003 № 84
Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов аппаратов котлов и технологических трубопроводов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 09.06.2003 № 77
Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 31.12.1999 № 98
(изм. внес. РД 24.090.102-01)
Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 11.06.2003 № 90
Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 11.06.2003 № 88
Требования к акустико-эмиссионной аппаратуре используемой для контроля опасных производственных объектов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 15.07.1999 № 52
Требования к преобразователям акустической эмиссии применяемым для контроля опасных производственных объектов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 15.07.1999 № 53
Положения о порядке безопасного проведения ремонтных работ на химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 10.12.1998 № 74
(изм. №1 -РДИ 09-501(250)-02)
Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 23.06.2000 № 38
Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ
Утв. Пост. Госгортехнадзора СССР от 20.02.1985
Типовое положение по организации контроля воздушной среды на подконтрольных Госгортехнадзору СССР объектах с химическими процессами
Утв. Пост. Госгортехнадзора СССР от 15.11.1977
Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте
Утв. Пост. Правительства РФ от 10.03.1999 № 263
(ред. от 01.02.2005)
Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 08.12.1997 № 49
Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств оборудования и сооружений на опасных производственных объектах
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 09.07.2002 № 43
Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 14.06.2002 № 25
Положение о порядке разработки и содержании раздела "Безопасная эксплуатация производств" технологического регламента
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 18.12.1998 № 77
(изм. №1 - РДИ 09-504 (251)-02)
Методические рекомендации по разработке технологического регламента на производство продукции нефтеперерабатывающей промышленности
Утв. Приказом Минэнерго РФ от 30.09.2003 № 393
Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах
Утв. Пост. Правительства от 25.12.1998 № 1540
Инструкция по организации выдачи в центральном аппарате Федеральной службы по экологическому технологическому и атомному надзору разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах
Утв. Приказом Ростехнадзора от 04.10.2004 № 111
(изм. № 1 от 21.02.2005)
Положение о регистрации оформлении и учете разрешений на изготовление и применение технических устройств в системе Госгортехнадзора России
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 10.12.1998 №2 39
Перечень технических устройств применяемых на опасных производственных объектах и подлежащих обязательной сертификации
Утв. Госгортехнадзором России Госстандартом России от 03.08.2001
Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов подконтрольных Госгортехнадзору России
Утв. Пост. Госгортехнадзора России от 30.04.2002 № 21
О порядке применения импортного оборудования
Письмо Госгортехнадзора России от 26.03.1993 № 01-17129
О порядке утверждения технологических регламентов на производство продукции
Приказ Миннефтехимпрома СССР от 29.10.1990 № 580
Положения о газоспасательных формированиях
Утв. Приказом Минпромнауки от 05.06.2003 согл. с Госгортехнадзором России письмом № АС 04-35373 от 16.05.2003
Устав аварийно- спасательных формирований по организации и ведению газоспасательных работ
Правила устройства электроустановок. ПУЭ: изд. 6-е перераб. и доп. Энергоатомиздат 1986 г.
Правила устройства электроустановок. ПУЭ: изд. 7-е раздел 6 раздел 7 глава 7.1 глава 7.2
Утв. Приказом Минэнерго России 06.10.1999
Правила устройства электроустановок. ПУЭ: изд. 7-е раздел 1 глава 1.1 глава 1.2 глава 1.9
Утв. Приказом Минэнерго России 08.02.2002 № 204
Правила устройства электроустановок. ПУЭ: изд. 7-е раздел 4 глава 4.1 глава 4.2 2003
Утв. Приказом Минэнерго России 20.06.2003 № 242
Правила эксплуатации электроустановок потребителей
Утв. Госэнергонадзором 31.03.1992: изд. 5 с изм. и доп. 2002
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителя
Утв. Приказом Министерства энергетики РФ от 13.01.2003 № 6
Правила защиты от статического электричества в производствах химической нефтехимической нефтеперерабатывающей промышленности
Утв. Миннефтехимпромом СССР от 31.01.1972
Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Утв. Минэнерго России от 24.03.2003 № 115
СО 153-34.21.122-2003
Инструкция по устройству молниезащиты зданий сооружений и промышленных коммуникаций
Утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 280
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.
Утв. Минэнерго СССР 12.10.1987 согл. с Госстроем СССР 30.07.1987
Пожарная техника. Классификация пожаров
СПКП. Пенообразователи для тушения пожаров. Номенклатура показателей
СПКП. Огнетушители. Номенклатура показателей
Пожарная техника. Термины и определения
ССБТ. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования
Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание
Порошки огнетушащие. Общие технические требования и методы испытания
Головки соединительные для пожарного оборудования. Типы основные параметры и размеры
Техника пожарная. Огнетушители передвижные. Общие технические требования. Методы испытания
Техника пожарная. Стволы пожарные лафетные комбинированные. Общие технические требования. Методы испытаний
Гидранты пожарные подземные. Технические условия
Стволы пожарные ручные. Технические условия
Правила пожарной безопасности в Российской Федерации
Утв. Приказом МЧС России от 18.06.2003 № 313
Порядок участия органов государственного пожарного надзора в работе комиссий по приемке в эксплуатацию законченных строительных объектов
Утв. Приказом ГУ ГПС МВД России от 06.12.1993 № 521
Установки газового пожаротушения автоматические. Устройства распределительные. Общие технические требования. Методы испытаний
Утв. Приказом ГУ ГПС МВД России
Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре в зданиях и сооружениях
Утв. Приказом МЧС России от 20.06.2003 № 323
Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
Утв. Приказом МЧС России от 18.06.2003 № 314
Перечень зданий сооружений помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией
Утв. Приказом МЧС России от 18.06.2003 № 315
Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды размеры. Общие технические требования
Утв. Приказом ГУ ГПС МВД России от 24.07.1997 № 46
Обеспечение пожарной безопасности предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности: рекомендации
Утв. ФГУ ВНИИПО МЧС России 24.05.2004
Автоматические системы пожаротушения и пожарной сигнализации. Правила приемки и контроля. Методические рекомендации
Разраб. ВНИИПО М. 1999 г.
Перечень продукции подлежащей обязательной сертификации в области пожарной безопасности
Утв. Приказом МЧС России от 08.07. 2002 № 320
Руководящий документ. "Системы и комплексы охранной пожарной и охранно-пожарной сигнализации. Правила производства и приемки работ
Утв. МВД РФ от 12.01.1993
Пособие к руководящему документу "Системы и комплексы охранно-пожарной сигнализации. Правила производства и приемки работ
Утв. ГУВО МВД РФ от 22.12.1993
Рекомендации о технологическом надзоре за выполнением проектных монтажных и пуско-наладочных работ по оборудованию объектов техническими средствами охраны
Утв. МВД России от 23.12.2004
Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности
Утв. Приказом Миннефтехимпрома СССР от 14.03.1986 № 235
Методические указания. Нормы качества питательной воды и пара организация воднохимического режима и химического контроля паровых стационарных котлов-утилизаторов и энерготехнологических котлов
Правила технической эксплуатации трубчатых печей нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Миннефтехимпром 1988 г.
Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для нефтеперерабатывающих производств
Утв. Приказом Минэнерго РФ 27.12.2000 № 162
Ведомственные указания по технологическому проектированию производственного водоснабжения канализации и очистки сточных вод предприятий нефтеперерабатывающей промышленности
СО 153-34.17.439-2003
Инструкция по продлению срока службы сосудов работающих под давлением
Утв. Приказом Минэнерго России от 24.06.2003 № 253
Перечень минимально необходимых средств противоаварийной защиты (сигнализации блокировки) для нефтеперерабатывающих и нефтехимических технологических установок
Миннефтехимпром СССР 1984 г.
Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторов
Утв. Миннефтехимпромом СССР от 30.01.1986
Приемка в эксплуатацию законченных строительных объектов. Основные положения
Утв. Пост. Госстроя СССР от 21.04.1987 № 84
(изм. № 1 (БСТ 2-88))
Несущие и ограждающие конструкции
Утв. Пост. Госстроя СССР от 04.12.1987 № 280
Изоляционные и отделочные покрытия
Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии
Утв. Пост. Госстроя СССР от 13.12.1985 № 223
Внутренние санитарно-технические системы
Утв. Пост. Госстроя СССР от 13.12.1985 № 224
(изм. № 1 (БСТ 4-2000))
Утв. Пост. Госстроя СССР от 31.10.1985 № 178
Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации
Утв. Пост. Госстроя СССР от 31.05.1985 № 73
(изм. № 1 (БСТ 8-90))
Технологическое оборудование и технологические трубопроводы
Утв. Пост. Госстроя СССР от 07.05.1984 № 72
Электротехнические устройства
Утв. Пост. Госстроя СССР от 11.12.1985 № 215
Системы автоматизации
(изм. № 1 (БСТ 2-91))
Автомобильные дороги
Утв. Пост. Госстроя СССР от 20.08.1985 № 133
Благоустройство территорий
Утв. Пост. Госстроя СССР от 25.09.1975 № 158
Организация строительства
Утв. Пост. Госстроя России от 19.04.2004 № 70
Безопасность труда в промышленности. Часть 1. Общие требования
Утв. Пост. Госстроя России от 23.07.2001 № 80
Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство
Утв. Пост. Госстроя России от 17.09.2002 № 123
Пожарная безопасность зданий и сооружений
Утв. Пост. Минстроя России от 13.02.1997 № 18-7
(изм. № 1 (БСТ 7-99) изм. № 2 (БСТ 10-2002))
Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
Утв. Пост. Госстроя России от 23.06.2003 № 114
Решения по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ
Утв. Пост. Госстроя России от 17.09.2002 № 122
Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений
Утв. Пост. Госстроя России от 21.08.2003 № 153
Положения о системах оповещения гражданской обороны
Утв. совм. Приказом МЧС России Госкомсвязи России и ВГТРК от 07.12.1998 № 701212813
О мерах по противодействию терроризму
Утв. Пост. Правительства РФ от 15.09.1999 № 1040
Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий сооружений и иных объектов
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 15.06.2003
Физические факторы производственной среды. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. Санитарные правила и нормы
Утв. пост. Госкомсанэпиднадзора России от 01.10.1996 № 21
Гигиенические требования к естественному искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 06.04.2003
СН 2.2.42.1.8.562-96
Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройки
Утв. пост. Госкомсанэпиднадзора России от 31.10.1996 № 36
Предельно допустимые концентрации ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны
Введ. в действ. пост. Гл. гос. санитарного врача РФ от 30.04.2003 №76 (изм. от 21.12.2003)
Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) вредных веществ в воздухе рабочей зоны
Введ. в действ. пост. Гл. гос. санитарного врача РФ от 30.04.2003 № 72
Перечень веществ продуктов производственных процессов бытовых и природных факторов канцерогенных для человека
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 23.12.1998
(изм. от 05.03.2004)
Гигиенические требования к проектированию вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 22.04.2003
Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 30.05.2003
СанПиН 2.2.0.555-96
Гигиенические требования к условиям труда женщин. Санитарные правила и нормы
Утв. пост. Госкомсанэпиднадзора России от 28.10.1996 № 32
Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 29.07.2005
Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии (кроме разделов 2.1.1 и 2.1.2)
Разраб. ВНИИУС Казань
Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования
Разраб. АООТ НИПИГАЗ (Краснодар) 2000 утв. Приказом Госкомэкологии России
Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час
Утв. Госкомэкологией РФ 09.07.1999
СанПиН 2.1.7.1322-03
Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 30.04.2003 № 80
Санитарные правила установления класса опасности токсических отходов производства и потребления
Утв. Гл. гос. санитарным врачом РФ от 16.06.2003 № 144
Критерии отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей природной среды
Утв. приказом МПР РФ от 15.06.2001 № 511
Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 100 МПа(100 кгссм 2)
Утв. Миннефтехимпромом СССР 01.04.1986
Межотраслевые правила по охране труда при использовании химических веществ
Утв. Пост. Минтруда РФ от 17.09.1997 № 44
Список производств цехов профессий и должностей с вредными условиями труда работа в которых дает право на дополнительный отпуск и сокращенный рабочий день (глава IX "Нефтяная и газовая промышленность")
Утв. Пост. Гос. комитетом Совета Министров СССР от 25.10.1974 № 298П-22 (в ред. 2000 г.)
Инструкция о порядке применения Списка производств цехов профессий и должностей с вредными условиями труда работа в которых дает право на дополнительный отпуск и сокращенный рабочий день
Утв. Пост. Гос. комитетом Совета Министров СССР от 25.11.1975 № 273П-20 (ред. от 15.04.2004)
Об утверждении списков производств работ профессий должностей и показателей дающих право на льготное пенсионное обеспечение (раздел X и раздел XII Список № 1 и Список № 2)
Пост. Кабинета Министров СССР от 26.01.1991 № 10 (ред. от 02.10.1991)
Перечень тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда при выполнении которых запрещается применение труда женщин
Утв. Пост. Правительства РФ от 25.02.2000 № 162
Перечень тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда при выполнении которых запрещается применение труда лиц моложе восемнадцати лет
Утв. Пост. Правительства РФ от 25.02.2000 № 163
Правила обеспечения работников специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты
Утв. Пост. Минтруда РФ от 18.12.1998 № 51 (ред. от 03.02.2004)
Типовые нормы бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви и других средств индивидуальной защиты
работникам сквозных профессий и должностей всех отраслей экономики
Утв. Пост. Минтруда РФ от 30.12.1997 № 69 (ред. от 17.12.2001)
Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной и газовой промышленности (бурение скважин добыча нефти газа газового конденсата; озокерита переработка природного и нефтяного газа газового конденсата; транспортирование и хранение нефти нефтепродуктов и газа; подземная газификация углей; нефтебазы)
Утв. Пост. Минтруда РФ от 26.12.1997 № 67
Типовые нормы бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви по климатическим поясам единым для всех отраслей экономики
Утв. Пост. Минтруда РФ от 31.12.1997 № 70
Утв. Пост. Минтруда РФ от 26.05.2000 № 41 (ред. от 05.03.2004)
Перечень вредных производственных факторов при воздействии которых в профилактических целях рекомендуется употребление молока или других равноценных пищевых продуктов
Утв. Приказом Минздрава РФ от 28.03.2003 № 126
Нормы и условия выдачи молока или других равноценных пищевых продуктов работникам занятым на работах с вредными условиями труда
Утв. Пост. Минтруда РФ от 31.03.2003 № 13

icon 292-05-540-TR Part_6изм.doc

Инжиниринг нефтехимии и нефтепереработки
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ
Наименование установки
Наименование научно-исследовательских проектных организаций принимавших участие в разработке проекта
Состав установки по секциям блокам и узлам
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Описание технологического процесса
Назначение процессов гидроочистки и каталитического риформинга
Химизм процесса гидроочистки
Влияние основных технологических параметров на процесс гидроочистки бензиновых фракций
Химизм процесса каталитического риформинга
Влияние основных технологические параметры на процесс каталитического риформинга
Описание технологической схемы
Секция 200 – предварительная гидроочистка
Секция 300 – каталитический риформинг
Узел осушки газов и регенерации осушителей
Узел подачи сульфидирующего агента в реактор гидроочистки
Узел подачи хлорорганики в реакторы риформинга
Узел приготовления и подачи щелочного раствора
Узел подачи антиокислителя и ингибитора полимеризации
Узел промывки оборудования от отложения солей
Узел охлаждения подшипников насосов и автоматическая система защиты насосного оборудования
Аварийное освобождение и дренирование систем установки
Система обогрева аппаратов и трубопроводов
Снабжение установки азотом
Снабжение установки воздухом
Снабжение компрессорных установок машинным маслом
Описание технологической схемы печного блока
Описание схемы топливоснабжения установки
Описание технологической схемы узла утилизации тепла дымовых газов технологических печей
Описание схемы теплоснабжения установки
Описание схем водоснабжения и водоотведения
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Аналитический контроль технологического процесса
Перечень блокировок и сигнализаций
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ УСТАНОВКИ ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
Общие положения пуска
Приём энергоресурсов на установку
Подготовительные операции перед пуском установки
Основные положения пуска установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000 в нормальных условиях
Основные положения пуска секции гидроочистки при нормальных условиях
Основные положения пуска секции риформинга при нормальных условиях
Пуск оборудования узла утилизации тепла
Нормальная эксплуатация установки
Нормальная эксплуатация секции предварительной гидроочистки
Нормальная эксплуатация секции каталитического риформинга
Нормальная эксплуатация печей
Нормальная эксплуатация оборудования узла утилизации тепла
Особенности пуска и эксплуатации установки в зимнее время
Нормальная остановка установки
Остановка секции предварительной гидроочистки
Остановка секции каталитического риформинга
Регенерация катализатора блока гидроочистки
Регенерация катализатора секции риформинга
Выгрузка катализаторов
Нормальная остановка печей
Нормальная остановка оборудования узла утилизации тепла
БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
Характеристика опасностей производства
Характеристика технологического процесса с точки зрения его взрывопожароопасности токсичности. Наиболее опасные места на установке
Основные опасности производства
Общие требования безопасности к технологическому процессу. Комплекс технических технологических и организационных мероприятий обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимальные санитарно-гигиенические условия труда работающих
Характеристика пожароопасных и токсичных свойств сырья полупродуктов готовой продукции отходов производства
Классификация технологических блоков по взрывоопасности
Сведения о взрывопожарной опасности санитарные характеристики производственных зданий помещений зон и наружных установок
Возможные инциденты и аварийные ситуации способы их предупреждения и устранения
Защита технологических процессов и оборудования от аварий
Меры безопасности при эксплуатации производства
Меры безопасности при продувке оборудования азотом
Требования по пожарной безопасности производства
Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей
Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства
Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями
Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при розливах и авариях
Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих
Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации
Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и оборудования
Основные опасности применяемого оборудования трубопроводов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
Требования безопасности при складировании и хранении сырья полуфабрикатов и готовой продукции
ОТХОДЫ ОБРАЗУЮЩИЕСЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ СТОЧНЫЕ ВОДЫ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Твердые и жидкие отходы
Мероприятия ограничивающие вредное воздействие процессов производства и выпускаемой продукции на окружающую среду
Основные мероприятия по охране атмосферного воздуха
Основные мероприятия по защите поверхностных вод
Основные мероприятия по охране почв
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
Краткая характеристика технологического оборудования
Краткая характеристика регулирующих и отсечных клапанов
Краткая характеристика предохранительных клапанов
ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ И НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Перечень обязательных инструкций
Нормативно-техническая документация
ВЗРЫВООПАСНЫЕ ЗОНЫ.
ВИД ВЗРЫВОЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Технологические схемы
Экспликация оборудования
Компоновка технологического оборудования
Таблица вводов и выводов
Компоновка оборудования с радиусами зон разрушения
План противопожарной защиты
Данные по производственному водопотреблению и водоотведению
План взрывоопасных зон
Принципиальные схемы технологических блоков с отсекателями
ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ УСТАНОВКИ
ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
1Общие положения пуска
Основанием для пуска установки является приказ по предприятию. Ответственные за пуск установки лица назначаются из числа ИТР приказом.
На ответственных за пуск установки лиц возлагается организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим с обеспечением мер безопасности.
Пуск установки разрешается только после приема установки рабочей комиссией с составлением акта утвержденного в установленном порядке.
Подготовка установки к пуску заключается в тщательной проверке правильности выполнения всех строительно-монтажных работ в соответствии с проектной документацией устранении дефектов оборудования и арматуры обкатке оборудования выявлении готовности связей установки с общезаводским хозяйством в части снабжения сырьем реагентами энергоресурсами и выдачи готовой продукции.
Перед пуском установка должна быть обеспечена всей необходимой технической документацией.
В период подготовки к пуску необходимо выполнить мероприятия обеспечивающие безаварийный пуск установки:
·очистить территорию установки от посторонних предметов закрыть технологические лотки и колодцы засыпать крышки колодцев песком;
·аппараты и трубопроводы опрессовать азотом обнаруженные пропуски устранить проверить на проходимость;
·проверить наличие регистрационных табличек на аппаратах в случае необходимости внести в них изменения по срокам освидетельствования;
·на вводах и выводах сделать надписи на трубопроводах с указанием их назначения;
·проверить наличие средств пожаротушения средств оказания первой медицинской помощи;
·проверить работу средств связи и сигнализации;
·обеспечить установку необходимыми материалами: смазочными маслами слесарным инструментом сальниковой набивкой ветошью шланговыми противогазами в установленном количестве;
·обеспечить обслуживающий персонал средствами индивидуальной защиты: спецодеждой фильтрующими противогазами резиновыми перчатками защитными очками касками;
·при осмотре фланцевых соединений проверить наличие необходимых заглушек полное количество шпилек болтов прокладок затяжку соединений.
Все временные заглушки установленные на аппаратах и трубопроводах для проведения ремонта и ревизии подлежат снятию.
На аппаратах и трубопроводах на которых проводился ремонт или любые виды освидетельствования устанавливаются предохранительные клапаны в соответствии с разделом 9.3 настоящего регламента. Все предохранительные клапаны должны быть испытаны на стенде опломбированы и снабжены табличкой с указанием места установки установочного давления рабочего давления в аппарате;
·проверить и выполнить (если не выполнено) набивку сальниковых уплотнений на всей запорной арматуре смазку трущихся деталей проверить свободный ход запорной арматуры. Запорная арматура оставляется в закрытом состоянии;
·установить съемные сетчатые фильтры на приемных трубопроводах насосов и компрессоров;
·проверить свободу вращения движущихся частей насосов вентиляторов и арматуры;
·путем подачи воды по временному трубопроводу проверить канализацию на проходимость обратить особое внимание на правильную работу гидрозатворов в канализационных колодцах;
·проверить соответствие электрооборудования и средств КИП проектной документации;
·проверить взрывобезопасность исполнения вентиляционных систем и электрооборудования состояние теплоизоляции контуры заземления трубопроводов и аппаратов наличие систем молниезащиты защиты от статического электричества наличие аварийного освещения;
·подготовить к включению в работу контрольно-измерительные приборы;
·принять на установку оборотную воду электроэнергию водяной пар топливо азот низкого и высокого давления технический и технологический воздух воздух КИП.
Снабжение установки оборотной водой электроэнергией водяным паром топливом азотом низкого и высокого давления техническим и технологическим воздухом воздухом КИП осуществляется из общезаводских сетей.
1.1Приём энергоресурсов на установку
1.1.1Приём оборотной воды I и II системы
Оборотная вода на установку подается от БОВ-6.
Приём оборотной воды на установку производится по согласованию со службой водоснабжения.
Вода на установку принимается в следующей последовательности:
·закрыть задвижки на подаче и воды у теплообменных аппаратов на байпасных линиях – открыть;
·открыть в высших точках трубопроводов воздушники заполнить трубопроводы водой медленным открытием задвижки на вводе на установку закрыть воздушники;
·открыть дренажи провести промывку трубопроводов со сбросом воды в колодец или трап промливневой канализации до появления на сбросе воды без ржавчины и механических примесей закрыть дренажи медленно открыть задвижку на выводе оборотной воды с установки;
·осуществить подключение технологических аппаратов:
·закрыть задвижку на байпасной линии открыть воздушник обеспечивающий выпуск воздуха из водяного контура
·открыть задвижку на подаче воды в аппарат закрыть воздушник после вытеснения воздуха открыть вентиль слива воды и обеспечить промывку водяного контура аппарата
·закрыть вентиль на сливе медленно открыть задвижку на отводе оборотной воды из аппарата.
1.1.2Прием электроэнергии
Электроэнергия на установку подается от ЦРП-7.
Прием электроэнергии на установку осуществляется по заявке администрации установки работниками службы электроснабжения.
Перед приемом электроэнергии необходимо убедиться в отсутствии каких-либо работ на электрооборудовании и электроагрегатах.
После подачи электроэнергии проверить наличие напряжения на потребителях произвести пробное кратковременное включение электродвигателей убедиться в правильности вращения роторов электродвигателей и отсутствии постороннего шума.
После приема электроэнергии включить в работу системы вентиляции во всех помещениях проверить исправность наружного и внутреннего освещения.
Дата и время подключения технологического электрооборудования и его отключения фиксируются в вахтовом журнале технологической установки.
При каждом отключении электрооборудования от действия защит или блокировок производится его внеочередной осмотр при снятом напряжении.
Повторное включение электрооборудования отключившегося от действия защит не допускается без выявления и устранения причины отключения и осуществляется только после получения разрешения старшего оператора.
1.1.3Прием водяного пара на установку
Водяной пар на установку подается из заводской сети.
До начала приёма пара на установку должны быть закончены все работы на паровых и конденсатных сетях установлена запорная и дренажная арматура приборы контроля и автоматического регулирования и проведены гидравлические испытания паропроводов и конденсатопроводов. Условием правильного приема водяного пара является прогрев трубопроводов пара без гидравлических ударов. Прием пара необходимо согласовать со службой теплоснабжения.
Прием пара необходимо вести при медленном прогреве трубопроводов.
До начала прогрева паропроводов необходимо:
·проверить и обеспечить полное открытие всей дренажной арматуры на участках паропроводов подлежащих пуску;
·проверить положение запорной арматуры на подлежащих прогреву участках паропровода и ответвлениях к потребителям и привести ее в рабочее состояние (открытие или закрытие) соответствующее программе пуска;
·проверить состояние оборудования включаемого в работу.
Первоначально осуществляется прогрев магистрального паропровода установки путем подачи пара из заводской сети.
Подача пара осуществляется медленным при открыванием задвижки.
При появлении гидравлических ударов подача пара на прогрев должна быть уменьшена вплоть до полного прекращения при частых и сильных ударах. Возобновление прогрева разрешается только после выявления причин вызвавших гидравлические удары в паропроводе.
После прогрева магистрального паропровода осуществляется прогрев ответвлений с соблюдением тех же правил что и для магистрального паропровода.
В процессе прогрева паропровода а также по окончании его производится тщательная проверка состояния и плотности всех доступных элементов оборудования.
Все выявленные дефекты записываются в вахтовый журнал. Ликвидация дефектов если это возможно производится без охлаждения паропровода но обязательно при отсутствии в нем избыточного давления.
Если ликвидация дефектов без охлаждения паропровода не представляется возможной необходимо подачу пара полностью прекратить и открыть все дренажные вентили.
После устранения дефектов производится повторный прогрев паропроводов.
По окончании прогрева паропровод находится под рабочим давлением посредством полного открытия задвижек на магистрали и ответвлениях.
Открытие задвижек должно производиться медленно и плавно.
После подъема давления все паропроводы должны быть вновь осмотрены а выявленные на них дефекты устранены.
Подключение отдельных потребителей к магистрали следует вести по мере необходимости. При приеме пара в зимнее время открыть пар на проток через все потребители с выводом конденсата в заводскую сеть.
1.1.4Приём топлива на установку
Прием газообразного топлива на установку
На период пуска установки в качестве топлива печей П-201 П-202 П-301123 П-302 П-303 используется природный газ подаваемый из сети завода от АФХ. Во время нормальной эксплуатации установки в качестве газообразного топлива для печей П-201
П-202 П-301123 П-302 используется углеводородный газ из емкостей Е-301 и Е-202 для печи П-303 используется природный газ.
Перед приемом природного газа необходимо:
·подготовить факельную систему установки;
·отглушить горелки на печах;
·все трубопроводы продуть азотом на свечу до полного вытеснения воздуха и других загрязнений но не менее чем по 10 минут на каждое ответвление и проверить на герметичность. Окончание продувки газопровода подтверждается анализом на содержание кислорода в продувочном газе которое должно быть не более 05 % об.
·одновременно с этим продуть инертным газом линию сброса на факел; длительность продувки каждой факельной линии не менее 3 минут;
·по окончании продувки закрыть задвижки на свечах и заполнить газопроводы природным газом вытесняя им инертный газ в факельные линии. Окончание заполнения газопроводов должно быть подтверждено анализом.
Заполнение газопроводов природным газом производится непосредственно перед началом розжига горелок печей. Открыть задвижку Z 321 и принять природный газ по схеме:
-для пилотных горелок всех печей и основных горелок печи П-303:
-для основных горелок печей П-201 П-202 П-301123 П-302 по схеме:
Имеющиеся на трубопроводах перед основными и пилотными горелками заглушки снимают поочередно перед розжигом.
Приём жидкого топлива на установку
Жидкое топливо на установку поступает из топливного кольца мазутного хозяйства т.5404 и используется в печах П-202 П-201 П-301123 П-302. Жидкое топливо принимается на установку непосредственно перед переходом на комбинированное отопление.
Перед приёмом жидкого топлива необходимо:
·продуть и опрессовать трубопроводы жидкого топлива;
·установить фильтрующие элементы в фильтр Ф-30612;
·подать водяной пар к теплообменнику Т-310;
·закрыть отсекатели на входе и выходе жидкого топлива в топливные кольца печей;
·включить в работу электрообогрев на линиях жидкого топлива.
Жидкое топливо принимается по схеме:
Наладить циркуляцию по байпасу установки:
После налаживания циркуляции по байпасной линии открыть задвижку Z 339 закрыть задвижку Z 341 и наладить циркуляцию в топливном кольце установки по схеме:
Задвижку Z 340 открыть после повышения давления жидкого топлива до 9-11 кгссм2. Подать пар в Т-310 и поднять температуру жидкого топлива после Т-310 до 100-110°С. Включить в работу клапан-регулятор PV 4297 и отрегулировать давление жидкого топлива к печам 9-11 кгссм2.
После налаживания циркуляции по топливному кольцу установки осуществляется прием жидкого топлива к печам установки.
Приём жидкого топлива к печам производится поочерёдно к каждой печи путём открытия отсекателей на входе и выходе жидкого топлива в топливные кольца печей по схемам:
·к П-201: трубопровод жидкого топлива от топливного кольца установки клапан- отсекатель UV 244 байпас клапана-регулятора PV 4296В клапан-отсекатель UV 245 трубопровод жидкого топлива в топливное кольцо установки.
После налаживания циркуляции жидкого топлива в топливном кольце печи П-201 включить в работу клапан-регулятор PV 4296В и отрегулировать давление жидкого топлива перед горелками.
·к П-202: трубопровод жидкого топлива от топливного кольца установки клапан- отсекатель UV 232 байпас клапана-регулятора PV 4298А клапан-отсекатель UV 233 трубопровод жидкого топлива в топливное кольцо установки
После налаживания циркуляции жидкого топлива в топливном кольце печи П-202 включить в работу клапан-регулятор PV 4298А и отрегулировать давление жидкого топлива перед горелками.
·к П-301123: трубопровод жидкого топлива от топливного кольца установки
клапан-отсекательUV 315 байпасы клапанов-регуляторов PV 4289АЕНL клапан-отсекатель UV 316 трубопровод жидкого топлива в топливное кольцо установки;
После налаживания циркуляции жидкого топлива в топливных кольцах перед камерами печи П-301123 включить в работу клапаны-регуляторы PV 4289АЕНL и отрегулировать давление жидкого топлива перед горелками;
·к печи П-302: трубопровод жидкого топлива от топливного кольца установки
клапан-отсекатель UV 307 байпас клапана-регулятора PV 4295В клапан-отсекатель UV 308 трубопровод жидкого топлива в топливное кольцо установки.
После налаживания циркуляции жидкого топлива в топливном кольце печи П-302 включить в работу клапан-регулятор PV 4295В и отрегулировать давление жидкого топлива перед горелками
Внимательно контролировать давление жидкого топлива перед горелками печей не допуская его повышения выше давления пара подаваемого на распыл жидкого топлива во избежание попадания жидкого топлива в паровую линию.
1.1.5Прием на установку азота низкого и высокого давления
Азот высокого давления (И63) и азот низкого давления (И8) поступают на установку из заводской сети (с установок № 48 49).
Содержание кислорода в азоте высокого и низкого давления контролируется на входе на установку РСУ контуром поз. QIR 2503 и не должно превышать 05 % об.
Прием азота на установку осуществляется по согласованию с соответствующей службой завода и в следующей последовательности:
·открыть задвижки в конечных точках системы разводки азота включая все продувочные вентили;
·снять заглушку в месте присоединения линии азота к общезаводской сети;
·постепенным открытием задвижки подать азот на установку;
·продуть линии от воды и грязи в течение 15 минут;
·опрессовать систему азотом из общезаводской магистрали.
1.1.6Прием на установку технологического и технического воздуха
Технический воздух для ремонтных нужд поступает на установку из заводской сети с давлением 60 кгссм2.
Технологический воздух на регенерацию катализатора гидроочистки S-120 поступает на установку ПР-22-35-111000 от компрессоров ВК-12 установки № 11 с давлением
Чтобы обеспечить требуемую концентрацию кислорода в газе регенерации катализатора риформинга R-86 необходимо использовать воздух одновременно от трех компрессоров: от компрессора ВК-102 установки № 16 с давлением 200 кгссм2 и от компрессоров ВК-12 установки № 11 с давлением 12 – 14 кгссм2.
Воздух на установку принимается в следующей последовательности:
· открыть дренажные вентили на линиях воздуха;
· медленно открыть приемную арматуру на магистральных трубопроводах воздуха на установку;
·продуть линии до появления сухого воздуха без механических примесей из дренажных вентилей после чего их закрыть.
1.1.7Прием осушенного воздуха на установку
Осушенный воздух на установку поступает из заводской сети с давлением 60 кгссм2 и используется для работы КИП и А а также для продувки электродвигателей компрессоров.
Перед приемом осушенного воздуха:
·подготовить к работе ресиверы Е-3111 Е-3112 и Е-319;
·проверить давление осушенного воздуха в заводской сети;
·закрыть отсекатель UV 521 на линии осушенного воздуха на нужды КИП и А и отсекатель UV 524 на линии осушенного воздуха на продувку электродвигателей компрессоров;
·снять заглушку в месте присоединения линии осушенного воздуха к заводской сети.
Для приема осушенного воздуха на нужды КИП и А необходимо:
· закрыть отсекатели UV 522 и UV 523 на выходе из ресиверов Е-3111 и Е-3112;
·закрыть задвижку на байпасе ресиверов Е-3111 и Е-3112;
·открыть отсекатель UV 521 и задвижки на входе в ресиверы Е-3111 и Е-3112;
·продуть через дренажные штуцеры ресиверы Е-3111 и Е-3112 от пыли и влаги до появления сухого и чистого воздуха после чего дренажные штуцеры закрыть;
·открыть отсекатели UV 522 и UV 523 на выходе из Е-3111 и Е-3112 и задвижку на их байпасе и продуть коллектор воздуха на нужды КИП и А до появления чистого и сухого воздуха;
·закрыть отсекатели UV 522 и UV 523 на выходе из ресиверов Е-3111 и Е-3112 и задвижку на их байпасе;
·набрать давление в ресиверах Е-3111 и Е-3112 после чего закрыть задвижки на входах в Е-3111 и Е-3112;
·открыть задвижку на байпасе ресиверов Е-3111 и Е-3112;
·открыть все вентили от коллектора и продуть все воздушные линии от коллектора до приборов КИП и А.
Для приёма осушенного воздуха на продувку электродвигателей компрессоров необходимо:
·закрыть отсекатель UV 525 на выходе воздуха из ресивера Е-319;
·закрыть отсекатель UV 521 на линии осушенного воздуха на нужды КИП и А;
·открыть отсекатель UV 524 и задвижку на входе воздуха в ресивер Е-319;
·продуть через дренажный штуцер ресивер Е-319 от пыли и влаги до появления сухого и чистого воздуха после чего дренажный штуцер закрыть;
·открыть отсекатель UV 525 на выходе из Е-319 и задвижку на его байпасе и продуть коллектор воздуха до электродвигателей компрессоров ПК-20112 и ЦК-301;
·закрыть отсекатель UV 525 на выходе из ресивера Е-319 и задвижку на его байпасе;
·набрать давление в ресивере Е-319;
·закрыть задвижку на входе в Е-319.
1.1.8Приём химочищенной воды
Химочищенная вода на установку поступает из цеха №20 (установка химводоподготовки) с давлением 20 кгссм2 и используется для постоянной работы котла-утилизатора а также периодически для приготовления раствора щелочи промывки системы регенерации катализатора и нейтрализации сероводородной воды.
Химочищенная вода на установку принимается в следующей последовательности:
·закрыть задвижки на подаче химочищенной воды к аппаратам периодически использующим эту воду и на входе в котельную а на магистральном трубопроводе – открыть;
·открыть в высших точках магистрального трубопровода воздушники заполнить его химочищенной водой при медленном открытии задвижки на вводе на установку закрыть воздушники;
·открыть дренажи провести промывку магистрального трубопровода со сбросом воды в канализацию до появления на сбросе воды без ржавчины и механических примесей закрыть дренажи;
Прием химочищенной воды в периодически работающие ответвления осуществляется с соблюдением тех же правил что и для магистрального трубопровода.
1.2Подготовительные операции перед пуском установки
Подготовительные операции перед пуском установки проводятся одновременно по всем блокам. Ниже рассматриваются технологические операции проводимые в предпусковой период.
1.2.1 Продувка проверка системы на проходимость дополнительное испытание на герметичность.
1.2.2 Обкатка компрессорного оборудования.
1.2.3 Обкатка насосного оборудования.
1.2.4 Сушка футеровки печей и промывка технологической схемы установки в режиме горячей циркуляции.
1.2.5 Подготовка к пуску оборудования узла утилизации тепла.
1.2.6 Загрузка катализаторов и адсорбента.
1.2.7 Окончательное испытание реакторных блоков гидроочистки и риформинга на герметичность.
1.2.1Продувка проверка системы на проходимость дополнительное испытание на герметичность
Перед пуском установки проводятся подготовительные операции и испытания в соответствии с ПБ 03-585-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов" РД 39-132-94 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 100 кгссм2" СНиП 3.05.05-84.
После окончания строительно-монтажных работ на установке трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность а все трубопроводы групп А Б (а) и
Б (б) дополнительному испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания.
Испытания на прочность проводятся давлением равным пробному.
Испытания на плотность и герметичность проводятся давлением равным рабочему.
При совместном испытании обвязочных трубопроводов с аппаратами величину давления при испытании трубопроводов на плотность и герметичность (до ближайшей отключающей задвижки) следует принимать как для аппарата.
Вид испытания (на прочность и плотность дополнительное испытание на герметичность) способ испытания (гидравлический пневматический) и величина испытательного давления указаны в ведомости трубопроводов в монтажной части проекта установки ПР-22-35-111000 для каждого трубопровода.
Продувка проверка системы на проходимость
Порядок и методика проведения испытания определяются инструкциями производителя работ.
Продувка всех систем установки проводится после окончания строительно-монтажных работ.
После проведения ремонтов реконструкции продуваются только те участки и аппараты где проводилась замена трубопроводов и аппаратов или сварочные работы.
Продувка аппаратов и трубопроводов после окончания строительно-монтажных работ проводится с целью очистки их от посторонних предметов воды окалины проверки проходимости и выявления грубых неплотностей.
Первая продувка и испытание на герметичность перед пуском вновь построенной установки может проводиться азотом или воздухом (с последующей продувкой азотом для удаления из системы кислорода).
После ремонтов при повторных пусках продувка и испытание на герметичность осуществляются только азотом.
Азот к продувочной системе подается по стационарному трубопроводу.
Продувка производится согласно предварительно разработанным схемам-программам с указанием мест подводок и сброса азота.
Продувка блока сырьевой емкости Е-201 производится по схеме:
Продувка реакторного блока гидроочистки производится по схеме:
(циркуляционный контур)
( циркуляционный контур )
Продувка блока отпарной колонны производится по схеме:
Продувка реакторного блока каталитического риформинга производится по схеме:
Продувка блока стабилизации производится по схеме:
Продувка узла осушки газов и регенерации оcушителей производится по схеме:
До начала продувки на аппаратах трубопроводах и насосах должны быть установлены манометры предохранительные клапаны отрегулированные на давление открытия а также все фильтрующие элементы предусмотренные проектом.
Сброс продуктов продувки производится в атмосферу через воздушники дренажные штуцера или разболченные фланцевые соединения во избежание переноса грязи и окалины в последующие участки и аппараты.
Одновременно с продувкой основных элементов системы продуваются все вспомогательные трубопроводы перемычки дренажи линии пара воды. Продувка клапанных сборок проводится по байпасам регулирующих клапанов.
Диафрагмы снимаются и вместо них устанавливаются катушки.
Продувка каждого аппарата или трубопровода ведется до тех пор пока выходящий газ не станет чистым без механических примесей.
По окончании продувки какого-либо участка производится его испытание на плотность давлением равным рабочему.
Испытание на герметичность
Перед пуском установки все трубопроводы групп А Б (а) и Б (б) а также все технологическое оборудование работающее под давлением выше атмосферного помимо обычных испытаний на прочность и плотность должны подвергаться дополнительному испытанию на герметичность азотом.
При проверке на герметичность подключаются все первичные приборы КИП и А расходомеры измерители давления газоанализаторы регулирующие клапаны связанные с испытываемыми системами.
Испытание на герметичность проводится по схемам приведенным выше для продувки.
Испытание системы производить в следующей последовательности:
·перед подачей азота затянуть все болты фланцев и другие соединения во всей испытываемой системе. Начать это делать сверху постепенно продвигаясь к нулевой отметке;
·перекрыть испытываемую систему и добавлять азот до рабочего давления сосуда;
·для аппаратов под давлением подъем давления следует вести по графику минимального времени подъема давления представленному в соответствующей инструкции;
·за время подъема давления проверить все фланцы и соединения мыльным раствором.
В случае обнаружения пропуска во фланцевых соединениях в период подъема давления дальнейший подъем давления прекратить давление сбросить до нуля устранить пропуск и вновь производить подъем давления по графику;
·сброс давления производить со скоростью соответствующей скорости подъема давления;
После устранения всех пропусков система выдерживается при максимальном рабочем давлении в течение 24 часов.
Испытание на герметичность проводится при следующих давлениях:
- блок сырьевой емкости при 15 кгссм2;
- реакторный блок гидроочистки при 380 кгссм2;
- блок отпарной колонны при 80 кгссм2;
-реакторный блок каталитического риформинга при 220 кгссм2 ;
- блок стабилизации при 135 кгссм2;
- узел осушки газов и регенерации оcушителей при 70 кгссм2 ;
- факельная и аварийная емкости при 10 кгссм2;
-емкости сульфидирования подачи хлорорганики подачи антиокислителя и ингибитора промывки оборудования от аммонийных солей охлаждения подшипников насосов при 15 кгссм2.
Для трубопроводов диаметром до 250 мм включительно результаты проверки на герметичность считаются удовлетворительными если падение давления за 1 (один) час не превышает 01 % для трубопроводов группы А и 02 % - для трубопроводов группы Б (а) и
Нормы падения давления в трубопроводах большого диаметра за время испытания определяются согласно п. 8.5.5 ПБ 03-585-03.
Если испытание на герметичность проводилось воздухом все оборудование и трубопроводы после испытания на герметичность должны продуваться азотом для удаления кислорода следующим образом:
·после того как давление азота в продуваемой системе достигнет заданного открыть на конце системы спускной вентиль и выбросить азот в атмосферу. Проверить сбрасываемый поток на содержание кислорода;
·повторить операции по подъему и сбросу давления азота до содержания кислорода в продувочных потоках 05 % об. или менее.
После окончания испытания на герметичность:
·оставить систему под избыточным давлением азота 1 – 2 кгссм2 для исключения попадания в нее кислорода;
·включить систему азотного "дыхания" аппаратов Е-201 Е-302 Е-303 Е-307 Е-313
1.2.2Обкатка компрессоров ПК-20112 и ЦК-301
Обкатка компрессоров производится по окончании монтажных или ремонтных работ.
Предварительно необходимо выполнить следующие мероприятия:
·провести ревизию компрессоров с целью проверки их соответствия паспортным данным;
· провести проверку вращения роторов двигателей;
· промыть системы подачи масла и подготовить их к эксплуатации;
· продуть все технологические коммуникации азотом;
· проверить системы электроснабжения сигнализаций и блокировок;
· проверить систему охлаждения;
· установить фильтры на линиях приёма;
· установить все приборы контроля и автоматики по всей системе обкатки.
После окончания продувки и проверки на герметичность систем высокого давления реакторных блоков секций гидроочистки и риформинга давление в них снижается до 8 кгсм2 и производится обкатка компрессоров.
Обкатка компрессоров производится под руководством представителей заводов-изготовителей в строгом соответствии с Руководствами завода-изготовителя по эксплуатации и техническому обслуживанию каждого конкретного компрессора и с инструкциями ЦТН-17-12 ЦТН-18-12 и ЦТН-19-12 (см. раздел 10.1 настоящего регламента) разработанными на их основании.
Предварительно производится обкатка компрессоров без нагрузки на холостом ходу. Затем проводится обкатка под нагрузкой путем циркуляции азота по рабочим технологическим схемам.
Компрессоры ПК-20112 обкатываются под нагрузкой одновременно по циркуляционному и дожимному контурам циркуляцией азота по схеме:
(циркуляционный контур)
Компрессор ЦК-301 обкатывается под нагрузкой циркуляцией азота по схеме:
В период обкатки компрессоров особому контролю подлежит проверка надежности систем маслоснабжения охлаждения и вентиляции а также систем контроля блокировок и сигнализаций параметров работы компрессорного и технологического оборудования.
1.2.3Обкатка насосного оборудования
Вновь смонтированные насосы и насосы которые подвергались ремонту или замене подлежат обкатке с целью проверки их исправности правильности вращения ротора двигателя и проверки герметичности торцевых уплотнений.
До начала обкатки насосов должны быть выполнены следующие мероприятия:
·проведена ревизия насосов с целью проверки их соответствия паспортным данным;
·смонтированы сетчатые фильтры на приемных трубопроводах насосов с целью улавливания остатков грязи и окалины;
·установлены манометры и контрольно-измерительные приборы расхода уровня давления с целью их наладки и осуществления контроля при обкатке;
·проверены системы охлаждения и уплотнения насосов;
·проверен уровень масла в корпусе подшипников.
Обкатка насосов производится на воде или нефтепродукте.
При проведении обкатки насосов на воде наращивание расхода осуществляется постепенно с учетом мощности электродвигателя. Обкатку производить при производительности исключающей перегрузку электродвигателей насосов но не более 40% от расчетной.
В период обкатки насосов производится включение и наладка приборов контроля и автоматики. Обкатка проводится в течение не менее 3-х часов.
Для проведения обкатки на нефтепродукте сначала производится прием сырья в емкость Е-201 в следующей последовательности:
·выполнить все требования разделов 6.1.1 и 6.1.2.1;
·согласовать прием сырья с соответствующими службами завода;
·получить анализ сырья который должен соответствовать требованиям п. 1 раздела 5.1 настоящего регламента;
·подготовить фильтры Ф-20112;
·открыть отсекатель UV 201;
·постепенным открытием соответствующей арматуры подать сырье в емкость Е-201 по схеме:
После набора уровня нефтепродукта в емкости Е-201 50-60 % закрыть клапан-отсекатель UV 201.
Обкатка насосов Н-20112 ведется по схеме:
После обкатки насосов Н-20112 производится заполнение куба колонны К-201 по схеме:
Для налаживания циркуляции в колонне К-201 создается давление 80 кгссм2 при помощи азота.
Затем производится обкатка насосов Н-20212 на холодном нефтепродукте по схеме:
Далее обкатываются насосы Н-30112 по схеме:
При снижении уровня в колонне К-201 производится подпитка сырьем из емкости
Е-201 насосом Н-20112.
После обкатки насосов Н-30112 производится заполнение куба колонны К-301 от насоса Н-30112 по схеме:
Одновременно можно обкатать насосы Н-30212.
Для налаживания циркуляции в колонне К-301 создается давление 100 кгссм2 при помощи азота.
Затем производится обкатка насосов Н-30312 на холодном нефтепродукте по схеме:
При снижении уровня в колонне К-301 производится подпитка сырьем из емкости
Обкатка насосов орошения колонны К-201 Н-20312 и насосов орошения колонны
К-301 Н-30412 производится непосредственно перед пуском установки при горячей циркуляции по рабочим схемам.
Обкатка насоса подачи щелочи Н-308 производится на воде после заполнения емкости Е-30512 по схеме:
Обкатка насоса Н-317 производится на воде по схеме:
Обкатка насосов Н-30912 производится на рабочей среде – керосине после заполнения емкости Е-307 по линии с выкида на всас.
Обкатка насосов Н-31112 производится на воде. Для приема воды на обкатку монтируются временные пусковые перемычки на линии свежей или малозагрязненной оборотной воды на прием насосов. Для спуска грязной воды открываются дренажи в производственную канализацию (К3).
По окончании обкатки насосы останавливаются вода тщательно дренируется из аппаратов трубопроводов и оборудования. В случае обкатки насосов на нефтепродукте последний может быть оставлен в трубопроводах и оборудовании (кроме змеевиков печей). После этого насос подготовлен к пуску.
Емкость Е-201 оставляют заполненной сырьем под азотной "подушкой".
1.2.4Сушка футеровки печей и промывка технологической схемы установки в режиме горячей циркуляции
Одновременно с сушкой футеровки печей проводится промывка схем секций предварительной гидроочистки и каталитического риформинга в режиме горячей циркуляции. Промывку проводят сырьем – бензиновой фракцией – с целью удаления следов масла оставшегося после консервации оборудования а также с целью осушки системы от влаги оставшейся после монтажа оборудования и трубопроводов.
Подготовительные операции
Сушка футеровки печей П-201 П-202 П-301123 П-302 производится одновременно или поблочно. Сушка проводится под руководством представителя завода изготовившего футеровку. По результатам сушки составляется акт.
Режимы сушки футеровки печей определяются "Технологической инструкцией по сушке и первому нагреву в процессе ввода в эксплуатацию тепловых агрегатов с футеровкой из легкого жаростойкого бетона установок типа: ЛК-6У; ЭЛОУ АВТ-6 и других" П-3-490.
До начала розжига печей должны быть закончены все ремонтные работы по объектам печного отделения а именно:
-система отвода продуктов сгорания из всех печей - газоходы шибера и дымовая труба;
-все трубопроводы для газообразного и жидкого топлива пара конденсата включая их подсоединение к заводским и межцеховым коммуникациям;
-приборы контроля автоматики блокировки и сигнализации.
Кроме того до начала розжига печей должны быть закончены работы по продуктовым коммуникациям в той степени которая необходима для подачи соответствующего продукта в змеевики печей. После длительного простоя а также после монтажа новых печей змеевики печей должны быть подвергнуты пневматическому испытанию на прочность и герметичность.
До начала розжига печей должно быть обеспечено бесперебойное снабжение установки электроэнергией паром азотом и топливом.
До начала пуска после монтажа новых печей или капитального ремонта печей необходимо выполнить следующие подготовительные операции:
-провести внутренний и наружный осмотр печей с проверкой состояния поверхности футеровки исправности и правильности монтажа металлоконструкций горелок гляделок люков лазов и регулировочных шиберов. Произвести осмотр газоходов при этом проверить свободу проходов в газоходах и действие шиберов;
-проверить правильность центровки горелок;
-проверить правильность и соответствие чертежам проекта по сечениям «перевальных» окон в камерах печи П-301123 и правильность установки в них термопар а также правильность установки термопар на «перевалах» во всех остальных печах;
-после окончания осмотра и проверки закрыть лазы обеспечив их герметичность;
-провести наружный осмотр всех трубопроводов печного отделения с проверкой наличия исправности и легкости открывания всей арматуры;
-проверить наличие наладить и отрегулировать все приборы контроля автоматики системы блокировок и сигнализации относящиеся к печам а также к оборудованию и коммуникациям обеспечивающим подачу в змеевики печей циркулирующего газа или нефтепродукта. Розжиг горелок и пуск печей при отсутствии предусмотренных проектом приборов контроля сигнализации блокировки и автоматики ЗАПРЕЩАЕТСЯ;
-включить в работу распределенную систему управления (РСУ) и систему противоаварийной автоматической защиты (СПАЗ). К этим системам должны быть подключены все каналы измерения регулирования и управления технологическими параметрами и оборудованием и они должны находиться в рабочем состоянии. При этом часть параметров защиты уровень которых в период предпусковых и пусковых мероприятий может повлиять на запуск установки отключаются от системы ПАЗ при помощи деблокирующих ключей с сохранением возможности контроля значений этих параметров в РСУ. Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и остановки технологических печей приведен в таблице 6.1.2.4;
-произвести проверку герметизации газоходов путем просасывания через них воздуха за счет тяги дымовой трубы с последовательным открыванием шиберов и наблюдением за приборами КИП показывающими разрежение в различных точках дымового тракта сравнивая их с данными проекта. Для обеспечения необходимого аэродинамического режима в печах весь тракт дымовых газов должен быть хорошо герметизирован: отверстия заделаны люки закрыты и так далее;
-наладить циркуляцию продукта по змеевикам печей.
Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и
остановки технологических печей
Т а б л и ц а 6.1.2.4
Отключаемый параметр
Место установки деблокирующего ключа
Давления жидкого топлива к горелке
Операторская консоль
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-302
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-201
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-201
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-201
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-201
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-201
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-201
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-201
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-201
Продолжение таблицы 6.1.2.4
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-201
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-202
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-202
Расход стабильного гидрогенизата в печь
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 4 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 5 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 6 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 7 печи П-202
Погасание пламени основной горелки № 8 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 4 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 5 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 6 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 7 печи П-202
Погасание пламени пилотной горелки № 8 печи П-202
Давления жидкого топлива к горелкам печи П-3011
Давления жидкого топлива к горелкам печи П-3012
Давления жидкого топлива к горелкам печи П-3013
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-3011 (1 камера)
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-3012 (2 и 3 камеры)
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-3012 (4 и 5 камеры)
Давления топливного газа перед основной горелкой печи П-3013 (6 и 7 камеры)
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-3011 (1 камера)
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-3012 (2 и 3 камеры)
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-3012 (4 и 5 камеры)
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-3013 (6 и 7 камеры)
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-3011
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-3012
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 4 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 5 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 6 печи П-3011
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 4 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 5 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 6 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 7 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 8 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки № 9 печи П-3012
Погасание пламени основной горелки
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 4 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 5 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 6 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 7 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 8 печи П-3013
Погасание пламени основной горелки № 9 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 4 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 5 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 6 печи П-3011
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 4 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 5 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 6 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 7 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 8 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки № 9 печи П-3012
Погасание пламени пилотной горелки
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 4 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 5 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 6 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 7 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 8 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки № 9 печи П-3013
Погасание пламени пилотной горелки
Давления топливного газа перед пилотной горелкой печи П-302
Разрежение дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи П-302
Расход стабильного катализата в печь
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-302
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-302
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-302
Погасание пламени основной горелки № 4 печи П-302
Погасание пламени основной горелки № 5 печи П-302
Погасание пламени основной горелки № 6 печи П-302
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-302
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-302
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-302
Погасание пламени пилотной горелки № 4 печи П-302
Погасание пламени пилотной горелки № 5 печи П-302
Окончание таблицы 6.1.2.4
Погасание пламени пилотной горелки № 6 печи П-302
Давления природного газа перед основной горелкой печи П-303
Давления природного газа перед пилотной горелкой печи П-303
Погасание пламени основной горелки № 1 печи П-303
Погасание пламени основной горелки № 2 печи П-303
Погасание пламени основной горелки № 3 печи П-303
Погасание пламени пилотной горелки № 1 печи П-303
Погасание пламени пилотной горелки № 2 печи П-303
Погасание пламени пилотной горелки № 3 печи П-303
Сушка футеровки печей П-201 П-202 и промывка технологической схемы секции гидроочистки в режиме горячей циркуляции.
При удовлетворительном результате испытания на герметичность и окончании обкатки компрессоров ПК-20112 вновь наладить циркуляцию азота по схеме:
Разжечь горелки печи П-201 и начать плавное повышение температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи. Сушку футеровки печи П-201 производить по графику руководствуясь технологической инструкцией П-3-490.
Одновременно с сушкой футеровки печи П-201 производится сушка футеровки печи
Пустить насос Н-20112 и подать сырье по схеме:
После появления уровня жидкости в кубе колонны К-201 насос Н-20112 остановить и наладить циркуляцию по схеме:
К–201 Н–20212 П–202 К–201
Разжечь горелки печи П-202 и приступить к плавному повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи.
Пустить в работу ВХК-20112 и подать воду в ХК-201.
При появлении уровня жидкости в емкости Е-202 пустить в работу Н-20312 и наладить подачу орошения в колонну К-201. Периодически дренировать воду из "аппендикса" емкости Е-202.
При повышении давления в емкости Е-202 до 65 – 70 кгссм2 включить в работу регулятор давления PIRC 2273 со сбросом избытка газа в топливную сеть установки предварительно сбросив остаток азота на факел.
Сушку футеровки печи П-202 производить по графику аналогично сушке футеровки печи П-201 руководствуясь технологической инструкцией П-3-490.
При проведении сушки футеровки необходимо внимательно следить за температурой среды на выходе из печи П-201 и П-202. При любых условиях она не должна превышать максимально допустимых значений.
Режим окончательной сушки футеровки печи П-201 завершается в режиме горячей циркуляции.
После вывода на режим горячей циркуляции блока отпарной колонны К-201 наладить горячую циркуляцию реакторного блока секции гидроочистки.
При температуре азота на выходе из печи П-201 равной 290 С пустить в работу насос Н-20112 и подать сырье расходом 90 – 100 м³ч в тройник смешения.
После стабилизации температурного режима начать повышение температуры смеси азот – сырье на выходе из П-201 со скоростью 25-30 °С в час до температуры 320 °С.
При появлении уровня жидкости в сепараторе С-201 вывести ее из сепаратора по схеме:
С-201 Т-202 (тр.) К-201 Т-202 (мтр.) Н-30112 линия 442 Т-302(тр.)
К-301 Т-302 (мтр.) ВХ-302 Х-302 байпас Ф-30312 линия 165 (некондиция)
Избыток сырья из куба колонны К-301 вывести с установки по линии некондиции.
При температуре на входе в Р-201320ºС делается выдержка в течение не менее 12 часов с подачей 90 – 100 м³ч сырья в тройник смешения. По окончании выдержки начать снижение температуры на входе в Р-201 со скоростью 25-30 ºС в час.
При температуре на входе в Р-201 250 ºС прекратить подачу сырья в зону реакции и остановить Н-20112.
По окончании режима сушки футеровки печи П-201 начать плавное снижение температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи до темперы окружающей среды за счет снижения расхода топлива и продолжая циркуляцию азота по системе согласно технологической инструкции П-3-490.
При температуре дымовых газов 250ºС погасить горелки П-201 и продолжить снижение температуры на входе в Р-201 до 50 ºС.
При температуре азота на входе в Р-201 равной 50 ºС остановить ПК-20112 и
ВХ-20112. Реакторный блок отглушить. Жидкие углеводороды из реакторного блока гидроочистки дренировать. Давление сбросить в факельную систему и приступить к продувке реакторного блока секции гидроочистки азотом до содержания углеводородов в нем не более 05 % об.
В блоке отпарной колонны после окончания процесса сушки футеровки печи П-202 начать плавное снижение температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи до темперы окружающей среды за счет уменьшения расхода топлива и продолжая циркуляцию продукта через змеевик печи руководствуясь технологической инструкцией
П-3-490. После охлаждения печи П-202 остановить насосы Н-20212 Н-20312 и воздушные холодильники ВХК-20112. Уровни жидкости в аппаратах К-201 и Е-202 сохранить. Блок отпарной колонны К-201 оставить под избыточным давлением топливного газа.
Сушка футеровки печей П-301123 и П-302 и промывка технологической схемы секции риформинга в режиме горячей циркуляции.
После окончания испытания на герметичность и обкатки компрессора ЦК-301 наладить циркуляцию азота по схеме:
ЦК-301 Т-301 П-3011 Р-301 П-3012 Р-302 П-3013 -303
Т-301 ВХ-3011-6 Х-301 С -301 З-305 С- 302 ЦК-301
Пустить в работу ВХ-3011-6. Подать воду в Х-301.
Разжечь горелки печи П-301123 и начать повышение температуры дымовых газов на входе в конвекционную камеру руководствуясь технологической инструкцией П-3-490.
Сушка футеровки печи П-302 производится одновременно с сушкой футеровки печи
Заполнить куб колонны К-301 сырьем по схеме:
При появлении уровня в кубе колонны К-301 пустить насос Н-30312 и наладить циркуляцию по схеме:
К-301 Н- 30312 П- 303 К-301
Разжечь горелки печи П-302 и приступить к плавному повышению температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи.
Пустить в работу ВХК-30112 и подать воду в ХК-301.
Сушку футеровки печи П-302 производить по графику руководствуясь технологической инструкцией П-3-490.
При появлении уровня жидкости в емкости Е-301 пустить в работу Н-30412 и наладить подачу орошения в колонну К-301.
При повышении давления в емкости Е-301 до 110 – 115 кгссм2 включить в работу регулятор давления PIRC 3272 со сбросом избытка газа в топливную сеть установки предварительно сбросив остаток азота на факел.
Во время сушки футеровки печей П-301123 следить за пламенем форсунки в каждой камере отрегулировав горение таким образом чтобы размеры факелов в каждой камере были одинаковыми. Сушку футеровки печей производить по графику руководствуясь технологической инструкцией П-3-490.
При проведении сушки футеровки необходимо внимательно следить за температурой среды на выходе из печи П-302 и камер печи П-301123. При любых условиях она не должна превышать максимально допустимых значений.
После вывода на режим горячей циркуляции блока стабилизационной колонны К-301 наладить горячую циркуляцию реакторного блока секции риформинга.
При температуре азота на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р–303 равной 400С включить в работу насос Н-30112 и подать в теплообменник Т-301 сырье (обкаточный продукт) в количестве 95 –110 м³ч. При появлении уровня жидкости в сепараторе С-301 сырье (обкаточный продукт) направить в колонну К-301 и далее по рабочей технологической схеме в парк по линии некондиционного продукта:
С-301 Н-30212 Т-302 (тр.) К-301 Т-302 (мтр.) ВХ-302 Х-302
байпас Ф-30312 линия 165 (некондиционный продукт)
После стабилизации температуры на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р–303 начать повышение температуры со скоростью 25-30 °С в час до 450 °С.
При температуре на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 равной 450°С и расходе обкаточного продукта 95 – 110 м3ч делается выдержка в течение 12 часов.
По истечении 12 часов начать снижение температуры со скоростью 25 – 30 °С в час. При температуре на входе в Р-301 Р-302 Р-303 равной 400 °С остановить насос Н-30112. Дальнейшее снижение температуры производить постепенным уменьшением расхода топлива к горелкам печи П-301123. Продолжать циркуляцию азота.
При температуре 250°С потушить горелки печи П-301123 и продолжать снижение температуры на входе в Р-301 Р-302 Р-303 до 50 °С. При температуре 50°С остановить компрессор ЦК-301 и вентиляторы ВХ-3011-6. Реакторный блок отглушить. Жидкие углеводороды из реакторного блока риформинга сдренировать. Давление сбросить в факельную систему и приступить к продувке реакторного блока секции риформинга азотом до содержания углеводородов в нем не более 05 % об.
В блоке стабилизационной колонны К-301 после окончания процесса сушки футеровки печи П-302 начать плавное снижение температуры дымовых газов на выходе из радиантной камеры печи до темперы окружающей среды за счет уменьшения расхода топлива и продолжая циркуляцию продукта через змеевик печи согласно технологической инструкцией П-3-490.
После окончания сушки печи П-302 погасить горелки и остановить насосы Н-30312 Н-30412 и воздушные холодильники ВХК-30112. Уровни жидкости в аппаратах сохранить. Блок стабилизационной колонны К-301 оставить под избыточным давлением топливного газа.
Сушка футеровки печи регенерации цеолитов П-303
Подать азот расходом 1500нм3ч по схеме:
И8 П-303 К-30212 Х-303 С-303 атмосфера
Подать воду в холодильник Х-303.
Разжечь горелки и начать повышение температуры. Сушку футеровки печи П-303 производить в соответствии с технологической инструкцией П-3-490.
1.2.5Подготовка к пуску оборудования узла утилизации тепла
Перед пуском проводятся подготовительные операции и испытания в соответствии с ПБ 10-573-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" и ПБ 10-574-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов".
После окончания строительно-монтажных работ на узле утилизации трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность. Вид испытания (на прочность и плотность) способ испытания (гидравлический) и величина испытательного давления указаны в ведомости трубопроводов в монтажной части проекта установки ПР-22-35-111000 для каждого трубопровода.
Перед пуском оборудования узла утилизации тепла необходимо:
·провести внутренний и наружный осмотр вспомогательного оборудования и его гидравлические испытания.
·убедиться что все монтажные и ремонтные работы закончены временные заглушки на трубопроводах удалены люки закрыты болты на фланцах и арматуре затянуты все задвижки и регулирующие клапаны исправны и закрыты.
·проверить наличие и исправность контрольно-измерительных приборов подготовить их к работе.
·залить водой предохранительное устройство А-3022.
·подготовить к включению подогреватели сепаратор и насосы.
·продуть и прогреть паропровод к деаэратору А-3021.
·открыть задвижку на линии отвода выпара в атмосферу.
Подготовка котла-утилизатора к пуску
Перед пуском котла-утилизатора должен быть произведен тщательный внутренний и наружный осмотр котла и гидравлические испытания.
Перед началом внутреннего осмотра барабана поверхностей нагрева и камер котла следует проверить наличие заглушек на паровых питательных и продувочных линиях. Внутренний осмотр производится с целью проверки состояния как основного металла элементов работающих под давлением так и сварных соединений визуально с обстукиванием элементов и замерами толщин стенок в опасных местах. При осмотре обращается внимание на выявление трещин отдулин выпучин коррозионных повреждений с внутренней и наружной сторон отложения накипи посторонних предметов надежности крепления сепарационных устройств а также состояния обмуровки котла. После проверки плотности закрытия лазов и лючков снимаются все установленные заглушки. Результаты внутреннего осмотра заносятся в ремонтный журнал.
При наружном осмотре необходимо убедиться в готовности к работе вспомогательного оборудования проверить состояние питательных и циркуляционных насосов наличие смазки исправность коммуникаций охлаждающей воды состояние ограждения муфт. Проверить затяжку шпилек и болтов фланцевых соединений достаточность освещения и готовность контрольно-измерительных приборов и автоматики состояние изоляции барабана коллекторов и трубопроводов нормальное открытие и закрытие арматуры установку и исправность взрывных и предохранительных клапанов.
Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и остановки котла-утилизатора приведен в таблице 6.1.2.5
остановки котла-утилизатора
Расход котловой воды
Заполнение водой котла-утилизатора
После осмотра и проверки котел-утилизатор КУ-301 заполняется водой.
Заполнение холодного котла производить деаэрированной водой с температурой не более 70ºС во избежание больших термических напряжений в барабане в следующем порядке:
убедиться в наличии давления в питательной линии;
открыть все воздушники на котле;
закрыть все продувочные вентили и вентили на трубопроводах отбора проб;
·закрыть главную паровую задвижку (3D3) и открыть вентиль на продувке пароперегревателя;
открыть запорные вентили и регулирующий клапан на узле питания;
включить в работу все водоуказательные приборы.
Заполнение холодного котла водой должно длиться 1-2 часа. Предельно допустимая разность температур воды и стенки барабана не должна превышать 40 °C.
Котел заполняется до нижнего допустимого уровня воды в барабане. Некоторое время следует наблюдать за уровнем по водоуказательному стеклу закрыв вентиль на линии узла питания. Понижение уровня показывает неплотность лючков фланцев дренажей и продувочной арматуры. Повышение уровня указывает на пропуск воды через регулирующий клапан.
По окончании заполнения котла водой закрыть воздушники и проверить работу системы аварийного слива из барабана котла.
Включить паровой подогрев котла паром из заводской сети. Следить за ростом температуры и уровнем воды в барабане котла. Подогрев вести до температуры 100 °C.
При заполнении котла водой в холодное время года необходимо разжечь горелки на одной или двух технологических печах с таким расчетом чтобы температура в газоходе котла была не ниже 25 ºС.
1.2.6Загрузка катализаторов и адсорбента
Правильная загрузка катализатора является одним из важнейших факторов для достижения проектных рабочих характеристик на технологических установках риформинга. Поэтому загрузку катализаторов необходимо проводить в строгом соответствии с инструкцией их разработчика – компании "UOP".
При непосредственном участии представителей разработчика катализатора производят тщательный осмотр реакторов и обследование внутренних устройств на их соответствие проекту.
При загрузке и выгрузке катализаторов особое внимание должно быть обращено на соблюдение правил техники безопасности (анализы воздушной среды в реакторах организация вентиляции освещения надежность подъемно-транспортных устройств).
Все лица участвующие в операциях по загрузке или выгрузке катализаторов должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты от катализаторной пыли: спецодеждой респираторами в отдельных случаях шланговыми противогазами.
Загрузка и выгрузка катализаторов должна производиться в сухую погоду попадание дождя и снега на катализаторы недопустимо. Бочки с катализатором должны открываться непосредственно перед загрузкой. Необходимо иметь брезент металлический лист или другой подходящий материал для того чтобы закрыть горловину реактора в случае перерывов в процессе загрузки.
Работы по загрузке катализаторов должны быть организованы таким образом чтобы свести до минимума измельчение катализатора и его потери.
На дно реактора загружается опорный материал – керамические шары заданного диаметра. Затем реактор заполняется непосредственно катализатором и сверху опять укладываются керамические шары. Диаметры шаров и их количество так же как и количество катализатора указано в диаграммах загрузки.
№ 409-Р-301 ВО № 410-Р-302 ВО и № 411-Р-303 ВО.
Согласно диаграмме загрузки катализатор укладывается непосредственно на дно реакторов риформинга без опорного слоя. Сверху загруженного катализатора R-86 насыпается усадочный слой катализатора а затем уплотняющий слой катализатора. После чего укладываются керамические шары. Диаметры шаров и их количество так же как и количество катализатора в каждом слое указано в диаграммах загрузки.
Сразу после загрузки катализаторов реакторы закрыть.
1.2.7 Окончательное испытание реакторных блоков гидроочистки и риформинга на герметичность
После загрузки катализаторов и адсорбента производится закрытие реакторов Р-201
Р-301 Р-302 Р-303 и колонн К-30212. Затем реакторные блоки гидроочистки и риформинга продуваются азотом до содержания кислорода в них не более 05% об. После этого начинается набор давления в системах со скоростью 5-6 кгссм2 в час до рабочего.
Окончательное испытание на герметичность производится рабочим давлением.
После набора давления фланцевые соединения которые подвергались разборке обмыливаются мыльным раствором и производится выдержка под рабочим давлением в течение не менее 4 часов согласно пп. 8.5.4 8.5.5 ПБ 03-585-03.
После окончания испытания реакторных блоков гидроочистки и риформинга на герметичность их оставляют под избыточным давлением азота.
2Основные положения пуска установки каталитического риформинга
ПР-22-35-111000 в нормальных условиях
Поскольку для пуска секции риформинга необходимо иметь гидроочищенное сырье первоначальный пуск установки каталитического риформинга ПР-22-35-111000 в нормальных условиях осуществляется с пуска секции гидроочистки. В дальнейшем при повторных пусках установки когда в парке установки будет храниться наработанный запас гидроочищенного сырья пуск установки ПР-22-35-111000 можно будет осуществлять и с секции риформинга.
Перед пуском установки включаются в работу распределенная система управления (РСУ) и система противоаварийной автоматической защиты (СПАЗ).
К этим системам должны быть подключены и находиться в рабочем состоянии все каналы измерения регулирования и управления технологическими параметрами и оборудованием. При этом часть параметров защиты уровень которых в период предпусковых и пусковых мероприятий может негативно повлиять на запуск установки отключается от системы ПАЗ при помощи деблокирующий ключей с сохранением возможности контроля за значениями этих параметров в РСУ.
Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и остановки установки за исключением деблокирующих ключей для пуска и остановки технологических печей и котла утилизатора приведенных в разделах 6.1.2.4 и 6.1.2.5 представлен в таблице 6.2.
Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и остановки установки
Давление верха колонны К-201
Давление в трубо-проводе на входе в реактор Р-201
Давление в емкости Е-201
Давление верха колонны К-301
Давление в реакторе Р-301
Расход сырья от насосов Н-20112
Расход ВСГ от компрессоров
Расхода гидрогенизата от
Расход ВСГ от компрессора
Запуск РСУ и СПАЗ осуществляется в соответствии с инструкциями по этим системам.
2.1 Основные положения пуска секции гидроочистки при нормальных условиях
Пуск секции гидроочистки состоит из следующих этапов:
2.1.1 Наладка горячей циркуляции в блоке отпарной колонны.
2.1.2 Прием водорода в реакторный блок гидроочистки.
2.1.3 Сушка сульфидирование катализатора гидроочистки.
2.1.4 Вывод на режим реакторного блока гидроочистки и блока отпарной колонны.
2.1.1Наладка горячей циркуляции в блоке отпарной колонны
После окончания горячей промывки секции гидроочистки (раздел 6.1.2.4) блок отпарной колонны К-201 готов к пуску. Куб колонны заполнен сырьем осушенным в процессе горячей промывки. В емкости Е-202 также имеется нормальный уровень нефтепродукта. Блок отпарной колонны находится под избыточным давлением равным давлению в коллекторе топливного газа установки.
Запустить насос Н-20212 и наладить циркуляцию по схеме:
Разжечь горелки печи П-202 и приступить к медленному повышению температуры куба колонны со скоростью 20 оС в час.
Пустить в работу Н-20312 и постепенно наладить подачу орошения в колонну К-201 в полном объеме.
При повышении давления в емкости Е-202 до 65 – 70 кгссм2 включить в работу регулятор давления PIRC 2273 со сбросом избытка газа в топливную сеть установки.
2.1.2Прием водорода в реакторный блок гидроочистки
После выполнения всех операций описанных в разделах 6.1.2.1 – 6.1.2.7 установка подготовлена к пуску и находится под избыточным давлением азота.
Принять пусковой водородсодержащий газ с установки каталитического риформинга № 13 (или № 11) по схеме:
(Пусковой ВСГ) (дожимной контур)
Выдавить из системы блока гидроочистки азот через щит сброса в атмосферу затем перевести сброс через щит сброса на факел по линии 3150. После освобождения реакторного блока гидроочистки от азота о чём свидетельствует повышение содержания водорода в системе закрыть сброс газа на факел и приступить к набору давления в системе.
Сушка и сульфидирование катализатора гидроочистки производится в среде водородсодержащего газа с концентрацией водорода не менее 75 % об.
2.1.3Сушка сульфидирование катализатора гидроочистки
Все подготовительные операции и непосредственно вывод секции предварительной гидроочистки на режим нормальной эксплуатации необходимо выполнять в соответствии с рекомендациями компании "UOP" изложенными в Инструкции по эксплуатации установок гидроочистки нафты.
При давлении ВСГ в системе 140 – 160 кгссм2 пустить в работу компрессор
ПК-20112 по схеме циркуляции:
После выполнения мероприятий описанных в разделах 6.1.2.3 и 6.1.2.4 емкость Е-201 заполнена сырьем и подготовлена к работе.
При налаженной циркуляции ВСГ по схеме реакторного блока гидроочистки и при температуре на входе в реактор Р-201 не превышающей 150 °С пустить в работу насос
Н-20112 и постепенно подать в тройник смешения реакторного блока гидроочистки
-100 м3ч сырья из емкости Е-201 обеспечив соотношение ВСГ : сырьё не ниже 35 : 1.
Разжечь форсунки печи П-201 и приступить к повышению температуры на входе в реактор Р-201 со скоростью 20-30 °С в час до 230 °С.
Каждые полчаса дренировать воду из сепаратора С-201. При значительном выделении воды дальнейший подъем температуры прекратить сделав изотермическую выдержку. При повышении температуры после Х-201 до 40°С пустить в работу вентиляторы ВХ-20112 и подать воду в холодильник Х-201.
Выдержку продолжают до тех пор пока выделение воды из сепаратора С-201 не снизится до 1 литра в час.
После окончания сушки температуру на входе в Р-201 поддерживать на уровне 230 °С. Давление в сепараторе гидроочистки С-201 повысить до 246 кгссм2 по PIRC 2272.
При стабилизации уровня нефтепродукта в сепараторе С-201 сдренировать из него воду и вывести сырье в колонну К-201. Включить в работу регулятор уровня нефтепродукта в сепараторе С-201 LIRCA 2460.
Кубовый продукт клоны К-201 выводить по схеме:
К-201 Т-202 (мтр.) линия 2069 Х-202 парк установки
Давление в емкости орошения Е-202 регулировать сбросом газа в топливную сеть.
Заполнить емкость Е-303 этилмеркаптаном из бочки при помощи переносного насоса раскачки химреагентов.
Пустить в работу насос Н-312 и подавать этилмеркаптан на вход в реактор Р-201 согласно методике компании "UOP" в течение 8-12 часов (первый этап сульфидирования) расходом 100 лч постепенно увеличивая расход до 200 лч. Затем при тех же параметрах (температура в реакторе Р-201230 °С давление в сепараторе С-201 246 кгссм2) продолжить подачу этилмеркаптана еще 1 – 2 часа (второй этап сульфидирования) постепенно увеличивая его расход с 200 лч до 360 лч. Согласно рекомендациям компании "UOP" всего на загруженный катализатор S-120 необходимо подать 3455 кг этилмеркаптана.
Во время проведения сульфидирования катализатора гидроочистки дренирование воды из "аппендиксов" сепаратора С-201 и емкости Е-202 производить по уровню раздела фаз в автоматическом режиме.
2.1.4Вывод на режим реакторного блока гидроочистки и блока отпарной колонны
После проведения сульфидирования катализатора приступить к повышению температуры на входе в реактор со скоростью 15-20 °С в час до температуры 312°С при которой качество гидрогенизата должно соответствовать норме.
Повысить давление в сепараторе С-201 до 275 – 290 кгссм2.
Продолжать выводить стабильный гидрогенизат в парк установки до получения удовлетворительных анализов соответствующих качеству приведенному в п. 6 раздела 5.1 настоящего регламента.
При готовности к пуску секции риформинга направить стабильный гидрогенизат на прием насоса Н-30112.
После пуска секции риформинга принять подпиточный ВСГ из С-301 в
С-203 и прекратить приём пускового ВСГ с установки каталитического риформинга № 13 (или № 11).
Включить в работу насосы Н-313 и Н-314 и подать на приём насосов Н-20112 ингибитор полимеризации и антиоксидант в количестве 12 ppm и 6 ppm соответственно на количество подаваемого сырья.
Вывести секцию 200 предварительной гидроочистки на проектную мощность по сырью.
2.2 Основные положения пуска секции риформинга при нормальных условиях
Пуск секции риформинга состоит из следующих этапов:
2.2.1 Наладка горячей циркуляции в блоке стабилизации.
2.2.2 Прием водорода в реакторный блок риформинга.
2.2.3 Разогрев реакторов риформинга.
2.2.4 Вывод реакторного блока риформинга и блока стабилизации на нормальный режим эксплуатации.
2.2.1Наладка горячей циркуляции в блоке стабилизации
После окончания горячей промывки секции риформинга (раздел 6.1.2.4) блок стабилизации готов к пуску. Куб колонны К-301 заполнен сырьем осушенным в процессе горячей промывки. В емкости Е-301 также имеется нормальный уровень нефтепродукта. Блок стабилизации находится под избыточным давлением равным давлению в коллекторе топливного газа установки.
Запустить насос Н-30312 и наладить циркуляцию по схеме:
К–301 Н–30312 П–302 К–301
Разжечь горелки печи П-302 и приступить к медленному повышению температуры куба колонны К-301 со скоростью 20°С в час.
Пустить в работу ВХК-30112 и подать воду в ХК-301.
Пустить в работу Н-30412 и постепенно наладить подачу орошения в колонну К-301 в полном объеме.
При повышении давления в емкости Е-301 до 110 – 115 кгссм2 включить в работу регулятор давления поз. PIRC 3272 со сбросом избытка газа в топливную сеть установки.
2.2.2Прием водорода в реакторный блок риформинга
Выдавить азот из системы реакторного блока риформинга в атмосферу через щит сброса по линии 3052 затем закрыть задвижку на сбросе азота в атмосферу и перевести сброс на факел по линии 3150 со щита сброса. Продуть систему водородсодержащим газом на факел. Проверить содержание водорода в ВСГ и при его содержании не ниже 75 % об. закрыть задвижку на сбросе ВСГ на факел и приступить к набору давления в системе риформинга со скоростью 5-7 кгссм2 в час.
При давлении в реакторном блоке риформинга равном 10-12 кгссм2 пустить в работу центробежный компрессор ЦК-301 по схеме циркуляции:
2.2.3Разогрев реакторов риформинга
Катализатор R-86 поступает на установку в восстановленной и сульфидированной форме поэтому при первом пуске он не требует предварительной подготовки.
Вывод реакторного блока риформинга на режим нормальной эксплуатации необходимо выполнять в соответствии с рекомендациями компании "UOP" изложенными в Общей инструкции по эксплуатации установок Платформинга со стационарным слоем катализатора изменение 4 выпуск 2003г.
Продолжая циркуляцию ВСГ компрессором ЦК-301 разжечь горелки печи П-301123 и приступить к подъему температуры на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 до 370 оС со скоростью 40 – 55 оС в час. В связи с небольшой тепловой нагрузкой во время прогрева реакторов требуется использовать лишь часть печных горелок.
При температуре на выходе из Х-301 равной 40 °С включить в работу ВХ-3011-6 и подать воду в Х-301.
При повторных пусках после регенерации катализатора R-86 на вышеописанной стадии возможно будет необходимо провести его сульфидирование. О необходимости сульфидирования станет ясно из результата анализа на содержание сероводорода в циркулирующем ВСГ. Для этого когда на стадии разогрева реакторов температура на входе в них достигнет 340 оС отбирают пробу циркулирующего ВСГ из линии 3051 и проверяют содержание Н2S в ней с помощью трубки Дрегера. Если Н2S обнаружен то сульфидирование не требуется. Если же Н2S отсутствует в пробе то на вход реактора Р-301 насосом Н-312 из емкости Е-303 подают этилмеркаптан используя линию подачи четыреххлористого углерода. Скорость подачи устанавливают такой чтобы ввести в пересчете на серу максимум 005 % мас. от количества загруженного катализатора в течение двух часов.
Когда температура на входе в реакторы достигнет 370 оС приступить к подаче сырья в теплообменник Т-301 для чего постепенно направить стабильный гидрогенизат из секции гидроочистки на прием насоса Н-30112. Линию 2069 вывода стабильного гидрогенизата в парк установки отглушить.
При вводе сырья необходимо зажечь дополнительные горелки печи П-301123. Это необходимо делать в присутствии соответствующего персонала. Отрегулировать работу горелок так чтобы на входе в реакторы поддерживалась температура 370–400 оС до тех пор пока не будет отлажена работа продуктового сепаратора С-301.
Как можно быстрее отрегулировать подачу сырья чтобы обеспечить объемную скорость жидкости равную как минимум 075 ч-1.
Не допускать снижения мольного отношения водорода к углеводородам ниже расчетной величины равной 60. Заданное значение отношения Н2НС должно поддерживаться по мере производства водорода и стабилизации давления в реакторном блоке риформинга.
При появлении нормального уровня жидкости в сепараторе С-301 включить насос
Н-30212 и вывести нестабильный катализат в колонну К-301.
Повысить давление в реакторном блоке риформинга до нормального рабочего.
Включить в работу регулятор давления на выходе из последнего реактора PIRC 3270. Включить в работу адсорберы К-30212.
Как только количество производимого в реакторном блоке риформинга водорода станет достаточным включить в работу клапан FV 3361 и подать подпиточный ВСГ с блока риформинга в С-203. Приём пускового ВСГ с установки каталитического риформинга № 13 (или № 11) на вход сепаратора С-203 прекратить.
С началом подачи сырья в реакторы следует приступить к вводу в газосырьевую смесь четыреххлористого углерода для регулирования содержания хлоридов в катализаторе по методике компании UOP.
Количество подаваемого на вход реактора Р-301 хлорирующего агента зависит от влажности циркуляционного ВСГ и должно соответствовать указанному в таблице 6.2.2.3.
Т а б л и ц а 6.2.2.3
Дозировка хлорида ppm от массы гидрогенизата
В период пуска установки когда влажность циркуляционного ВСГ велика для подачи ССl4 используется насос Н-3052 с диапазоном дозирования 007 – 05 лч.
Анализаторы влаги в циркуляционном ВСГ QIR 3504 и QIR 3505 рекомендуется включать не ранее чем через 24 часа после начала подачи сырья в реакторный блок риформинга. По истечении этого времени следует провести анализ циркуляционного ВСГ на содержание НСl с помощью контрольных трубок. Если анализ покажет что содержание НСl ниже 15 ppm то это соответствует содержанию влаги в циркуляционном ВСГ около 300 ppm. При такой влажности анализаторы можно включать в работу. Более высокое содержание НСl может повредить чувствительный элемент анализаторов.
По мере осушки системы количество подаваемого ССl4 снижается до нормального которое обычно должно обеспечивать содержание хлорид-иона в циркуляционном ВСГ на уровне от 02 до 05 ppm об. Поэтому при снижении влажности циркуляционного ВСГ менее 30 ppm необходимо остановить насос Н-3052 и продолжить подачу хлорорганики с помощью насоса Н-3053 с диапазоном дозирования 001 – 005 лч.
2.2.4Вывод реакторного блока риформинга и блока стабилизации на нормальный режим эксплуатации
После вывода на режим сепаратора С-301 и блока стабилизации при устойчивой циркуляции ВСГ и стабильной подаче сырья обеспечивающей мольное соотношение H2сырьё равное 60 и объёмную скорость подачи сырья не менее 075 ч–1 можно приступить к повышению температуры газосырьевой смеси на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 со скоростью 30 °С в час до 470 °С.
Одновременно можно постепенно увеличивать расход сырья до желаемого уровня.
Температуру на входе в реакторы следует повышать только при значительном снижении влажности циркуляционного ВСГ.
При снижении влажности системы менее 200 ppm и содержании HСl в ВСГ ниже 3 ppm повысить температуру на входе в Р-301 Р-302 Р-303 до 480 °С. По мере снижения влаги в системе уменьшить подачу хлоридов.
При температуре на входе в реакторы равной 480°С в соответствии с рекомендациями компании UOP необходимо провести испытание стабильного катализата на так называемый "октановый отклик".
Дальнейшее повышение температуры на входе в реакторы до рабочей температуры начала цикла 503 °С производить при снижении влажности менее 30 ppm и соответствии «октанового отклика» требованиям изложенным в Общей инструкции по эксплуатации установок Платформинга со стационарным слоем катализатора Глава VII. Нормальный пуск Раздел D п. 2.
Когда содержание воды в циркуляционном ВСГ снизится до 15 ppm об. необходимо начать подачу конденсата водяного пара в сырье из емкости Е-306 дозировочным насосом
Н-307. Рекомендуемый компанией UOP расход конденсата обычно составляет 4 ppm мас. от расхода сырья. Целевым показателем содержания влаги в циркуляционном ВСГ является
До начала розжига горелок должны быть выполнены работы указанные в разделе 6.1.2 "Подготовительные операции перед пуском установки".
Кроме того необходимо выполнить следующие работы:
-проверить закрыты ли все задвижки вентили и дроссели перед горелками;
-проверить параметры природного газа в газопроводе к горелкам на соответствие их значений регламентируемым параметрам;
проверить готовность мобильного автономного электрозапальника (ЭЗАМ) для розжига пилотных горелок.
Печи включаются в работу при следующих операциях:
-принудительная сушка футеровки печей и газоходов;
-сушка и восстановление катализатора;
-нормальная работа установки.
Огневой нагрев каждой печи независимо от того для какой операции он производится может иметь место только в том случае если по трубам змеевика этой печи проходит соответствующий продукт - азот циркуляционный газ нефтепродукт.
Непосредственно перед розжигом горелок печи необходимо тщательно провентилировать и продуть паром.
При отсутствии продувки и вентиляции или при ее небрежном исполнении может произойти хлопок или даже взрыв.
При розжиге холодных печей шибера на газоходах рекомендуется держать в открытом состоянии.
В период пуска печи должны быть включены следующие блокировки:
-закрытие автоматических запорных органов пилотных горелок при понижении давления в коллекторе природного газа;
-закрытие газовых автоматических запорных органов основных горелок при повышении или понижении давления в коллекторе топливного газа к основным горелкам;
-закрытие автоматических запорных органов основных горелок на коллекторах топливного газа и жидкого топлива при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья.
После окончания всех вышеуказанных работ следует начинать розжиг пилотных горелок. Зажигать пилотные горелки следует при помощи электрозапальника ЭЗАМ поочередно. Зажигать горелку от соседней категорически запрещается. Электрозапальник ЭЗАМ помещается в специально предназначенный для этого патрубок пилотной горелки
ПГ-28КП. генерируется искра. Затем открывается ручная арматура перед пилотной горелкой и подается природный газ.
После того как топливо загорелось надо быстро (не более 5 секунд) удалить электрозапальник ЭЗАМ из патрубка пилотной горелки и отрегулировать ее на устойчивую работу. Если пилотная горелка не разожглась с трех попыток необходимо закрыть ручную арматуру на подаче топлива и вынуть электрозапальник. Затем следует выяснить и устранить причину незагорания топлива повторить продувку топочного пространства печи и только после этого приступить к повторному розжигу пилотных горелок.
После розжига всех пилотных горелок и налаживания их устойчивой работы начинают розжиг основных горелок.
Основные горелки разжигаются в определенной последовательности: в секционных печах разжигать горелки надо начиная с двух средних а затем крайние.
Производительность горелок вначале должна быть небольшой но режим горения устойчивый.
После налаживания режима горения следует включить в работу автоматическое регулирование нагрева продукта и все блокировки которые были выведены из работы на период пуска.
После того как все горелки печей устойчиво работают на природном газе можно переходить на отопление печей жидким топливом и топливным газом установки включив в работу регулятор на коллекторе природного газа к пилотным горелкам PV 429 сепаратор
С-304 и подогреватель топливного газа Т-311.
После перевода печей на отопление комбинированным топливом - снова отрегулировать работу основных горелок.
Увеличивать интенсивность горения следует только после включения в работу всех горелок с тем чтобы заданный температурный режим достигался равномерным горением топлива по всей длине радиантной камеры в секционных печах. Это необходимо для долговечной безопасной работы змеевиков.
После пуска и налаживания устойчивой работы основных горелок всех печей на комбинированном топливе необходимо ввести в работу клапан регулятор на коллекторе топливного газа к печам установки PV 4293.
2.4Пуск оборудования узла утилизации тепла
Открыть задвижку на подводе пара в деаэратор и прогреть его в течение 20-30 минут. Давление в деаэраторе не должно превышать рабочего.
Слить конденсат из бака через дренажную линию.
Включить в работу подогреватели химочищенной воды и подать воду в деаэратор установить минимальный расход увеличив одновременно расход пара с помощью регулятора давления.
Включить в работу систему автоматического регулирования давления в деаэраторе.
Включить в работу охладитель выпара.
Установить нормальный уровень воды в деаэраторном баке и включить систему автоматического регулирования уровня.
Открыть задвижку на линии отвода деаэрированной воды из бака к питательным насосам.
Установить номинальный расход выпара.
Пуск котла-утилизатора
Пуск котла производится вручную после пуска технологических печей. При переходе котла на предусмотренные параметры включить систему автоматического управления.
Подать воду на охлаждение подшипников дымососа Д-301 и насосов питательной воды Н-32112 а также сальниковых уплотнений циркуляционных насосов Н-32012.
Пустить циркуляционный насос. Включить дымосос.
При пуске котла уровень воды в барабане следует поддерживать на нижнем допустимом уровне спуская периодически избыток воды через продувочные трубопроводы. При появлении пара в виде сильной струи вентили на продувочных трубопроводах закрыть.
При достижении в барабане котла давления равного 1 кгссм2 производится продувка и проверка водоуказательных приборов. Порядок продувки должен быть следующим:
закрыть паровой кран открыть спускной вентиль и продуть водяную трубку;
открыть паровой кран и закрыть водяной продуть паровую трубку и водоуказательный прибор;
закрыть спускной вентиль и открыть водяной кран. При закрытии спускающего вентиля и открытии водяного крана необходимо наблюдать за уровнем воды в водоуказательном приборе который должен занять определенное положение.
Медленное повышение уровня в водоуказательном приборе свидетельствует о засорении водяной трубки. В этом случае продувку повторяют.
При давлении 2 кгссм2 закрыть паровой вентиль на линии подачи пара в барабан из сети завода и начать прогрев главного паропровода котла до магистрали. Для этой цели открыть все продувочные вентили паропровода от котла до магистрали и приоткрыть главную паровую задвижку котла. Прогрев паропровода ведется до включения котла в магистраль при этом необходимо следить за состоянием опор и компенсаторов паропровода. Паропровод считается прогретым когда из последнего продувочного вентиля на нем будет выходить насыщенный пар.
При давлении 3-5 кгссм2 следует подпитать котел водой и произвести периодическую продувку барабана котла выполнить обтяжку фланцевых соединений.
Подъем давления в котле с начала пуска до включения в паровую магистраль должен продолжаться не менее 1 часа с учетом обеспечения допустимой скорости роста температур стенки барабана не более 2 °C в минуту. Скорость подъема давления пара регулировать степенью открытий направляющего аппарата дымососа и дроссельного вентиля на газоходе перед котлом. Скорость разогрева котла определяется в процессе наладки.
Во время подъема давления в котле следить за уровнем воды в барабане и температурой перегретого пара.
При достижении номинального давления пара перейти на непрерывное питание котла водой вторично продуть водоуказательные стекла проверить плотность парового тракта и арматуры убедиться в исправности поверхностей нагрева проверить исправность предохранительных клапанов путем принудительного подрыва с помощью рычага для ручного опробования и приступить к подъему паровой нагрузки.
При давлении в котле равном 15 кгссм2 произвести его подключение к паропроводу установки. Для этого медленно открывается паровая задвижка котла и задвижка на байпасе регулятора давления а затем задвижка перед паропроводом. После подключения котла к паропроводу установки закрыть все продувки.
Закрыть дроссельный вентиль UV 103 на обводном газоходе. Включить автоматику регулирования разрежения перед котлом автоматику питания котла и регулятор. Включить систему противоаварийных блокировок.
Время пуска и включения котла в работу фиксировать в сменном журнале.
3Нормальная эксплуатация установки
При нормальном режиме работы установка должна эксплуатироваться так чтобы в конечном счете обеспечить получение продуктов соответствующих требованиям Стандартов предприятия и максимально продлить срок службы применяемых на установке катализаторов.
Кроме того установка должна эксплуатироваться таким образом чтобы обеспечивалась безопасность персонала оборудование включая резервное постоянно находилось в исправном состоянии
Всего этого невозможно достичь без постоянного тщательного контроля работы всей установки в целом с регистрацией всех наиболее важных параметров в суточных режимных листах.
Во время нормальной эксплуатации установки необходимо постоянно контролировать:
-качество поступающего на установку сырья;
-соответствие фактических параметров процесса нормам технологического режима;
-работу оборудования в том числе контрольно-измерительных приборов;
-герметичность оборудования;
-состояние средств защиты и пожаротушения;
-работу вентиляции.
Для нормальной эксплуатации установки необходимо:
·систему ПАЗ всегда держать в работающем состоянии;
·строго выдерживать заданный технологический режим согласно нормам приведенным в разделе 4 настоящего технологического регламента;
·своевременно отбирать пробы согласно графику отбора проб и направлять их в лабораторию для определения качества получаемых продуктов;
·необходимые корректировки режима процесса производить плавно без резких колебаний значений параметров;
·не допускать резких колебаний уровня продукта в емкостном оборудовании;
·строго следить за постоянством потоков давлений и температур;
·своевременно принимать меры по ликвидации неисправностей приборов КиА и приборов качества;
·следить за работой насосов;
·следить за работой компрессоров не допуская срабатывания средств автоматической блокировки;
·вести постоянный контроль состояния оборудования предохранительных клапанов трубопроводов и запорной арматуры;
·постоянно следить за давлением воздуха КИП воды водяного пара топливного газа;
·постоянно вести учет расхода энергоресурсов;
·постоянно контролировать количество и качество откачиваемых продуктов;
·не допускать превышения норм по температуре откачиваемых продуктов;
·обеспечивать бесперебойное снабжение установки сырьем электроэнергией паром водой инертным газом воздухом КИП топливом;
·поддерживать постоянную производительность установки по сырью;
·изменение производительности должно выполняться по распоряжению руководства установки при строгом контроле режима процесса.
3.1 Нормальная эксплуатация секции предварительной гидроочистки
В процессе нормальной эксплуатации реакторного блока секции предварительной гидроочистки необходимо поддерживать требуемый технологический режим с целью продления срока службы катализатора S-120 при обеспечении заданной степени очистки сырья от серы.
Заданный технологический режим в блоке отпарной колонны необходимо поддерживать для исключения попадания воды и сероводорода в сырье риформинга что в свою очередь продлевает срок службы катализатора R-86.
При нормальной эксплуатации секции предварительной гидроочистки необходимо выполнять следующие требования:
·следить за соответствием качества сырья технологическим нормам. При изменении качества сырья по содержанию серы непредельных и смолистых соединений режим процесса должен быть скорректирован. Содержание в сырье щелочи солей механических примесей превышающее нормативные требования не допустимо поскольку может привести к снижению активности катализатора нарушению норм режима технологического процесса и ухудшению качества товарной продукции;
·не допускать байпасирования сырьем фильтров Ф-20112. Фильтрация сырья поступающего на установку обязательна.
·не допускать резкое снижение давления т.к. это может приводить к отслаиванию продуктов коррозии увеличению их выноса в реактор а также к потере герметичности фланцевых соединений;
·не делать вывод о падении активности катализатора только на основании данных по содержанию остаточной серы в стабильных продуктах т.к. причиной может быть смешение сырья с очищенным продуктом в результате неисправности сырьевых теплообменников;
·не допускать повышения температуры в продуктовом сепараторе С-201 выше 40 °С поскольку это приводит к уносу жидких нефтепродуктов с циркулирующим водородсодержащим газом;
·строго следить за уровнем в продуктовом сепараторе С-201. При снижении уровня может произойти прорыв водородсодержащего газа в систему стабилизации гидрогенизата;
·не допускать сброс сероводородной воды из Е-202 в канализацию.
3.2Нормальная эксплуатация секции каталитического риформинга
Сырьем блока риформинга является стабильный гидрогенизат получаемый в блоке отпарной колонны К-201 секции предварительной гидроочистки. Работа секции гидроочистки должна обеспечивать следующее остаточное содержание примесей в стабильном гидрогенизате:
-олефины - отсутствие.
Гидроочищенная бензиновая фракция не должна содержать растворённого сероводорода.
Утяжеление сырья может привести к быстрому закоксовыванию катализатора.
Для катализатора риформинга R-86 оптимальной является влажность циркулирующего ВСГ в интервале 15-25 ppm.
При снижении влажности ВСГ менее 15 ppm необходимо организовать подачу воды в стабильный гидрогенизат перед теплообменником Т-301 из расчёта 4 ppm от расхода гидрогенизата.
При повышенной влажности циркуляционного ВСГ в контур циркуляции должны быть подключены адсорберы К-30212 с осушенным адсорбентом PDG-418 компании "UOP". Влажность системы оценивают по значению влажности ВСГ на выходе из продуктового сепаратора риформинга С-301 по прибору поз. QIR 3504. Влажность осушенного ВСГ определяют на выходе из адсорберов К-30212 по прибору поз. QIR 3505.
Для поддержания необходимого количества хлора в катализаторе необходимо соблюдать водно-хлоридный баланс. С этой целью в режиме нормальной эксплуатации в гидрогенизат перед реактором Р-301 необходимо дозировать четыреххлористый углерод в количестве 06 ppm мас. от расхода стабильного гидрогенизата в пересчете на хлор. Для того чтобы хлорорганическое вещество распределялось равномерно по всему объёму катализатора проводится увлажнение сырья путем подачи в стабильный гидрогенизат перед Т-301 конденсата водяного пара в количестве указанном выше.
На основании данных аналитического контроля в процессе работы подача хлора и конденсата водяного пара корректируется с целью поддержания оптимального водно-хлоридного баланса обеспечивающего выпуск катализата с заданным октановым числом.
Температура на входе в реакторы является основным регулируемым параметром процесса. Эта температура должна поддерживаться на минимально возможном уровне обеспечивающем получение катализата заданного качества. Постепенным повышением входных температур компенсируется естественное снижение активности катализатора в течение реакционного цикла и длительность последнего определяется скоростью повышения температуры.
Температуру на входе в реакторы следует повышать постепенно с шагом не более чем в два градуса.
При изменении загрузки установки по сырью входные температуры должны корректироваться: уменьшаться при снижении загрузки и увеличиваться при её повышении.
Признаками снижения активности катализатора являются понижение концентрации водорода в циркулирующем газе и уменьшение перепада температур в реакторах. Понижение перепада температуры в реакторах при работе на хлорированных катализаторах в некоторых случаях может свидетельствовать о чрезмерном содержании хлора на катализаторе.
Разность между входными температурами в соседних ступенях не рекомендуется увеличивать более чем на 10 градусов.
Повышение давления в реакторах снижает коксообразование но одновременно усиливает гидрокрекинг и подавляет образование ароматических углеводородов.
Понижение давления усиливает коксообразование но повышает степень ароматизации.
3.3Нормальная эксплуатация печей
Основной задачей нормальной эксплуатации печей является нагрев поступающих продуктов до заданных температур с минимальными энергетическими затратами.
Для обеспечения надежности и долговечности работы печей необходимо соблюдать следующие указания по ведению технологического режима.
Количество нагреваемых в печах продуктов не должно выходить за указанные в нормах пределы что соответствует примерно 60-120% номинала. Работа печи с производительностью менее 60% категорически запрещается так как обуславливает неравномерность распределения продукта по параллельным потокам и может служить причиной перегрева отдельных труб змеевика.
Работа печи с производительностью более 100% увеличивает тепловую напряженность нагрева. Увеличение производительности до 120% может быть допущено после обследования работы печей.
Перепады температур нагреваемого в печах продукта влияют на тепловую напряженность печи и не должны быть больше указанных норм. При уменьшении температуры продукта на входе в камеру печи ниже нормы (в случае если сырье не соответствует проектному или если плохо работают теплообменники) следует соответственно снизить температуру продукта на выходе из печи или уменьшить ее производительность.
Повышение температур продуктов на выходе из печей выше указанных в нормах не допускается.
Равномерность нагрева продукта в отдельных параллельных потоках существенно влияет на долговечность и безаварийную работу печи.
Равномерность нагревания продукта контролируется путем замеров температур в отдельных потоках на выходе из печи.
Неравномерный нагрев продукта в параллельных потоках может быть вызван:
-резкими колебаниями расходов проходящих через змеевики продуктов;
-работой на пониженной загрузке;
-механическими загрязнениями змеевика;
-закоксовыванием труб;
-неправильной установкой горелок или их неравномерной работой и другими причинами.
Отложения кокса существенно повышают температуру стенок труб змеевика и с течением времени вызывают их прогар. О появлении отложений кокса можно судить по следующим признакам:
-по увеличению неравномерности нагрева продукта в отдельных потоках (при отложениях кокса в отдельных трубах);
-по увеличению перепада давления продукта на входе и выходе из печи (при значительных отложениях во всех параллельных потоках);
-по изменению цвета труб свидетельствующего об их перегреве (не путать со свечением окалины);
Аналогичные признаки могут быть вызваны также наличием в трубах механических загрязнений.
Показания приборов замеряющих температуру в отдельных потоках и перепад давления в змеевике должны систематически записываться и анализироваться.
При наличии отклонений показаний термопар как в сторону повышения так и в сторону понижения а также при появлении указанных признаков коксования или механических загрязнений печь надо остановить и устранить причину неравномерности нагрева в параллельных потоках. Предварительно следует убедиться в исправности и правильности установки термопар и попытаться устранить неравномерность путем регулировки работы горелок.
Напряженность работы печи по нагрузке и температурному режиму характеризуется температурой дымовых газов на выходе из радиантной камеры – на "перевале". Температура на "перевале" печей не должна превышать параметров указанных в нормах технологического режима. Однако при эксплуатации желательно работать с температурами на "перевале" возможно более низкими.
Температура "перевала" в параллельных секциях одной печи должна поддерживаться одинаковой.
Эксплуатация горелок должна производиться в соответствии с производственными инструкциями.
Все горелки каждой печи а также горелки в камерах печи П-301123 должны работать по возможности в одинаковых режимах по давлению топлива и пара. Факелы горелок должны быть одинаковы по форме размеру и цвету для обеспечения равномерного обогрева труб змеевика в параллельных потоках что является необходимым условием их нормальной безаварийной работы.
Одинаковая работа горелок расположенных в одном ряду достигается путем регулировки отдельных горелок а в дальнейшем поддерживается автоматически.
Правильность работы горелок может быть определена только визуально поэтому во время эксплуатации необходимо систематически наблюдать за горением топлива и при обнаружении дефектов или отклонений производить регулировку.
Совершенно недопустима работа горелки с отклонением пламени в сторону труб.
Если горелка работает с отклонением пламени в сторону труб необходимо ее остановить выявить причину и устранить неисправность.
Воздух следует подавать в горелки в таком количестве чтобы не наблюдалось признака его избытка или недостатка.
В целом правильность подачи воздуха на печь можно контролировать по показаниям газоанализаторов дымовых газов на содержание О2 и СО.
Подача пара в отдельные горелки для распыла жидкого топлива регулируется как указано в инструкциях по эксплуатации горелок. Контроль подачи пара производится путем наблюдения за факелами.
При правильной работе горелки факел пламени должен быть соломенного цвета и полупрозрачным. Пламя должно обволакивать устье горелки.
При незначительных изменениях в режимах нагрева продукта подача топлива к основным горелкам регулируется автоматически с помощью клапанов на линиях топливного газа.
При резком уменьшении нагрузки следует уменьшить интенсивность горения всех горелок за счет уменьшения подачи топлива и только в том случае если этого окажется недостаточно выключить отдельные горелки в последнюю очередь нужно уменьшить тягу.
При резком увеличении нагрузки надо вначале увеличить тягу затем разжечь неработающие горелки и только потом увеличить интенсивность горения путем увеличения подачи жидкого топлива. При этом в начале надо прибавлять пар и только потом топливо.
Разрежение в радиантных камерах должно поддерживаться таким чтобы в течение всего времени пробега обеспечивались указанные в нормах величины на «перевалах» печей. Регулировка производится шиберами расположенными на выходе дымовых газов из печей.
При регулировании разрежения необходимо следить за тем чтобы не было выбивания дымовых газов из-под сводов а содержание кислорода в дымовых газах не превышало допустимого.
Избыточное давление в печах приводит к их разрушению.
Допустимое содержание кислорода в дымовых газах обеспечивается не только правильным режимом тяги но также отсутствием неплотностей в печах котле-утилизаторе и по всему газовому тракту.
Большие подсосы воздуха нарушают аэродинамический режим в печах снижают температуру увеличивают объемы продуктов сгорания ухудшают тягу.
Значение температуры дымовых газов после конвекционной камеры характеризует степень использования в печи тепла выделяющегося при горении топлива.
Разность между температурами дымовых газов на "перевале" и после конвекции характеризует работу конвекции и должна поддерживаться близкой к проекту так как в противном случае происходит перегрузка радиантной камеры.
3.4 Нормальная эксплуатация оборудования узла утилизации тепла
Для обеспечения требуемого качества деаэрированной воды необходимо:
-поддерживать номинальное давление в деаэраторе и следить чтобы температура деаэрированной воды соответствовала температуре насыщения;
-следить за показаниями контрольно-измерительных приборов и уровнем воды в баке который не должен отклоняться от номинального больше чем на ± 100 мм;
-не допускать тепловой и гидравлической перегрузки деаэратора появления вибраций и гидравлических ударов переполнения деаэратора.
-не допускать снижения тепловой и гидравлической нагрузки деаэратора ниже 30 %;
-производить отбор пробы деаэрированной воды для определения содержания в ней кислорода и свободной углекислоты;
-поддерживать номинальный расход выпара из деаэратора при всех режимах его работы и периодически его контролировать.
Нормальная эксплуатация котла-утилизатора
Заступая на дежурство оператор обязан принять котел от предыдущей смены лично осмотреть и проверить его исправность. Приемку и сдачу смены записать в сменном журнале.
Во время работы котла сменный персонал обязан осуществлять контроль режима работы котла. Проверять и поддерживать номинальный уровень в барабане.
Проверку исправности действия водоуказательных приборов производить не реже одного раза в смену с записью в сменном журнале. Признаком нормальной работы водоуказательных приборов установленных на барабане является постоянное небольшое колебание уровня в стекле прибора.
Не реже двух раз в смену необходимо сверять показания приборов на центральном пункте управления измеряющих уровень воды в барабане с водоуказателями установленными на барабане котла.
Постоянно контролировать давление и температуру перегретого пара на выходном паропроводе.
Не реже одного раза в смену производить проверку исправности манометров предохранительных клапанов резервных питательного и циркуляционного насосов. Проверка предохранительных клапанов проводится принудительным кратковременным "подрывом" а проверка исправности резервных насосов – путем кратковременного включения в работу.
Проверка исправности сигнализации и автоматических защит должна производиться в соответствии с графиком и инструкцией утвержденными главным инженером предприятия.
Подтягивание фланцевых соединений на котле допускается производить с большой осторожностью и только нормальными ключами без применения удлиняющих рычагов и при давлении в котле не более 2-3 кгссм2.
Обслуживающему персоналу запрещено затягивать пружины предохранительных клапанов и изменять их регулировку. Клапаны должны быть опломбированы. Регулировку предохранительных клапанов производить после каждого гидравлического испытания и в случае сомнения в их работоспособности.
По условиям получения пара нормального качества солесодержание котловой воды не должно превышать 2800 мгкг. Величина непрерывной продувки должна быть не менее 2 %. Допустимое солесодержание питательной воды не более 250 мгкг при продувке равной
Периодическая продувка каждой нижней точки котла не должна превышать 30 секунд включая время открытия и закрытия запорного вентиля. Выполнение продувки: сначала открывается второй по ходу вентиль а затем - первый. После окончания продувки сначала закрывается первый вентиль затем - второй. Продувки выполняются по очереди с интервалом между точками не менее 15 секунд.
Химический контроль пара и воды выполнять на пробах имеющих постоянную температуру согласно правилам технической эксплуатации.
3.5 Особенности пуска и эксплуатации установки в зимнее время
В зимний период при температурах наружного воздуха ниже 0 оС возникает опасность замораживания аппаратов и трубопроводов. Кроме того в условиях пониженных температур окружающей среды необходимо тщательно следить за температурой материала оборудования и трубопроводов чтобы избежать возникновения в них местных напряжений способных привести к различной степени деформаций и даже трещин которые могут привести к возникновению аварийной ситуации.
Пуск остановка или испытание на герметичность в зимнее время связанные с повышением (снижением) давления в сосудах при повышении (снижении) температуры стенки должны осуществляться в соответствии с графиком приведенным в "Регламенте проведения в зимнее время пуска (остановки) установки или испытания на герметичность сосудов" (Приложение № 17 к ОСТ 26 291-94).
Поднятие давления в системах реакторных блоков до рабочего возможно только после прогрева системы. Прогрев ведется по циркуляционным схемам при неработающих вентиляторах воздушных холодильников и при постепенном повышении температуры на выходе из печи в соответствии с вышеупомянутым графиком. Прогрев системы отпарки и стабилизации ведется в соответствии с разделом 6.1.2.4.
В период эксплуатации установки в зимнее время обслуживающий персонал обязан:
·перед подачей воды на установку в зимнее время включить кабели электрообогрева убедиться в их исправности. Прогреть трубопроводы до положительной температуры
плюс 5°С. После этого приём оборотной воды I и II систем осуществить в соответствии с разделом 6.1.1.1;
·следить за системой электрообогрева не допуская прекращения подачи электроэнергии в целом и на отдельные участки греющего кабеля;
·тщательно контролировать обогрев контрольно-измерительных приборов;
·следить за постоянным протоком воды через водяные холодильники и по их байпасу;
·следить за обеспечением проходимости воздушников;
·следить за приборами водяного отопления в помещениях и калориферов приточной вентиляции;
·контролировать состояние стояков пожаротушения;
·своевременно осуществлять прокачку периодически действующих трубопроводов и тупиковых участков;
·при заполнении котла водой в холодное время года необходимо обеспечить температуру в газоходах котла не менее плюс 25°C. Температура воздуха в помещении котельной также должна быть не ниже плюс 5 °C.
Надзор за оборудованием установки в зимнее время должен быть особенно тщательным т.к. замораживание трубопроводов аппаратов контрольно-измерительных приборов может привести к нарушению режима авариям несчастным случаям или к задержке вывода установки на нормальный режим эксплуатации что связано с увеличением выпуска брака.
При обнаружении замороженного участка трубопровода принимаются немедленные меры к его отогреву. Отогрев ведется паром или горячей водой начиная с конца замерзшего участка. При наличии в системе давления перед началом отогревания давление из отогреваемых участков должно быть сброшено.
Вахтовый персонал не имеет права сдавать вахту в случае обнаружения замерзших трубопроводов и несет полную ответственность за их отогрев.
При остановке в зимнее время необходимо:
·принимать все меры к своевременному освобождению аппаратов и трубопроводов от воды и легкозамерзающих жидкостей;
·при отключении водяных холодильников необходимо тщательно продувать их от воды.
Из всех аппаратов которые подвергаются промывке и пропарке необходимо тщательно удалять конденсат. В самых низких местах необходимо открывать дренажи или разбалчивать фланцевые соединения во избежание скапливания в них конденсата.
4Нормальная остановка установки
Нормальная остановка установки осуществляется на основании приказа (распоряжения) по предприятию и распоряжения начальника производства (цеха) с их фиксацией в журнале распоряжений по установке в следующих случаях:
· остановка на планово-предупредительный ремонт;
· остановка на регенерацию или замену катализатора;
· кратковременная остановка в связи с отсутствием сырья или емкостей для хранения готовой продукции.
Любая остановка должна проводиться с оповещением служб связанных с работой установки.
Перечень деблокирующих ключей необходимых для пуска и остановки установки приведен в таблице 6.2 раздела 6.2 и в таблице 6.1.2.4 раздела 6.1.2.4.
4.1Остановка секции предварительной гидроочистки
Остановка секции предварительной гидроочистки производится одновременно с остановкой секции каталитического риформинга.
Остановка секции предварительной гидроочистки осуществляется в следующей последовательности:
·Снизить температуру на входе в реактор Р-201 до 300 °С со скоростью 20 – 30 °С в час с постепенным уменьшением расхода сырья до 50 % от номинального;
·при температуре 300 °С прекратить подачу сырья в тройник смешения и остановить насос Н-20112;
·прекратить подачу ингибитора полимеризации и антиокислителя остановив насосы Н-313 и Н-314;
·прекратить приём сырья из парка установки (т. 5403) в емкость Е-201;
·в течение 4 часов продолжать горячую циркуляцию ВСГ с целью десорбции остаточных углеводородов из катализатора S-120;
·после прекращения поступления подпиточного ВСГ из секции риформинга принять пусковой ВСГ с установки каталитического риформинга № 13 (или № 11) в сепаратор С-203;
·после окончания десорбции прекратить сброс ВСГ из сепаратора С-201 в заводскую топливную сеть и поступление пускового газа в сепаратор С-203;
·передавить уровень из сепаратора С-201 в колонну К-201;
·снизить температуру в реакторе Р-201 до 150 °С со скоростью 20 – 30 °С в час;
·погасить горелки печи П-201. Дальнейшее охлаждение катализатора до 70°С осуществляется циркуляцией водородсодержащего газа по схеме:
Затем компрессор ПК-20112 остановить. Остановить воздушные холодильники
·закрыть отсекающую арматуру на границе реакторного блока гидроочистки с соседними блоками;
·сбросить давление в реакторном блоке гидроочистки со скоростью не более 5 кгссм2 в час по линии 2073 со сбросом по линии 3150 на факел через щит сброса;
·сдренировать остатки нефтепродукта из сырьевой емкости Е-201 и из аппаратов реакторного блока гидроочистки в дренажную емкость Е-308;
·продуть блок сырьевой емкости Е-201 азотом со сбросом на свечу до содержания горючих углеводородов не более 05 % об. Отглушить линию подачи азота;
·продуть реакторный блок гидроочистки азотом до содержания горючих углеводородов не более 05 % об. со сбросом по линии 3052 в атмосферу со щита сброса. Отглушить линию подачи азота отглушить блок сырьевой емкости;
·перевести блок отпарной колонны К-201 на циркуляцию и отглушить от других блоков;
·после перевода блока отпарной колонны К-201 на циркуляцию снизить температуру на выходе из П-202 со скоростью 15 °С в час до 150 °С и погасить горелки печи П-202;
·продолжить циркуляцию до снижения температуры в кубе колонны К-201 до 50 °С. Остановить воздушные холодильники ВХК-20112 и насосы Н-20212 Н-20312;
·сбросить давление с блока отпарки на факел через отсекатель UV 212;
·после сброса давления жидкие нефтепродукты сдренировать из аппаратов в дренажную емкость Е-308 откуда откачать их погружным насосом Н-310 в линию некондиции;
·продуть блок отпарной колонны К-201 азотом до содержания горючих углеводородов не более 05 % об. со сбросом на свечу. Отглушить линию подачи азота и линию сброса.
4.2Остановка секции каталитического риформинга
Остановка секции каталитического риформинга производится одновременно с остановкой секции предварительной гидроочистки.
Остановка секции каталитического риформинга осуществляется в следующей последовательности:
·снизить температуру на входе в реакторы до 455°С по 20 – 30 °С в час. При достижении на входе в реакторы температуры 480оС приступить к постепенному уменьшению расхода сырья – стабильного гидрогенизата сначала до 50 % от номинального но не менее чем необходимо для поддержания объемной скорости 075 ч-1;
·при температуре на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 равной 455 °С прекратить подачу сырья и остановить Н-30112;
·прекратить подачу воды и хлорорганики остановив насосы Н-307 и Н-3053;
прекратить вывод ВСГ в дожимную компрессорную закрыв отсекатель UV 526 линию 3066 отглушить;
·откачать жидкий продукт из сепаратора С-301 до минимального уровня насосом
Н-30212 после чего насос остановить а оставшийся в сепараторе нефтепродукт сдренировать в емкость Е-308;
·блок стабилизации перевести в режим горячей циркуляции;
·в течение 4 часов при температуре 450°С продолжать горячую циркуляцию ВСГ с целью десорбции остаточных углеводородов из катализатора R-86;
·после завершения десорбции снизить температуру на входе в реакторы риформинга до 400 °С;
·погасить горелки печи П-301123;
·продолжать циркуляцию ВСГ чтобы снизить температуру в реакторах со скоростью 20 – 30°С в час до 90°С а если во время остановки предусматривается выгрузка катализатора то до 50 °С;
·остановить компрессор ЦК-301 и воздушные холодильники ВХ-3011-6;
·отсечь реакторный блок риформинга от других блоков;
·сбросить давление из реакторного блока риформинга на факел по линии 3150 через щит сброса со скорость не более 5 кгссм2 до противодавления в факельном коллекторе;
·продуть реакторный блок азотом до содержания горючих углеводородов не более
% об. со сбросом в атмосферу по линии 3052 со щита сброса. Отглушить линию подачи азота;
·после перевода блока стабилизации на циркуляцию понизить температуру на выходе из печи П-302 со скоростью 15 °С в час до 150 °С;
·погасить горелки печи П-302;
·циркуляцию блока стабилизации продолжать до снижения температуры в кубе колонны К-301 до 50 °С после чего остановить вентиляторы ВХ-30112 остановить насос Н-30312;
·передавить нефтепродукт из куба колонны К-301 по схеме:
·откачать нефтепродукт из емкости Е-301 до минимального уровня насосом Н-30412 в ОЗХ (на установку № 2 или № 57) после чего насос остановить;
·отсечь блок стабилизации от других блоков;
·сбросить давление из блока стабилизации на факел через отсекатель UV 509 после чего отсекатель закрыть;
·после сброса давления жидкие нефтепродукты сдренировать из аппаратов в дренажную емкость Е-308;
·продуть блок стабилизации азотом до содержания горючих углеводородов не более 05 % об. со сбросом на свечу. Отглушить линию подачи азота и линию сброса.
4.3Регенерация катализатора блока гидроочистки
Регенерация катализатора S-120 проводится в соответствии с рекомендациями компании "UOP" по специально разработанной инструкции.
После полной остановки установки изолированный от остальных блоков и освобожденный от углеводородов до содержания горючих газов не более 05% об. реакторный блок гидроочистки с помощью пароэжекторного насоса А-202 необходимо подвергнуть трехкратному вакуумированию с созданием вакуума 500 – 600 мм ртутного столба.
Подготовленный таким образом реакторный блок заполнить азотом и набрать давление 6-8 кгссм². Пустить в работу один из компрессоров ПК-20112 и наладить циркуляцию по схеме:
Кратность циркуляции газа регенерации должна быть максимально возможной для компрессора но не ниже 500 нм3 м3 катализатора. При работе на азоте такую кратность циркуляции способен обеспечить один компрессор ПК-20112 при работе одновременно двух контуров (работа только одного из контуров не допускается).
Пустить в работу воздушный холодильник ВХ-20112 и подать воду в холодильник
Регенерация катализатора S-120 производится в три стадии.
Первая стадия регенерации - первый выжиг кокса
·при налаженной циркуляции азота разжечь горелки печи П-201 и приступить к повышению температуры на входе в реактор Р-201 со скоростью 15-20°С в час до 290 °С;
·в емкости Е-3053 приготовить 10% раствор щёлочи NаОН заполнить ею расходные емкости Е-30512 включить насос Н-308 и наладить циркуляцию по схеме:
Е-30512 Н-308 СМ-201 ВХ-20112 Х-201 С-201 Е-30512
·при температуре на входе в реактор Р-201 равной 290 °С и налаженной циркуляции раствора щёлочи с расходом 90 -140 м3ч подать воздух на вход в сепаратор С-202 и довести содержание кислорода на входе в реактор Р-201 максимум до 10% об.
·во время регенерации постоянно контролировать показания температуры на входе и выходе из реактора;
·процесс горения регулировать подачей воздуха и температурой на входе в Р-201 таким образом чтобы перепад температур между входом в реактор и температурой на выходе из реактора не превысил 70 °С;
Первая стадия регенерации считается законченной если:
-содержание кислорода и углекислого газа на входе и выходе из реактора будет одинакова;
-Температура на входе в реактор станет равной температуре на выходе.
Вторая стадия регенерации - второй выжиг кокса
·повысить температуру на входе в реактор Р-201 со скоростью 15-20 °С до 340-345 °С а содержание кислорода на входе в Р-201 поддерживать на уровне 05-10% об.;
·во время проведения регенерации катализатора контролировать содержание NaOH в циркулирующем растворе не допуская снижения менее 5% мас.;
·во время второй стадии регенерации производится выжиг основной массы серы и кокса отложившихся на катализаторе. Максимальная температура в зоне выжига 413 °С;
Признаками окончания второй стадии регенерации является выравнивание температуры на входе и выходе из реактора Р-201 и увеличение содержания кислорода в системе с одновременным уменьшением содержания углекислого газа.
Третья стадия регенерации – окисление катализатора
·повысить температуру на входе в реактор Р-201 со скоростью 15-20°С в час до
5-400 °С. Содержание кислорода на входе в реактор держать на уровне 05-10% об. Максимально допустимая температура в зоне выжига не должна превышать 426°С. При отсутствии примерно через два часа признаков горения прекратить подачу воздуха и приступить к снижению температуры на входе в реактор Р-201 со скоростью 25-30°С в час;
·при температуре на входе в реактор Р-201 равной 200 °С погасить горелки печи
П-201. Не прекращая циркуляции азота продолжить снижение температуры. Прекратить подачу щелочного раствора в смеситель СМ-201;
·освободить от остатков щелочного раствора аппараты и трубопроводы промыв их водой по схеме циркуляции щелочного раствора с откачкой остатков раствора в канализацию сернисто-щелочных стоков. По окончании промывки остановить насос Н-308 сдренировать воду из сепаратора С-201 и низких участков трубопроводов. При температуре на входе в реактор Р-201 равной 50 °С остановить компрессор ПК-20112 и воздушный холодильник ВХ-20112;
·давление из системы сбросить на свечу со скоростью не более 5 кгссм2 в час.
4.4Регенерация катализатора секции риформинга
Регенерация катализатора R-86 проводится в соответствии с рекомендациями компании "UOP" по специально разработанной инструкции.
После полной остановки установки изолированный от остальных блоков и освобожденный от углеводородов до содержания горючих газов не более 05% об. реакторный блок риформинга с помощью пароэжекторного насоса А-301 необходимо подвергнуть трехкратному вакуумированию с созданием вакуума 500 – 600 мм ртутного столба.
Подготовленный таким образом реакторный блок заполнить азотом и набрать давление 6 - 8 кгссм².
Пустить в работу компрессор ЦК-301 и наладить циркуляцию по схеме:
ЦК-301 Т-301 П-3011 Р-301 П-3012 Р-302 П-3013 Р-303
Т-301 ВХ-3011-6 Х-301 С-301 К-30212 С-302 ЦК-301
Кратность циркуляции газа регенерации должна быть максимально возможной для компрессора ЦК-301 но не ниже 550 нм3 м3 катализатора.
Пустить в работу вентиляторы воздушного холодильника ВХ-3011-6 и подать воду в холодильник Х-301.
При налаженной циркуляции азота разжечь горелки печи П-301123 и приступить к повышению температуры на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 со скоростью 15-20 °С в час до температуры 385°С;
Емкость Е-30512 заполнить конденсатом водяного пара включить насос Н-308 и наладить циркуляцию по схеме:
Е-30512 Н-308 СМ-301 ВХ-3011-6 Х-301 С-301 Е-30512 К3
Продолжать подачу воды пока вода вытекающая из сепаратора не станет чистой.
Температура на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 равная 385 °С выдерживается до тех пор пока не стабилизируется температура на выходе из реакторов. Эту температуру следует зафиксировать и принять в качестве определяющей при измерении температурного перепада процесса регенерации катализатора.
Прекратить подачу воды от насоса Н-308 в смеситель СМ-301 и начать подачу 10% раствора щёлочи NaOH расходом 90-140 м3ч.
Регенерация катализатора R-86 состоит из следующих стадий:
·приступить к подаче воздуха в сепаратор С-302. Во избежание вспышки кокса первая подача воздуха должна быть минимальна затем увеличить расход воздуха до содержания кислорода в инертном газе на входе в реакторы до уровня 06-08% об. при этом перепад температур в слое катализатора должен быть не более 69 °С;
·после подачи воздуха начать постепенную подачу хлорида насосом Н-3051 расходом обеспечивающим мольное соотношение "вода : хлорид" равное 20:1;
·контролировать pH циркулирующего щелочного раствора на всех стадиях регенерации на уровне не ниже 7-8. Следить чтобы концентрация NaOH была не менее 15% об. производить периодическое измерение суммарного содержания твёрдых веществ в растворе так как в процессе нейтрализации кислой среды принимает участие не только щёлочь NaOH но и образовавшийся бикарбонат натрия NaHCO3. Содержание солей в циркулирующем растворе должно быть не более 6-7% об. что предотвратит накопление избыточного количества солей в низкотемпературном оборудовании блока риформинга.
·во время выжига кокса не допускать повышения температуры на выходе из реакторов более 454 °С;
·осуществлять подкачку свежей щёлочи в систему для поддержания реакционной способности щелочного раствора;
·контролировать содержание CO2 CO и O2 на входе и выходе реакторов;
·следить за содержанием HC
·регулярно проверять и дренировать все низкие точки в контуре циркуляции газа;
·продолжать стадию выжига кокса до тех пор пока содержание кислорода на входе в реактор Р-301 и на выходе из реактора Р-303 не будет равным а разница температур на входе и выходе реакторов будет на базовом уровне в течение не менее четырёх часов.
Контрольный дожиг кокса
·повысить температуру на входе в реакторы до 510 °С в течение четырех часов.
О начале дожига будет свидетельствовать снижение концентрации кислорода в циркуляционном газе или увеличение образования двуокиси углерода. Поддерживать содержание кислорода на уровне 06-08 % об.;
·при достижении температуры на входе реакторов 510°С постепенно увеличить концентрацию кислорода в циркуляционном газе до максимально возможной составляющей от 8 до 10% об. Для определения максимально допустимого содержания кислорода необходимо обращаться к поставщику компрессора - компании "DRESSER RAND". Минимальное содержание кислорода в циркулирующем газе составляет 5% об.
·если есть признаки дожига остаточного углерода концентрация кислорода должна быть ограничена таким образом чтобы температура на выходе из реакторов была бы ниже 521 °С.
·при отсутствии признаков горения в реакторах приступить к окислению катализатора.
·минимальное время для окисления составляет 11 часов. Начать отсчёт со времени стабилизации температур на выходе из реакторов и содержании кислорода в сепараторе
С-302 в диапазоне 5-10% об.
·во время окисления температура на выходе из реакторов не должна превышать
·при отсутствии признаков горения температуре на входе в реакторы Р-301 Р-302
Р-303 равной 510 °С и содержании кислорода в сепараторе С-301 в диапазоне 8-10% продолжать подачу хлорорганического соединения чтобы обеспечить мольное соотношение "вода : хлорид" на входе в реактор Р-301 равным 20:1;
·вести строгий контроль содержания HC
·контролировать pH щелочного раствора не допуская его снижения менее 7-8 и не допуская уменьшения содержания NaOH в растворе менее 15% об.;
·по окончании процесса окисления прекратить подачу хлорорганического соединения в Р-301 и остановить Н-3051. Прекратить подачу щелочного раствора в СМ-301 и подать для промывки от остатков щёлочи воду. Промыть водой от щёлочи низкотемпературную схему. Убедившись что через дренажи из низких мест идёт чистая вода остановить Н-308. Освободить низкотемпературный контур его низкие точки от воды. Промывку низкотемпературного контура вести при температуре на входе в реакторы Р-301
Р-302 Р-303 равной 515 °С и концентрации кислорода в циркуляционном газе не менее
Важно как можно быстрее закончить операцию промывки и дренирование системы сохраняя при этом неизменной температуру на входе в реакторы. Завершить операцию промывки и дренирования при температуре на входе в реакторы не ниже 510 °С. Если продолжать промывку и дренирование при снижении температуры на входе в реакторы то на катализаторе адсорбируется избыточная вода которая затем будет десорбироваться в процессе восстановления и пуска с возможной потерей хлоридов и разрушением структуры катализатора.
Задачей стадии охлаждения является подготовка катализатора к постепенному низкотемпературному восстановлению. Такое восстановление уменьшает содержание воды на катализаторе адсорбированной возле восстанавливаемого активного центра и способствует лучшему восстановлению катализатора.
·после завершения всех операций промывки и дренажа системы приступить к снижению температуры на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 уменьшая расход газа к горелкам печи П-301123 со скоростью 30-40°С в час. При этом контролировать и поддерживать содержание кислорода в циркуляционном газе на уровне 5% об.;
·при температуре на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303 равной 400 °С погасить горелки печи П-301123 и продолжить циркуляцию на циркуляционном газе до снижения температуры не более 200 °С на выходе из Р-303 затем остановить компрессор ЦК-301;
·давление из системы сбросить на свечу со скоростью не более 5 кгссм2 в час;
·перед подачей водорода для восстановления активности селективности катализатора из системы должен быть удалён весь кислород. Продолжать продувку азотом пока выходящий отдувочный газ не будет содержать менее 03% об. кислорода и 01 % углекислого газа.
Восстановление катализатора
Восстановление катализатора достигается созданием атмосферы водорода в реакторном блоке риформинга и последующим повышением температуры на выходе из реакторов до 480 °С. Такая температура должна поддерживаться в течение одного часа или дольше для обеспечения полного восстановления металлов.
При работе блока риформинга продолжительное время на негидроочищенном сырье содержание SO2 в газе регенерации может превысить 25 ppm. Это указывает на необходимость проведения дополнительной стадии регенерации катализатора – удаления сульфатов с поверхности катализатора.
Однако продолжительная эксплуатация секции риформинга на негидроочищенном сырье является грубым нарушением настоящего регламента и потому здесь не рассматривается.
По вопросу удаления сульфатов необходимо обращаться в компанию "UOP".
4.5 Выгрузка катализаторов
После охлаждения катализатора приступают к его выгрузке. К разгрузочному штуцеру реактора присоединяют устройство для выгрузки. Открывают верх реакторов и начинают выгрузку катализатора. Выгрузку катализатора необходимо производить в сухую погоду одновременно из нескольких или одного реактора. При выгрузке катализатора необходимо произвести отсев катализатора от пыли и фарфоровых шаров. Рассев катализатора необходимо производить способом исключающим его потери с обязательным улавливанием катализаторной пыли. Для рассева катализатора необходимо использовать вибрационное сито.
Отсеянный катализатор и катализаторная пыль упаковываются в бочки и закрываются крышками. Фарфоровые шары отделенные от катализатора и катализаторной пыли загружаются в мешки или бочки и могут использоваться для повторной загрузки в реакторы.
При выгрузке должен быть обеспечен точный учёт катализатора мелких фракций и пыли. Результаты выгрузки оформляются актом.
Особую опасность представляет выгрузка нерегенерированного катализатора содержащего пириты железа. Во время выгрузки нерегенерированного катализатора главным образом нужно следить за тем чтобы не допускать контакта кислорода с катализатором внутри реакторов поскольку это может привести к самопроизвольному возгоранию пиритов железа в результате которого может начаться горение закоксованного катализатора.
4.6 Нормальная остановка печей
При нормальной остановке печи переводятся на чисто газовое отопление c использованием природного газа из сети завода. Затем производится постепенное снижение температуры нагрева продукта с уменьшением его количества в соответствии с требованиями технологии за счет уменьшения расхода топлива и полная остановка печей.
Снижение температуры во время остановки производится дистанционно из операторной.
Когда давление топливного газа в коллекторе перед горелками достигнет минимального допустимого значения для дальнейшего снижения температуры продукта начинают поочередно выводить из работы основные горелки.
Полное прекращение работы печи осуществляется путем дистанционного закрытия отсекателей на топливном газе и природном газе и затем последовательного отключения всех горелок от коллекторов топлива.
После этого необходимо провентилировать каждую печь а в секционных печах каждую камеру в течение 10-15 минут путем естественной вентиляции за счет тяги дымовой трубы при открытых шиберах а при необходимости при помощи дымососа или продуть водяным паром в течение 20 минут.
Давление из газопроводов топливного газа необходимо сбросить в факельную линию.
Если во время остановки газопроводы будут подвергаться ремонту необходимо предварительно продуть их азотом на свечу. При всякой остановке связанной с охлаждением печи надо установить заглушки на линии подачи топливного газа к печи.
Мазутопроводы при длительных остановках печей следует отключить от общезаводского мазутного кольца сдренировать продуть паром провести профилактический осмотр и при необходимости ремонт.
При каждой длительной остановке связанной с охлаждением печи рекомендуется производить осмотр змеевика и внутренних поверхностей футеровки а также делать ревизию горелок и продувать их паром.
Освобождение змеевиков печей П-202 и П-302 от продукта осуществляется продувкой водяным паром подаваемым по ходу продукта по специально предусмотренным для этого паропроводам в колонны К-201 и К-301 соответственно. Освобождение змеевиков реакторных печей производится азотом совместно с системой.
4.7Нормальная остановка оборудования узла утилизации тепла
При нормальной остановке деаэратора следует:
-отключить подачу химочищенной воды;
-закрыть задвижку на линии отвода деаэрированной воды из бака к питательным насосам;
-отключить подачу пара;
-отключить охладитель выпара;
-отключить системы автоматического регулирования и контроля;
-при необходимости слить воду из деаэраторного бака.
Нормальная остановка котла
Нормальная остановка котла производится только по распоряжению лица ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла.
Остановку котла осуществлять в соответствии с производственной инструкцией.
Запрещено оставлять котел без надзора до снижения давления в котле до атмосферного.
Охлаждение котла вести за счет естественного остывания.
Спуск воды из котла производить лишь при снижении давления в котле до атмосферного и уменьшении температуры воды до 50 °C. Спуск воды вести медленно при поднятом предохранительном клапане.
Котлы останавливаемые на срок не более 3-х суток (без вскрытия барабана) следует защищать от коррозии поддерживая избыточное давление с помощью подачи пара от постороннего источника.
Если предусмотрена длительная остановка котла то после охлаждения необходимо произвести консервацию котла в соответствии с "Руководством по эксплуатации"
№ 31 1213.240.105 РЭ компании "Энергомаш (ЮК) Лимитед".

icon 292-05-540-TR Part_7.1.4изм.doc

1.4 Характеристика пожароопасных и токсичных свойств сырья полуфабрикатов готовой продукции отходов производства
Возможно ли воспламе-нение или взрыв при
Наименование сырья полупро-дуктов
отходов производства
1.007-76 ГОСТ 12.1.005-88)
Агрегатное состояние
нормаль-ных условиях
Плот-ность паров (газа) по
Удель-ный вес для твердых и
Раство-римость в воде
Пределы воспламенения
ПДК в воздухе рабочей зоны и на установке мгм3 (ГОСТ 12.1.005-88)
Характеристика токсичности
(воздействие на организм человека)
начала экзотермического разложения
Аэровзвеси (гсм3) дисперсность
Оказывает наркотическое действие. При высоких концентрациях паров при работе в замкнутом объеме (например при ремонте емкостей) наступает потеря сознания возможно смертельное отравление. При умеренных концентрациях головная боль потеря сознания судороги нарушение сердечной деятельности ослабление дыхания. При вдыхании небольших количеств – головная боль головокружение тошнота рвота возбуждение кровяное давление понижается. [2]
В скобках указан источник: НТД и литературы по каждому параметру. Список источников приведен в примечании к таблице.
[1] – книга 1 стр. 162
[2] – том I стр.68 – 70;
Продолжение таблицы 7.1.4
Стабильный катализат
[1] – книга 1 стр. 162 – 163;
Оказывает наркотическое действие. При высоких концентрациях – рвота головная боль слабость низкое кровяное давление. При умеренных концентрациях – учащение пульса увеличение объема дыхания ослабление внимания. [2]
[1] – книга 1 стр. 466;
[2] – том I стр. 9 – 13;
[4] – том III стр. 170;
мл в 100 мл при 20°С
[1] – книга 2 стр. 325;
[2] – том I стр. 9 – 11;
[4] – том V стр. 1025-1026;
2 г в 100 мл при 25°С
[1] – книга 2 стр. 142 – 143;
[4] – том IV стр. 351;
мл в 100 мл при 17°С 772 мм рт.ст.
[1] – книга 1 стр. 183 – 184;
[2] – том I стр. 9 – 11 14 – 15;
[4] – том II стр. 491;
5 мл в 100 г при 0°С
Физиологически инертный газ; лишь в очень высоких концентрациях вызывает удушение вследствие уменьшения нормального давления кислорода. Наркотическое действие может проявиться лишь при очень высоких давлениях.
[1] – книга 1 стр. 210;
[2] – том III стр. 10;
[4] – том I стр.619 – 620;
7 мл в 100 г при 0°С
Сильный нервный яд вызывающий смерть от остановки дыхания. При концентрациях ниже смертельной вызывает раздражение дыхательных путей и глаз рвоту коматозное состояние. Последствия острого отравления – головные боли склонность к повышению температуры и ознобам понижение интеллекта вплоть до слабоумия и психоза параличи и т.д. [2]
[1] – книга 2 стр. 164;
[2] – том III стр. 51 – 52;
Твердое вещество (негорю-чее)
При попадание на кожу вызывает химические ожоги с образованием экзем и язв. При попадании в глаза вызывает поражение роговицы и глубоких частей глаза с развитием слепоты. [2]
[2] – том III стр. 323 – 324;
[4] – том III стр. 376
10 % мас. водный раствор NaOH
Жидкость (негорю-чая)
[4] – том III стр. 376;
При низких концентрациях пары вызывает рефлекторную тошноту и головную боль вследствие отвратительного запаха. При высоких концентрациях влияет на центральную нервную систему. Обладает наркотическим эффектом характеризующимся особой мышечной скованностью. [2]
[1] – книга 2 стр. 327;
[2] – том II стр. 374;
[4] – том III стр. 121;
При высокой концентрации может привести к лакримации цианозу расстройству центральной нервной сисиемы или кровоизлияние в легкое гемолитической анемии. При проглатывании может вызвать раздражение желудка с тошнотой рвотой и диареей. Вдыхание может привести к летальному исходу. Испарения могут вызвать головокружение или удушье. Раздражает верхние дыхательные пути. Незащищенность может привести к неправильной циркуляции крови. Раздражает слизистую оболочку. Вызывает раздражение кожи. Может привести к дерматиту. Вызывает раздражение слизистой оболочки глаза. [14]
25 % мас. водный раствор NH3
Испарив-шийся аммиак – газ (ГГ)
Высокие концентрации вызывают обильное слезотечение и боль в глазах удушье сильные приступы кашля головокружение боли в желудке рвоту задержку мочи. Тяжелое отравление протекает на фоне резкого уменьшения легочной вентиляции острой эмфиземы увеличения печени ацидоза и др. Последствия острого отравления – потеря зрения потеря голоса потеря
* – свойства даны по чистому аммиаку;
** – свойства даны для смеси аммиака с воздухом
[1] – книга 1 стр. 138;
[2] – том III стр. 88 – 92;
Углерод четырех-хлористый
8 г в 100 мл при 25°С
Обладает наркотическим действием. При любом пути попадания вызывает тяжелые повреждения печени. Поражает почки легкие. При вдыхании очень высоких концентраций – внезапная смерть или потеря сознания. При легком отравлении – головная боль головокружение тошнота рвота спутанность или потеря сознания. При попадании на кожу – дерматиты экземы крапивница. [2]
[1] – книга 2 стр. 221;
[2] – том I стр. 198 – 203;
[3] – стр. 185 – 186;
[4] – том V стр. 313
Анти-окислитель ЕС3149А
не раство-ряется [8]
При вдыхании вызывает раздражение верхних дыхательных путей головную боль головокружение и др. При попадании на кожу вызывает повреждение кожи и подкожных тканей. При попадании в глаза – резко выраженное раздражение ожог стойкие повреждения тканей. При проглатывании вызывает раздражение слизистых рта пищевода и желудка. [8]
Ингибитор полимери-зации LONGRUN ЕС3087А
При вдыхании вызывает раздражение верхних дыхательных путей головную боль головокружение и др. При попадании на кожу наблюдается обезжиривание и сухость кожи дерматит. При попадании в глаза – ощущение дискомфорта продолжительный контакт вызывает повреждение тканей глаза. Небольшое количество продукта аспирированное в дыхательные пути при проглатывании или рвоте может вызвать бронхопневманию и отек легких. [9]
При вдыхании паров – общая слабость рвота головокружение сильная головная боль возможна смерть. При попадании на кожу вызывает раздражение дерматит экземы и др. [2]
[2] – том I стр. 55 – 65
прене-брежи-мо малая
В состав входит окись кобальта – канцероген. Вредное воздействие оказывает в виде пыли – раздражение глаз кожи верхних дыхательных путей. [10]
* – в восста-новленной форме при контакте с воздухом
не раство-ряется [10]
Продукт не классифицируется как опасный. Однако отработанный катализатор может содержать небольшое количество токсичного сероводорода. Раздражающее действие на глаза и верхние дыхательные пути оказывает пыль катализатора. [10]
Раздражающее действие на глаза верхние дыхательные пути оказывает в виде пыли. Длительное вдыхание кварца может привести к заболеванию раком. [10]
Раздражающее действие на слизистые оболочки и кожу. При отравлении парами – головные боли головокружение потеря аппетита расстройство пищеварения жжение в глазах бессонница боли в области сердца в конечностях и спине кашель и одышка чувство слабости и недомогания. При попадании на кожу – дерматиты экземы возможен некроз поврежденной ткани до секвестра. [2]
[1] – книга 1 стр. 374;
[2] – том I стр. 75 – 77;
Окончание таблицы 7.1.4
П р и м е ч а н и е: Список источников НТД и литературы:
Справочник "Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов и средства их тушения" в 2-х книгах под ред. А.Н. Баратова изд. "Химия" г. Москва 1990 г.
Справочник "Вредные вещества в промышленности" под общей ред. Н.В. Лазарева изд. "Химия" г. Ленинград 1976 г.
"Краткий химический справочник" под общей ред. В.А. Рабиновича изд. "Химия" г. Ленинград 1977 г.
"Краткая химическая энциклопедия" под ред. И.Л. Кнунянц изд. "Советская энциклопедия" г. Москва 1964 г.
ГОСТ Р 51330.19-99 (МЭК 60079-20-96) "Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам относящиеся к эксплуатации электрооборудования"
ИПК Издательство стандартов г. Москва 2000 г
"Краткий справочник химика" составил В.И. Перельман издание шестое переработанное и дополненное изд. "Госхимиздат" г. Москва 1963 г.
"Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии" под редакцией П.Г. Романкова издание десятое переработанное и дополненное изд. "Химия" г. Ленинград 1987 г.
Сертификат качества на антиокислитель EC3149A фирмы "Nalco sterreich Ges.m.b.H
Сертификат качества на ингибитор полимеризации LONGRUN ЕС3087А фирмы "Nalco sterreich Ges.m.b.H
Документация от поставщика катализаторов и адсорбента – компании "UOP";
Исходные данные компании "UOP" для проектирования установки ПР-22-35-111000 от 13.10.2000 г.
ГОСТ 10227-86 "Топлива для реактивных двигателей. Технические условия"
Документация от поставщика диметилдисульфида компании "Harbin Chemicals
Справочное пособие "Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе и воде" изд. "Химия г. Ленинград 1975 г.

icon 292-05-540-TR Part_7изм.doc

7БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
1Характеристика опасностей производства
1.1Характеристика технологического процесса с точки зрения его взрывопожаро-опасности токсичности. Наиболее опасные места на установке
Процесс каталитического риформинга фракции 85–180оС с предварительной гидроочисткой является пожароопасным и взрывоопасным так как связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах и давлениях.
Продуктами определяющими взрывоопасность установки являются водородсодержащий и углеводородный газы пары бензина которые с кислородом воздуха образуют смеси взрывающиеся при наличии открытого огня или искры.
Процессы на установке каталитического риформинга проводятся при температуре до
0 °С и давлении до 360 кгссм2 в среде водородсодержащего газа.
Класс взрывоопасности – В-1г для наружной установки и В-1а – для закрытых помещений.
Наличие аппаратов работающих при высоких давлениях и температурах содержащих большие количества продуктов в газообразном и парообразном состояниях может создавать опасность загазованности территории.
Категория взрывоопасности наружной установки по НПБ 105-03 – Ан.
Категория взрывоопасности помещения газовой компрессорной по НПБ 105-03 – А.
Установка относится к вредному для здоровья обслуживающего персонала производству т.к. связана с переработкой и получением продуктов обладающих токсическим действием на организм человека.
На установке применяются вещества II III и IV класса опасности по
ГОСТ 12.1.007-76* ГОСТ 12.1.005-88.
Основная масса обращающихся на установке веществ – фракция 85–180оС углеводородные газы – являются веществами IV класса опасности.
Для активации катализатора риформинга в поток на входе в первый реактор Р-301 постоянно дозируется четыреххлористый углерод – вещество II класса опасности.
При пуске один раз в два года для подготовки катализатора гидроочистки к работе применяется осерняющий агент – этилмеркаптан который является веществом II класса опасности.
При регенерации катализаторов используется 2 - 10 % мас. раствор NaOH – вещество III-го класса опасности.
Группа производственного процесса по СНиП 2.09.04-87* - 3б.
Наиболее опасными местами на установке являются:
-газовая компрессорная;
-блок печей а в самих печах – горелочный фронт трубы змеевиков и фланцевые соединения;
-постаменты и открытые насосные;
-места отбора проб для лабораторных анализов;
-все колодцы промканализации и оборотного водоснабжения где возможны скопления паров бензина и углеводородных газов.
Наиболее опасными операциями выполняемыми на установке являются:
-розжиг печей пуск компрессоров пуск резервных горячих насосов загрузка и выгрузка катализаторов и адсорбентов аварийное и плановое освобождение системы.
1.2Основные опасности производства
Опасности установки каталитического риформинга обусловлены следующими факторами:
- свойствами обращающихся в процессе веществ;
- условиями технологического процесса;
- особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации;
- сложностью выполнения отдельных производственных операций;
- нарушением правил безопасности работающими.
Потенциальная опасность установки ПР-22-35-111000 связана с наличием больших масс жидких нефтепродуктов и горючих парогазовых сред при высоких температурах и давлениях.
Из раздела 7.1.4 видно что все вещества обращающиеся в секциях 200 и 300 установки каталитического риформинга взрывопожароопасны и (или) токсичны. Поскольку все они являются химически стабильными неспособными к самопроизвольному разложению с выделением большого количества энергии то пожар и (или) взрыв на этой установке могут возникнуть только в случае выхода этих веществ из рабочего объема в окружающую среду где становится возможным образование углеводородо-воздушной смеси.
Поскольку все процессы на установке ПР-22-35-111000 протекают в герметично закрытой аппаратуре и трубопроводах то выход обращающихся веществ в окружающую среду может произойти только при разрушении оборудования или трубопроводов в результате какого-либо повреждения механического износа или коррозии. Эти явления провоцируются и усугубляются условиями протекания процессов гидроочистки и риформинга: высокими температурами и давлениями наличием водорода и активных с точки зрения коррозии компонентов таких как сероводород эксплуатацией оборудования на открытом воздухе.
Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной разгерметизации оборудования. Однако при достаточной прочности применяемого оборудования и трубопроводов коррозионное разрушение чаще всего имеет локальный характер и не приводит к серьезным последствиям. Вместе с тем при несвоевременном устранении оно может привести к цепному развитию аварийной ситуации.
Физический износ механическое повреждение или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному так и к полному их разрушению и возникновению аварийной ситуации любого масштаба.
Поскольку прочностные свойства каждой единицы оборудования и трубопроводов рассчитываются с учетом параметров их эксплуатации то для того чтобы обеспечить заданный срок их службы необходимо строго соблюдать правила монтажа и нормы технологического режима.
Особую опасность на установке каталитического риформинга ПР-22-35-111000 представляют печи огневого нагрева электрооборудование с движущимися частями трубопроводные системы.
Основными опасностями при эксплуатации печей являются прогар и разрыв труб змеевиков вследствие отсутствия контроля со стороны служб завода некачественного ремонта змеевиков а также нарушения технологии горения сжигаемого топлива в печах и нарушение норм технологического режима.
Основными опасностями при эксплуатации насосного и компрессорного оборудования являются разгерметизация уплотнений разгерметизация фланцевых и сварных соединений трубопроводов разрушение подшипников насосов компрессоров и электродвигателей разрушение движущихся частей насосов компрессоров электродвигателей отсутствие смазки подшипников попадание жидкости на прием компрессоров отсутствие охлаждения соответствующих узлов оборудования.
Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений запорной и регулирующей арматуры жестких условий работы и значительных объемов перемещаемых по ним веществ. Причинами разгерметизации трубопроводов могут быть:
-остаточные напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями возникающими при монтаже и ремонте. Эти явления могут вызывать поломку элементов запорных устройств образование трещин разрывы трубопроводов;
-разрушения под действием температурных деформаций;
-гидравлические удары;
-нарушение норм технологического режима с превышением допустимых параметров эксплуатации.
Особую опасность представляют операции пуска оборудования и установки в целом особенно в зимнее время аварийная и плановая остановка проведение ремонтных и профилактических работ. Очень ответственной является операция продувки системы азотом перед пуском для удаления остатков кислорода а также при остановке на ремонт для удаления остатков углеводородов. Содержание остаточного кислорода или углеводородов в оборудовании должно исключать возможность образования взрывоопасных концентраций. Качество применяемого для продувки азота должно соответствовать изложенному в разделе 4 (п. 2) т.е. содержание кислорода в азоте не должно превышать 05 % об.
При розжиге технологических печей особое внимание необходимо уделять отсутствию газового конденсата в топливном газе исправности предохранительных устройств запорной арматуры у горелок печей наличию потока продукта в змеевиках печей устойчивому горению топлива отсутствию утечек топливного газа.
Нарушение перечисленных требований может привести к возникновению аварийных ситуаций к взрыву и разрушению камер печей прогару змеевиков печей и травмированию обслуживающего персонала.
При пуске и выводе на режим технологического оборудования необходимо следить за скоростью подъема температуры и давления в системе. При слишком большой скорости подъема температуры и давления возможна деформация и разгерметизация трубопроводов технологического оборудования змеевиков печей фланцевых соединений и т.д. что может привести к утечке взрывопожароопасных веществ. Аналогичные результаты возможны при обратных операциях – нарушении скорости снижения температуры и давления.
Серьезную опасность представляют нарушения работающими правил безопасности поскольку даже самые безобидные казалось бы нарушения могут привести к непредсказуемым последствиям.
1.3Общие требования безопасности к технологическому процессу. Комплекс технических технологических и организационных мероприятий обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимальные санитарно-гигиенические условия труда работающих
Для выполнения общих требований безопасности технологического процесса проектом предусмотрено следующее:
-комплексная механизация автоматизация применение дистанционного управления технологическим процессом и операциями при наличии опасных и вредных производственных факторов;
-автоматическая система противоаварийной защиты ПАЗ;
-система контроля и управления технологическим процессом обеспечивающая защиту работающих при отклонениях от нормального технологического режима на установке;
-герметизация оборудования;
-устранение непосредственного контакта работающих с сырьем реагентами готовой продукцией и отходами производства оказывающими вредное воздействие на организм человека;
-применение средств коллективной защиты работающих;
-рациональная организация труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии а также ограничение тяжести труда;
-своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях;
-своевременное удаление и обезвреживание отходов производства являющихся источником опасных и вредных производственных факторов.
Для предотвращения аварийных ситуаций на установке предусмотрены звуковая и световая сигнализация по параметрам отклонение которых от регламентированных значений может привести к ухудшению качества получаемой продукции создать аварийные ситуации и угрозу жизни людей и целостности аппаратов и механизмов установки.
В обоснованных случаях если после срабатывания сигнализации не удается вернуть параметр в нормальный диапазон значений и он продолжает все больше отклоняться в недопустимую сторону предусмотрена соответствующая блокировка.
Перечень сигнализаций и блокировок по параметрам технологического процесса приведен в разделе 5.2.
Для защиты оборудования и трубопроводов от превышения давления на них установлены предохранительные клапаны со сбросом горючих газов в закрытую факельную систему. Краткая характеристика предохранительных клапанов приведена в разделе 9.3.
На случай пожара или возникновения аварийной ситуации предусмотрено групповое дистанционное отключение электрооборудования соответствующими кнопками из операторной. Группы определены в соответствии с компоновкой оборудования:
ПК-20112; ЦК-301 Н-319 Н-322
Н-20112; Н-20212; Р-20312; Н-30112; Н-30212; Н-30312; Н-30412; Н-30912
Н-305123; Н-307; Н-308; Н-312; Н-313; Н-314; Н-315; Н-316; Н-317
ВХ-20112; ВХК-20112; ВХ-202; ВХ-3011 – 6; ВХК-30112; ВХ-302
В случае необходимости предусмотрен следующий порядок самозапуска электрооборудования:
Н-20112; Н-20212; Н-20312; Н-30112; Н-30212; Н-30312; Н-30412; Н-30912;
ВХ-20112; ВХК-20112; ВХ-202; ВХ-3011 – 6; ВХК-30112; ВХ-302
Согласно требованиям "Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" ПБ 09-540-03 установка ПР-22-35-111000 разбита на пять блоков в которых предусмотрены отсечные устройства с целью обеспечения минимального уровня взрывоопасности каждого блока и установки в целом. Состав блоков относительный энергетический потенциал каждого блока категория взрывоопасности блоков класс зоны разрушения с радиусами зон разрушения приведены в разделе 7.1.5.
Перечень отсечных клапанов приведен в разделе 9.2.
На установке предусмотрены сигнализаторы довзрывоопасных концентраций
СТМ-10-00010ДБ производства ПО "Аналитприбор" г. Смоленск.
Количество сигнализаторов и зоны обслуживания выбраны в соответствии с ТУ-газ-86 "Требованиями к установке сигнализаторов и газоанализаторов". Настройки срабатывания сигнализаций и блокировок на пары бензина или углеводороды в смеси с воздухом приведены в разделе 5.2 "Перечень блокировок и сигнализаций".
Для предотвращения коррозии аппаратуры и трубопроводов которая может явиться причиной разгерметизации предусмотрены следующие мероприятия:
-при регенерации катализаторов предусмотрена подача 10% раствора щелочи перед
ВХ-20112 в секции гидроочистки и перед ВХ-3011 – 6 в секции риформинга;
-подача 4% раствора щелочи перед сепаратором С-303 в узле регенерации осушителей.
Оперативная работа обслуживающего персонала установки обеспечивается благодаря непрерывной связи старшего оператора и операторов-обходчиков с помощью переносных радиостанций и рупорных громкоговорителей на территории наружной установки и в помещении газовой компрессорной.
При эксплуатации технологической установки все работающие должны находиться в спецодежде не накапливающей статического электричества. Спецобувь должна быть без металлических набоек и гвоздей вызывающих при трении искры.
Работающие должны пользоваться исправным и обмедненным инструментом применяя средства индивидуальной защиты: рукавицы противогазы защитные каски очки наушники страховочные приспособления и др.
Эксплуатация неисправного оборудования и механизмов запрещается.
Проведение ремонтных работ на неподготовленном к ремонту оборудовании запрещается.
Строго запрещается пользование открытым огнем и курение на территории технологической установки. Курить разрешается только в специально отведенных местах.
Запрещается складывать мусор отходы производства промасленную ветошь на территории установки.
Запрещается нахождение работающих на территории эксплуатируемой установки без средств газозащиты.
Зажигать горелки печей без предварительной вентиляции камеры сгорания либо ее продувки водяным паром запрещается. Продувка паром ведется не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.
Перед розжигом горелок печи работающих на газовом топливе проверяется плотность закрытия запорной арматуры на всех горелках; отглушаются неработающие горелки; топливная линия продувается в линию сброса горючих газов.
Нефтепродукты разлитые при вскрытии на ремонт аппаратов насосов трубопроводов и т.д. должны немедленно убираться а место залитое нефтепродуктами засыпаться песком с последующей его уборкой или промываться водой в канализацию.
Вскрытие колонн (других вертикальных аппаратов) производится с разрешения начальника установки. Люки открываются в строгом порядке начиная с верхнего во избежание загазованности.
Для освещения внутри аппаратов применяются переносные светильники только во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 В. Включение и отключение их необходимо производить снаружи.
Отогревание замерзших частей аппаратуры или трубопроводов можно производить только паром или горячей водой. Отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы визуально обследован на предмет отсутствия разрывов и разрушения целостности оборудования. Применение открытого огня в этих случаях не допускается. При отогревании дренажи и воздушники должны быть закрыты.
В зимних условиях дорожки лестницы площадки для обслуживания оборудования и переходы должны быть очищены от снега и льда. Дорожки должны быть посыпаны песком.
1.5Классификация технологических блоков по взрывоопасности
Номера позиций аппаратуры оборудования по технологической схеме составляющие технологический блок
Относи-тельный энергети-ческий потенциал технологи-ческого блока
Категория взрыво-опасности
Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений травмирования персонала
Реакторный блок гидро-очистки
Блок отпарной колонны
К-201 Е-202 Т-202 ХК-201 Х-202
Реакторный блок риформинга
К-30212 С-301 С-302 С-303 Е-302 Е-306
Х-303 Х-311 Х-312 ВХ-3011-6 Ф-30112 П-301123 П-303
Н-30212 Н-305123 Н-307 Н-322 ЦК-301
Окончание таблицы 7.1.5
Е-31112 Е-319 Т-302 ХК-301 Х-302 Х-304 Х-305 Х-306
ВХК-30112 ВХ-302 Ф-30312 П-302
Принципиальные схемы технологических блоков с отсекателями см. в разделе 12.9.
1.6 Сведения о взрывопожарной опасности санитарные характеристики производственных зданий помещений зон и
Наименование производственных зданий помещений наружных установок
Категория взрывопожар-ной и пожарной опасности помещений зданий и наружных установок по НПБ 105-03
Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ
Группа производствен-ных процессов по санитарной характеристике
Средства пожаротушения
Класс взрывоопасной зоны
Категория и группа взрывоопасных смесей
Наименование веществ определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
Здание компрессорной
Водородсодер-жащий газ с содержанием водорода до 85 % об.
Водяное пожаротушение из ПК
Стационарная установка паротушения с ручным пуском
Продолжение таблицы 7.1.6
3 Приточная вентиляционная камера (ПВК)
4 Помещение преобразователей
7 Камеры трансформаторовТр1 Тр2 Тр3 Тр4
Здание узла утилизации тепла
негорючие дымовые газы с температурой выше 550 °С
2 Приточная вентиляционная камера (ПВК)
(открытая под постаментом)
В-I г по горизонтали и вертикали от технологических аппаратов и предохранительных клапанов
IIС-Т1 IIА-Т3 IIВ-Т3
–180 °С водородсодер-жащий газ углеводородный газ
Не нормируется в пределах 5 м по горизонтали и вертикали от печей;
за пределами радиуса 5 м –
Установка паротушения с автоматическим пуском
ная установка паротушения
Окончание таблицы 7.1.6
В-Iг по горизонтали и вертикали от технологических аппаратов и предохранительных клапанов
установка водя ного орошения
6 Насосная узла подачи реагентов (открытая под навесом)
7 Сепараторы теплообменные емкостные аппараты прочее оборудование
* ПСП – первичные средства пожаротушения (см. таблицу 7.4.2.6);
ППТ – передвижная пожарная техника (см. таблицу 7.4.2.5);
ЛС – водяное орошение лафетными стволами (см. таблицу 7.4.2.3);
АУГП – автоматическая установка газового пожаротушения (см. таблицу 7.4.2.2).
2Возможные инциденты и аварийные ситуации способы их предупреждения и устранения
Отклонения от нормальной эксплуатации установки сопровождающиеся нарушением герметичности аппаратуры и трубопроводов большой загазованностью территории отсутствием энергоресурсов и другими явлениями могут привести к загоранию взрыву и выводу из строя основного оборудования. В этих случаях необходимо остановить установку согласно Плану локализации аварийных ситуаций.
При любой возможной неполадке и аварийной ситуации старший по смене руководствуясь "Планом локализации аварийных ситуаций" обязан немедленно поставить в известность руководство завода установки. При загораниях загазованности и других аварийных ситуациях когда создается опасность пожара взрыва отравления немедленно сообщить дополнительно в пожарную часть и медпункт. Обслуживающий персонал должен четко знать порядок проведения работ на каждом рабочем месте все действия персонала должны проводиться в соответствии с "Планом локализации аварийных ситуаций" и только с ведома и по указанию старшего по смене а по прибытии администрации под ее руководством.
В таблице 7.2 приведены возможные неполадки аварийные ситуации и способы их предупреждения и устранения.
Возможные производственные инциденты аварийные ситуации
Предельно допустимые значения параметров превышение (снижение) которых может привести к аварии
Причины возникновения производственных неполадок аварийных ситуаций
Действия персонала по предупреждению и устранению
Повышенное содержание серы в стабильном гидрогенизате
(лабораторный контроль)*
Занижена температура в реакторе Р-201
Закоксован катализатор гидроочистки в реакторе Р-201
Пропуск в теплообменниках гидроочистки Т-201ADCDEF
Занижено давление в реакторе Р-201
Повышенное содержание серы в исходном сырье
Повысить температуру в Р-201
Произвести регенерацию катализатора в Р-201
Устранить пропуск в Т-201ADCDEF
Поднять давление в Р-201
Увеличить глубину очистки
Низкое содержание водорода в циркуляционном газе предварительной гидроочистки из сепаратора С-201
Повышена температура газопродуктовой смеси после холодильников ВХ-20112
Занижено давление в реакторном блоке гидроочистки
Низкая концентрация водорода в избыточном водородсодержащем газе риформинга
Увеличить частоту вращения двигателей ВХ-20112 включить в работу остановившийся вентилятор.
Увеличить расход воды на Х-201
Выяснить причину снижения концентрации водорода в избыточном ВСГ риформинга и принять меры к ее устранению
Продолжение таблицы 7.2
орошения отпарной колонны К-201
Завышена температура верха отпарной колонны К-201
Низкое давление в К-201
Завышено содержание легкокипящих фракций в сырье
Снизить температуру верха К-201
Повысить давление в К-201
Принять меры к обеспечению установки проектным сырьем
сероводорода в гидрогенизате
Нарушен режим отпарной колонны К-201: низкая температура низа или верха высокое давление
Привести температуру и давление к норме сдренировать воду из Е-202 уменьшить расход орошения в колонну.
Повышено содержание сероводорода в циркулирующем водородсодержащем газе риформинга
Повышенное содержание сернистых соединений в стабильном гидрогенизате
Низкая температура куба отпарной колонны К-201
Принять меры к снижению содержания сернистых соединений в стабильном гидрогенизате
Повысить температуру низа К-201
октанового числа катализата
Облегчение фракционного состава сырья
Низкая температура в реакторах риформинга
Вымывание хлора из катализатора
Большая закоксованность катализатора
Отравление катализатора ядами
Принять меры по обеспечению блока качественным сырьем
Поднять температуру в реакторах до получения ОЧ в соответствии с производственной программой.
Увеличить подачу четыреххлористого углерода
Произвести регенерацию катализатора
Заменить катализатор новым
Высокая температура в реакторах в результате чего повышается октановое число катализата снижается концентрация водорода в циркуляционном газе
Увеличенный унос углеводородов С6+
с нестабильной головкой
Проведено чрезмерное хлорирование катализатора приведшее к усилению реакций гидрокрекинга
Подобрать оптимальный температурный режим для получения требуемого октанового числа катализата объемную скорость привести к норме
Изменить режим работы колонны стабилизации путем понижения температуры или повышением давления.
Уменьшить или временно прекратить подачу хлорорганики в реактора
Низкое содержание водорода в ВСГ риформинга
лабораторный контроль)*
Повышение температуры газопродуктовой смеси риформинга после холодильников
Закоксованность катализатора
Изменение фракционного состава сырья риформинга
Понизить температуру газопродуктовой смеси после холодильников ХВ-3011-6 Х-301.
Изменением режима работы К-201 привести в соответствие фракционный состав сырья риформинга
циркуляционного ВСГ риформинга
Попадание влаги в блок гидроочистки с сырьём
Нарушение режима работы колонны К-201
Отказ в работе регулятора уровня раздела фаз в емкости орошения Е-202
Насыщение влагой адсорбента в подключенных адсорберах К-30212
Повысить температуру низа К-201 увеличить подачу орошения К-201
Отладить режим работы К-201
Проверить прибор сдренировать Е-202
Регенерировать адсорбент
Резкое увеличение выхода газообразных продуктов риформинга
Повышение температуры на входе в реакторы Р-301 Р-302 Р-303
Понизить температуру в реакторах
перепада давления в реакторах риформинга и гидроочистки
Увеличение содержания пыли в катализаторе
Просеять катализатор
Резкие колебания уровня в
Неисправность в работе уровнемера или клапана регулятора в сепараторах С-201
Резкое повышение температуры на выходе из холодильников Х-201 Х-301
Проверить работу уровнемеров и клапанов указанных сепараторов продукт временно направить по байпасам клапанов.
Восстановить температуру до норм технологического режима путем увеличения частоты вращения двигателей вентиляторов у ВХ-20112;
ВХ-3011-6; повышением напора воды на входе в Х-201 Х-301
Высокая температура верха К-301
Низкое давление в К-301
Понизить температуру верха К-301 до нормы технологического режима.
Восстановить давление до норм технологического режима
углеводородного газа из Е-301
Повышение температуры после ХК-301
Понижение давления в Е-301
Восстановить температуру в Е-301 до нормы технологического режима
Поднять давление до норм технологического режима
упругости паров стабильного
Понижение температуры низа колонны
Повышение давления в колонне К-301
Повысить температуру низа К-301
Резкое повышение температуры
продукта на выходе из печи
Нарушение работы регулирующих клапанов на топливном газе
Перейти на ручное регулирование.
Исправить и наладить клапаны
определяется визуально
Неравномерная работа горелок
Работа горелки с отклонением пламени в сторону труб змеевика
Отрегулировать горелки
Сделать ревизию горелки
Работа горелки с отклонением
Неправильный монтаж горелки
Частичное забивание сопла.
Смонтировать горелку строго по инструкции
Остановить печи и удалить коксовые отложения
факела с появлением ослепительной окраски
Горение с повышенным избытком воздуха
Отрегулировать работу горелок
Удлинение факела с появлением
дымных языков в конце факела и темно-желтой
Горение с недостатком воздуха
Выпадение капель жидкого топлива на амбразуру горелок или поды печей с появлением в факеле светящихся искр и темных полос
Плохое распыливание жидкого топлива
Отрегулировать соотношение: пар- жидкое топливо
Большие подсосы воздуха
Ликвидировать подсосы воздуха
Неисправность регуляторов уровня в емкостях Е-202 Е-301
Дренировать конденсат из С-304
Проверить работу уровнемеров
поз. LIRCAS 3462 и LIRCAS 2416A
Не менее 85 м3ч поз. FIAS 2301*
Остановка насосов Н-20112
По блокировке на снижение расхода
Закрывается клапан-отсекатель
UV 203 на нагнетании Н-20112 закрывается клапан-отсекатель UV 218 на нагнетании Н-30112
Останавливается Н-20112 и
Закрываются: клапан-отсекатель
UV 242 на трубопроводе топливного газа к основным горелкам П-201 и клапан-отсекатель UV 317 на трубопроводе топливного газа к основным горелкам П-301123.
UV 244245 на трубопроводе жидкого топлива к основным горелкам П-201 и клапан-отсекатель UV 315316 на трубопроводе жидкого топлива к основным горелкам П-301123.
- закрыть задвижки на нагнетании
- прекратить подачу хлорорганического соединения на блок риформинга;
- блоки стабилизации гидрогенизата и катализата переводятся на горячую циркуляцию;
- перекрываются задвижки на линиях стабильного катализата с установки на линии газа стабилизации нестабильной головки из Е-301;
- уменьшается подача топлива в П-202 П-302;
- перекрыть клапаны-отсекатели UV 501 на линии избыточного водородсодержа-щего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и UV 204 из нее в топливную линию и на факел;
- перекрыть клапаны-отсекатели UV 206 на линии из С-201 в К-201 и UV 502 на выкиде Н-30212. Остановить Н-30212.
Если подача сырья не возобновится приступить к полной нормальной остановке установки
Прекращение подачи электроэнергии приводит к остановке насосов компрессоров вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения
Установка оборудована источником аварийного питания электрических приборов КИП и А и электрической схемы отключения СБ и ПАЗ
При срабатывании технологических блокировок закроются клапаны-отсекатели на линиях топливного газа к печам П-201 П-202 П-301123 П-302 П-303 на линиях сырья после насосов Н-20112 стабильного гидрогенизата после насосов Н-30112. Дальнейшее срабатывание отсекателей будет происходить по мере выхода параметров на уровень блокировки
Далее вручную выполняются следующие операции:
- закрыть задвижки на подаче топливного газа к каждой горелке;
- закрываются задвижки на нагнетании всех насосов с нажатием кнопки "Стоп" для предотвращения самозапуска электродвигателей при возобновлении подачи электроэнергии;
- закрываются задвижки на линии ВСГ с риформинга на гидроочистку на линии газа стабилизации и нестабильной головки с установки стабильного катализата с установки подаче хлорорганических соединений на блок риформинга;
- закрываются перетоки из С-201 в К-101 и С-301 в К-301;
- осуществляется наблюдение за давлением в С-201 и С-301 в случае надобности избыточное давление в системах гидроочистки и риформинга сбрасывается через электрозадвижки
З-201 и З-301 на факел или на щит сброса газов вручную;
-осуществляется наблюдение за давлением в К-201 К-301 прекращается подача пара в Т-311;
- при необходимости подается пар в камеры сгорания печей
Понижение давле-ния нагреваемой среды на выходе змеевика печи
с одновременным превышением температуры перевалов печей до 980ºC или понижением содержания кислорода в дымовых газах до 05 % об.
Работа горелки с отклонением пламени в сторону
Частичное забивание сопла горелки
Отложения кокса на стенках змеевика
При прогаре змеевика печи происходит срабатывание блокировки в соответствующей печи:
Прекращается подача продукта в змеевик печи
Прекращается подача топлива к основным и пилотным горелкам
Подается пар в камеру сгорания печи
На печах низкого давления П-202 и
П-302 подается пар в продуктовые змеевики.
Дистанционно отключить блок на котором произошел прогар змеевика печи и приступить к остановке установки
Прекращение подачи природного газа к печам установки
Понижение давления природного газа перед пилотными горелками печей:
поз. PIAS 4265L PIAS 4265N
Неисправность клапана-регулятора
Прекращены поставки природного газа на завод
Разрыв трубопровода природного газа
При понижении давления природного газа по блокировке закрываются клапаны-отсекатели:
П-201 - UV 242 UV 243
П-202 - UV 230 UV 231
П-301123 - UV 317 UV 318
П-302 - UV 305 UV 306
П-303 - UV 300 UV 301
Вручную закрыть задвижки на подаче топливного газа к каждой горелке.
Наладить работу клапана-регулятора
Перевести работу пилотных горелок на топливный газ. Осуществить пуск печей. Отрегулировать соотношение углеводородного газа и жидкого топлива подаваемого к основным горелкам технологических печей
подачи оборотной воды
Разрыв трубопровода.
Остановка насосов на водоблоке.
При прекращении подачи холодной оборотной воды на холодильники резко повысится температура после них. Необходимо привести производительность установки в соответствие с поверхностью охлаждения аппаратов воздушного охлаждения таким образом чтобы температура на выходе газообразных и жидких продуктов с установки была не выше 45 °С
Вода из холодильников дренируется закрываются задвижки на линиях подачи воды.
При длительном отсутствии воды установку нормально остановить
Прекращение подачи пара
кгссм2 на границе установки
Остановка котла-утилизатора
Понизить производительность установки в случае кратковременного прекращения подачи пара.
При прекращении подачи пара на длительное время установку нормально остановить.
При прекращении подачи пара сдренировать конденсат из паропроводов.
Остановка воздушных компрессоров
Для установки предусмотрен часовой запас воздуха КИП и А что обеспечивает постепенное плавное падение давления в системе.
Если подача воздуха КИП и А не возобновится в течение 30 минут приступить к аварийной остановке установки.
Прекращение подачи воздуха КИП и А приведет к открытию регулирующих клапанов и отсекателей типа "НО" и закрытию - типа "НЗ
При возобновлении подачи воздуха КИП произвести пуск установки
Разгерметизация аппарата или
работающего под давлением
При одновременном срабатывании с
- закрывается клапан-отсекатель UV 201 на входе сырья на установку;
- закрывается клапан-отсекатель UV 203 на нагнетании насоса Н-20112;
- открывается клапан-отсекатель UV 202 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-201 в аварийную емкость Е-310;
- закрывается клапан-отсекатель UV 206 на линии нестабильного гидрогенизата в блок отпарной колонны;
- открываются клапаны-отсекатели
UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в
аварийную емкость Е-310;
- закрывается клапан-отсекатель UV 204 на линии вывода ВСГ в ОЗХ;
- постадийно открывается электрозадвижка З-201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
- останавливается компрессор ПК-20112 с разгрузкой;
- открывается клапан-отсекатель UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость Е-309;
- открывается клапан-отсекатель UV 209 на линии сброса углеводородного конденсата из С-203 в факельную емкость Е-309;
- закрывается клапан-отсекатель UV 213 на линии вывода углеводородного газа из Е-202 в топливную сеть установки;
- закрывается клапан-отсекатель UV 217 на линии вывода легкого бензина при пуске;
- закрывается клапан-отсекатель UV 218 на линии вывода стабильного гидрогенизата в реакторный блок риформинга;
- закрывается клапан-отсекатель UV 501 на линии ВСГ из сепаратора С-301 в реакторный блок гидроочистки;
- постадийно открывается электрозадвижка З-301 на линии аварийного сброса из сепаратора С-301;
- останавливается компрессор ЦК-301 с разгрузкой;
- закрывается клапан-отсекатель UV 506 на выводе ВСГ из сепаратора С-301 в ОЗХ;
- закрывается клапан-отсекатель UV 502 на линии вывода нестабильного катализата в блок стабилизации;
- открывается клапан-отсекатель UV 503 на линии аварийного освобождения сепаратора С-301 в аварийную емкость
- открывается клапан-отсекатель UV 504 на линии сброса углеводородного конденсата из С-302 в факельную емкость Е-309;
- закрывается клапан-отсекатель UV 512 на линии вывода стабильного катализата в парк;
- открывается клапан-отсекатель UV 507 на линии аварийного освобождения колонны К-301 в аварийную емкость
- закрывается клапан-отсекатель UV 508 на выводе углеводородного газа из Е-301 в топливную сеть установки;
- открывается клапан-отсекатель UV 509 на линии сброса углеводородного конденсата из Е-301 в факельную емкость Е-309;
- закрывается клапан-отсекатель UV 511 на линии вывода нестабильной головки в ОЗХ;
- открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310.
Клапан-отсекатель UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на факел должен быть открыт.
Должны быть закрыты клапаны-отсекатели:
- UV 207 на линии сброса промывных вод из С-201 в канализацию
- UV 211 на линии аварийного освобождения К-201 в Е-310
- UV 212 на линии аварийного сброса углеводородного газа из Е-202 в факель-ную емкость Е-309;
- UV 214 на линии аварийного освобождения Е-202 в аварийную емкость
- UV 215 на линии вывода сероводородной воды из Е-202 в С-303
- UV 216 на линии выхода стабильного гидрогенизата в ОЗХ при пуске;
- UV 505 на линии сброса сернисто-щелочных стоков из С-303 в канализацию К9Н;
- UV 513 на линии вывода некондиционного катализата в парк;
- UV 517 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости
- UV 518 на линии выхода ВСГ из
- UV 519 на линии сброса азота на свечу.
Дистанционно остановить оборудование во всех блоках.
Дистанционно включить паровую завесу блока печей даже если она не включилась автоматически по блокировке загазованности территории.
При наборе уровня в Е-309 автоматически включатся насосы Н-31112 по откачке в линию некондиции
Далее выполняются следующие операции:
- отключить аварийный участок;
- закрыть вручную задвижки на нагнетании Н-20112 Н-30112
- прекратить подачу хлорорганического соединения в блок риформинга;
- закрыть вручную задвижки на выводе жидких нестабильных продуктов из сепараторов.
Закрыть вручную задвижки на линии избыточного водородсодержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел.
- Вручную пустить в работу Н-31112 и откачать Е-310 в линию некондиции
при одновременном срабатывании с
- закрывается клапан-отсекатель UV 204 на линии вывода ВСГ в ОЗХ;
- открывается клапан-отсекатель UV 212 на линии аварийного сброса углеводородного газа из Е-202 в факельную емкость Е-309;
- открывается клапан-отсекатель UV 214 на линии аварийного освобождения емкости Е-202 в аварийную емкость
- открывается клапан-отсекатель UV 211 на линии аварийного освобождения колонны К-201 в аварийную емкость
- постадийно открывается электрозадвижка З 301 на линии аварийного сброса из сепаратора С-301;
- закрывается клапан-отсекатель UV 506 на линии вывода ВСГ из сепаратора С-301 в ОЗХ;
- закрывается клапан-отсекатель UV 502 на линии вывода нестабильного катализата в блок стабилизации;
- закрывается клапан-отсекатель UV 508 на линии вывода углеводородного газа из Е-301 в топливную сеть установки;
- открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения
сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310.
Должен быть открыт клапан-отсекатель
UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости
Должны быть закрыты клапаны-отсекатели:
- UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310;
- UV 207 на линии сброса промывных вод из С-201 в канализацию;
- UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость Е-309;
- UV 209 на линии сброса углеводородного конденсата из С-203 в факельную емкость Е-309
- UV 215 на линии вывода сероводородной воды из Е-202 в С-303;
- UV 517 на линии сброса из
холодильника дыхательной линии
аварийной емкости Е-310 на свечу
- UV 518 на линии выхода ВСГ из С-303 на факел
Должна быть закрыта электрозадвижка
З 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201.
При наборе уровня в Е-309 автоматически включатся насосы
Н-31112 по откачке в линию некондиции.
- отключить аварийный участок
- закрыть вручную задвижки на выводе жидких нестабильных продуктов из сепараторов. Закрыть вручную задвижки на линии избыточного водород-содержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел;
- вручную пустить в работу Н-31112 и откачать Е-310 в линию некондиции
- закрывается клапан-отсекатель UV 206 на линии нестабильного гидрогенизата в блок отпарной колонны;
UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310;
- постадийно открывается электрозадвижка З- 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
- открывается клапан-отсекатель UV 208 на линии сброса углеводородного конденсата из С-202 в факельную емкость Е-309;
- закрывается клапан-отсекатель UV 213 на линии вывода углеводородного газа из Е-202 в топливную сеть установки;
- открывается клапан-отсекатель UV 509 на линии сброса углеводородного конден-сата из Е-301 в факельную емкость Е-309;
- закрывается клапан-отсекатель UV 511 на выводе нестабильной головки в ОЗХ.
Должен быть открыт клапан-отсекатель UV 516 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости
- UV 507 на линии аварийного освобождения колонны К-301 в аварийную емкость Е-310;
- UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310;
-UV 517 на линии сброса из холодильника дыхательной линии аварийной емкости Е-310 на свечу;
- UV 518 на линии выхода ВСГ из С-303 на факел;
- UV 519 на линии сброса азота на свечу.
- закрыть вручную задвижки на нагне-тании Н-20112 Н-30112 Н-30212;
- закрыть вручную задвижки на вывода жидких нестабильных продуктов из сепараторов.
Закрыть вручную задвижки на линии избыточного водородсодержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел;
Понижение давления газосырьевой смеси газов регенерации
при одновременном срабатывании с
- постадийно открывается электрозадвижка З 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
- останавливается компрессор ПК-20112 с разгрузкой;
- закрывается клапан-отсекатель UV 506 на линии вывода ВСГ из сепаратора
- закрывается клапан-отсекатель UV 508 на линии вывода углеводородного газа из Е-301 в топливную сеть установки;
- UV 503 на линии аварийного освобождения сепаратора С-301 в аварийную емкость Е-310;
- UV 504 на линии сброса углеводородного конденсата из С-302 в факельную емкость Е-309;
- UV 513 на линии вывода некондиционного катализата в парк
Должна быть закрыта электрозадвижка
З 301 на линии аварийного сброса из сепаратора С-301 в ОЗХ.
- закрыть вручную задвижки на линиях вывода жидких нестабильных продуктов из сепараторов. Закрыть вручную задвижки на линии избыточного водородсодержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел;
Понижение давления до
UV 205 и UV 219 на линиях аварийного освобождения сепаратора С-201 в аварийную емкость Е-310;
- закрывается клапан-отсекатель UV 204 на линии отдува ВСГ в ОЗХ;
- постадийно открывается электрозадвижка З 201 на линии аварийного сброса из сепаратора С-201;
- открывается клапан-отсекатель UV 510 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-301 в аварийную емкость Е-310;
- UV 202 на линии аварийного освобождения сырьевой емкости Е-201 в аварийную емкость Е-310;
- UV 207 на линии сброса промывных вод
из С-201 в канализацию;
- UV 513 на линии вывода
некондиционного катализата в парк
- UV 517 на линии сброса из холодильника
дыхательной линии аварийной емкости
При наборе уровня в Е-309
автоматически включатся насосы
- закрыть вручную задвижки на линиях вывода жидких нестабильных продуктов из сепараторов. Закрыть вручную задвижки на линии избыточного
водородсодержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел;
- вручную пустить в работу Н-31112 и откачать Е-310 в линию некондиции.
Повышение уровня легкого бензина в
сепараторе С-202 выше 95 %
сепараторе С-203 выше 95 %
Неисправность уровнемера
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора;
- останавливается компрессор ПК-20112 (дожимной и циркуляционный контуры);
-закрываются клапаны-отсекатели
- останавливаются насосы Н-20112
Прекращается подача топлива в печи
- закрываются клапаны отсекатели
UV 242 UV 243 и UV 317 UV 318 на топливном газе к основным и пилотным горелкам печей;
- закрываются клапаны-отсекатели
UV 244 UV 245 и UV 315 UV 316 на прямом и обратном трубопроводах жидкого топлива печей.
Далее вручную выполняются следующие операции:
- блоки стабилизации гидрогенизата и катализата переводятся на горячую циркуляцию
- перекрываются задвижки на линиях стабильного катализата с установки на линии газа стабилизации нестабильной головки из Е-301;
- перекрыть клапан-отсекатель на линии избыточного водородсодержащего газа из системы риформинга в систему гидроочистки и из нее в топливную линию и на факел;
- перекрыть клапаны-отсекатели на выводах жидких нестабильных продуктов из сепараторов в соответствующие колонны.
При невозможности быстрого запуска ПК-20112 приступить к полной остановке установки.
После устранения неисправности пуск установки производится согласно разделу 6 «Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях» настоящего регламента
Повышение уровня легкого бензина в сепараторе С-302
Неисправность уровнемера
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.
- останавливается компрессор ЦК-301;
- останавливаются насосы Н-20112 и
- перекрыть клапан-отсекатель на выводах жидких нестабильных продуктов из сепараторов в соответствующие колонны
При невозможности быстрого запуска ЦК-301 приступить к полной остановке установки.
После устранения неисправности пуск установки производится согласно разделу 6 "Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях" настоящего регламента
Остановка вентиляторов
При остановке основного вентилятора автоматически включается резервный вентилятор.
При полной остановке вентиляции в помещении:
- вызвать дежурного электрика.
Открыть двери для обеспечения естественной вентиляции.
Контроль за содержанием углеводородов в помещении вести силами ГСС до пуска вентиляторов. При обеспечении естественной вентиляции но при увеличении содержания углеводородов выше ПДК остановить установку
Пропуски фланцевых соединений
Установка оборудована автоматическими сигнализаторами загазованности при срабатывании которых включается звуковая и световая сигнализация и срабатывают блокировки в соответствии с табл. 5.2.
Персонал должен действовать в соответствии с ПЛАС
территории установки
Разлитие нефтепродуктов
Отключить от схемы дефектный аппарат или участок трубопровода сбросить давление с неисправного аппарата или трубопровода.
Действовать в соответствии с ПЛАС
Установку остановить аварийно согласно инструкции.
Одновременно приступить к тушению пожара
(понижение) уровня воды в барабане котла-утилизатора
Верхний аварийный уровень на 25 мм ниже оси барабана.
Нижний аварийный уровень на 175 мм ниже оси барабана
Вспенивание котловой воды и вынос пены в пароперегреватель.
Подсос котловой воды в пароперегреватель при неплотности внутрибарабанного устройства.
Неисправность регулятора питания.
Останов питательного насоса
Проверить солесодержание котловой воды и довести до нормального значения.
Остановить котел закрыть клапаны-отсекатели UV 101 UV 102 и открыть клапан-отсекатель UV 103 обеспечив отвод дымовых газов в дымовую трубу по байпасному газоходу. Проверить плотность внутрибарабанного устройства.
Включить резервный питательный насос
Повышение температуры перегретого пара вырабатываемого КУ-301
Неисправность показывающего прибора
Выявить и устранить причину неисправности или заменить прибор
Понижение температуры перегретого пара вырабатываемого КУ-301
Завышенный уровень воды в барабане.
Загрязнение поверхности
Отрегулировать уровень воды в барабане.
Очистить поверхность пароперегревателя
давления пара в котле выше разрешенного
В барабане котла выше 179 кгссм2
В выходном коллекторе пароперегревателя выше 155 кгссм2*
Выход из строя главной паровой задвижки (обрыв затвора или штока и перекрытие затвором проходного сечения)
Остановить котел закрыть клапаны-отсекатели UV 101 UV 102 и открыть клапан-отсекатель UV 103 обеспечив отвод дымовых газов в дымовую трубу по байпасному газоходу. Устранить неисправность в главной паровой задвижке или заменить ее
Падение расхода по циркуляционным контурам КУ-301
Выход из строя циркуляционного насоса
Включить резервный циркуляционный насос
водоуказательных стекол на
Наличие дефектов (трещин и др.).
Перекос стекла в водоуказательной колонке
Отключить водоуказательную колонку и заменить стекло.
Установку стекол поручать только опытным лицам
Неправильно производится определение концентрации кислорода в пробе питательной воды
Проверить правильность выполнения химических анализов.
Проверить правильность отбора пробы питательной воды ее температуру расход отсутствие в ней пузырьков воздуха.
Проверить плотность трубной системы холодильника отбора проб.
Занижен расход выпара
Проверить температуру и расход охлаждающей воды проходящей через охладитель выпара.
При необходимости снизить температуру воды или увеличить ее расход.
Температура деаэрированной воды не соответствует давлению в деаэраторе
Проверить температуру и расход поступающих в деаэратор потоков и повысить их среднюю температуру или уменьшить их расход.
Проверить работу регулятора давления и при неисправности отремонтировать его или заменить
Подача в деаэратор пара с повышенным содержанием кислорода
Неисправен деаэратор (засорение отверстий в тарелках обрыв тарелок установка тарелок с уклоном и т.п.)
Понижено давление пара в деаэраторе
Определить и ликвидировать места подсоса в пар кислорода
Отключить деаэратор и произвести ремонт
Проверить исправность регулятора давления в случае необходимости перейти на ручное регулирование
Неисправность регулятора давления и резкое увеличение расхода пара или уменьшение расхода химочищенной воды
Перейти на дистанционное или ручное регулирование давления а при невозможности снизить давление остановить деаэратор и проверить регулирующий клапан и систему автоматики
Окончание таблицы 7.2
Резкие повышения температуры или уменьшение расхода химочищенной воды
Увеличить расход химочищенной воды или снизить ее температуру или уменьшить расход пара
понижение уровня воды в
Больше ±100 мм от номинального*
Неисправность регулятора уровня
Перейти на дистанционное или ручное регулирование уровня а при невозможности поддержания нормального уровня остановить деаэратор и проверить регулирующий клапан и систему автоматики
Гидравлические удары в деаэраторе
Неисправность деаэратора.
Работа деаэратора в режиме "захлебывания
Остановить деаэратор и произвести ремонт.
Проверить температуру и расход химочищенной воды. Максимальный подогрев воды в деаэраторе не должен превышать 40 °C при 120 % нагрузке в противном случае необходимо повысить температуру исходной воды или уменьшить ее расход
Прекращение подачи химочищенной воды
Понижение уровня воды в деаэраторе
При кратковременном перерыве подачи – котел перевести на циркуляцию при длительном перерыве – аварийно остановить котел закрыть клапаны-отсекатели
UV 101 UV 102 и открыть клапан-отсекатель UV 103 обеспечив отвод дымовых газов в дымовую трубу по байпасу котла-утилизатора.
Примечание: * Достижение данных параметров не приводит к аварии
3Защита технологических процессов и оборудования от аварий
Наименование оборудования стадий технологического процесса
Контролируемый параметр или наименование защищаемого
Допустимый предел контролируемого параметра или опасность защищаемого участка (места) оборудования
Предусмотренная защита оборудования стадий технологического процесса
(разгерметизация) кгссм2
предупредительное 04
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Защитные действия см. раздел 5.2
Реакторный блок гидроочистки
предупредительное 105
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора Защитные действия см. раздел 5.2
предупредительное 85
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Защитные действия см. раздел 5.2.
Продолжение таблицы 7.3
предупредительное 35
предупредительное 55
Емкость сырьевая Е-201
Трубопровод нагнетания
сырьевого насоса гидроочистки Н-20112
Трубопровод азота высокого давления (участок И40-1)
Трубопровод азота высокого
давления (участок И232-1)
давления (участок И16-1)
давления (участок И115-1)
Сепаратор гидроочистки
Трубопровод водородсодержащего газа в топливную сеть ОЗХ (участок 207-4)
Трубопровод нагнетания
циркуляционного контура поршневого компрессора
водородсодержащего газа
ПК-20112 (участок 207-6)
Сепаратор-холодильник
(трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Холодильник продуктов
компрессора поршневого
Сепаратор на приеме
Трубопровод азота низкого давления (участок И3-1)
Колонна отпарная К-201
предупредительное 95
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Защитные действия см. раздел 5.2:
При одновременном срабатывании с поз. PIRAS 2248A
Емкость Е-202орошения колонны К-201
Холодильник-конденсатор верхнего продукта колонны
Холодильник стабильного гидрогенизата Х-202
насоса подачи гидрогенизата Н-30112 (участок 206-12)
Холодильник отбора проб
Х-307 (трубопровод воды
оборотной горячей I системы)
компрессора центробежного
ЦК-301 (участок 306-3)
Трубопровод азота низкого давления (участок И8-28)
Холодильник Х-311 для охлаждения ВСГ (трубопровод воды оборотной горячей II системы)
Холодильник на антипомпажной линии Х-312 (трубопровод воды оборотной горячей II системы)
Колонна стабилизационная
К-301 (участок 307-1)
предупредительное 140
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Защитные действия см. раздел 5.2: поз. PIRAS 3243A
при одновременном срабатывании с поз. PIAS 3243В
Емкость Е-301орошения колонны К-301
Холодильник-конденсатор ХК-301 верхнего продукта колонны К-301
Холодильник стабильного
Трубопровод от сепаратора риформинга С-301 в печь
П-303 (участок 305-9)
Сепаратор инертного газа
Емкость охлаждающей
Холодильник инертного газа Х-303 (трубопровод воды
Холодильник охлаждающей жидкости Х-306 (трубопровод воды оборотной горячей
Емкость для раствора хлорорганики Е-302 и емкость для этилмеркаптана Е-303
Емкость для антиокислителя Е-313 и емкость для ингибитора полимеризации
Емкость для деаэрированной воды Е-315 и емкость для
раствора аммиака Е-316
насосов дозировочных
Н-305123 подачи CCl4
насоса дозировочного подачи этилмеркаптана Н-312
насоса дозировочного Н-313 подачи антиокислителя ЕС3149А (участок 317-3)
насоса дозировочного Н-314 подачи ингибитора полимеризации ЕС3087А
насоса дозировочного Н-315 подачи воды в секцию гидроочистки (участок 320-1)
насоса дозировочного Н-316 подачи раствора аммиака в секцию гидроочистки
Трубопровод деаэрированной воды Т91 на входе в емкость Е-315
Холодильник аварийного сброса Х-304
Холодильник дыхательной линии Х-305 (трубопровод
Ресивер воздуха КИП
Ресивер воздуха на продувку двигателей компрессоров
Трубопровод топливного газа установки к печам П-201
П-202 П-301123 П-302
Расширитель конденсата
Паропровод от котла в сеть установки
Барабан котла-утилизатора КУ-301
пароперегревателя КУ-301
Сепаратор непрерывной
Трубопровод сернисто-щелочных сточных вод от
насоса Н-308 (участок К9Н-1)
Трубопровод на приеме
дожимного контура компрессора ПК-2012
Трубопровод на выкиде
дожимного контура компрессора ПК-2011
циркуляционного контура компрессора ПК-2011
циркуляционного контура компрессора ПК-2012
Реактор гидроочистки Р-201
Перепад давления кгссм2
предупредительное 22
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора
Реактор риформинга Р-301
предупредительное 10
Реактор риформинга Р-302
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора
Реактор риформинга Р-303
Термосифоны насосов
Давление уплотни-тельной жидкости кгссм2
Бачки насосов Н-20312;
Давление в бачке торцевого уплотнения кгссм2
предупредительное 30
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. PA 2285
Трубопровод уплотнительной жидкости к насосу Н-310
Давление уплотни-тельной жидкости кгссм2
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. PA 3291C
Автоматически останавливается насос
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. PAS 3293B
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. PAS 3293D
Автоматически останавливается насос Н-312
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. PAS 3293E
Автоматически останавливается насос Н-313
Автоматически останавливается насос Н-314
Автоматически останавливается насос Н-316
предупредительный 14
предупредительный 86
Защитные действия см. раздел 5.2
Е-202 Емкость орошения
отпарной колонны К-201
предупредительный 75
предупредительный 10
Е-301 Емкость орошения
предупредительный 94
предупредительный 13
Емкость для раствора хлорорганики Е-302
предупредительный 92
Емкость для этилмеркаптана Е-303
жидкости (керосина) Е-307
предупредительный 93
Емкость для воды Е-306
предупредительный 95
предупредительный 20
Автоматически останавливается насос Н-307
Емкости для щелочи Е-30512
предупредительный 90
Автоматически останавли-вается насос Н-308
Емкость для приготовления раствора щелочи Е-3053
Автоматически останавли-вается насос Н-317
Емкость для раствора аммиака Е-316
Автоматически останавли-вается насос Н-316
Емкость для деаэрированной воды Е-315
Автоматически останавли-вается насос Н-315
Емкость для антиокислителя
Автоматически останавли-вается насос Н-313
Емкость для ингибитора полимеризации Е-314
Автоматически останавли-вается насос Н-314
Емкость дренажная Е-308
предупредительный 15
Автоматически останавли-вается насос Н-310
Емкость факельная Е-309
предупредительный 70
Автоматически останавли-вается насос Н-31112
Емкость аварийная Е-310
предупредительный 85
предупредительный 63
Уровень раздела фаз:
Сепаратор С-202 на приеме циркуляционного контура компрессора ПК-20112
предупредительный 83
предаварийный 90; 95
предупредительный 25
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.
Сепаратор С-203 на приеме дожимного контура компрессора ПК-20112
Сепаратор риформинга С-301
Сепаратор С-302 на приеме компрессора ЦК- 301
предупредительный 78
предупредительный 19
Насосы Н-20312; Н-30112; Н-30212; Н-30412;
Уровень уплотнитель-ной жидкости в бачке %
Автоматически останавливаются соответствующие насосы
Насосы Н-20112; Н-20212; Н-30312
0 мм от верха термосифона
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. LAS 2485АC;
предупредительная 345
Реакторы риформинга
предупредительная 532
предупредительная 510
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. TIRA 3137;
Температура подшипников °С
предупредительная 100
Насосы Н-20212; Н-30312
предупредительная 80
Насосы Н-20312; Н-30112; Н-30212; Н-30412; Н-308; Н-317; Н-30912; Н-31112
предупредительная 70
Автоматически останавливаются соответствующие насосы
Температура уплотнительной жидкости в бачке °С
предупредительная 80
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. TIA 2185
электродвигателей °С
предупредительная 95
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. TIAS 2186EFGH
предупредительная 120
поз. TIAS 2188ABCDEF
поз. TIAS 2187ABCDEF
поз. TIAS 3193ABCDEF
Трубопровод сырья от насоса Н-20112
предупредительный 98
Трубопровод стабильного гидрогенизата от насоса
предупредительный 106
Трубопровод от ПК-20112
(циркуляционный контур) в узел смешения блока гидроочистки
предупредительный 11500
Трубопровод от ЦК-301 в узел смешения блока риформинга
предупредительный 123600
предаварийный 106600
Защитные действия см. раздел 5.2
Трубопровод от С-301 к С-203
подпиточного ВСГ нм3ч
предупредительный 4000
Трубопровод от Н-30412
предупредительный 455
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. FIRCA 3364
Трубопровод от С-201 к С-202
предупредительный 7800
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. FIRCA 2361
Трубопровод от Н-20312
предупредительный 29
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора поз. FIRCA 2363
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками печи П-201
предупредительное 025
Контроль поз. PIRA 4265А.
Защитные действия см.
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками печи П-202
Контроль поз. PIRA 4265G
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками радиантной камеры № 1 печи
(I ступень нагрева - П-3011)
Контроль поз. PIRA 4265I.
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками радиантных камер № 2 3 печи П-301123
(II ступень нагрева - П-3012)
Контроль поз. PIRA 4265K.
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками радиантных камер № 4 5 печи П-301123
(II ступень нагрева - П-3012 )
Контроль поз. PIRA 4265M.
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками радиантных камер № 6 7 печи П-301123
(III ступени нагрева П-3013)
Контроль поз. PIRA 4265Р.
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками печи П-302
Контроль поз. PIRA 4265С
Трубопровод природного газа перед пилотными горелками печи П-303
предупредительное 035
Контроль поз. PIRA 4265Е
Трубопровод топливного газа перед основными горелками печи П-201
предупредительное 494
Трубопровод топливного газа перед основными горелками печи П-202
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4259В
Трубопровод топливного газа перед основными горелками радиантной камеры № 1 печи П-301123
(I ступень нагрева П-3011)
предупредительное 341
предупредительное 07
раздел 5.2 поз. PIAS 4261В
Трубопровод топливного газа перед основными горелками радиантных камер № 2 3 печи П-301123
(II ступень нагрева П-3012)
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261C
Трубопровод топливного газа перед основными горелками радиантных камер № 4 5 печи П-301123
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261E
Трубопровод топливного газа перед основными горелками радиантных камер № 6 7 печи П-301123
(III ступень нагрева П-3013)
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261G
Трубопровод топливного газа перед основными горелками печи П-302
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4223В
Трубопровод природного газа перед основными горелками печи П-303
предупредительное 095
предупредительное 015
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора. Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4260
Действия персонала приведены в разделе 7.2
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками печи П-201
предупредительное 40
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4226В
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками печи П-202
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4259А
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками радиантной камеры № 1 печи П-301123
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261А
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 2 3 печи П-301123
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261D
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 4 5 печи П-301123
Минимальное предаварийное 104
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261F
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками радиантных камер № 6 7 печи П-301123
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4261H
Трубопровод жидкого топлива перед основными горелками печи П-302
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4223A
Выход дымовых газов из
Звуковая и световая сигнализации на экране монитора.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4290В
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4291B
камеры радиации № 1
Контроль поз. PIRA 4244A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4244B
Контроль поз. PIRA 4245A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4245B
Контроль поз. PIRA 4246A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4246B
Контроль поз. PIRA 4247A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4247B
камеры радиации № 5
Контроль поз. PIRA 4248A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4248B
камеры радиации № 6
(III ступень нагрева - П-3013)
Контроль поз. PIRA 4249A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4249B
Контроль поз. PIRA 4250A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4250B
Регулирование поз. PIRCA 4292A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4292B
Контроль поз. PIRA 4258A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4258B
предупредительная 950
Контроль поз. TIRA 4100А.
Звуковая и световая сигнализации на экране монитора.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4100B
Контроль поз. TIRA 4101A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4101B
Контроль поз. TIRA 4123A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4123B
Контроль поз. TIRA 4124A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4124B
Контроль поз. TIRA 4125A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4125B
Контроль поз. TIRA 4126A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4126B
Контроль поз. TIRA 4127A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4127B
Контроль поз. TIRA 4128A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4128B
Контроль поз. TIRA 4129A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4129B
Контроль поз. TIRA 4102A.
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4102B
предупредительная 800
Контроль поз. TIRA 4115A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4115B
Выход из печи дымовых газов
Содержание О2 в дымовых газах %. об
Контроль поз. QIRAS 4501B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. QIRAS 4501B
Выход из печи дымовых газов
Контроль поз. QIRAS 4502B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. QIRAS 4502B
Контроль поз. QIRAS 4505B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. QIRAS 4505B
Контроль поз. QIRAS 4503B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. QIRAS 4503B
Контроль поз. QIRAS 4504B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. QIRAS 4504B
Трубопровод ГСС гидроочистки на выходе из печи П-201
предупредительное 200
Контроль поз. PIRA 4220А
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4220В
Трубопровод стабильного гидрогенизата на выходе из печи П-202
предупредительное 60
Контроль поз. PIRA 4221A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4221B
Трубопровод ГСС риформинга на выходе из I ступени печи
предупредительное 150
Контроль поз. PIRA 4255A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4255B
Трубопровод ГПС на выходе из II ступени печи П-301123
Контроль поз. PIRA 4256A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4256B
Трубопровод ГПС на выходе из III ступени печи П-301123
предупредительное 120
Контроль поз. PIRA 4257A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4257B
Трубопровод стабильного катализата на выходе из печи
предупредительное 70
Контроль поз. PIRA 4222A
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4222B
Трубопровод ВСГазота на выходе из печи П-303
Контроль поз. PIRA 4228B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 4228D
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4160B
предупредительная 225
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4161B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4166B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4167B
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4168B
предупредительная 239
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4162B
предупредительная 275385
предаварийная 280390
Звуковая и световая сигнализации на экране монитора
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 4165B
Трубопровод ГСС гидроочистки на входе в печь П-201
предупредительное 350
Контроль поз. PIRA 4219
Трубопровод стабильного гидрогенизата на входе в печь П-202
предупредительное 105
Контроль поз. PIRA 4264E
Трубопровод ГСС риформинга на входе в I ступень печи
предупредительное 190
Контроль поз. PIRA 4266
Трубопровод ГПС на входе в II ступень печи П-301123
предупредительное 185
Контроль поз. PIRA 4253
Трубопровод ГПС на входе в III ступень печи П-301123
предупредительное 165
Контроль поз. PIRA 4254
Трубопровод стабильного катализата на входе в печь
предупредительное 140
Контроль поз. PIRA 4263E
Трубопровод ВСГазота на входе в печь П-303
предупредительное 45
Контроль поз. PIRA 4228A
Трубопровод стабильного гидрогенизата на входе в печь П-202 по каждому потоку
предупредительный 445
FIRCA 4356 FIRCA 4357 FIRCA 4358
Трубопровод стабильного гидрогенизата на входе в печь П-202 общий
предупредительный 178
Трубопровод стабильного катализата на входе в печь
П-302 по каждому потоку
предупредительный 289
FIRCA 4360 FIRCA 4361
предупредительный 1155
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4605 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4606 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4607 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4608 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4609 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4610 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4611 АВСDEFGHIJKL
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. BAS 4603 АВСDEFGHIJKL
Сепаратор топливного газа
предупредительный 875
Контроль поз. LIRAS 4401 LIAS 4402.
Трубопровод топливного газа к печам
ППК. Регулирование поз. PIRC 4293
Коллектор паровой защиты печи П-201
предупредительное 09
Контроль поз. PIRА 1237А
Коллектор паровой защиты печи П-202
Контроль поз. PIRА 1237В
Коллектор паровой защиты
Контроль поз. PIRА 1237С
Контроль поз. PIRА 1237D
Контроль поз. PIRА 1237Е
Узел утилизации тепла
Трубопровод питательной
воды перед узлом питания
предупредительное 192
Контроль поз. PIА 1241
предупредительное 182
Контроль поз. PIА 1242
Барабан котла-утилизатора
предупредительное 179
Контроль поз. PIRА 1244А
Контроль поз. PIАS 1244В
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. PIAS 1244B
Выходной коллектор пароперегревателя котла-утилизатора
предупредительное 155
Контроль поз. PIА 1245
деаэраторным баком А-3021
Контроль поз. PIRСА 1261
Газоход на выходе из
предупредительная 240
Контроль поз. TIRA 1126A
Максимальная предупредительная 240
Максимальная предаварийная 250
Контроль поз. TIAS 1126В
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1126
Паровой коллектор от
Контроль поз. TIA 1146
Электродвигатель дымососа
предупредительная 140
поз. TIAS 1190АВСDЕF
поз. TIAS 1190ABСDEF
предупредительная 70
Контроль поз. TIAS 1190GH
Защитные действия см. раз-
дел 5.2 поз. TIAS 1190GH
Электродвигатель дымососа Д-301
Контроль поз. TIAS 1190JK
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1190JK
Контроль поз. TIAS 1191АВ
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1191AB
Контроль поз. TIAS 1191CD
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1191СD
Контроль поз. TIAS 1192AB
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1192AB
Контроль поз. TIAS 1192CD
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. TIAS 1192СD
Трубопровод к котлу-утилизатору
предупредительный 55
предупредительный 68
Контроль поз.FIRAS 1316
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. FIRAS 1316
Деаэраторный бак А-3021
предупредительный 73
предупредительный 86
Контроль поз. LIRСAS 1465
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. LIRСAS 1465
предупредительный 31
Контроль поз. LIRСA 1466
Окончание таблицы 7.3
предупредительный 43
Контроль поз. LIRСAS 1467
LIRAS 1468 LIRAS 1469
Защитные действия см. раздел 5.2 поз. LIRСAS 1467 LIRAS 1468 LIRAS 1469
Выходной коллектор пароперегревателя котла утилизатора
Контроль поз. QIA 1502
Расширитель конденсата Е-320
Предусмотреть возможность группового дистанционного отключения оборудования кнопками из операторной (см. раздел 7.1.3)
Оборудование и персонал
Предусмотрена установка сигнализаторов загазованности СТМ
4Меры безопасности при эксплуатации производства
4.1Меры безопасности при продувке оборудования азотом
Наименование и номер
технологического блока
(аппарата трубопровода)
Давление инертного газа на
Минимально необходимое время продувки сек.
Максимально допустимая концентрация кислорода в отходящих газах % об.
Ф-20112 Н-20112 Н-313 Н-314
до получения анализов содержания кислорода СО СО2 углеводородов
Реакторный блок гидроочистки:
Р-201 С-201 С-202 С-203 Е-315 Е-316 Е-317
Х-201 ВХ-20112 ВХ-202 П-201 Н-315 Н-316 Н-319
Блок отпарной колонны:
К-201 Е-202 Т-202 ХК-201 Х-202 ВХК-20112 П-202
Реакторный блок риформинга:
К-30212 С-301 С-302
С-303 Е-302 Е-306 Е-318 Т-301 Х-301 Х-303 Х-311 Х-312 ВХ-3011-6
Н-305123 Н-307 Н-322 ЦК-301
Окончание таблицы 7.4.1
К-301 Е-301 Е-305123
Е-307 Е-308 Е-309 Е-310
Е-31112 Е-319 Т-302
Х-305 Х-306 ВХК-30112 ВХ-302 Ф-30312 П-302
Н-30412 Н-308 Н-30912 Н-310 Н-31112 Н-317
4.2Требования по пожарной безопасности производства
Основные мероприятия по пожарной безопасности
Требуемый уровень пожарной безопасности обеспечивается конструктивным и компоновочным исполнением установки:
-наличием необходимых противопожарных разрывов между наружным оборудованием зданиями и сооружениями;
-II степенью огнестойкости зданий и сооружений;
-наличием необходимого количества эвакуационных выходов из зданий помещений с площадок постаментов;
-наличием заземляющих устройств для защиты оборудования и трубопроводов от статического электричества и вторичных проявлений молний;
-применением электрических кабелей и электрооборудования в исполнении соответствующем классу взрывоопасных зон по ПУЭ.
В соответствии с характеристикой горючих веществ обращающихся в технологическом процессе (подраздел 7.1) пожары на установке относятся к классам В С и Е по ГОСТ 27331-87.
Для снижения возможных последствий пожара установка обеспечена следующей пожарной техникой:
-системой пожарной сигнализации и оповещения людей о пожаре (таблица 7.4.2.1);
- автоматической установкой газового пожаротушения помещения аппаратной в здании операторной (таблица 7.4.2.2);
-системами водяного пожаротушения и тепловой защиты (таблица 7.4.2.3);
-системами паротушения (таблица 7.4.2.4);
-вспомогательными устройствами для пожаротушения передвижной пожарной техникой (таблица 7.4.2.5);
-первичными средствами пожаротушения (таблица 7.4.2.6).
Операторная установки обеспечена прямой телефонной связью с ВПЧ-10.
План размещения средств противопожарной защиты представлен в приложении 12.6.
Требования пожарной безопасности к содержанию территории систем и средств обнаружения пожара и пожаротушения:
постоянная готовность систем и средств обнаружения пожара и пожаротушения. Эксплуатация технологической установки с неисправными системами пожарной сигнализации пожаротушения и тепловой защиты запрещена. На зимний период должны быть включены кабели электрообогрева постоянно находящихся под давлением воды коллектора и пусковых задвижек установки орошения колонных аппаратов. Сухотрубы противопожарного водоснабжения пено- и паротушения должны быть освобождены от воды;
на въездах на установку должны быть вывешены планы с указанием мест расположения пожарного оборудования (лафетных стволов узлов присоединения передвижной пожарной техники) со схемой движения пожарных машин;
места расположения пожарного оборудования и подходов к нему должны быть обозначены соответствующими знаками пожарной безопасности по НПБ 160-97;
на входных дверях производственных помещений должны быть нанесены надписи обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03 и классы взрывоопасности зон по ПУЭ;
дороги подъезды и проходы к зданиям сооружениям и источникам пожаротушения подступы к стационарно установленному пожарному оборудованию с ручным управлением и к пожарному инвентарю должны быть всегда свободны содержаться в исправном состоянии а зимой расчищены от снега;
на въездах на территорию установки должны быть установлены запрещающие знаки для транспортных средств не связанных с ведением технологического процесса и с пожаротушением. Работы связанные с закрытием проезжей части дорог (пожарных проездов) производить по письменному разрешению начальника производства согласованному со службой пожарного надзора;
временно загазованные зоны должны быть ограждены и снабжены табличками с надписью "Загазовано";
территория установки должна своевременно очищаться от горючих отходов мусора. Незначительные проливы нефтепродуктов должны засыпаться песком загрязненный песок вывозиться на полигон предприятия для захоронения. Пропитанные нефтепродуктами при ремонтных работах ветошь и другие материалы должны складироваться в специальные металлические ящики с крышками с последующим вывозом на полигон предприятия для захоронения;
бетонные покрытия и бортики площадок под технологическим оборудованием в случае их разрушения должны быть своевременно восстановлены;
сети промливневой канализации должны подвергаться периодическому осмотру и прочистке особенно тщательно необходимо следить за состоянием гидрозатворов. Крышки (люки) колодцев промливневой канализации должны быть постоянно закрыты ограждены и засыпаны слоем песка толщиной не менее 100 мм.
Пожарная техника. Система пожарной сигнализации и оповещения людей о пожаре
Т а б л и ц а 7.4.2.1
оборудования и аппаратов
Автоматическая система пожарной сигнализации
Пожарно-охранная сигнализация
Аппаратура обнаружения пожара
контроля и испытаний
Здание компрессорной в т.ч. помещения:
На приемно-контрольный прибор ППКОП «Сигнал-20 П» в резервном помещении с последующей передачей сигнала на пульт контроля и управления С2000 в помещение операторной
Звуковая и световая сигнализация в операторной
Передача сигнала о пожаре в пожарную часть
Звуковое и световое оповещение в зданиях операторной компрессорной
Звуковое оповещение на наружной установке
вентсистем в зданиях операторной и компрессорной
технического состояния
ПС - 1 раз в квартал
(см. примечание под таблицей)
Водородсодержа-щий газ с содержанием водорода до 85 % об.;
электрооборудо-вание
Извещатель тепловой многоточечный
«Спектрон 120.С» – 8 шт.
Маслопункт (в осях 8 - 9; А - В)
Извещатель тепловой ИП 101-31-AIR (ПРОФИ-T) – 4 шт.
Помещение преобразователей (в осях 4 - 6)
Электро-оборудование
ИП 212-73 (ПРОФИ-О) – 6 шт.
КРУ-6кВ (в осях 3 - 5)
отм. 0000 (в осях 1 - 3)
отм. +6000 (в осях 1 - 6)
ИП 212-73 (ПРОФИ-О) –
Камеры трансформаторов Тр1 Тр2 Тр3 Тр4
ИП 212-73 (ПРОФИ-О) – 12 шт.
Вестибюль лестничная клетка отм. 0000 и +6000
Оповещатель комбинирован-ный КОП-24-С – 1 шт.
Продолжение таблицы 7.4.2.1
отм. 0000 (в осях 8 - 9)
ИП 212-73 (ПРОФИ-О) – 3 шт.
Звуковое и световое оповещение в зданиях операторной компрессорной.
вентсистем в зданиях операторной и компрессорной.
У входов в здание и по его периметру
Здание операторной в т.ч. помещения:
На приемно-контрольный прибор ППКОП "Сигнал-20 П" в помещении операторной с последующей передачей сигнала на пульт контроля и управления С2000
(АУГП - см. таблицу 7.4.2.2)
(в пространстве двойного пола) – 3(в пространстве подвесного потолка)
(в пространстве подвесного потолка)
Окончание таблицы 7.4.2.1
Оповещатель комбини-рованный КОП-24-С – 1 шт.
ИП 212-73 (ПРОФИ-О) – 3(на потолке)
Территория установки
электрооборудова-ние
Громкоговоритель рупорный
П р и м е ч а н и е - Контроль систем пожарной сигнализации и автоматики выполнять с представителем ГПН в соответствии с
Приложением 40 и Приложением 43 методических рекомендаций "Автоматические системы пожаротушения и
пожарной сигнализации. Правила приемки и контроля" ВНИИПО МВД России 1999 г.
Пожарная техника. Автоматическая установка газового пожаротушения (АУГП)
Т а б л и ц а 7.4.2.2
Наименование производственных
помещений оборудованных АУГП
Характеристика горючей среды или горящего объекта
Автоматическая установка газового пожаротушения. Основные параметры
Тип огнетуша-щего вещества (ОТВ)
Способ запуска системы
Сигнализация и блокировка
Тип приемно-контроль-ных приборов
Тип пожарных извещателей
Здание операторной аппаратная в том числе:
Расчетная масса ОТВ – 219 кг фактическая масса ОТВ
Прибор приемно-контрольный и управления ППКУП «С2000-АСПТ» расположенный в помещении операторной
Автоматический пуск при срабаты-вании не менее двух пожарных извещателей в защищаемом
Дистанционный пуск от кнопки управления у входа в защищаемое помещение.
Выдержка времени не менее 30 с при автоматическом и дистанционном пусках
Передача сигналов о пожаре и о неисправности установки в пожарную часть.
блокировка автоматического пуска установки.
предупредительной сигнализации за 30 с до пуска газа.
Включение звукового и светового сигнала у входа в защищаемые помещения.
Аппаратная (пространство в двойном полу)
П р и м е ч а н и я
Контроль и испытания систем пожарной сигнализации и автоматики выполнять с представителем ГПН в соответствии с Приложением 40 и Приложением 43
методических рекомендаций «Автоматические системы пожаротушения и пожарной сигнализации. Правила приемки и контроля» ВНИИПО МВД России
Контроль испытаний АУГП проводить без выпуска ОТВ по методам согласно ГОСТ Р 50969-96.
Пожарная техника. Системы водяного пожаротушения и тепловой защиты
Т а б л и ц а 7.4.2.3
Наименование производственных зданий помещений оборудования и аппаратов наружной установки
Источник водоснабжения его параметры
Защита лафетными стволами
Защита стационарной установкой орошения
Внутренний противопожарный водопровод
Перио-дич-ность испыта-ний
Тип лафетных стволов техническая характеристика
№№ лафетных стволов особые требова-ния
Интенсив-ность орошения и способ запуска системы
ороше-ние и № управ-ляющей задвижки
Коли-чество струй и произво-дитель-ность струи
не реже одного раза в 6 месяцев
Кольцо противопожарного водопровода диаметром 200- 250 мм в границах установки ПР-22-35-111000; давление при пожаре не менее 60 кгссм2; пропускная способность не менее 115 лс.
Количество пожарных гидрантов для ППТ – 5
Ствол пожарный лафетный универсальный ЛС-С20У; рабочее давление от 40 до 80 кгссм2; расход воды (раствора
пенообразователя) при давлении 60 кгссм2 – 20 лс. Дальность струи при угле наклона 30 град. к горизонту: водяной сплошной – 50 м; пенный сплошной – 35 м; водяной распыленный с факелом 30 град. – 30 м.
Интенсивность орошения: 01 лс на м2 до отм. +20 м и 02 лс на м2 выше отм. +20 м; Открытие задвижки дистанционное из операторной и вручную от местной кнопки
Продолжение табл. 7.4.2.3
Емкостные и колонные аппараты сепараторы холодильники
К-30212; С-301 С-303
Кольцо противопожарного водопровода диаметром 200 - 250 мм в границах установки ПР-22-35-111000; давление при пожаре не менее 60 кгссм2; пропускная способность не менее 115 лс.
Ствол пожарный лафетный универсальный ЛС-С20У; рабочее давление от 40 до 80 кгссм2; расход воды (раствора пенообразователя) при давлении 60 кгссм2 – 20 лс. Дальность струи при угле наклона 30 град. к горизонту: водяной сплошной – 50 м; пенный сплошной – 35 м; водяной распыленный с факелом 30 град. – 30 м.
Сепараторы теплообменные аппараты холодильник (поз. С-201 С-304 Т-202 Т-302 Т-310
Емкостной аппарат и холодильник (поз. Е-309;
Сепараторы холодильник емкостное оборудование узла приготовления реагентов (поз. С-202;
С-203; С-302; ВХ-202
Е-302 Е-303 Е-313 Е-314 Е-315 Е-316)
Окончание табл. 7.4.2.3
Кольцо противопожарного водопровода диаметром
0 - 250 мм в границах установки ПР-22-35-111000; давление при пожаре не менее 60 кгссм2; пропускная способность не менее 115 лс.
ВСГ; ГЖ; электрооборудование
Диаметр пожарного крана 65мм диаметр спрыска наконечника 19мм длина рукава 20 м давление на вводе
в здание не менее 28 кгссм2 количество- 4 шт.
Расход воды передвижной пожарной техникой (ППТ) на наружное пожаротушение зданий операторной и котельной - не менее
лс; здания компрессорной – не менее 20 лс.
Испытания систем водяного пожаротушения и тепловой защиты на работоспособность производить осенью и весной в
присутствии представителя ОГПС с занесением результатов испытаний в журнал.
Пожарное оборудование подвергать внешнему осмотру не реже 1 раза в месяц в присутствии представителя ОГПС с
занесением результатов осмотра в журнал.
Пожарная техника. Системы паротушения
Т а б л и ц а 7.4.2.4
производственных зданий помещений оборудования и аппаратов наружной установки
Источник пароснабжения его параметры
Периодич-ность испытания
Источник паротушения и его параметры
Количество и диаметр стояков
Здание компрессорной
не реже 1 раза в 6 мес. в том числе перед
пуском установки после ремонта
Постоянно действующий паропровод НПЗ или собственный пар от котла-утилизатора:
с давлением пара 85 - 130 кгссм2;
Постоянно действующий паропровод установки:
с давлением пара 85 - 130 кгссм2; температурой
Стационарная система с ручным пуском
Технологические печи
Расход пара на завесу 498 тч.
Расход пара на внутреннее паротушение 2075 тч
Стационарная система с автоматическим пуском.
Полустационар-ная система
Окончание табл. 7.4.2.4
с давлением пара 85 –
0 кгссм2; температурой
Постоянно действующий паропровод установки: с давлением пара 85 - 130 кгссм2;
не реже 1 раза в 6 мес.
Пожарная техника. Вспомогательные устройства для пожаротушения передвижной пожарной техникой
Т а б л и ц а 7.4.2.5
ных зданий помещений
оборудования и аппаратов наружной
тика горючей среды или
Источник пенотушения
Тип огнетушащего вещества (ОТВ)
Расчетная площадь горения м2
Интенсивность по 6% раствору пенообразователя лс на м2 не менее
Расход раствора пенообразователя
Устройства для работы ППТ
Периодичность контроля и испытаний
Количество и диаметр сухотрубов
ство пожарных головок
Противопожарный водопровод см. таблицу 7.4.2.3
Передвижная пожарная техника ВПЧ-10 с запасом 100 % пенообразователя в общезаводском хозяйстве предприятия
Пена средней кратности из 6 % раствора пенообразователя общего назначения
Внешний осмотр не реже 1 раза в месяц.
не реже 1раза в 6 месяцев.
испытания производить в присутствии представителя ОГПС с занесением результатов
Локальные очаги пожара
На сухотрубах установки орошения
Блок аппаратов риформинга (поз. С-301
ГГ; ВСГ электрооборудование
Наружные пожарные лестницы
ВСГ; ГЖ; электрообо-рудование
Пожарная техника. Первичные средства пожаротушения
Т а б л и ц а 7.4.2.6
Катего-рия по взрыво-пожарной опасности
Первичные средства пожаротушения
размещения огнетушителей
Переносные огнетушители
Передвижные огнетушители
- компрессорная F = 962 м2
- маслопункт F = 70 м2
- помещение преобразователей
- КРУ-6кВ F = 157 м2
- камеры трансформаторов Тр1 Тр2 Тр3 Тр4 F = 16 м2 (каждая)
- электрощитовая на отм. 0000
- электрощитовая на отм.
У выходов на лестницы
- вестибюль лестничная клетка
Продолжение таблицы 7.4.2.6
Наружная установка в т.ч.
Открытая насосная под постаментом F = 987 м2
У выходов у лестниц на площадки обслуживания
Постамент на отм. + 6000
У выходов на лестницы на площадке отм. +9350
Постамент на отм. + 13200
У выходов на лестницы на площадке отм. +15900
Печи (поз. П-301123)
У лестниц на площадках обслуживания
Теплообменники реактор сепаратор-холодильник
(поз. Т-201 Р-201 СХ-201)
Реакторы Сепаратор-холодильник теплообменник (поз.Р-301 Р-302 Р-303
Колонные аппараты сепараторы холодильники (поз. К-30212; С-301 С-303 Х-301 Х-303)
Окончание таблицы 7.4.2.6
Печи (поз. П-201 П-202
Колонные аппараты теплообменник (поз. К-201
Теплообменники сепараторы холодильники (поз.Т-202
Т-311 С-201 С-304 Х-201
Емкость холодильник
Емкостные аппараты холодильники фильтр
(поз. Е-201 Е-307 Х-306
Открытая насосная узла приготовления реагентов F = 216 м2
Емкостные аппараты узла приготовления реагентов
(поз. Е-303 Е-313 Е-314)
У лестницы и на площадке обслуживания
Сепараторы холодильник
(поз. С-202 С-203 С-302
П р и м е ч а н и е - В зимнее время (при Т ниже 1 °С) огнетушители должны храниться в отапливаемых помещениях при этом на
месте их постоянного размещения следует указать место хранения.
5Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей
При выборе методов и средств контроля содержания токсичных веществ в воздухе рабочей зоны следует руководствоваться требованиями раздела 4 ГОСТ 12.1.005-78 с изм.1.
При выборе методов и средств контроля содержания взрывоопасных веществ в воздухе рабочей зоны следует руководствоваться спецификой возможных утечек и
ТУ-газ-86 "Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторов".
Все средства контроля и измерения должны проходить метрологическую поверку в установленные сроки (не реже 1 раза в год) в соответствии с методиками установленными Федеральной службой по техническому регулированию и метрологии (Госстандартом РФ).
Ниже в таблице 7.5 приведены методы и средства контроля содержания взрывоопасных веществ в воздухе рабочей зоны.
Т а б л и ц а 7.5 - Методы и средства контроля содержания опасных веществ в воздухе рабочей зоны
производственных зданий помещений и наружных установок
воздуха рабочей зоны
Методы и средства контроля содержания токсичных и взрывоопасных веществ в воздухе рабочей зоны
Контроль воздушной среды на НКПР*
Автоматические стационарные сигнализаторы довзрывоопасных концентраций СТМ-10-00010ДБ
(ПО "Аналитприбор" г.Смоленск)
откалиброванные на 11 % НКПР
Непрерывный контроль
Звуковая сигнализация по месту звуковая и световая сигнализация в операторную
2 Реакторы Р-301 теплообменник Т-301
Непрерывный контроль
Х-301 сепаратор С-301
Автоматические стационарные сигнализаторы довзрывоопасных концентраций СТМ-10-00010ДБ
откалиброванные на 11 % НКПР
4 Холодильник Х-303 адсорбер К-3021 сепаратор С-303
Автоматический стационарный сигнализатор довзрывоопасных концентраций СТМ-10-00010ДБ
Продолжение таблицы 7.5
8 Сепаратор С-304 теплообменник Т-311
10 Емкость Е-309 холодильник Х-304
11 Теплообменники Т-302 Т-310 колонна К-301
Т-202 холодильники Х-201 Х-202 сепаратор С-201
Непрерывный контроль;
Окончание таблицы 7.5
Емкости Е-302 Е-303
26 Сепараторы С-202 С-203 С-302.
Помещение машинного зала компрессорной
Звуковая и световая сигнализация по месту звуковая и световая сигнализация в операторную
2 Компрессор ПК-2011
2 Компрессор ПК-2012
* НКПР – нижний концентрационный предел распространения пламени.
6Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства
6.1Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями
При переработке сырья в составе которого присутствуют органические соединения содержащие серу образуется сероводород вызывающий коррозию аппаратов и трубопроводов выполненных из углеродистой стали. Затем сероводород может взаимодействовать с продуктами коррозии с образованием пирита железа – соединения которое при контакте с кислородом воздуха мгновенно окисляется с возгоранием. Такое явление наблюдается главным образом при освобождении аппаратов от продуктов при подготовке их к ремонту. При медленном окислении значительного разогрева не наблюдается при быстром окислении масса может разогреться до 600 оС и выше. Поэтому при освобождении оборудования важно обеспечить условия не допускающие быстрого протекания процесса окисления.
Перед вскрытием аппаратов емкостей и т.д. необходима тщательная подготовка их а именно: пропарка водяным паром или продувка азотом. После пропарки аппараты заполняют водой и медленно снижают уровень для того чтобы отложения пирофорного железа по мере их высыхания окислялись постепенно.
Вскрытие люков аппаратов колонного типа проводят сверху вниз исключая тем самым проток воздуха вверх что может привести к самовозгоранию пирофорных соединений.
Перед вскрытием неподготовленного аппарата емкости или трубопровода в места контакта с кислородом воздуха подводится водяной пар или азот исключающие самовозгорание пирофорных отложений.
Особую осторожность нужно соблюдать при выгрузке нерегенерированного катализатора поскольку он всегда содержит пириты железа.
Главным образом необходимо следить за тем чтобы не допускался контакт кислорода с катализатором внутри реакторов поскольку это может привести к самопроизвольному возгоранию пиритов железа в результате которого в свою очередь может начаться горение закоксованного катализатора. Температура развивающаяся при таком горении может быть слишком высокой что может привести к серьезному повреждению катализатора и внутренних устройств реакторов.
Кроме того необходимо обеспечить защиту персонала взаимодействующего с катализатором при его выгрузке. Весь привлекаемый для выгрузки катализатора персонал должен быть соответствующим образом проинформирован о существующих опасностях и защитных мерах. Выгрузку нерегенерированных катализаторов S-120 и R-86 необходимо производить строго в соответствии с инструкцией компании UOP.
6.2Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разлитиях и авариях
Для локализации случайных и аварийных проливов жидких продуктов предусмотрено ограждение бетонных площадок и перекрытий постаментов с емкостным оборудованием бортиком высотой не менее 150 мм.
При образованиях локальных проливов бензиновой фракции место пролива засыпается песком. Пропитанный песок собирается в металлический контейнер и вывозится на полигон предприятия для захоронения. Крупные проливы следует удалять в противогазе с фильтрующей коробкой марки "А".
В условиях нормального ведения технологического процесса возможны случайные проливы химических реагентов доставляемых на установку в бочках из ОЗХ при их перекачке в расходные емкости.
Работу по перекачке четыреххлористого углерода этилмеркаптана антиокислителя ЕС3149А ингибитора полимеризации LONGRUN ЕС3087А следует выполнять в индивидуальных средствах защиты приведенных в разделе 7.6.3 и иметь наготове песок и огнетушители (ОВП-10 ОУ-8 или с порошковым зарядом ПСБ-3). Особую осторожность следует соблюдать при работе с четыреххлористым углеродом и этилмеркаптаном: не допускается наличие открытого пламени и горячих поверхностей в непосредственной близости от места перекачки.
При образовании локальных проливов место пролива засыпается песком. Пропитанный песок собирается в металлический контейнер и вывозится на полигон предприятия для захоронения. Крупные проливы следует удалять в противогазе с фильтрующей коробкой марки "А".
При возникновении аварийной ситуации связанной с разгерметизацией оборудования или трубопроводов основная часть разлившихся жидкостей отводится с отбортованной части площадок в промливневую канализацию остаток проливов засыпается песком. Пропитанный песок собирается в металлические контейнеры и вывозится на полигон предприятия. Поверхность покрытия пропаривается и смывается большим количеством воды.
Действия персонала должны быть быстрыми и четкими. При необходимости вызвать газоспасателей и пожарный расчет.
6.3Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих
Индивидуальные средства защиты для работающих на установке ПР-22-35-111000 приведены в таблице 7.6.3.1.
Т а б л и ц а 7.6.3.1
стадий технологического процесса
Профессии работающих
индивидуальной защиты
или номер норматив-ного документа
стирки химчистки защитных средств
Все стадии установки ПР-22-35-111000
руководители и специалисты
Спецодежда и спецобувь:
- костюм из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой
На наружных работах зимой дополнительно:
-куртка хб на утепляющей прокладке или
- куртка из смесовых тканей с масловодооттталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке
-брюки хб на утепляющей прокладке или
- брюки из смесовых тканей с масловодооттталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке или
В соответствии со сложившейся хозяйственной деятельностью
Продолжение таблицы 7.6.3.1
Все стадии установки
- костюм хб на утепляющей прокладке или
- костюм из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке
-сапоги кожаные утепленные или
- галоши на валенки
Дополнительные средства
- подшлемник под каску
- плащ непромокаемый
- головной убор (кепка
- респиратор противогазовый РПГ-67 или противогаз промышленный с фильтрующей коробкой газовой: А КД БКФ
(с учетом паспортных данных на коробки и результатов контроля)
технологических компрессоров
оператор технологических установок; старший оператор технологических установок; машинист технологических насосов
-костюм из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой
-рукавицы комбинированные"КР
-куртка хб на утепляющей прокладке или куртка из смесовых тканей с маслово-дооттталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке
-брюки хб на утепляющей прокладке или брюки из смесовых тканей с маслово-дооттталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке
- сапоги кожаные утепленные
- рукавицы утепленные
машинист компрессорных установок
-комбинезон из хб или
-комбинезон из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой
-ботинки кожаные или
-рукавицы комбинированные или
-рукавицы брезентовые
-рукавицы нефтеморозостойкие
-перчатки диэлектрические
-галоши диэлектрические
- куртка хб на утепляющей прокладке или
- брюки из смесовых тканей с масловодооттталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке
- сапоги кожаные утепленные или
"*"Типовые нормы бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам "Открытого акционерного общества "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" его дочерних и зависимых обществ"; утв. постановлением Министерства труда и социального развития РФ от 26.05.2000 г. № 41 с изм. постановление Мин. труда и соц. развития РФ от 17.04.2001 № 33 и 05.03.2004 № 31;
"**" Химчистка стирка ремонт дегазация обезвреживание периодическая проверка на пригодность (СИЗОД) производятся в установленные сроки или по заявке работника в соответствии со сложившейся хозяйственной деятельностью предприятия;
"***" норма выдачи для I климатического пояса;
Фильтрующие противогазы должны быть на каждом рабочем месте и храниться в специальных шкафчиках с ячейками. Аварийный запас противогазов должен храниться в специальном опломбированном шкафу; аварийный запас рассчитывается по численности наибольшей смены работающих.
Для работ по загрузке и выгрузке катализаторов: фильтрующие противогазы типа ПФМГ с поглощающефильтрующей коробкой БКФ; фильтрующий респиратор РПГ-67В "ФОРТ-П"; возможно применение изолирующих противогазов типа ИП-4М или шланговых противогазов типа ПШ-1 ПШ-2;
Операторам и работающим на обслуживании технологических установок дополнительно выдается общевойсковой костюм типа Л-1 или Л-2 как дежурный;
Нештатные аварийно-спасательные формирования (НАСФ) и формирование военизированного газоспасательного отряда должны быть оснащены:
-автономным воздушным изолирующим дыхательным аппаратом типа АСВ-2 (на каждого члена НАСФ);
-герметичным защитным костюмом на каждого члена НАСФ (изолирующий защитный костюм типа КИХ-5;
-противогазом шланговым типа "ПШ1" "ПШ2" (не менее 2-х на каждую технологическую установку);
-спасательный пояс и сигнально-спасательная веревка не менее 20м длиной (не менее 2 комплектов на каждую технологическую установку).
В случае возгорания - огнезащитный костюм в комплекте с самоспасателем имеющемся на вооружении завода типа СПИ-20.
Дежурные средства коллективного пользования выдаются каждой смене только на время выполнения определенных работ (работа на наружных установках ремонтные работы) хранятся в специально отведенных местах и передаются от смены к смене;
На период проведения капитального ремонта технологических установок операторам технологических установок машинистам технологических насосов машинистам технологических компрессоров для чистки аппаратов и емкостей дополнительно выдаются со сроком носки 1 год:
-рукавицы комбинированные-6 пар
-ботинки кожаные-1пара;
зимой дополнительно:
- куртка на утепляющей прокладке-1 и
- брюки на утепляющей прокладке-1.
Для газов метан бутан ацетилен этилен противогазы с фильтрующей коробкой применять не допускается.
Коллективные средства защиты
Работающие на установке обеспечены следующими коллективными средствами защиты:
-оповещение работающих в случае угрозы возникновения аварийной ситуации через проводные (радиофикация телефонизация двухсторонняя громкоговорящая связь) и беспроводные (переносные рации) средства связи в Системе Оповещения и световую и звуковую сигнализацию;
-постоянно действующей в помещениях приточно-вытяжной вентиляцией предотвращающей превышения ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны;
-непрерывный контроль сигнализаторами содержания взрывопожароопасных газов в местах наиболее вероятных выделений на наружной установке (до 11 % НКПР) и в помещении компрессорной (до 11 % НКПР);
-обеспечение устойчивости строительных конструкций здания операторной на расчетное давление взрыва по фронту ударной волны не ниже 70 кПа в случае развития аварийной ситуации по наиболее опасному сценарию.
При возникновении угрозы развития аварии старший оператор технологической установки или начальник смены должен действовать в соответствии с разработанным планом локализации аварийных ситуаций (ПЛАСом).
6.4Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации
Вследствие малой электропроводности вырабатываемых нефтепродуктов в них могут накапливаться заряды статического электричества при движении продуктов по трубопроводам установки.
В соответствии с "Правилами защиты от статического электричества в производствах химической нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности" на установке ПР-22-35-111000 выполнен наружный контур заземления состоящий из вертикальных заземлителей и горизонтально проложенных стальных полос 4х40 мм. Внутренний контур заземления зданий соединен с наружным не менее чем в двух точках.
Для защиты от статического электричества и вторичных проявлений молнии все корпуса технологических аппаратов и емкостей присоединены к контуру заземления не менее чем в двух точках выступающие металлические части зданий все металлические предметы в зданиях вводы в здания всех коммуникаций и трубопроводов присоединены к контуру заземления.
Для заземления технологического оборудования и электрооборудования высокого и низкого напряжения используется общее заземляющее устройство.
Трубопроводы вентиляционные короба и кожухи теплоизоляции трубопроводов должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь присоединенную к контуру заземления через каждые 30 м.
Сопротивление заземляющих устройств не должно превышать 4 Ом в любое время года.
Для определения технического состояния заземляющего устройства должны проводиться периодические измерения его сопротивления проверка состояния цепей между заземлителями и заземляемыми аппаратами и не реже 1 раза в год выборочная проверка со вскрытием грунта элементов заземлителя находящихся в земле.
Возможность электризации продуктов и способы защиты от опасных потенциалов приведены в таблице 7.6.4.
Наименование и № по схеме стадий технологической операции оборудования и транспортных средств на которых ведется обработка или перемещение веществ- диэлектриков способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов
Перечень веществ-диэлектриков способных в данном оборудовании или транспортном устройстве подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов
Основные технические мероприятия по защите от статического электричества и вторичных проявлений молний
Наименование веществ
Удельное объемное электрическое сопротивление
Заземление всего технологического оборудования установки. Заземление выполняется не менее чем в двух точках по каждой позиции оборудования.
Заземление всего электрооборудования связанного с перемещением нефтепродуктов.
Заземление всех технологических трубопроводов.
Выбор безопасной скорости движения нефтепродуктов по трубопроводам:
мс газы – не выше 15 мс при проектной производительности.
Устройство молниезащиты зданий и сооружений в соответствии с требованиями к сооружениям II категории молниезащиты (РД 34.21.122-87
СО 153-34.21.122-2003)
Антиокислитель ЕС3149А
Ингибитор полимеризации LONGRUN ЕС3087А
Реакторный блок гидроочистки
Водородсодержащий газ
Блок отпарной колонны
Нестабильный гидрогенизат
Стабильный гидрогенизат
Нестабильный катализат
Углерод четыреххлористый
Стабильный катализат
6.5Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и оборудования
При работе установки в аппаратах и трубопроводах находятся в значительных количествах бензиновая фракция в парах и жидкости углеводородный и водородсодержащий газы. Жидкости пары и газы разогреты до температур 40 - 520 °С поэтому освобождение аппаратуры особенно аварийное связано с необходимостью охлаждения продуктов перед выводом их в ОЗХ.
Удаление продуктов из аппаратов и трубопроводов производится при нормальной (плановой) или аварийной остановке.
При плановой остановке вся система охлаждается в соответствии с принятой системой охлаждения продуктов на установке. Действия производятся в соответствии с разделами 6.5.1 6.5.2:
-снижаются уровни в емкостях и колоннах до минимальных;
-газовые среды из аппаратов сбрасываются в общезаводскую факельную систему через емкость Е-309;
-остатки жидких продуктов из аппаратов и насосов после охлаждения до температуры 80оС дренируются в емкость Е-308 откуда погружным насосом Н-310 откачиваются по линии некондиции в парк.
Для аварийного освобождения системы от жидких нефтепродуктов предусмотрена заглубленная емкость Е-310. При нормальной работе установки арматура на линии входа нефтепродукта в аварийную емкость Е-310 опломбирована в открытом состоянии.
Сброс горючих газов и паров от предохранительных клапанов производится в общезаводскую факельную систему через факельную емкость Е-309. Жидкая фаза из емкости Е-309 автоматически откачивается в линию некондиции насосом Н-31112. Арматура на линии всасывания насосов Н-31112 из емкости Е-309 опломбирована в открытом состоянии.
После автоматического включения насоса Н-31112 (рабочего или резервного) по сигналу о превышении уровня в емкости Е-309 нефтепродукт с выкида соответствующего насоса поступает в холодильник Х-304 где охлаждается до температуры не выше 80°С и далее по линии некондиции направляется в парк.
Подробное описание работы узла аварийного освобождения систем установки приведено в разделе 3.2.10.
В емкости Е-308 и Е-310 предусмотрена подача азота для обеспечения максимального освобождения этих емкостей от жидкости.
В результате перечисленных мероприятий исключается возможность попадания нефтепродуктов и токсичных газов в окружающую среду при плановом освобождении систем перед ремонтом и регенерацией катализаторов а также существенно снижается количество этих веществ которое могло попасть в окружающую среду при авариях.
6.6Основные опасности применяемого оборудования трубопроводов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
Процесс каталитического риформинга фракции 85-180°С с предварительной гидроочисткой связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах и повышенных давлениях.
Продуктами определяющими взрывоопасность установки являются водородсодержащий и углеводородный газы пары бензина которые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси взрывающиеся при наличии огня или искры.
Процесс ведется в герметичной системе под избыточным давлением и подсос воздуха в систему в рабочем состоянии невозможен.
Взрывоопасная ситуация возможна лишь при разрушении оборудования или трубопроводов в результате какого-либо повреждения механического износа или коррозии.
Потенциальная опасность технологических блоков где обращаются взрывопожароопасные продукты заключается в возможности разгерметизации аппаратов и трубопроводов проливе горючих жидких продуктов выбросе парогазовой взрывоопасной среды что является причиной наиболее часто встречающихся аварий при эксплуатации аналогичных установок.
Разгерметизацию системы может вызвать нарушение технологических параметров (температура давление) с выходом их за критические значения например перегрев труб в трубчатой печи превышение давления сверх расчетного в емкостном или колонном оборудовании. В свою очередь нарушение норм технологического режима может произойти из-за отказа схем регулирования и защиты а также в результате ошибок персонала.
Установка ПР-22-35-111000 обеспечена в достаточной степени средствами контроля управления и защиты при незначительной вероятности отказа защитных систем.
Существует вероятность механической разгерметизации технологических систем вследствие износа оборудования поэтому главной задачей системы контроля управления и защиты включая контроль технологического персонала является своевременное обнаружение повреждения и оперативная локализация предаварийных состояний.
Безопасность производства обеспечивается следующими мероприятиями:
-все оборудование приобретенное по импорту прошло экспертизу и имеет Разрешения Ростехнадзора (Госгортехнадзора России) на его применение на предприятиях нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации;
-отечественное оборудование также имеет соответствующие разрешения и сертификаты;
-внедрена комплексная автоматизация технологического процесса с выносом информации о параметрах характеризующих безопасную работу оборудования на дисплеи операторов. Кроме параметров технологических процессов на дисплеи операторов вынесена и информация характеризующая работу оборудования;
-для аппаратов установки со взрывоопасными и токсичными средами расчетное давление выбрано в соответствии с пунктом 3.2 "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов работающих под давлением до 100 кгссм2 и защите их от превышения давления" т.е. превышает рабочее давление на 20 % но не менее чем на 3 кгссм2. Для оборудования реакторных блоков в соответствии с разрешением Госгортехнадзора СССР расчетное давление аппаратов принимается на 5 % выше рабочего давления;
-для защиты аппаратуры от возможного превышения давления предусмотрена система предохранительных клапанов со сбросом среды в закрытую факельную систему через емкость Е-309;
-для защиты емкостного оборудования от возможности создания взрывоопасной смеси и исключения выброса вредных веществ в атмосферу емкости
Е-201 Е-302 Е-303 Е-313 Е-314 Е-315 Е-306 Е-307 оборудованы "подушкой" азота со сдувкой его в факельную систему;
-в режиме регенерации катализаторов защита холодильного оборудования реакторных блоков от коррозии обеспечивается подачей раствора щелочи с концентрацией 10 % насосом Н-308 перед воздушными холодильниками ВХ-20112 и ВХ-3011-6;
-для исключения замерзания продуктов в зимнее время которая может явиться причиной разгерметизации трубопроводов повреждения арматуры насосного оборудования на установке выполнен электрический обогрев с помощью электрокабелей фирмы "Raychem";
-материальное исполнение всего оборудования трубопроводов и их элементов соответствует условиям их эксплуатации;
-для перекачки взрывопожароопасных жидкостей применены нефтяные насосы с торцевым уплотнением типа "Тандем";
-выполнено заземление всего оборудования и трубопроводов для защиты от статического электричества и вторичных проявлений молнии;
-для изоляции печей при авариях на наружной установке печи оборудованы "паровой завесой" которая автоматически включается после срабатывания сигнализации о загазованности на установке. Паровая завеса предотвращает проникновение облака взрывоопасной смеси в зону открытого огня печи;
-эксплуатация технологического оборудования трубопроводной арматуры и трубопроводов выработавших установленный срок пробега допускается при получении технического заключения о возможности его дальнейшей работы и получения разрешения в порядке устанавливаемом Ростехнадзором;
-в процессе эксплуатации установки должно быть обеспечено строгое соблюдение графиков осмотра ремонта и технического освидетельствования аппаратов и трубопроводов в соответствии с Положением о планово-предупредительном ремонте действующем на предприятии а также нормативными документами Ростехнадзора.
6.7Требования безопасности при складировании и хранении сырья полуфабрикатов и готовой продукции
Складские здания и помещения для складирования сырья готовой продукции катализаторов и реагентов на установке каталитического риформинга ПР-22-35-111000 отсутствуют. Хранение сырья полуфабрикатов и готовой продукции на территории установки не допускается.
Сырье – фракция 85-180 °С – непрерывно поступает на установку из общезаводского хозяйства по трубопроводу.
Готовая продукция – стабильный катализат – и побочный продукт – "нестабильная головка" – непрерывно отводятся по трубопроводам в ОЗХ.
Водородсодержащий газ гидроочистки (отдув) по трубопроводу сбрасывается в топливную сеть ОЗХ.
Расчетное количество избыточного водородсодержащего газа риформинга по трубопроводу направляется в дожимную компрессорную установки №13. Избыточное количество его по трубопроводу сбрасывается в ОЗХ.
Углеводородный газ отпарки и стабилизации направляется в качестве топливного газа в топливную сеть установки на собственные нужды.
Щелочные стоки из сепаратора С-303 отработанные растворы щелочи после регенерации катализаторов направляются в систему канализации сернисто-щелочных стоков и далее на очистные сооружения.
Сбросы газов и паров нефтепродуктов от предохранительных клапанов по трубопроводам факельной системы отводятся на сжигание.
Химические реагенты используемые в небольших количествах (четыреххлористый углерод этилмеркаптан антиокислитель ингибитор коррозии и раствор аммиака 25 %) а также катализаторы и адсорбент доставляются в бочках механизированным способом со склада ОЗХ завода. Хранение реагентов катализаторов и адсорбентов на установке не предусмотрено.

icon 292-05-540-TR Part_9изм.doc

9КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕГУЛИРУЮЩИХ И
ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
1Краткая характеристика технологического оборудования
Наименование оборудования (тип наименование аппарата назначение и т.д.)
Номер позиции по схеме индекс (заполня-ется по необходи-мости)
Методы защиты металла оборудования от коррозии (заполняется по необходимости)
Техническая характеристика
Реактор гидроочистки
сталь 12ХМ + 08Х18Н10Т
Прибавка к толщине стенок для компенсации коррозии
Давление расчетное кгссм2
- режим регенерации 200
Температура расчетная °С
- режим регенерации 450
Катализатор S-120 компании "UOP
Единовременная загрузка 245 м3
Насыпная плотность 0730 тм3
Продолжение таблицы 9.1
Прибавка к толщине стенок для компенсации коррозии
- режим регенерации 232
- режим регенерации 545
Катализатор R-86 компании "UOP
Единовременная загрузка 31 м3
- режим регенерации 545
Единовременная загрузка 465 м3
Насыпная плотность 072 тм3
Единовременная загрузка 775 м3
Давление расчетное 115 кгссм2
Температура расчетная 220 °С
Тип тарелок – однопоточные фракционирующие клапанныедвухпоточные фракционирующие клапанные фирмы "KOCH-Glitsch
Колонна стабилизационная
Давление расчетное 160 кгссм2
Давление расчетное кгссм2
Тип адсорбента – PDG-418 компании "UOP
Единовременная загрузка 2898 м3
Насыпная плотность 0657 тм3
Аппараты теплообменные
Теплообменник гидроочистки
типа "Хеликс" (ABB)
Длина трубок 9000 мм
Теплообменник подогрева нестабильного гидрогенизата
по ТУ 3612-023-00220302-01 изм.1
Поверхность теплообмена
Длина трубок 6000 мм
Теплообменник риформинга
Аппарат пластинчатый типа "Пакинокс
фирма-изготовитель "Арева" ("Пакинокс")
Давление расчетное кгссм²
- газосырьевая смесь 232
- газопродуктовая смесь 232
- газосырьевая смесь 525
- газопродуктовая смесь 525
Теплообменник подогрева катализата
корпус – углеродистая сталь
Теплообменник для нагрева химочищенной воды
Поверхность нагрева 56 м2
Теплообменник c плавающей головкой горизонтальный кожухотрубчатый для подогрева жидкого топлива (мазута)
0ТПГ-25-М120Г-6-К-2 -У1
ТУ 3612-023-00220302-01 изм.1
Внутренний диаметр 400 мм
Диаметр трубок 20 мм
Количество трубок 124 шт
Давление расчетное кгссм²:
Температура расчетная °С:
Теплообменник c плавающей головкой горизонтальный кожухотрубчатый для подогрева топливного газа
0ТПГ-25-М125-6-К-2-У1-И
Внутренний диаметр 500 мм
Диаметр трубок 25 мм
Количество трубок 132 шт.
Давление расчетное кгссм2:
Холодильник-конденсатор верхнего продукта колонны
корпус – углеродистая сталь
Холодильник продуктов гидроочистки
Холодильник стабильного гидрогенизата
по ТУ 3612-023-00220302-01 изм. 1
Давление расчетная кгссм²
Холодильник продуктов риформинга
Поверхность теплообмена 628 м2
Холодильник стабильного катализата
Холодильник инертного газа
Поверхность теплообмена 951 м2
Холодильник аварийного сброса
Холодильник дыхательной линии
Поверхность теплообмена 051 м2
Длина трубки 2000 мм
Холодильник охлаждающей жидкости
Холодильник отбора проб
Поверхность теплообмена 035 м2
Холодильники отбора проб пара перегретого и насыщенного
Поверхность охлаждения – 12Х18Н12Т
Поверхность охлаждения из труб
Холодильники отбора проб химочищенной и деаэрированной воды
Холодильники отбора проб котловой и питательной воды
Холодильник для охлаждения ВСГ
Длина трубок 3000 мм
Холодильник на антипомпажной линии
Длина трубок 3000 мм
Аппараты воздушного охлаждения
Воздушный холодильник-конденсатор верхнего продукта колонны К-201
АВГ-20-Ж-16-Б5-В2Т УХЛ1
Поверхность по оребрению
Температура расчетная 140 °С
Привод с электродвигателем ВАСО 2-30-14ХЛ (2 шт.)
- число оборотов 500 обмин
Жалюзи с пневмоприводом – 2 шт.
Блок регулирования частоты вращения асинхронного двигателя – 1 шт.
Воздушный холодильник-конденсатор верхнего продукта колонны К-301
АВГ-20-Ж-16-Б1-В2Т УХЛ1
крышка – сталь 20ЮЧЛ
Температура расчетная 100 °С
Блок регулирования частоты вращения асинхронного двигателя – 1
Воздушный холодильник продуктов гидроочистки
АВГ-20-Ж-40-Б3-В1Т УХЛ1
трубная решетка – 12Х18Н10Т
Давление расчетное 400 кгссм2
Привод с электродвигателем
ВАСО-2-22-14ХЛ (2 шт.)
Воздушный холодильник водородсодержащего газа
АВМ-Г-9-Ж-40-Б3-В УХЛ1
Поверхность по оребрению 220 м2
Привод с электродвигателем АИМ100S4 (2 шт.)
- исполнение 1ExdIIBT4
- число оборотов 1500 обмин
Жалюзи с пневмоприводом – 2
Воздушный холодильник продуктов риформинга
АВГ-20-Ж-25-Б1-В2Т УХЛ1
Давление расчетное 232 кгссм2
Температура расчетная 130 °С
Воздушный холодильник стабильного катализата
АВГ-20-Ж-16-Б1-В1Т УХЛ1
Температура расчетная 120 °С
Привод с электродвигателем ВАСО 2-22-14ХЛ (2 шт.)
Сепаратор гидроочистки
Сепаратор на приеме циркуляционного контура компрессора ПК-20112
по ОСТ 26-02-2059-79
Сепаратор на приеме дожимного контура компрессора ПК-20112
Давление расчетное 250 кгссм2
Сепаратор риформинга
Сепаратор на приеме центробежного компрессора ЦК-301
Сепаратор инертного газа
по ТУ 3615-006-00220322-2000
Давление расчетное 80 кгссм2
Температура расчетная 60 °С
Сепаратор топливного газа
Диаметр внутренний 800 мм
Сепаратор непрерывной продувки
Давление расчетное 70 кгссм2
Температура расчетная 170 °С
Расширитель периодической продувки
Давление расчетное 60 кгссм2
Сепаратор-холодильник отбора проб
Поверхность теплообмена 03 м2
- в сепараторе и змеевике 400
- в холодильнике 100
Сепаратор-холодильник отбора проб
Поверхность теплообмена 03 м²
Давление расчетное кгссм²
- в сепараторе и змеевике 232
Давление расчетное 45 кгссм2
Емкость орошения колонны
по ТУ 3615-006-00220322-2000
Емкость для раствора хлорорганики
Емкость для этилмеркаптана
Давление расчетное 07 кгссм2
Емкость для приготовления раствора щелочи
Давление расчетное - гидростатическое
Давление расчетное - гидростатическое
Температура расчетная 50 °С
Емкость охлаждающей жидкости
Давление расчетное 40 кгссм2
Температура расчетная 70 °С
по ТУ 3615-023-00220322-2001
Давление расчетное до 07 кгссм2
Температура расчетная 80 °С
Температура расчетная 200 °С
Температура расчетная 230 °С
Давление расчетное 70 кгссм2
Емкость для антиокислителя
Емкость для ингибитора полимеризации
Емкость для деаэрированной воды
Давление расчетная 45 кгссм2
Емкость для раствора аммиака
Завод-изготовитель "СТАРОРУСХИММАШ
Ресивер воздуха на продувку двигателей компрессоров
Расширитель конденсата
Давление расчетное 35 кгссм2
Фильтр фракции 85-180 °С
Давление расчетное 60 кгссм2
Оборудование разное
Фильтр стабильного гидрогенизата
Температура расчетная 150 °С
Фильтр стабильного катализата
Фильтр топливного газа
Давление расчетное160 кгссм2
Фильтр жидкого топлива (мазута)
корпус – углеродистая сталь (09Г2С)
Давление расчетное 160 кгссм²
Фильтр природного газа
Давление расчетное 120 кгссм²
Температура расчетная 42°С
Одноступенчатый пароэжекторный насос
Давление (абс.) расчетное
Температура расчетная 300 °С
Одноступенчатый пароэжекторный насос
Давление (абс.) расчетное
Каркас – углеродистая сталь.
Барабан – сталь 20К-18.
Испарительные поверхности –
Пароперегреватель -15ХМ.
Паропроизводительность 256 тч
Давление пара на выходе из котла кгссм2: - расчетное 165
Температура газов °С:
- на входе в котел 550
- на выходе из котла 233
Температура пара °С:
Давление расчетное 500 кгссм²
Температура расчетная 208 °С
Деаэрационная установка
Производительность 50 тч
Давление расчетное 30 кгссм2
Температура расчетная 114 °С
- колонка деаэрационная
- устройство предохранительное
Корпус - сталь 20 Ст3сп5
Поверхность нагрева 2 м²
Пароводяной струйный аппарат
Внешний корпус и рабочее сопло – 08Х18Н9Т
Внутренний корпус – 20Х13
Давление расчетное 150 кгссм2
Пробоотборник катализатора реактора Р-301
Чертеж компании "UOP"
Температура расчетная 545 °С
Пробоотборник катализатора реактора Р-303
Чертеж компании "UOP
Смеситель газов регенерации и щелочи
Давление расчетное 200 кгссм2
Температура расчетная 280 °С
Прибавка к толщине стенок для компенсации коррозии 3 мм
Температура расчетная 250 °С
Печь предварительной
Тип: вертикально – цилиндрическая
№ 0148594-(15600)-540-ПГ-3
Продуктовый змеевик:
Змеевик четырехпоточный из труб 152 х 7 мм.
- секция радиации 32;
- секции конвекции 72.
Поверхность нагрева м2:
- секции радиации 115
- секции конвекции 103
Теплопроизводительность млн.ккалч:
Среднедопустимое теплонапряжение поверхности нагрева труб камеры радиации ккалм2 ч:
- начало цикла 24260;
- конец цикла 24775.
Средняя температура стенки труб камеры радиации °С:
Температура продукта °С:
- вход: начало цикла 285;
- выход: начало цикла 313;
Давление продукта кгссм2
Температура дымовых газов 0С:
- после секции радиации:
- после секции конвекции:
КПД % : - начало цикла 72
Гидравлическое сопротивление змеевика до 20 кгссм2
Печь отпарной колонны
Тип: коробчатая односекционная
№ 0148594-(15600)-540-ПГ-4
Змеевик – четырехпоточный из труб 152х7 мм.
- секция радиации 56;
- секции конвекции 84.
- секции радиации 252
- секции конвекции 144
Теплопроизводительность
Среднедопустимое теплонапряжение поверхности нагрева труб камеры радиации 26500. ккалм2 ч
Средняя температура стенки труб камеры радиации 244 °С
Давление продукта кгссм2 :
-после секции радиации 795
-после секции конвекции 485
Тип: вертикально - секционная
№ 0148594-(15600)-540-ПГ-5
Коллектора и перекидки в пределах печи:
Первая ступень нагрева П-3011
Змеевик – многопоточный из
- конвекция 152 х 6;
- секции конвекции 240.
Поверхность нагрева м2:
- секции радиации 253
- секции конвекции 849
- начало цикла 1207;
- начало цикла 19350
Гидравлическое сопротивление змеевика до 08 кгссм2.
Вторая ступень нагрева П-3012
Змеевик – многопоточный
Диаметр труб змеевика в:
Радиации 108 х 8 мм.
- секция радиации 88 (4 камеры);
Поверхность нагрева секции радиации 706 м2
- начало цикла 1701;
- начало цикла 24100
Гидравлическое сопротивление змеевика до 06 кгссм2.
Третья ступень нагрева П-3013
Змеевик – многопоточный;
Диаметр труб змеевика в радиации 108 х 8 мм.
- секция радиации 44 (2 камеры);
Поверхность нагрева секции радиации 353 м2
- начало цикла 22670
Гидравлическое сопротивление змеевика до 05 кгссм2.
Печь стабилизационной колонны К-301
№ 0148594-(15600)-540-ПГ-6
Змеевик – четырехпоточный из труб 152х6 мм.
- секция радиации 48;
- секции радиации 216
- секции конвекции 124
Среднедопустимое теплонапряжение поверхности нагрева труб камеры радиации 26300 ккалм2 ч
Средняя температура стенки труб камеры радиации 261°С
Температура дымовых газов °С:
- после секции радиации 795;
- после секции конвекции 490.
Печь регенерации адсорбента
№ 0148594-(15600)-540-ПГ-7
Высота 20800 (с учетом высоты дымовой трубы)
Змеевик – однопоточный из труб 108 х 5 мм.
Количество труб секции радиации 20 шт.
Поверхность нагрева секции радиации 39 м2
Теплопроизводителность млн.ккалч:
Средняя температура стенки труб камеры радиации °С:
Температура дымовых газов после секции радиации °С:
Гидравлическое сопротивление змеевика кгссм2:
Насос сырьевой гидроочистки
Производительность 1687 м3ч
Дифференциальный напор
Электродвигатель AMD 355L2R:
- исполнение EExdeIIBT4
- число оборотов 2983 обмин
Насос циркуляции нижнего продукта колонны К-201
Производительность 2966 м3ч
Электродвигатель 280 М:
- исполнение EExdeIIBT4
- число оборотов 1485 обмин
Насос подачи орошения в колонну К-201
ТКА 6380-Г-М-С 60СДН
Производительность 690 м3ч
Электродвигатель ВА-180S2:
- число оборотов 2940 обмин
Насос подачи гидрогенизата
НКВ 200370-Г-1б-С 80СДН
Производительность 1850 м3ч
Электродвигатель ВАО2-280L2:
- число оборотов 2961 обмин
Насос подачи нестабильного катализата
ТКА 21080-Г-б-С 60СДН
Производительность 1950 м3ч
Электродвигатель ВА-200L2:
Насос циркуляции нижнего продукта колонны К-301
Производительность 1925 м3ч
- число оборотов 2985 обмин
Насос подачи орошения колонны К-301
НКВ 210200-Г-2г-С 70СДН
Производительность 950 м3ч
Дифференциальный напор
Электродвигатель 3В-225М2:
- число оборотов 2970 обмин
Насос дозировочный подачи ССl4 при регенерации
Производительность 400 лч
Электродвигатель АИМЛ63А4У2.5:
- исполнение 1 ExdeIIBT4
- число оборотов 1350 обмин
Насос дозировочный подачи ССl4 при пуске
Производительность 05 лч
Электродвигатель АИМЛ63А4У2.5:
Насос дозировочный подачи ССl4 при нормальном режиме эксплуатации
Производительность 005 лч
Электродвигатель АИМ63А4У2.5:
Насос подачи воды на увлажнение системы
Производительность 06 лч
- на всасе гидростатическое
Насос подачи раствора щелочи
НКВ 210200-Г-1г-С БО-1
Производительность 1700 м3ч
Электродвигатель 2В-280S2:
- исполнение 1 ExdIIBT4
- число оборотов 2965 обмин
Насос подачи охлаждающей жидкости
ТКА 63125-Г-г-С 60СДН
Производительность 500 м3ч
Электродвигатель ВА180S2:
- число оборотов 2910 обмин
Насос откачки из дренажной емкости Е-308
НВ-Е 5050-30-В-55-У2
Электродвигатель ВА160М4:
- напряжение 380660 В
Насос откачки продукта из аварийной и факельной емкостей
Производительность 1200 м3ч
Электродвигатель ВА-180М2:
- число оборотов 2925 обмин
Насос дозировочный подачи этилмеркаптана
Производительность 360 лч
Электродвигатель АИМЛ80В4У2.5:
- исполнение 1ExdeIIBT4
- число оборотов 1395 обмин
Насос дозировочный подачи антиокислителя ЕС 3149А
Производительность 13 лч
Насос дозировочный подачи ингибитора полимеризации
Производительность 25 лч
Насос дозировочный подачи воды в секцию гидроочистки
Производительность 5000 лч
Электродвигатель ВА132S4У2.5:
- исполнение 1EXDIIBT4
- число оборотов 1440 обмин
Насос дозировочный подачи раствора аммиака в секцию гидроочистки
Производительность 230 лч
Электродвигатель АИМЛ80В4У2.5:
ТКА 32125-Г-г-С БО-1
Производительность 250 м3ч
Электродвигатель ВА-160S2:
- число оборотов 2928 обмин
Насос откачки продувочной воды котла из приямка
Производительность 36 м3ч
Электродвигатель АИМ90L4У2:
- исполнение нормальное
Насос подачи смазочного масла в компрессор
Производительность 16 м3ч
Электродвигатель АИР 80А4-У2:
- исполнение ExdIIBT4
- число оборотов 1450 обмин
Агрегат электронасосный центробежный циркуляционный
Колесо рабочее – СЧ-20
Электродвигатель 5А200L4У3:
- число оборотов 1470 обмин
Агрегат электронасосный центробежный питательный
Производительность 38 м3ч
Электродвигатель АИРМ200L2У2:
Насос подачи смазочного масла в компрессор ЦК-301
- на всасе гидростатическое
Насос раскачки химреагентов из бочек
Производительность 15 м3ч
F460-1EX_700W_n-v_46001004:
- исполнение II2GEExdeIICT6
Дымосос левого вращения
число оборотов 750600 обмин
Окончание таблицы 9.1
Компрессорное оборудование
Компрессор поршневой водородсодержащего газа
цилиндры– ковкий чугун поршневой шток – легированная сталь
Циркуляционный контур:
Производительность 25084 нм3ч
Давление (абс.) кгссм2
Производительность 8452 нм3ч
Электродвигатель AMB 560L14 ABAPM:
- число оборотов 420 обмин
Компрессор центробежный водородсодержащего газа
корпус – ASTM A266 CL 4
Производительность 213155 нм3ч
Электродвигатель CT 800 X4:
- исполнение ExPIIT3
2Краткая характеристика регулирующих и отсекающих клапанов
Место установки клапана
Обоснование выбора клапана
1 Регулирующие клапаны
(работает в контуре поз.PIRCAS 2270A)
Трубопровод азота в Е-201
Регулятор давления азота ("газовая подушка")
аварийных ситуаций при
отсутствии воздуха КИП
Трубопровод азота из Е-201
С-201 в топливную сеть ОЗХ
Регулятор давления ВСГ
(работает в контуре поз. PRC 2272)
Трубопровод газов регенерации (ВСГ) из С-201 на щит сброса
Регулятор давления газов регенерации (ВСГ)
(работает в контуре поз. PIRC 2273)
Трубопровод УВГ из Е-202 в топливную сеть установки
Регулятор давления УВГ
(работает в контуре поз. PIRC 3270)
Трубопровод ВСГ из С-301 в ОЗХ
(работает в контуре поз. PIRC 3271)
Трубопровод газов регенерации (ВСГ) из С-301 на щит сброса
(работает в контуре поз. PIRC 3272)
Трубопровод УВГ из Е-301 в топливную сеть установки
(работает в контуре поз. PIRC 3273)
Трубопровод азота (ВСГ) из С-303 на свечу
Регулятор давления азота (ВСГ) в С-303
Трубопровод азота в Е-307
Регулятор давления азота ("газовая подушка") в
(работает в контуре поз.PIRC 3274)
Трубопровод азота из Е-307 на факел
Трубопровод азота в Е-302 Е-303
Продолжение таблицы 9.2
(работает в контуре поз. PIRC 3275)
Трубопровод азота из Е-302 Е-303 на факел
(работает в контуре поз. PIRC 3276)
Трубопровод азота в Е-313 Е-314
Трубопровод азота из Е-313 Е-314 на факел
(работает в контуре поз. PIRC 3277)
Трубопровод азота в Е-315 Е-316
Трубопровод азота из Е-315 Е-316 на факел
Регулятор давления азота "газовая подушка") в
(работает в контуре поз. PIRCA 3278)
Трубопровод керосина от Н-30912 к Х-306
Регулятор уровня керосина в Е-307
(работает в контуре поз. FIRCA 2360)
Трубопровод сырья-фракции 85-180°С от Н-20112 в узел смешения
Регулятор расхода сырья-фракции
Н-20112 в узел смешения
(работает в контуре поз. FIRCA 2361)
Трубопровод ВСГ (газов регенерации) из С-201 в С-202.
Регулятор расхода ВСГ (газов регенерации) из С-201 в С-202
(работает в контуре поз. FIRC 2362)
Трубопровод воздуха на регенерацию в участок 2072 перед
Регулятор расхода воздуха на регенерацию перед С-202
(работает в контуре поз. FIRCA 2363)
Н-20312 в К-201 (Орошение К-201).
Регулятор расхода легкого бензина от
(работает в контуре поз. FIRCA 3360)
Трубопровод стабильного гидрогенизата от
Регулятор расхода стабильного гидрогенизата от Н-30112
(работает в контуре
Трубопровод водного раствора щелочи от
Регулятор расхода водного раствора щелочи
(работает в контуре поз. FIRCA 3361)
Трубопровод ВСГ от С-301 в С-203
Регулятор расхода ВСГ от С-301 в С-203
(работает в контуре поз. FIRC 3362)
Трубопровод воздуха на регенерацию в участок 3061 перед
Регулятор расхода воздуха на регенерацию перед С-302
(работает в контуре поз. FIRC 3363)
Трубопровод воздуха на регенерацию в участок 3064 перед
Регулятор расхода воздуха на регенерацию перед Р-303
(работает в контуре поз. FIRCA 3364)
Н-30412 в К-201 (орошение К-301).
Регулятор расхода орошения К-301
(работает в контуре поз. FIRC 3365)
Трубопровод азота к печи П-303
Регулятор расхода азота к печи П-303
(работает в контуре поз. FIRC 3366)
Трубопровод ВСГ к печи П-303
Регулятор расхода ВСГ к печи П-303
(работает в контуре поз. FIRC 3367)
Трубопровод ВСГ от ЦК-301 в Х-311
Регулятор расхода ВСГ от ЦК-301 в Х-311
(работает в контуре поз. LIRCAS 1414A)
Трубопровод стабильного гидрогенизата из
Х-202 в ОЗХ (при пуске)
Регулятор уровня стабильного гидрогенизата в К-201
(работает в контуре поз. LIRCAS 2460)
Трубопровод нестабильного гидрогенизата (водного раствора щелочи) из С-201
Регулятор уровня нестабильного гидрогенизата (водного раствора щелочи) в
(работает в контуре поз. LIRCAS 2461)
Трубопровод фракции 85-180 °С из ОЗХ в
Регулятор уровня фракции 85-180 °С в
(работает в контуре поз.LIRCAS 3460)
Трубопровод нестабильного катализата от
Регулятор уровня нестабильного катализата в
Трубопровод водного раствора щелочи из
Регулятор уровня водного раствора щелочи в С-301
(работает в контуре поз. LIRCAS 3461)
Трубопровод стабильного катализата от Х-302 в парк
Регулятор уровня стабильного катализата в кубе К-301
(работает в контуре поз. LIRCAS 3462)
Трубопровод нестабильной головки от Н-30412 в ОЗХ
Регулятор уровня нестабильной головки в Е-301
(работает в контуре поз. LIRCAS 3464)
Регулятор уровня водного раствора щелочи в Е-3053
Трубопровод сырья фракции 85-180 °С из ОЗХ в Е-201
отсутствии воздуха КИП
Трубопровод аварийного сброса сырья фракции
Трубопровод сырья фракции 85-180 °С от Н-20112 в тройник смешения
Трубопровод ВСГ из С-201 в топливную сеть ОЗХ
Трубопровод аварийного сброса нестабильного гидрогенизата из
Трубопровод нестабильного гидрогенизата из
Трубопровод аммиачной воды из
Трубопровод легкого бензина из С-202 на факел
Трубопровод легкого бензина из С-203 на факел
Трубопровод аварийного сброса стабильного гидрогенизата из
Трубопровод аварийного сброса УВГ из
Трубопровод аварийного сброса легкого бензина из
Трубопровод сероводородной воды из Е-202 в С-303
Трубопровод легкого бензина от Н-20312 в ОЗХ (при пуске)
Трубопровод аммиачной воды нестабильного гидрогенизата из
С-201 в аварийную емкость
Трубопровод ВСГ из С-301 в С-203
Трубопровод аварийного сброса нестбильного катализата из
Трубопровод легкого бензина из С-302 на факел
Трубопровод сернисто-щелочных стоков из С-303 в линию К9Н
Трубопровод аварийного сброса стабильного катализата из К-301
Трубопровод углеводородного газа из Е-301 в топливную сеть установки
Трубопровод аварийного сброса углеводородного газа из Е-301 на факел
Трубопровод аварийного сброса нестабильной головки из Е-301
Трубопровод стабильного катализата из
Трубопровод бензиновой фракции из Х-302 в линию некондиции
Трубопровод некондиции в парк
Трубопровод бензиновой фракции от Н-3111 в Х-304
Трубопровод бензиновой фракции от Н-3112 в Х-304
Трубопровод легких углеводородов из
Трубопровод ВСГ из С-303 на факел
Трубопровод сернисто-щелочных сточных стоков от
Трубопровод воздуха КИП из ОЗХ в
Трубопровод воздуха КИП из Е-3111 на установку
Трубопровод воздуха КИП из Е-3112 на установку
Трубопровод воздуха КИП из ОЗХ в Е-319
Трубопровод воздуха КИП из Е-319 на продувку электродвигателей компрессоров
Трубопровод ВСГ из Х-311 к дожимной
Трубопровод воды оборотной II-ой системы (В13) из
Трубопровод ВСГ из С-301 к П-303
Трубопровод аварийного сброса ВСГ из
Задвижка с электроприводом
Трубопровод стабильного гидрогенизата из печи П-202 в К-201
Трубопровод стабильного гидрогенизата на всасе Н-2021
Трубопровод стабильного гидрогенизата на всасе Н-2022
Трубопровод аварийного сброса ВСГ из С-301
Трубопровод ВСГ на выкиде ЦК-301
Трубопровод ВСГ на факел от ЦК-301
Трубопровод ВСГ на всасе ЦК-301
Трубопровод ВСГ на байпасе К-30212
Трубопровод на факел на циркуляционном контуре ПК-2011
Трубопровод на факел на циркуляционном контуре ПК-2012
Трубопровод на факел на дожимном контуре ПК-2011
Трубопровод на факел на дожимном контуре ПК-2012
На выкиде дожимного контура ПК-2011
На выкиде дожимного контура ПК-2012
На приеме циркуляционного контура
На выкиде циркуляционного контура
На приеме дожимного контура ПК-2011
На приеме дожимного контура ПК-2012
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕЧИ
(работает в контуре поз. TIRC 4163)
Трубопровод перегретого пара в
Регулятор температуры нагрева топливного газа после Т-311
(работает в контуре поз. TIRC 4164)
Регулятор температуры нагрева жидкого топлива после
(работает в контуре поз. PIRC 4288)
Трубопровод сброса топливного газа установки в заводское топливное кольцо
Регулятор давления топливного газа в линии сброса в заводское топливное кольцо
(работает в контуре поз. PIRCA 4289A)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам I ступени нагрева П-3011 печи П-301123
Регулятор давления жидкого топлива перед основными горелками
(работает в контуре поз. PIRC 4289B)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам I ступени нагрева
Регулятор давления перегретого пара на распыл жидкого топлива с коррекцией по давлению
жидкого топлива перед основными горелками I ступени нагрева П-3011 поз. PIRCA 4289А
(работает в контуре поз. PIRCA 4289C)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам I ступени нагрева П-3011 печи П-301123
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре газосырьевой смеси на выходе из I ступени нагрева П-3011 поз. TIRCA 4166А
(работает в контуре поз. PIRCA 4289D)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам камер № 23 II ступени нагрева
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре газопродуктовой смеси на выходе из камер №23 II ступени нагрева П-3012
(работает в контуре поз. PIRCA 4289E)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камер № 23 II ступени нагрева
(работает в контуре поз. PIRC 4289F)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам камер № 23 II ступени нагрева
Регулятор давления перегретого пара на распыл жидкого топлива с коррекцией по давлению жидкого топлива перед основными горелками камер № 23 II ступени нагрева П-3012 поз. PIRCA 4289Е
(работает в контуре поз. PIRCA 4289G)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам камер № 45 II ступени нагрева
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре газопродуктовой смеси на выходе из II ступени нагрева П-3012
(работает в контуре поз. PIRCA 4289H)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камер № 45 II ступени нагрева
(работает в контуре поз. PIRC 4289J)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам камер № 45 II ступени нагрева
Регулятор давления перегретого пара на распыл жидкого топлива с коррекцией по давлению жидкого топлива перед основными горелками камер № 45 II ступени нагрева П-3012 поз.
(работает в контуре поз. PIRCA 4289K)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам III ступени нагрева П-3013 печи П-301123
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре газопродуктовой смеси на выходе из III ступени нагрева П-3013 поз. TIRCА 4168А
(работает в контуре поз. PIRCA 4289L)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам III ступени нагрева П-3013 печи П-301123
(работает в контуре поз. PIRC 4289M)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам III ступени нагрева П-3013 печи П-301123
Регулятор давления перегретого пара на распыл жидкого топлива с коррекцией по давлению жидкого топлива перед основными горелками III ступени нагрева П-3013 поз.
(работает в контуре поз. PIRCA 4290A)
Шибер на дымоходе из печи П-201
Регулятор давления (разрежения) в печи
(работает в контуре поз. PIRCA 4291A)
Шибер на дымоходе из печи П-202
(работает в контуре поз. PIRCA 4292A)
Шибер на дымоходе из печи П-302
(работает в контуре поз. PIRC 4293)
Общий коллектор топливного газа установки после Т-311
Регулятор давления топливного газа установки
(работает в контуре поз. PIRC 4294)
Общий коллектор природного газа к пилотным горелкам печей
Регулятор давления природного газа
(работает в контуре поз. PIRC 4295A)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам печи П-302
Регулятор давления перегретого пара на распыл жидкого топлива с коррекцией по давлению жидкого топлива перед основными горелками печи
(работает в контуре поз. PIRCA 4295B)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам печи П-302
Регулятор давления жидкого топлива перед основными горелками
(работает в контуре поз. PIRCA 4295C)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам печи П-302
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре стабильного катализата на выходе из печи
П-302 поз. TIRCА 4162А
(работает в контуре поз. PIRCA 4296A)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам печи П-201
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре газосырьевой смеси на выходе из печи П-201 поз. TIRCА 4160А
(работает в контуре поз. PIRCA 4296B)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам печи П-201
(работает в контуре поз. PIRC 4296C)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам печи П-201
(работает в контуре поз. PIRC 4297)
На кольце трубопровода жидкого топлива к печам
Регулятор давления жидкого топлива в прямом коллекторе к печам
(работает в контуре поз. PIRCA 4298A)
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам печи П-202
(работает в контуре поз. PIRC 4298B)
Трубопровод перегретого пара на распыл жидкого топлива к основным горелкам печи П-202
(работает в контуре поз. PIRCA 4298C)
Трубопровод топливного газа установки к основным горелкам печи П-202
Регулятор давления топливного газа установки перед основными горелками с коррекцией по температуре стабильного гидрогенизата на выходе из печи П-202 поз. TIRCА 4161А
(работает в контуре поз. PIRCA 4299)
Трубопровод природного газа к основным горелкам печи П-303
Регулятор давления природного газа перед основными горелками с коррекцией по температуре ВСГазота на выходе из печи П-303 поз. TIRCА 4165А
(работает в контуре поз. FIRCA 4355)
Трубопровод стабильного гидрогенизата в печь П-202 (1 поток)
Регулятор расхода стабильного гидрогенизата в печь П-202
(работает в контуре поз. FIRCA 4356)
Трубопровод стабильного гидрогенизата в печь П-202 (2 поток)
(работает в контуре поз. FIRCA 4357)
Трубопровод стабильного гидрогенизата в печь П-202 (3 поток)
(работает в контуре поз. FIRCA 4359)
Трубопровод стабильного гидрогенизата в печь П-202 (4 поток)
Трубопровод стабильного катализата в печь
Регулятор расхода стабильного катализата в печь П-302
(работает в контуре поз. FIRCA 4360)
(работает в контуре поз. FIRCA 4361)
(работает в контуре поз. FIRCA 4362)
Трубопровод топливного газа к основным горелкам печи П-202
Трубопровод природного газа к пилотным горелкам печи П-202
Трубопровод жидкого топлива от основных горелок П-202
Трубопровод топливного газа к основным горелкам печи П-201
Трубопровод природного газа к пилотным горелкам печи П-201
Трубопровод жидкого топлива от основных горелок П-201
Трубопровод природного газа к пилотным горелкам печи П-303
Трубопровод топливного газа к основным горелкам печи П-302
Трубопровод природного газа к пилотным горелкам печи П-302
Трубопровод жидкого топлива от основных горелок П-302
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам печи
Трубопровод жидкого топлива от основных горелок П-301123
топливного газа к основным горелкам печи П-301123
природного газа к пилотным горелкам печи П-301123
Трубопровод природного газа к основной горелке печи П-303
Трубопровод топливного газа к основной горелке печи П-201
Трубопровод жидкого топлива к основной горелке печи П-201
Трубопровод топливного газа к основным горелкам I ступени нагрева
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам I ступени нагрева П-3011 печи
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №2
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №2
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №3
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №3
топливного газа к основным горелкам камеры №4
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №4
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №4
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №5
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №5
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №6
III ступени нагрева
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №6
Трубопровод топливного газа к основным горелкам камеры №7
Трубопровод жидкого топлива к основным горелкам камеры №7
Трубопровод конденсата топливного газа из С-304
Трубопровод топливного газа установки к печам
Трубопровод природного газа из ОЗХ к печам
Трубопровод жидкого топлива к печам
Трубопровод жидкого топлива от печей
Перемычка между прямым и обратным трубопроводами жидкого топлива
КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР. КОТЕЛЬНАЯ
(работает в контуре поз. TIRC 1160)
Регулятор температуры нагрева химочищенной воды
(работает в контуре поз. PIRC 1260)
Трубопровод перегретого пара перед PV 1261
Регулятор давления пара перед PV 1261
(работает в контуре поз. PIRCA 1261)
Трубопровод перегретого пара перед А-3021
Регулятор давления в
(работает в контуре поз. PIRC 1262)
Трубопровод перегретого пара после
Регулятор давления пара
(работает в контуре поз. FIC 1360)
Трубопровод непрерывной продувки на выходе из барабана котла-утилизатора
Регулятор расхода воды непрерывной продувки
Клапан с электро-приводом
(работает в контуре поз.LIRCAS 1465)
Трубопровод химочищенной воды перед А-303
Регулятор уровня в А-3021
(работает в контуре поз. LIRCAS 1467)
Узел питания. Трубопровод питательной воды.
Регулятор уровня в барабане котла
Узел питания. Байпасный трубопровод питательной воды.
Клапан с электро-привдом
Дымоход на выходе из дымососа Д-301
Трубопровод питательной воды в
Байпасный трубопровод главной паровой задвижки
Вентиль с электроприводом
Дренажный трубопровод парового коллектора КУ-301
Трубопровод непрерывной продувки котла КУ-301
Трубопровод аварийного слива из КУ-301
Трубопровод сброса пара из парового коллектора КУ-301
Котельная. Узел питания
Котельная. Байпасный трубопровод в узле питания
Котельная. Трубопровод питательной воды к КУ-301
Трубопровод котловой воды. Трубопровод нагнетания Н-3201
Трубопровод котловой воды. Трубопровод нагнетания Н-3202
Паропровод из КУ-301
(главная паровая задвижка)
Трубопровод котловой воды из котла. Трубопровод всасывающий Н-3201
Трубопровод котловой воды из котла. Трубопровод всасывающий Н-3202
ПАРОСНАБЖЕНИЕ. ВОДОСНАБЖЕНИЕ
(работает в контуре поз. LIRCA 1466)
Трубопровод конденсата водяного пара из Е-320
Регулятор уровня в Е-320
Трубопровод перегретого пара на паровую завесу печи П-201
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-201
Трубопровод перегретого пара на паровую завесу печи П-202
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-202
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из многопоточного змеевика печи П-202
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из первого потока змеевика печи П-202
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из второго потока змеевика печи П-202
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из третьего потока змеевика печи П-202
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из четвертого потока змеевика печи П-202
Противопожарный трубопровод на тепловую защиту колонны К-301
Трубопровод перегретого пара на завесу печи
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-3013
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-3012
Трубопровод перегретого пара в объем Радиантной камеры печи П-3011
Трубопровод перегретого пара в объем камеры конвекции печи
Трубопровод перегретого пара на завесу печи П-302
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-302
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из многопоточного змеевика печи П-302
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из первого потока змеевика печи П-302
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из второго потока змеевика печи П-302
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из третьего потока змеевика печи П-302
Трубопровод перегретого пара для эвакуации продукта из четвертого потока змеевика печи П-302
Трубопровод перегретого пара на завесу печи П-303
Трубопровод перегретого пара в объем печи П-303
Противопожарный трубопровод на тепловую защиту колонны К-201
МЕЖЦЕХОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
избыточного ВСГ с установки в
Регулирование давления в трубопроводе ВСГ
В случае прекращения подачи воздуха КИП открытие клапана предотвраще-ние роста давления. Требование правил
Трубопровод отдува ВСГ с установки в топливную сеть
Сброс избытка ВСГ в топливную сеть
В случае прекращения подачи воздуха КИП открытие клапана предотвраще-ние роста давления в системе циркулирую-щего ВСГ. Требование правил
Окончание таблицы 9.2
Трубопровод ВСГ с установки в общезаводской факельный коллектор
Регулирование давления в системе циркулирующе-го ВСГ
Трубопровод воздуха технологического высокого давления из общезаводской сети
Регулирование давления воздуха технологическо-го подаваемого на регенерацию катализатора
В случае прекращения подачи воздуха КИП закрытие клапана предотвраще-ние неконтро-лируемого роста температуры при выжиге катализатора. Требование правил
ПБ 09-540-03 п.6.3.5
Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата)
Расчетное давление защища-емого аппарата кгссм2
Опера-тивное (технологи-ческое) давление в аппарате кгссм2
Давление настройки предохра-нительного клапана кгссм2
Направление сброса предохранительного клапана с указанием противодавления
Трубопровод нагнетания насоса сырьевого гидроочистки
В сырьевую емкость Е-201
Трубопровод азота высокого давления
Сепаратор гидроочистки С-201
Трубопровод водородсодержащего газа в топливную сеть ОЗХ
Трубопровод нагнетания циркуляционного контура компрессора поршневого водородсодержащего газа ПК-20112
Сепаратор-холодильник отбора проб СХ-201 (трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Продолжение таблицы 9.3
Холодильник продуктов гидроочистки Х-201 (трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Трубопровод нагнетания дожимного контура компрессора поршневого водородсодержащего газа ПК-20112
Сепаратор на приеме дожимного контура компрессора
Трубопровод азота низкого давления
К-201 (участок 208-1)
Емкость орошения колонны К-201
К-201 поз. ХК-201 (трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Холодильник стабильного гидрогенизата
Х-202 (трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Трубопровод нагнетания насоса подачи гидрогенизата Н-30112
Сепаратор-холодильник отбора проб СХ-301
(трубопровод воды оборотной горячей
Холодильник отбора проб Х-307
Трубопровод нагнетания компрессора центробежного водородсодержащего газа ЦК-301
Холодильник продуктов риформинга Х-301
Х-311 (трубопровод воды оборотной горячей II системы)
Холодильник на антипомпажной линии Х-312 (трубопровод воды оборотной горячей II системы)
Колонна стабилизационная К-301
Емкость орошения колонны К-301
Холодильник стабильного катализата Х-302
Трубопровод от сепаратора риформинга С-301 в печь П-303
Сепаратор инертного газа С-303
Емкость охлаждающей жидкости Е-307
Холодильник инертного газа Х-303
Холодильник охлаждающей жидкости Х-306 (трубопровод воды оборотной горячей
Емкость для раствора хлорорганики Е-302 и емкость для этилмеркаптана Е-303
Емкость для антиокислителя Е-313 и емкость для ингибитора полимеризации Е-314
Емкость для деаэрированной воды
Е-315 и емкость для раствора аммиака Е-316
Трубопровод нагнетания насосов дозировочных подачи CCl4 Н-305123
В трубопровод на всасе насосов
Н-3051 Н-3052 Н-3053 – участок 316-2 (15 кгссм2)
Трубопровод нагнетания насоса дозировочного подачи этилмеркаптана Н-312
В трубопровод на всасе насоса
Н-312 – участок 215-2 (15 кгссм2)
Трубопровод нагнетания насоса дозировочного подачи антиокислителя ЕС3149А поз. Н-313
Н-313 – участок 317-2 (15 кгссм2)
Трубопровод нагнетания насоса дозировочного подачи ингибитора полимеризации ЕС3087А поз. Н-314
Н-314 – участок 318-2 (15 кгссм2)
Трубопровод нагнетания насоса дозировочного подачи воды в секцию гидроочистки
Трубопровод нагнетания насоса дозировочного подачи раствора аммиака в секцию гидроочистки Н-316
Н-316 – участок 319-2 (15 кгссм2)
Трубопровод деаэрированной воды Т91 на входе в емкость Е-315
Холодильник аварийного сброса
(трубопровод воды оборотной горячей I системы)
Холодильник дыхательной линии
(трубопровод горючих газов)
Ресивер воздуха КИП
Ресивер воздуха на продувку двигателей компрессоров Е-319
Трубопровод топливного газа установки к печам
Расширитель конденсата Е-320
Паропровод от котла-утилизатора КУ-301 после регулятора давления PV 1262
Трубопровод сернисто-щелочных сточных вод от насоса Н-308
В трубопровод на подаче в емкости Е-30512 – участок 314-9
Трубопровод на приеме дожимного контура компрессора ПК-2011
Трубопровод на приеме дожимного контура компрессора ПК-2012
Трубопровод на выкиде дожимного контура компрессора ПК-2011
Трубопровод на выкиде дожимного контура компрессора ПК-2012
Трубопровод на приеме циркуляционного контура компрессора
Трубопровод на выкиде циркуляционного контура компрессора
Выходной коллектор пароперегревателя котла-утилизатора
Сепаратор непрерывной продувки С-306
Окончание таблицы 9.3
Межцеховые трубопроводы
Трубопровод вывода избытка ВСГ в топливную сеть
Трубопровод вывода ВСГ с установки риформинга в топливную сеть
Воздух технологический высокого давления из общезаводской сети в коллектор воздуха регенерации катализатора

icon азот.dwg

азот.dwg
азота высокого давления Nº 18
Принципиальная схема разводки азота низкого
И63. Азот высоуого давления
Е-302; Е-303; Е-313;
И8. Азот низкого давления

icon Блок ёмкости Е-201 (принцип. схема).dwg

Блок ёмкости Е-201 (принцип. схема).dwg

icon блок гидроочистки.dwg

блок гидроочистки.dwg
YYY - позиция насоса.
Примечание: **** - номер позиции контура.
Таблица соответствия
Сернисто-щелочные стоки
Вода сетевая обратная
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
)кгссм2;минус35÷30°С
Производственная канализация
Вода оборотная горячая II системы
Вода оборотная охлажденная II ситемы
Вода оборотная горячая I системы
Вода оборотная охлажденная I системы
Конденсат водяного пара
Пар водяной перегретый
Пар водяной насыщенный
Воздух технологический на регенерацию
Азот низкого давления
)кгссм2;минус35 +44°С
СППКМР-25-100 (17с84нж)
СППК4Р-50-16 (17с6нж)
Aзот высокого давления
)кгссм2;минус35 44°С
Фракция 85-180°С из ОЗХ
СППК5Р-100-63 (17с16нж)
СППК4Р-150-16 (17с6нж)
СППК5Р-50-63 (17с16нж)
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
Газы регенерации в С-203
Водородсодержащий газ
Раствор щелочи в Е-3051
Водородсодержащий газ от ПК-2011
Нестабильный гидрогенизат в Т-202
Водородсодержащий газ в С-202
Газы регенерации на щит сброса
Водородсодержащий газ на щит сброса
Топливный газ со щита сброса
в топливную сеть ОЗХ
Этилмеркаптан от Н-312
Раствор щелочи от Н-308
Аммиачная вода от Н-315
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 5
Газы регенерации в С-202
Газы регенерации от ПК-2011

icon блок осушки ВСГ.dwg

блок осушки ВСГ.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 11
YYY - позиция насоса.
Примечание: **** - номер позиции контура.
Таблица соответствия
Позиция задвижки электрической
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
Керосин из парка установки
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
Примечание: 1. Cхема раскачки из бочки см. схему 13
Сернисто-щелочные стоки в ОЗХ
СППК4Р-50-16 (17с6нж)
Сероводородная вода из Е-202
Водородсодержащий газ из С-301
Раствор щелочи из С-201
Раствор щелочи в СМ-201
Раствор щелочи к ВХ-3011÷6
Раствор щелочи из С-301
Водородсодержащий газ в С-302
Газы регенерации из С-301
Газы регенерации в С-302

icon воздух КИП.dwg

воздух КИП.dwg
осушенного для КИП и А Nº 16
Принципиальная схема разводки воздуха
в узел подачи реагентов
к приборам КИП в компрессорой
на продувку двигателей
Вс. Воздух осушенный для КИП и А

icon воздушные холодильники.dwg

воздушные холодильники.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 9
Комплектная поставка DRESSER-RAND
СППК4Р-25-40(17с25нж)
СППК4Р-150-40 (17с21нж)
СППК4Р-50-16(17с6нж)
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
Водородсодержащий газ из С-201
Водородсодержащий газ к Т-301
Газопродуктовая смесь от Т-301
Газы регенерации из С-201
Водородсодержащий газ к С-203
Водородсодержащий газ в дожимную
Раствор щелочи в Е-3051
Водородсодержащий газ от К-3021
Нестабильный катализат к Н-3021
Водородсодержащий газ в П-303
Водородсодержащий газ в ОЗХ
Водородсодержащий газ к К-3021
Раствор щелочи от Н-308
Газы регенерации к К-3021
Газы регенерации от К-3021
Газы регенерации к Т-301
Газы регенерации от Т-301
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
компрессорную установки Nº 13

icon вспомогательные узлы.dwg

вспомогательные узлы.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 12
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
)кгссм2;минус35÷30°С
Таблица соответствия
Примечание: **** - номер позиции контура.
YYY - позиция насоса.
Некондиционный пролдукт
Конденсат водяного пара
Углерод четыреххлористый
Этилмеркаптан к Р-201
Аммиачная вода к 204-2
СППКМР-25-100 (17с84нж)
)кгссм2;минус 35÷30°С
Примечания: 1. Схема раскачки из бочки см. схему 13
Дренаж нефтепродуктов
гидрост.кгссм2;до80°С
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
Врезка непосредственно
СППК4Р-50-16 (17с6нж)
СППК4Р-50-63 (17с89нж)
Сбросы от предохранительных клапанов
Сбросы горючих газов на факел
Опломбировать в открытом

icon гидроочистка (принцип. схема).dwg

гидроочистка (принцип. схема).dwg
Принципиальная схема блока 2 - реакторного блока гидроочистки

icon данные по водопотреблению и водоотведению.dwg

данные по водопотреблению и водоотведению.dwg
в сумме не учитываются как не
Требования к качеству оборотной воды :
жесткость карбонатная до 5 мг эквл; жесткость некарбо-
Остальные показатели в соответствии с требованиями к
II-й системы: нефтепродукты до 5 мгл; взвешенные вещества до 15 мгл;
натная до 15 мг эквл; БПКполн до 25 мг О л; рН 7-8
БПКполн до 15 мг О л.
качеству воды I-й системы.
I-й системы: нефтепродукты до 25 мгл; взвешенные вещества до 25 мгл;
общее солесодержание до 2000 мгл
в том числе сульфатов
совпадающие по времени.
Данные по производственному водопотреблению и водоотведению
- катализатора гидроочистки
- катализатора риформинга
Пропарка оборудования секции 200
Холодильник стабильного гидрогенизата
Итого в ремонтный период
непрерывной продувки (опорожнение)
Пропарка оборудования секции 300
Сепаратор и теплообменник
Промывка системы регенерации
Дождевые сточные воды
Итого в режиме регенерации:
III Ремонтный период (2 раза в год с учетом аварии)
Холодильник-конденсатор верхнего
Холодильник продуктов риформинга
Холодильник стабильного катализата
- отработанная аммиачная вода
Холодильник продуктов гидроочистки
Компрессор поршневой (дожимной
продукта колонны К-301
Сепаратор гидроочистки
водородсодержащего газа)
продукта колонны К-201
Сепаратор-холодильник отбора проб
Холодильник охлаждающей жидкости
- отработанный раствор NaOH
Холодильник дыхательной линии
Компрессор-циркуляционный
ХОВ и деаэрированной воды
Холодильник отбора проб
каталитического риформинга
Сепаратор инертного газа
Холодильник аварийного сброса
Холодильник инертного газа
Холодильник отбора проб котловой воды
Теплообменник непрерывной продувки
Компрессор поршневой (циркуляционный
Итого в режиме реакции
предварительной гидроочистки)
Насос циркуляционный НКУ-250
- утечки из сальников
Расширитель периодической
Емкость для щелочи при регенерации:
Компрессор циркуляциоонный
Холодильник отбора проб пара
II Режим регенерации (1 раз в 2 года)
резервного агрегата)
поз. Н-318 (включение
перекачиваются насосом
Основные показатели по системам водоснабжения
- здание операторной (ч. N 0148594-540-ВК)
- сеть охлажденной оборотной воды В10
- сеть охлажденной оборотной воды В12
Канализация сернисто-щелочных сточных вод К9Н
- раковина самопомощи в узле приготов-
Канализация промдождевая К3:
- производственные сточные воды
- дождевые сточные воды
Хоз-бытовая канализация К1:
- сеть горячей оборотной воды В11
II-я система оборотного водоснабжения:
- сеть горячей оборотной воды В13
Наименование системы
Хоз-питьевой водопровод В1:
I-я система оборотного водоснабжения:
Расчетный расход воды
Экспликация продуктов
Сернисто-щелочные сточные воды
Вода оборотная охлажденная
Вода оборотная горячая
Хоз-питьевой водопровод
Промдождевые сточные воды
Противопожарный водопровод В2
(ч. N 0148594-540-НВК)
(периодическая промывка)
Калориферы вентиляционных систем
по ч. N0148594-540-ОВ
Антипомпажный холодильник
Горелки В 865 печи регенерации
Данные по производственному водопотреблению
Вода на противопожарную защиту

icon дренаж нефтепродуктов.dwg

дренаж нефтепродуктов.dwg
Принципиальная схема разводки дренажа Nº 14
Дренаж нефтепродуктов

icon зоны разрушения.dwg

зоны разрушения.dwg
ПМП-(07697)-(Э.об)-TM.СХ
Рег. N ГС-1-77-01-26-0-7816052687-014446-1 от 19.12.2003г. на проектирование зданий и сооружений I и II уровней
Лицензия ГК РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу Д 394390
48594-(15600)-540-ТМ
ООО"ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка
48594-(15600)-540-ТМ9.2
Лицензия Д 042763 ГК РФ по строительству и жилищно - коммунальному комплексу
N ФЛЦ 0176510 от 20.11.2000 г.на проектирование зданий и сооружений II уровня
мероприятия ) Госгортехнадзор СССР
( Перечень производств
которых должны разрабатываться специальные
ВЕЛИЧИНА РАДИУСА (м)
Компоновка оборудования с радиусами зон разрушения

icon компоновка оборудования.dwg

компоновка оборудования.dwg

icon отпарная колонна (принцип. схема).dwg

отпарная колонна (принцип. схема).dwg
48594-(15600)-540-ОПЗ
Принципиальная схема блока 3 - блока отпарной колонны
из блока 2 (от С-201)

icon отпарная колонна.dwg

отпарная колонна.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 7
от поз. LIRCASHL2414A
Таблица соответствия
Примечание: **** - номер позиции контура.
YYY - позиция насоса.
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
СППК4Р-50-16 (17с6нж)
СППК4Р-150-16 (17с6нж)
Сероводородная вода в сепаратор С-303
Стабильный гидрогенизат в ОЗХ
Легкий бензин в ОЗХ (при пуске)
Стабильный гидрогенизат к Н-3011
в топливную сеть установки
Нестабильный гидрогенизат из С-201

icon П-201, П-302.dwg

П-201, П-302.dwg
(15.0)кгссм2;220(300)°С
(16)кгссм2;110(130)°С
Жидкое топливо от печей
Жидкое топливо к печам
Природный газ из ОЗХ к пилотным горелкам
Топливный газ установки к печам
Топливный газ установки
горелкам печей П-202
Природный газ из ОЗХ к пилотным
Стабильный катализат в К-301
Стабильный катализат из К-301
Газосырьевая смесь гидроочистки из Т-201
Газосырьевая смесь гидроочистки в Р-201
Жидкое топливо от печи
(16.0)кгссм2;110(130)°С
5(16.0)кгссм2;110(130)°С
К узлу утилизации тепла дымовых газов
печи П-303 см. схему 19
Природный газ из ОЗХ к основным горелкам
Природный газ из ОЗХ к основным
горелкам печи П-303 см. схему 21
Обвязка сканера пламени
Позиция отсечного клапана
Примечание: **** - номер позиции контура.
Таблица соответствия
на основной горелке печи
на пилотной горелке печи
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13
Схема технологическая обвязки печей П-201

icon П-301.dwg

П-301.dwg
(15.0)кгссм2;220(300)°С
(16)кгссм2;110(130)°С
Топливный газ установки
Жидкое топливо к печи П-301
Жидкое топливо от печи П-301
Газопродуктовая смесь из Р-301
Газопродуктовая смесь в Р-302
Газосырьевая смесь в Р-301
К узлу утилизации тепла дымовых газов
II ступень риформинга
I ступень риформинга
III ступень риформинга
Природный газ из ОЗХ к пилотным горелкам
из Т-301 см. схему 8
Газосырьевая смесь риформинга
Газопродуктовая смесь из Р-302 см. схему 8
Газопродуктовая смесь в Р-303 см схему 8
Обвязка сканера пламени
Таблица соответствия
на пилотной горелке печи
на основной горелке печи
Примечание: **** - номер позиции контура.
Позиция отсечного клапана
Схема технологическая обвязки печи П-301 с КИПиА N22
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13

icon П-303, П-202.dwg

П-303, П-202.dwg
Природный газ из ОЗХ к пилотным горелкам
Топливный газ установки
Жидкое топливо к печам
Жидкое топливо от печей
(16.0)кгссм2;110(130)°С
Стабильный гидрогенизит в К-201
Жидкое топливо от печей
печи П-301 см. схему 22
к печи П-301 см. схему 22
5(8)кгссм2;минус35 +44°C
К узлу утилизации тепла дымовых газов
Природный газ из ОЗХ к основным горелкам
Стабильный гидрогенизит из К-201
печи П-303 см. схему 20
Обвязка сканера пламени
Таблица соответствия
на пилотной горелке печи
на основной горелке печи
Примечание: **** - номер позиции контура.
Позиция отсечного клапана
см. ч. 0148594-(15600)-540-ПГ лист 4
Схема технологическая обвязки печей П-202
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13

icon пароснабжение.dwg

пароснабжение.dwg
(15)кгссм2;164 192(200)°C
(17)кгссм2;250(260)°C
Перфорированная труба
(15)кгссм2;200 220(300)°C
13(15)кгссм2;200..250(300)°C
СППК4Р-25-40(17с25нж)
13(15)кгссм2;200 250(300)°C
Для эвакуации продукта
Перфорированная труба Dy80
СППК4Р-200-16(17с17нж)
условный диаметр трубопровода
)кгссм2;133 143(143)°C
Условное обозначение трубопроводов
обозначение трубопровода
максимальное давление
Dу50;8(10)кгссм ;100(150)°C
максимальная температура
Примечание: **** - номер позиции контура.
Позиция электрозадвижки
Таблица соответствия
Условные обозначения
Переход на другую схему
Вход (выход) на (за) границу(цы) блока
Примечание: условные обозначения КИП см л.
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13
принципиальная с КИП и А N 26
Схема теплоснабжения

icon план взрывоопасных зон. Разрезы.dwg

план взрывоопасных зон. Разрезы.dwg
Узел подачи реагентов
План постамента на отм. +6.600 1:400
План постамента на отм. +13.200 1:400
Условные обозначения:
План взрывоопасных зон
План врывоопасных зон. Разрезы
План взрывоопасных зон. Постамент

icon план противопожарной защиты.dwg

план противопожарной защиты.dwg
автоматический извещатель пожарный пламени (инфракрасное излучение)
извещатель пожарный ручной
оповещатель пожарный звуковой
автоматический извещатель пожарный тепловой
автоматический извещатель пожарный дымовой
автоматическая установка газового пожаротушения
станция газового пожаротушения
прибор приемно-контрольный системы пожарной сигнализации "Сигнал-20П
огнетушитель передвижной углекислотный
установка паротушения с ручным пуском
огнетушитель передвижной порошковый
огнетушитель переносной углекислотный
узел для присоединения пожарных рукавов с соединительной
установка паротушения с автоматическим пуском
м3 с песком и совковой лопатой
пожарной головкой ГМ-80
огнетушитель переносной порошковый
Условные обозначения
Планы постамента на отм. +6.600; +13.200
на отм. +6.000; +6.600
Ввод противопожарного
переговорное устройство громкоговорящей связи
прибор контроля и управления системы пожарной сигнализации "С 2000
прибор приемно-контрольный и управления АУГП "С 2000-АСПТ
План противопожарной защиты

icon поршневые компрессора.dwg

поршневые компрессора.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 6
Таблица соответствия
Примечание: **** - номер позиции контура.
СППК4Р-50-40 (17с21нж)
Водородсодержащий газ от С-301
На схеме приведена обвязка компрессоров ПК-2011
Условные обозначения КИП и А см схему 13
СППК4Р-50-16 (17с6нж)
СППК5Р-50-63 (17с16нж)
Водородсодержащий газ в участок 203-1
Пусковой водородсодержащий газ
Водородсодержащий газ от С-201
Газы регенерации от С-201
Газы регенерации в участок 203-1
СППК4-50-40 (17с23нж)
СППК4-50-40нж (17нж14нж)
СППК4-50-63нж (17нж85нж)

icon реакторный блок риформинга.dwg

реакторный блок риформинга.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 8
YYY - позиция насоса.
Примечание: **** - номер позиции контура.
Таблица соответствия
Конденсат водяного пара
от поз. LIRCASHL2414A
Углерод четыреххлористый
Водородсодержащий газ от ЦК-301
Газопродуктовая смесь к ВХ-3011-6
СППК4Р-80-40 (17с21нж)
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
Пусковая линия к Т-302
Стабильный гидрогенизат от Т-202
Газы регенерации от ЦК-301
Газы регенерации к ВХ-3011-6
Условные обозначения КИП и А см. схему 13

icon рессиверы воздуха КИП.dwg

рессиверы воздуха КИП.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 13
Цифровая линия связи (связь между модулями верхнего уровня системы
управления: между РСУ и ПАЗ
соотношение между параметрами и т.д.)
Графические условные обозначения К и А
Электрическая линия связи (осуществляется с помощью кабелей)
установленные по месту
установленные на щите
Логическое управление
Отсечной или регулирующий клапан
Клапан (задвижка) с электроприводом
Электропневмопозиционер
Схема раскачки из бочки
Воздух на продувку компрессора
)кгссм2;минус35÷30°С
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
)кгссм2;минус35÷44°С

icon Риформинг (принцип. схема).dwg

Риформинг (принцип. схема).dwg
Принципиальная схема блока 4 - реакторного блока риформинга
из блока 3 (от Е-202)

icon сбросы на факел.dwg

сбросы на факел.dwg
на факел и жидкостного сброса на факел Nº 15
Принципиальная схема разводки горючих газов
а. Жидкостной сброс на факел
Сброс горючих газов на факел

icon стабилизация (принцип. схема).dwg

стабилизация (принцип. схема).dwg

icon стабилизация.dwg

стабилизация.dwg
Технологическая схема и схема КИП и А Nº 10
Таблица соответствия
Примечание: **** - номер позиции контура.
YYY - позиция насоса.
Условные обозначения КИП и А см. схему 13
от поз. LIRCASHL3460
Некондиционный продукт от Н-310
Некондиционный продукт в парк
Нестабильная головка в ОЗХ
топливную сеть установки
Углеводородный газ в
СППК4Р-50-40 (17с21нж)
СППК4Р-25-40 (17с25нж)
Стабильный катализат в парк
СППК4Р-150-40 (17с21нж)
Пусковая линия от Н-3011
Нестабильный катализат из С-301

icon таблица вводов и выводов.dwg

таблица вводов и выводов.dwg
Конденсат водяного пара
Пар водяной перегретый
Пар водяной насыщенный
Азот низкого давления
Азот высокого давления
охлажденная IIсистемы
охлажденная Iсистемы
гидроочистки (отдув)
Природный газ из ОЗХ
Пусковой водородсодержащий
Воздух технологический
Водородсодержащий газ
Осушенный водородсодержащий
Охлаждающая жидкость прямая
Охлаждающая жидкость обратная
Линия сброса горючих
Некондиционный продукт
Жидкое топливо (мазут)
Стабильный гидрогенизат
Сернисто-щелочные стоки
Стабильный катализат
Таблица вводов и выводов

icon Тех. воздух, аварийный сброс.dwg

Тех. воздух, аварийный сброс.dwg
технологического на регенерацию
аварийного сброса Nº 17
Принципиальная схема разводки воздуха технического
Вр. Воздух технологический на регенерацию
В. Воздух технический

icon топливо.dwg

топливо.dwg
Условное обозначение трубопроводов
условный диаметр трубопровода
обозначение трубопровода
расчетная температура
Схема технологическая топливоснабжения с КИПиА N 19
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13
Топливный газ установки к печам
Природный газ из ОЗХ к пилотным горелкам печей
(16.0)кгссм2;110(130)°С
5(15.0)кгссм2;200 220(300)°С
(16.0)кгссм2;37(50)°С
(16.0)кгссм2;70(80)°С
0(16.0)кгссм2;80(100)°С
0(16.0)кгссм2;37(50)°С
(8.0)кгссм2;минус35 +44°С
Жидкое топливо от печей
Жидкое топливо к печам
Природный газ из ОЗХ
Углеводородный газ из Е-202
Азот изкого давления на продувку
Пар водяной перегретый
Конденсат топливного газа
Природный газ из ОЗХ к основным горелкам
печи П-303 см. схему 20
Углеводородный газ из Е-301

icon Утилизация тепла.dwg

Утилизация тепла.dwg
(15)кгссм2;200 220(300)°C
(17)кгссм2;200(206)°C
(25)кгссм2;100(114)°C
Входной коллектор первой испарительной
Выходной коллектор первой испарительной
На пусковой разогрев
Таблица соответствия
Вентили с электроприводом
Примечание: **** - номер позиции контура.
От поз. LIRCASHL1467
котла-утилизатора КУ-301
Отбор пробы котловой воды
Пар водяной перегретый
котлу-утилизатору КУ-301
от котла-утилизатора КУ-301
Вода непрерывной продувки
(17)кгссм2;250(260)°C
(15)кгссм2;188 232(300)°C
(15)кгссм2;180(250)°C
Вода питательная в Е-315
Переход на другой лист схемы
У с л о в н ы е о б о з н а ч е н и я
Dy50 Первоначальное заполнение
обозначение трубопровода
максимальная температура
Dу50;8(10)кгссм2;100(150)°C
максимальное давление
условный диаметр трубопровода
Позиция электрозадвижки
Условное обозначение трубопроводов
Вода котловая к Н-3201
от шламоуловителя К-3011
Непрерывная продувка в С-306
Входной коллектор третьей испарительной
Выходной коллектор третьей испарительной
Входной коллектор левого блока
Выходной коллектор левого блока
Выходной коллектор правого блока
Входной коллектор правого блока
Входной коллектор второй испарительной
Выходной коллектор второй испарительной
Входной коллектор экономайзера (левый)
Выходной коллектор экономайзера (левый)
Выходной коллектор экономайзера (правый)
Входной коллектор экономайзера (правый)
-я испарительная ступень
технологических печей
15(15)кгссм2;200 250(300)°C
Примечание: условные обозначения КИП см. схему 13
принципиальная с КИП и А N 25
Схема котельной принципиальная с КИП и А N 23
Схема котла-утилизатора принципиальная с КИП и А N 24
Схема дымовых газов котла-утилизатора
up Наверх