Анализ оборудования блока стабилизации бензина установки каталитического риформинга

Уголок.cdw

Р 8 Отходы.doc

8. ОТХОДЫ ОБРАЗУЮЩИЕСЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ СТОЧНЫЕ ВОДЫ ВЫБРОСЫ В
АТМОСФЕРУ МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ
1. Твердые и жидкие отходы
Твердых и жидких отходов в процессе эксплуатации блока каталитического
риформинга и гидроочистки дизельного топлива установки «ЖЕКСА » не
№ Наименование КоличестУсловия Перио-дичМесто Установленная При-м
ппстока во (метод) ность сброса норма содержания ечани
образующликвидациисбросов загрязнений в е
Вода из 5 нефтеловушпостоян-нв --
колонны С-302 ка о промкана
Вода с котлов9 нефтеловушпостоян-нв --
В-612 В-613 лизацию
Оборотная 20 нефтеловушпостоян-нв --
вода для ка о промкана
захолаживания лизацию
Оборотная 6 нефтеловушпостоян-нв --
Общее 40 НСБ 1 постоян-нв 1. нефтепродукт –
количество о промкана200
стоков: лизацию 2. фенол – отс.
3. Выбросы в атмосферу
Наименование Количество Условия Периоди-чноУстановленнаяПри-ме
сброса образования ликвидации сть норма ча-ние
выбросов по обезвреживаниявыбросов содержания
видам тгод утилизации загрязнений в
Технологические печи:
F-101 F-102 F-201 F-202 F-203 F-301 F-501 через дымовую трубу
- диоксид 145341 рассеивание в при работе 41371
азота (5257) атмосфере установки
- оксид азота 59566 рассеивание в при работе 16569
(2155) атмосфере установки
- окись 196419 рассеивание в при работе 55906
углерода (7104) атмосфере установки
- серы диоксид96993 рассеивание в при работе 27607
(3508) атмосфере установки
- метан 50981 рассеивание в при работе 14567
(1844) атмосфере установки
- бензопирен 0000195 рассеивание в при работе 60*10-5
(71*10-6) атмосфере установки
Печь подогрева азота F-210 через дымовую трубу
- диоксид 9175 рассеивание в при работе 43857
азота (0332) атмосфере установки
- оксид азота 3760 рассеивание в при работе 17966
(0136) атмосфере установки
- окись 2212 рассеивание в при работе 10568
углерода (0080) атмосфере установки
- серы диоксид6938 рассеивание в при работе 6737
(0251) атмосфере установки
- метан 0354 рассеивание в при работе 1717
(0013) атмосфере установки
- бензопирен 0000014 рассеивание в при работе 70*10-5
(50*10-7) атмосфере установки
Регенерация катализатора ( блок каталитического риформинга)
- окись 7128 рассеивание в в период 99*103
углерода (8251) атмосфере регенерации
- серы диоксид1906 рассеивание в 27*103
Регенерация катализатора ( блок гидроочистки дизельного топлива)
- окись 8565 рассеивание в в период 32*103
углерода (9913) атмосфере регенерации
- серы диоксид2290 рассеивание в 12*104
Технологическая площадка
Компрессорная 2 этаж. (вентилятор вытяжной Z-652 )
- бензин 26379 рассеивание в при работе 86491
н.м.с. (0945) атмосфере установки
- сероводород 0134 0453
Компрессорная 1 этаж. (вентилятор вытяжной Z-653 )
- бензин 18785 рассеивание в при работе 61559
н.м.с. (0679) атмосфере установки
Насосная секции 200
-Трихлорэтилен0521 рассеивание в при работе 1723
(0019) атмосфере установки
Насосная секции 300
МЭА 0018 рассеивание в при работе 0091
(0001) атмосфере установки
Неорганизованные выбросы блока каталитического риформинга
- бензин 885285 рассеивание в при работе не
н.м.с. (35020) атмосфере установки нормируется
- сероводород 0204 не
-трихлорэтилен1132 не
Неорганизованные выбросы блока гидроочистки дизельного топлива.
- МЭА 27569 рассеивание в при работе не
(0997) атмосфере установки нормируется
- сероводород 0050 не
4. Нормы и требования ограничивающие вредное воздействие процессов
производства и выпускаемой продукции на окружающую среду
Основными источниками загрязнения атмосферы на комбинированной
установке являются неорганизованные выбросы через возможные неплотности
Аварийные выбросы с предохранительных клапанов аппаратов и
трубопроводов направляются в общезаводскую факельную систему.
Для сокращения неорганизованных выбросов через неплотности от
технологического оборудования и средств перекачивания продуктов
предусмотрены следующие мероприятия:
- ведение технологического процесса в герметично закрытой аппаратуре;
- система контроля содержания пожароопасных и токсичных веществ в
оборотной воде (газоанализаторы на выходе оборотной воды с установки);
- продувка инертным газом (азотом) технологического оборудования и
трубопроводов перед ремонтом;
- пропарка технологического оборудования и трубопроводов перед
плановым остановом и ремонтом;
- применение замкнутой системы циркуляции охлаждающей (оборотной воды)
воды в теплообменном и насосно-компрессорном оборудовании;
- сбор технологических и ливневых стоков в систему промышленной
канализации с последующей очисткой на очистных сооружениях предприятия;
- сбор отработанных реагентов (катализаторов) масел и отгрузка их
Контроль за наличием взрывоопасных продуктов в воздухе рабочей зоны
осуществляется непрерывно сигнализаторами довзрывных концентраций и
сигнализаторами по ПДК установленными на наружных установках и в помещении
компрессорной согласно правил ТУ-газ-86.
Предусмотрен также комплекс организационно-технических мероприятий
направленных на снижение загрязнений атмосферы выбросами загрязняющих
веществ основные из которых:
- организация процесса по непрерывному циклу;
- установка основного оборудования на полную мощность без резерва на
открытых площадках за исключением компрессоров и насосов;
- все технологические системы и узлы после монтажа и ремонта проходят
обязательное испытание на герметичность;
- применение для перекачивания легковоспламеняющихся и горючих
жидкостей насосов с двойным торцовым уплотнением.

1 Литературный обзор.docx

Для осуществления современных технологических процессов в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности требуются высокоэффективные аппараты к которым предъявляются высокие требования по экономичности надежности технологичности и эргономичности. Одним из этапов реализующих данные требования в части обеспечения их надежной работы является этап связанный с конструированием аппаратов и машин.
Основная цель выпускной квалификационной работы заключалась в изучении оборудований входящих в блок стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций а именно колонного аппарата и теплообменного аппарата.
Объектом проектирования явились стабилизационная колонна и теплообменный аппарат блока стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
При выполнении данной работы были использованы правила методы выбора и расчета на прочность элементов теплообменных и колонных аппаратов. Были определены конструктивные размеры колонного и теплообменного аппарата.
1 Назначение процесса каталитического риформинга и его сущность
Бензиновые фракции получаемые прямой перегонкой нефти на установках АВТ а также бензиновые фракции образующиеся при коксовании нефтяных остатков при термическом крекинге и пиролизе характеризуются малой детонационной стойкостью имеют низкие октановые числа (40-66 пунктов по моторному методу). Такие бензиновые фракции необходимо подвергать риформированию преобразованию с целью увеличения октанового числа или смешению с высокооктановыми фракциями.
Антидетонационные свойства бензинов обусловливаются в основном их химическим составом. Как известно нефтяные бензиновые фракции состоят из трех основных групп углеводородов: парафиновых и изопарафиновых нафтеновых и ароматических. Наименьшим октановым числом обладают парафиновые углеводороды нормального строения наибольшим изопарафиновые и ароматические а нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение.
Каталитический риформинг предназначен для превращения низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые которые используют в качестве компонента при приготовлении товарных бензинов. Сущность каталитического риформинга заключается в ароматизации бензиновых фракций протекающей в результате реакций каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в связи с чем октановое число значительно возрастает.
2 Химические основы процесса
В результате реакций протекающих на бифункциональных катализаторах риформинга происходит глубокое изменение углеводородного состава бензиновых фракций. Основным и важнейшим направлением процесса каталитического риформинга является ароматизация нафтеновых углеводородов. В процессе риформирования на катализаторе протекают следующие реакции углеводородов:
- дегидрирование нафтеновых углеводородов;
- дегидроциклизация.
Гидрокрекингу подвергаются парафиновые и в меньшей степени нафтеновые углеводороды. Гидрокрекинг парафинов идёт в несколько стадий через образование и распад карбоний-ионов. Среди продуктов реакции преобладают пропан и более высокомолекулярные парафиновые углеводороды.
Гидрокрекинг протекает на кислотных центрах катализатора однако начальная и конечная стадии процесса образование олефинов и гидрирования продуктов распада протекают на металлических участках катализатора которым свойственна дегидрирующая функция.
В некоторых случаях например при пуске установки на неосерненном катализаторе заметное значение приобретает реакция гидрогенолиза парафиновых углеводородов приводящая в отличие от гидрокрекинга к преимущественному образованию лёгких парафиновых углеводородов особенно метана.
Гидрогенолиз протекает на металлических центрах катализатора. Разрыв углерод - углеродных связей при гидрогенолизе метилциклопентана и в меньшей степени его гомологов приводит к образованию парафиновых углеводородов.
Изомеризация парафиновых углеводородов на катализаторах риформинга протекает через промежуточную стадию образования карбоний-ионов. В условиях риформинга изомеризация приводит к образованию малоразветвлённых изомеров.
Дегидрирование алкилциклогексанов является конечной стадией образования ароматических углеводородов.
Дегидроциклизация парафиновых углеводородов протекает через промежуточную стадию образования алкилциклопентанов и алкилциклогексанов с последующим дегидрированием алкилциклогексанов:
В условиях риформинга протекают также реакции практически не влияющие на выход основных продуктов реакции но оказывающие существенное воздействие на активность и стабильность работы катализатора. К ним относятся реакции распада сернистых азотистых хлорсодержащих соединений а также реакции приводящие к образованию кокса на катализаторе.
3 Основные технологические параметры процесса
Повышение температуры процесса увеличивает скорость основных реакций октановое число бензина риформинга возрастает. Для увеличения октанового числа бензина на 1 пункт необходимо повышение температуры на от 2 до 3 °С.
Повышение температуры выше 535 °С нецелесообразно в связи с резким падением выхода платформата и усилением газообразования и коксоотложения на катализаторе.
Перепад температуры в реакторах риформинга определяется суммарным тепловым эффектом протекающих реакций. Общий тепловой эффект зависит от соотношения этих реакций на данной ступени риформинга.
Температурный перепад особенно в первой ступени риформинга может служить характеристикой активности катализатора.
По мере отработки катализатора накопления кокса в нём понижения концентрации водорода в циркулирующем газе суммарный перепад температуры в реакторах понижается.
Понижение перепада температуры в реакторах в некоторых случаях свидетельствует о чрезмерном содержании хлора на катализаторе.
Высокое давление процесса обеспечивает стабильность работы катализатора уменьшает коксообразование но ведет к снижению октанового числа бензина. Оптимальное давление процесса от 2 до 4 МПа.
Парциальное давление водорода в зоне реакции оказывает существенное влияние на процесс ароматизации. Результаты расчётов для реакции дегидрирования шестичленных нафтенов показывают что в одинаковых условиях по мере возрастания давления водорода степень превращения падает (тормозится процесс ароматизации) газообразование возрастает.
3.3 Объемная скорость.
С увеличением объёмной скорости подачи сырья выход платформата увеличивается а степень ароматизации падает что приводит к снижению суммарного выхода ароматических углеводородов в пересчёте на исходное сырьё и соответственно снижению октанового числа платформата. Однако это снижение в определённых пределах может быть скомпенсировано повышением температуры.
Оптимальные объемные скорости процесса составляют от 1 до 18 час -1.
3.4 Кратность циркуляции и концентрация водородсодержащего газа.
Циркуляция водородсодержащего газа в процессе риформинга является одним из факторов обеспечивающих стабильность работы катализатора.
Процесс осуществляется в среде газа с концентрацией водорода от 80 до 70 %.
Концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга а также кратность циркуляции определяет мольное соотношение «водород: сырьё». От величины этого параметра зависит интенсивность коксообразования и следовательно стабильность и срок службы катализатора.
Рекомендуемая кратность циркуляции водородсодержащего газа в системе риформинга до 2000 нм3м3 сырья и мольное отношение «водород: углеводород» не ниже «4:1». С уменьшением кратности циркуляции и концентрации водородсодержащего газа отложение кокса на катализаторе увеличивается.
4 Катализаторы каталитического риформинга
4.1 Характеристика и свойства катализаторов.
Катализаторы риформинга обычно обладают двумя функциями: кислотной и дегидрирующей. В качестве катализаторов обычно используют платину на окиси алюминия. Кислотные свойства катализатора определяют его крекирующую и изомеризующую активность. Кислотность имеет особенно большое влияние при переработке сырья с большим содержанием парафиновых углеводородов: инициирование кислотными катализаторами реакций гидрокрекинга парафинов и изомеризации пятичленных нафтенов в шестичленные с последующей их дегидрогенизацией и дегидроциклизацией (в результате дегидрирующей способности катализатора) ведет к образованию ароматических углеводородов.
Платиновый компонент катализатора обладает дегидрирующей функцией. Он ускоряет реакции гидрирования и дегидрирования и следовательно способствует образованию ароматических углеводородов и непрерывному гидрированию и удалению промежуточных продуктов способствующих коксообразованию. Содержание платины обычно составляет 03 – 065 %; при снижении этой величины уменьшается устойчивость катализатора против ядов. Но и чрезмерное содержание металла нежелательно: при повышении концентрации платины усиливаются реакции деметилирования и расщепления нафтеновых углеводородов. Другим фактором ограничивающим содержание платины в катализаторе является ее высокая стоимость.
Таким образом кислотная функция катализатора необходима для протекания реакций гидрокрекинга и изомеризации а дегидрирующая – для процессов дегидрирования. Сочетание этих двух функций определяет качество бифункционального катализатора риформинга.
4.2 Промышленные катализаторы риформинга.
В промышленности применяются следующие катализаторы: платиновые (носители – окись алюминия промотированная фтором или хлором алюмосиликат цеолит и др.); палладиевые (носители те же что и для платины); сернистый вольфрамоникелевый; окисный алюмомолибденовый (10% окиси молибдена на окиси алюминия); алюмо-хромовый (32% окиси хрома и 68% окиси алюминия); алюмо-кобальтмолибденовый (молибдат кобальта на носителе – окиси алюминия стабилизированной кремнеземом). Наиболее широкое применение нашли алюмоплатиновые катализаторы. В последнее время в состав катализаторов с платиной и палладием стали вводить редкоземельные элементы. Некоторое распространение получили также цеолитсодержащие катализаторы.
4.3 Требования к катализаторам.
Катализаторы риформинга должны обладать высокой активностью в реакциях ароматизации; достаточной активностью в реакциях изомеризации парафинов; умеренной или низкой активностью в реакциях гидрокрекинга; высокой селективностью (показателем которой может служить выход риформата при заданном октановом числе или заданном выходе ароматических углеводородов); высокой активностью гидрирования продуктов уплотнения; термической устойчивостью и возможностью восстановления активности путем регенерации непосредственно в реакторах; устойчивостью к действию сернистых и азотистых соединений кислорода влаги солей тяжелых металлов и других примесей; стабильностью (способностью сохранять первоначальную активность в течение продолжительного срока работы); невысокой стоимостью.
5 Сырье и продукты каталитического риформинга
5.1 Сырье каталитического риформинга.
В качестве сырья для каталитического риформинга обычно используют бензиновые фракции первичной перегонки нефти. Пределы выкипания этих фракций колеблются в широком интервале от 60 до 210 °С. Для получения ароматических углеводородов в большей части используют фракции выкипающие при 60 – 105 °С или при 60 – 140 °С а для получения высокооктановых автомобильных бензинов – фракции 85 – 180 °С. Иногда широкую фракцию выделяемую на установке первичной перегонки нефти дополнительно разгоняют на более узкие фракции на установках вторичной перегонки.
С утяжелением сырья в пределах 85 – 140 °С уменьшается содержание ароматических углеводородов и несколько снижается октановое число бензинов. Важно подчеркнуть что между выходом бензина при риформинге и его октановым числом существует определенная зависимость – с повышением октанового числа выход бензина уменьшается.
Однако раздельный риформинг бензиновых фракций имеет некоторые преимущества: большая продолжительность работы катализатора без регенерации лучшая маневренность в работе и т. д. Поэтому выбор того или иного варианта получения высокооктанового бензина определяется с учетом конкретных условий работы нефтеперерабатывающего завода. Весьма важно учитывать возможность и целесообразность получения ароматических углеводородов.
5.2 Продукты каталитического риформинга.
В процессе каталитического риформинга образуются газы и жидкие продукты (риформат). Риформат можно использовать как высокооктановый компонент автомобильных и авиационных бензинов или направлять на выделение ароматических углеводородов а газ образующийся при риформинге подвергают разделению.
Высвобождаемый при этом водород частично используют для пополнения потерь циркулирующего водородсодержащего газа и для гидроочистки исходного сырья но большую же часть водорода с установки выводят.
Такой водород значительно дешевле специально получаемого. Именно этим объясняется его широкое применение в процессах потребляющих водород особенно при гидроочистке нефтяных дистиллятов.
Кроме водородсодержащего газа из газов каталитического риформинга выделяют сухой газ (C1 – С2 или С1 – С3) и сжиженные газы (С3 – С4); в результате получают стабильный дебутанизированный бензин.
В ряде случаев на установке (в стабилизационной секции) получают стабильный бензин с заданным давлением насыщенных паров. Это имеет значение для производства высокооктановых компонентов автомобильного или авиационного бензина. Для получения товарных автомобильных бензинов бензин риформинга смешивают с другими компонентами (компаундируют). Смешение вызвано тем что бензины каталитического риформинга содержат 60 – 70% ароматических углеводородов и имеют утяжеленный состав поэтому в чистом виде они непригодны для использования. В качестве компаундирующих компонентов могут применяться легкие бензиновые фракции прямой перегонки нефти изомеризаты и алкилаты. Поэтому для увеличения производства высокооктановых топлив на основе бензинов риформинга необходимо расширять производства высокооктановых изопарафиновых компонентов.
Каталитический риформинг является одним из ведущих процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Каталитический риформинг бензиновых фракций применяют для получения высокооктановых бензинов ароматических углеводородов а в некоторых случаях и сжиженных газов. Промышленные процессы риформинга основаны на контактировании сырья с активным катализатором обычно содержащем платину. В последнее время все шире применяют би- и полиметаллические катализаторы в которых наряду с платиной содержатся другие металлы. Для поддержания активности катализатора его периодически регенерируют; регенерацию производят тем чаще чем ниже давление в системе.

Чертеж Теплообменник 12 (2) (2).cdw

Аппарат подлежит действию ПБ-03-576-03 "Правила
и безопасной эксплуатации сосудов работающих под дaвлением".
Выбор материала реконструкцию испытание и приемку
аппарата провести в соответствии с ПБ-03-576-03
ПБ-03-584-03 и техническими требованиям чертежей.
Перед сборкой концы труб лицевую поверхность решеток и
отверстия под трубы очистить от ржавчины грязи смазки и
тщательно обезжирить.
Контроль качества сварных соединений по ГОСТ 52630-2012
Крепление труб в трубных решетках испытать на
герметичность давлением Р=23 МПа в соответствии с ГОСТ
-11-14-88 класс герметичности - 11 по РТМ 26-370-80.
Аппарат испытывать пробным гидравлическим давлением на
прочность и герметичность трубное и межтрубное пространства
а также крепление труб в трубных решетках. Температура воды
С. Время выдержки 10 минут. Испытания произвести после
изготовления и монтажа до пуска в эксплуатацию и в процессе
эксплуатации через 8 лет.
Аппарат должен подвергаться техническому контролю
осуществляемому ОТК предприятия-изготовителя. Аппарат
подвергается премно-сдаточным испытаниям в соответствии
требованиям НТД по программе и методике разработанной
предприятием-изготовителем.
Результаты приемно-сдаточных испытаний должны быть
оформлены и отражены в паспорте на изделие.
При пуске аппарата среда первоначально подается в
межтрубное пространство. При остановке аппарата сначала
удаляется продукт из трубного пространства а затем из
Наименование рабочего пространства
Рабочее давление. Мпа (кгссм
Расчетное давление. Мпа (кгссм
Испытательная среда и продолжительность испытания мин.
Температура испытательной среды.
Расчетная температура стенок.
Наименование робочей среды
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76
Пожароопасность по ГОСТ 12.1.004-91
Категория и группа взрывоопасности
Число ходов по трубам
Поверхность теплообменника. м
Скорость коррозии не более. ммгод
Группа аппарата по ПБ 03-584-03
Давление условное Ру
Вход легких улеводородов
Выход легких углеводородов
0 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И
Техническая характеристика
Таблица штуцеров и бобышек

Р 9.3 ППК 1.doc

3. Краткая характеристика предохранительных клапанов
№ Место Расчетное Оперативное УстановочноеВеличина Направление
пп установки давление (техноло-гичдавление противо-дсброса
клапана защищаемого еское) предохра-нитавления предохрани
(индекс аппарата давление в ельного МПа тельного
защищаемого МПа аппарате клапана МПа клапана
В-101 270 245 269 до 01 Факел В.Д.
В-110 141 125 140 до 01 Факел Н.Д.
В-201 318 290 318 до 01 Факел В.Д.
В-210 400 360 399 до 01 Факел В.Д.
В-211 400 360 399 до 01 Факел В.Д.
В-301 561 510 56 до 01 Факел В.Д.
В-406 093 082 092 до 01 Факел Н.Д.
В-450 089 08 088 до 01 Факел Н.Д.
В-501 155 141 154 до 01 Факел Н.Д.
В-600 090 090 09 000 Атмосфера
В-613 058 048 060 000 Атмосфера
В-631 065 040 064 до 01 Факел Н.Д.
В-641А 1320 120 1320 000 Атмосфера
В-641В 1320 120 1320 000 Атмосфера
Азот из 090 080 090 000 Атмосфера
Л-1 030 030 030 000 Атмосфера
Л-2 030 030 030 000 Атмосфера
С-101 140 129 139 до 01 Факел Н.Д.
С-301 090 080 089 до 01 Факел Н.Д.
С-401 557 507 556 до 01 Факел В.Д.
С-403 034 014 033 до 01 Факел Н2S
С-501 184 168 184 до 01 Факел В.Д.
С-502 060 04 060 000 Атмосфера
F-101 - 203 305 245 305 000 Атмосфера
F-301 VH 317 245 317 000 Атмосфера
F-301 VВ 060 048 060 000 Атмосфера
Е-508А 0805 070 0805 000 Атмосфера
Е-508В 0805 070 0805 000 Атмосфера
Рм-401В 044 040 044 000 Емкость
Рм-302А 177 160 176 005 до 01
Выкид Рм-202623 57 623 003 Прием Рм-202
Азот на блок088 080 088 000 Атмосфера
К-302 А 687 625 686 до 01 Факел В.Д.
К-302 В 687 625 686 до 01 Факел В.Д.
перепуск VH 165 15 165 000 Атмосфера
РМ-203А 537 488 537 000 Атмосфера
РМ-203В 537 488 537 000 Атмосфера
К-501 151 15 15 до 01 Факел В.Д.
К-501 151 15 08 - На прием
Перепуск 058 048 058 000 Атмосфера

6 Безопасность.docx

6 Безопасность жизнедеятельности
1 Характеристика опасностей производства
Основные опасности производства обусловлены особенностями технологического процесса или выполнения отдельных производственных операций особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации нарушениями правил безопасности работающими а также наличием в аппаратах и трубопроводах большого количества горючих газов в смеси с водородом сероводородом жидких углеводородов и наличием в системе высокого давления и высокой температуры.
Установка каталитического риформинга бензиновых фракций относится к категории установок повышенной пожаровзрывоопасности и токсичности. Особенностью процесса является наличие на установке большого количества водородсодержащего газа с высоким давлением (до 5 МПа).
Процесс каталитического риформинга сопровождается использованием в качестве сырья бензиновой фракции соответственно в смеси с водородсодержащим газом под высоким давлением и с высокой температурой до 520 °С.
Процесс очистки водородсодержащего газа от сероводорода с помощью раствора моноэтаноламина происходит с выделением сероводорода обладающего сильными ядовитыми свойствами.
В связи с этим данные процессы является вредными и пожаровзрывоопасными.
Основными опасными факторами являются:
- наличие сероводорода и его смеси с углеводородами топливного газа и водородсодержащего газа;
- наличие постоянного горения открытого пламени в топках печей;
- наличие большого теплового напряжения;
- наличие высокого давления;
- взрывы и пожары из-за разгерметизации оборудования и трубопроводов при нарушении норм технологического режима;
- отравления работающих углеводородными газами и сероводородом при разгерметизации оборудования и нарушении норм технологического режима;
- термические ожоги при соприкосновении с горячими частями оборудования трубопроводами водяным паром горячей водой;
- падение при ремонте и обслуживании оборудования расположенного на высоте;
- травмирование вращающимися частями механизмов.
Имеющиеся на установке нефтепродукты и реагенты оказывают вредное воздействие на организм человека. Вредное действие может проявляться как при попадании на тело работающего так и при вдыхании их паров и газа.
2 Меры безопасности которые следует соблюдать при эксплуатации производственного объекта
Для обеспечения нормальной эксплуатации установки необходимо:
- строго выдерживать заданный технологический режим работы установки в соответствии с нормами технологического режима;
- своевременно отбирать пробы продуктов в соответствии с графиком отбора проб и направлять их в лабораторию на анализ;
- своевременно вносить корректировки в режим процесса в пределах норм технологического режима. Все изменения режима проводить плавно не допуская резких колебаний;
- следить за постоянством потоков температур и давления;
- следить за давлением топливного газа воздуха КИП воды и пара;
- постоянно следить за расходом откачиваемых продуктов;
- постоянно вести учет энергоресурсов.
В соответствии с ГОСТ 12.3.002-86 безопасность производственного процесса обеспечивается выбором режима работы технологического процесса оборудования размещением производственного оборудования.
Процесс осуществляется по непрерывной схеме в герметичных аппаратах. Вся основная аппаратура располагается на открытой площадке.
Технологическое оборудование запроектировано в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» «Сосуды и аппараты сварные стальные».
В основу разработки мероприятий по безопасному ведению технологического процесса положены действующие нормы и правила в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах.
Работа установки с неисправной системой пожаротушения не допускается.
Во всех производственных помещениях в которых возможно скопление паров и газов необходимо проводить систематический контроль за их содержанием с помощью систем контроля довзрывных концентраций газов и лабораторного анализа согласно графика.
Запрещается эксплуатация трубопроводов оборудования и аппаратов при наличии неплотностей в соединениях. Все пропуски нефтепродуктов должны немедленно устраняться.
Все технологические аппараты трубопроводы и оборудование должны иметь отличительную маркировку и надписи.
Отключенные от технологической схемы аппараты оборудование и трубопроводы должны быть отглушены.
В зимнее время - дороги лестницы и переходы должны быть очищены от снега и льда и посыпаны песком.
При регулировании режима для обеспечения нормальной работы установки необходимо контролировать технологические параметры своевременно их корректировать и выполнять условия перечисленные ниже.
Своевременно выполнять все требования правил охраны труда и промышленной безопасности.
Осуществлять систематический контроль за содержанием паров токсичных и взрывоопасных продуктов в местах где возможно их скопление.
Следить за работой общеобменных вентиляционных систем.
Для предотвращения возможных ошибок в анализах продуктов необходимо выполнять следующие условия:
- посуда для анализируемых продуктов должна быть чистой и сухой.
- при отборе пробы пробоотборные устройства должны быть тщательно сдренированы для удаления застоявшегося продукта.
- ярлыки на сосуде должны соответствовать отбираемому продукту.
Для наиболее полного удаления остатков углеводородов из аппаратов и трубопроводов а также для охлаждения технологической системы необходимо произвести продувку системы азотом.
Перед вскрытием все аппараты и трубопроводы содержащие сероводород необходимо пропаривать и продувать инертным газом.
Перед приемом углеводородного газа и рефлюкса на установку необходимо в течении не менее 15 минут производить продувку системы инертным газом (азотом). Содержание кислорода в инертном газе не должно превышать 05 % об.
2.1 Пожарная безопасность.
Пожарная опасность установки обуславливается возможностью образования пожаро- взрывоопасных воздушно-газовых смесей как в аппаратах так и в производственных помещениях в результате следующих причин:
- утечки горючих газов через неплотности газопроводов и технологической аппаратуры через сальниковые уплотнения;
- заполнение трубопроводов технологического оборудования горючими газами без предварительной продувки их инертным газом (или водяным паром);
- возможностью возникновения неполадок в работе технологического оборудования.
Пожарная опасность установки также определяется возможностью самовозгорания пирофорных отложений во время чистки аппаратов: самовоспламенения газа в условиях адиабатического истечения под давлением; наличием значительных количеств легковоспламеняющихся и горючих жидкостей сжиженных газов (горючих); большого числа емкостей и аппаратов в которых находятся пожароопасные продукты под большим давлением и разветвлённой сети трубопроводов с многочисленной запорной и регулирующей аппаратурой.
Основные требования по соблюдению пожарной безопасности на технологическом объекте:
- территория установки должна содержаться в чистоте;
- не допускать розлива нефтепродуктов;
- не допускать загромождения дорог выходов из зданий и подъездов к пожарному оборудованию пожарным гидрантам средствам пожарной связи и сигнализации;
- в местах расположения пожарного оборудования иметь указатели выполненные согласно требований ГОСТов;
- для каждого пожарного объекта разрабатывается план локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС);
- во всех производственных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номеров телефонов экстренного вызова пожарной охраны и т.д.
Для обнаружения пожара вызова на место пожара ПЧ передачи тревожных извещений о месте и времени введения в действие автоматических систем пожаротушения предназначены системы пожарной сигнализации. Системы пожарной сигнализации бывают ручные и автоматические. Ручные включает человек нажатием кнопки обеспечивая размыкание (замыкание) линий тревожной сигнализации. Автоматические срабатывают от воздействия проявлений начальной стадии пожара (температура дыма излучения пламени).
Для обеспечения безопасности людей при пожарах в зданиях и сооружениях предусматриваются эвакуационные пути по которым люди могут быстро покинуть опасную зону и достичь безопасное место.
План расположения аппаратуры и оборудования с указанием путей эвакуации людей располагается в операторной.
В качестве средств пожаротушения на установке используются:
- порошковые огнетушители ОПУ-5;
- паротушение печей;
- паровые завесы печей;
- лафетные стволы 5 шт.;
- кольца орошения колонн;
- ящики с песком носилки лопаты кошма и резиновые шланги для подачи пара к очагу горения.
2.2 Безопасные методы обращения с термополимерами пирофорными отложениями и продуктами металлоорганическими и другими потенциально опасными соединениями.
При переработке нефтепродуктов из сернистых нефтей на стенках аппаратуры и трубопроводов осаждается окисный сульфид железа обладающий пирофорными свойствами. Во избежание самовозгорания пирофорных остатков необходимо соблюдать следующие правила:
- аппараты трубопроводы оборудование подлежащие вскрытию для ревизии и ремонта должны быть остановлены освобождены от продукта отглушены заглушками пропарены промыты водой и проветрены;
- после проведения подготовительных операций внутреннюю поверхность открываемых аппаратов и емкостей необходимо поддерживать во влажном состоянии;
- люка на колоннах необходимо открывать в строгой последовательности начиная с верхнего чтобы предотвратить поток воздуха через аппарат;
- если на стенках емкостей и аппаратов имеются отложения пирофорного железа то после окончания пропарки их необходимо заполнить водой. Освобождение от воды должно вестись со скоростью не превышающей 1м3час что обеспечивает медленное окисление сульфида железа по мере высыхания;
- грязь отложения и продукты коррозии извлеченные при чистке необходимо вывезти с территории установки в специально отведенное место или закопать в землю в безопасном месте;
- при вскрытии колодцев промканализации для чистки или ремонта во избежание самовозгорания пирофорных отложений стенки колодца надо постоянно смачивать водой.
2.3 Индивидуальные средства защиты работающих.
Индивидуальными средствами защиты работающих на установке являются фильтрующие противогазы с коробками марки «БКФ» (коробка защитного цвета) или марки «В» (коробка желтого цвета) респираторы РУ-60М «Лепесток». Для защиты глаз от воздействия вредных паров газов нефтепродуктов и от механических повреждений рабочие установки обеспечиваются защитными очками или щитками. Для защиты органов слуха от шума применяются беруши и наушники. При проведении газоопасных работ используются шланговые противогазы ПШ-1 ПШ-2 и аппараты сжатого воздуха АСВ.
Для защиты от попадания на кожу нефтепродуктов применяются специальная одежда и спецобувь (костюм хлопчатобумажный куртка и брюки ватные сапоги кирзовые рукавицы комбинированные).
На установке имеется аптечка укомплектованная средствами необходимыми для оказания доврачебной помощи.
2.4 Коллективные средства защиты работающих.
На установке имеются следующие средства коллективной защиты:
- во всех помещениях установки независимо от их назначения для создания нормальных климатических и санитарно-гигиенических условий предусмотрена естественная приточная вытяжная и смешанная вентиляция которая служит для удаления пыли вредных газов и паров;
- для получения персоналом своевременной информации о загазованности в производственных помещениях и на аппаратном дворе установки примененяются сигнализаторы образования довзрывных концентраций и предельно допустимых концентраций горючих и вредных газов и паров;
- для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током все электрооборудование аппараты трубопроводы металлоконструкции заземлены;
- для предотвращения ожогов работников при контакте с горячими трубопроводами аппаратами используется теплоизоляционное покрытие;
- все движущиеся части насосов компрессоров вентиляционных установок имеют защитное ограждение;
- для предотвращения загрязнения атмосферы выбросами предусмотрены закрытые системы сброса газов и аварийного опорожнения аппаратуры;
- освещенность рабочих мест в помещениях и наружных установках выполнена в соответствии с требованиями действующих норм и правил;
- контроль и управление технологическим процессом автоматизировано и производится из операторной.
- уровень шума в насосных не превышает допустимого поэтому специальных мероприятий по борьбе с шумом не предусматривается;
- в соответствии с требованиями НПБ-105-03 в плане локализации и ликвидации аварийных ситуаций предусмотрены меры по выводу в безопасное место людей несвязанных непосредственно с ликвидацией аварии.
2.5 Возможность электризации с образованием опасных потенциалов способы защиты.
Молниезащита установки выполнена в соответствии с требованиями которые определяет «Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» СН30577.
Защита от статического электричества выполнена в соответствии с требованиями которые определяют «Правила защиты от статического электричества в производствах химической нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».
Для защиты от накопления зарядов статического электричества все металлические технологические аппараты оборудование и трубопроводы содержащие взрывоопасные смеси а также воздуховоды вентиляционных устройств присоединены к общему заземляющему устройству. Заземляющее устройство выполнено в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.030 и ПУЭ.
Заряды статического электричества возникают при перекачке нефтепродуктов по трубопроводам и резиновым шлангам при перемешивании продуктов при наливе их в емкость падающей струей.
Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического электричества и улучшения их перекачки на установке применяются следующие способы:
- отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций; сопротивление заземляющего устройства допускается до 100 Ом;
- слив раствора МЭА из автоцистерны производится только по заземленному шлангу сама автоцистерна также должна быть подсоединена к заземляющему устройству;
- налив жидкости в аппаратуру свободно подающей струей не допускается поступление жидкости ведется только ниже уровня находящегося в аппаратуре остатка жидкости.
Заземляющие устройства подвергаются осмотру персоналом установки одновременно с осмотром оборудования аппаратов коммуникаций. Инженерно-техническим персоналом осмотры производятся не реже 1 раза в квартал.
Ремонт заземляющих устройств защиты технологического оборудования аппаратуры емкостей и коммуникаций производится не реже одного раза в год в сроки предусмотренные графиком ППР заземляющих устройств.
Лабораторные испытания заземляющих устройств и проверки наличия цепи между заземлителями и заземленными элементами проводятся не реже одного раза в год электротехнической лабораторией. Результаты испытаний оформляются протоколом.
Выборочные вскрытия элементов заземляющих устройств находящихся в земле должны производиться – через каждые 10 лет.
2.6 Перечень основных опасностей применяемого оборудования и трубопроводов их ответственных узлов.
Источниками аварий и аварийных ситуаций на установке могут быть:
- разгерметизация фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов;
- разгерметизация в результате коррозионного эрозионного износа водоро-дной коррозии стенок аппаратов и трубопроводов;
- пропуск сальниковых и торцовых уплотнений насосов компрессоров разгерметизация работающих агрегатов;
- размораживание (в зимних условиях) трубопроводов и аппаратов с последующим пропуском нефтепродукта;
- появление неисправностей а также внезапная остановка отдельных единиц насосно-компрессорного оборудования;
- выход из строя нарушения в работе контрольно-измерительных приборов и автоматических систем регулирования;
- выход из строя систем противоаварийной защиты сигнализаторов загазованности в помещениях и на территории установки;
- выход из строя а также отсутствие устройств предназначенных для создания безопасных условий труда на рабочих местах – теплоизоляции аппаратов и трубопроводов ограждения площадок обслуживания вращающихся деталей механизмов освещения и т.п.
- нарушение норм технологического режима с последующим созданием аварийной ситуации;
- нарушение правил техники безопасности и охраны труда работающими.
2.7 Меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.
При соблюдении правил и норм процесс не обладает принципиальной возможностью взрыва внутри технологической аппаратуры.
Во избежание аварийной разгерметизации аппараты установки снабжены предохранительными клапанами сбрасывающими давление при превышении установленного в закрытую факельную систему.
Для отогрева замерзших участков трубопроводов следует применять пар или горячую воду предварительно отключив отогреваемый участок от работающей системы. Отогрев вести со стороны открытого дренажа. Запрещается отогревать трубопроводы с помощью открытого огня.
При ведении технологического режима не допускать резких изменений давления и температуры в аппаратах. Строго соблюдать параметры ведения процесса согласно нормам технологического режима.
Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением в аппаратах. Показания контрольно-измерительных приборов находящихся на щите в операторной должны подвергаться периодическим проверкам дублирующими приборами установленными непосредственно на аппаратах а также проходить госповерку.
При отклонениях параметров технологического режима от заданных значений предусмотрена световая и звуковая сигнализация для быстрейшей ликвидации аварийной ситуации и перевода системы в безопасное состояние
Не допускается эксплуатировать технологическое оборудование с неисправными средствами защиты (система сигнализации и блокировок ПАЗ СППК система аварийного освобождения) приборами КИП и А.
Не допускать к эксплуатации оборудование с неисправным заземлением и отсутствием молниезащиты.
Запрещается оставлять открытыми задвижки на неработающих аппаратах оборудовании и трубопроводах. Выключенные из схемы аппараты и трубопроводы должны быть отглушены стандартными заглушками от всех действующих коммуникаций.
Резервный насос или компрессор всегда должны находится в постоянной готовности к пуску. При переключении с работающего насоса или компрессора на резервный должна быть проверена правильность открытия соответствующих задвижек.
На установке не применяются твердые и дисперсные вещества образующие взрывоопасные пыли.

Р 9.1 Краткая характеристика технологического оборудования ааа1.doc

9. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕГУЛИРУЮЩИХ И
ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
1. Краткая характеристика технологического оборудования
№ Наименование Номер КоличесМатериал Вид Методы Техническая
пп оборудования (тип позициитво взрывозащизащиты характеристика
наименование аппарата по ты металла
назначение схеме оборудовани
и т. д.) индекс я от
Реактор предварительнойR-101 1 A387GrC герметичныпокрытие Температура расчетная 0С - 415
гидроочистки A240Tr1 й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм - 3500
Тип насадки - катализатор
Реактор риформинга I R-201 1 A387GrCAгерметичныпокрытие Температура расчетная 0С –
ст. 240Tr1 й корпус грунтовкой350535
и эмалью Давление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм – 2190
Реактор риформинга II R-202 1 A387GrCAгерметичныпокрытие Температура расчетная 0С –
Диаметр внутренний мм – 2990
Реактор риформинга III R-203 1 A387GrCAгерметичныпокрытие Температура расчетная 0С –
Диаметр внутренний мм – 4270
Реактор гидроочистки R-301 1 A387GrCAгерметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 435
0Tr1 й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм – 3500
Реактор гидроочистки R-302 1 12ХМ3 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С –
й корпус грунтовкой435515
ХН10 и эмалью Давление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм – 3822
Отпарная колонна С-101 1 A515Gr70 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 281
й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм
Отпарная колонна С-301 1 A515Gr70 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 265
й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 9
и эмалью Диаметр внутренний мм
Дезодоризатор С-302 1 А42С1 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 122
й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 2
и эмалью Диаметр внутренний мм -800
Тип насадки - кольца Рашига
Абсорбер высокого С-401 1 A515Gr70 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 81
давления й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -1800
Регенератор МЭА С-403 1 А42 С2 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 145
Стабилизационная С-501 1 A515Gr70 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 253
колонна й корпус грунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Колонна теплоснабженияС-502 1 A515Gr70 герметичныпокрытие Температура расчетная 0С – 124
Диаметр внутренний мм -1062
Сепаратор В-101 1 А42 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 124
предварительной очистки ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Высота мм – 16300Пустотелый
Сборник рефлюкса В-102 1 А42 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 51
ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -1200
Адсорбер серы В-110 1 12Х18 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 300
Н10Т ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -2400
Пустотелый адсорбент
Сепаратор ВСГ блока В-201 1 А 204С А герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 53
каталитического ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
риформинга и эмалью 318
Диаметр внутренний мм -3000
Емкость для В-203 1 А285С герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 20
приготовления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 2
хлорорганических и эмалью Диаметр внутренний мм -1600
соединений Высота мм – 4040
Емкость для приема и В-203А)1 ВСТ3СП512герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 20
хранения Х8Н10Т+ ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 2
хлорорганических ВСТ3СП5 и эмалью Диаметр внутренний мм -1600
Абсорбер блока осушки В-211 1 09Г2С герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 300
В-211 ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Сепаратор В-212 блока В-212 1 09Г2С герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 200
осушки ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 8
и эмалью Диаметр внутренний мм -1600
Сепаратор ВСГ блока В-301 1 A515Gr70 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 53
гидроочистки дизельного ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
топлива и эмалью 561
Сборник рефлюкса С-301 В-302 1 А 42СI герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 53
ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 9
и эмалью Диаметр внутренний мм -1784
Сепаратор В-304 1 A515Gr70 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 55
циркулирующего ВСГ ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -1600
Сепаратор В-305 1 А42С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 150
дезодоризатора С-302 ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -488
Сборник рефлюкса В-402 1 09Г2С-12 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 200
колонны С-403 ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -900
Сепаратор газа продувкиВ-403 1 А42 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 55
абсорбера С-402 ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Газоотделитель МЭА В-406 1 Вст3 Сп4 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 100
Сепаратор на выходе В-407 1 А42 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 53
углеводородного газа из ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Абсорбер низкого В-450 1 17ПС герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 65
давления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Буферная емкость В-501 1 А 515С 60 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 69
Емкость приготовления В-505 1 Ст.20 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 80
раствора щелочи ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 3
Ресивер воздуха В-600 1 16ГС герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 50
и эмалью Диаметр внутренний мм -3000
Деаэратор котельной В-611 1 16ГС герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 120
воды ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -2000
Емкость для пара В-612 1 A515Gr70 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 245
высокого давления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -1900
Емкость для пара В-613 1 А42 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 173
низкого давления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Испаритель В-615 1 А42СI герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 239
Диаметр внутренний мм -598
Отстойник высокого В-616 1 А285 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 245
давления А42СI ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -475
Отстойник низкого В-617 1 А42СI герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 173
Диаметр внутренний мм -445
Сепаратор перед В-619 1 А48 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 315
компрессором К-501 ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
блока осушки и эмалью 30
Диаметр внутренний мм -1100
Емкость топливного газаВ-631 1 А41 С1 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 150
Емкость для хранения В-641 2 ВН39S герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 40
азота АВ ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 –
Диаметр внутренний мм -2162
Заглубленная емкость В-661 1 Ст3сп герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 53
для закрытого ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 1
дренирования аппаратов и эмалью Диаметр внутренний мм -150050
и трубопроводов Длина мм – 6000
Сепаратор факела Л-1 1 Ст3сп герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 130
низкого давления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 3
и эмалью Диаметр внутренний мм -1200
Сепаратор факела Л-2 1 Ст3сп герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 130
высокого давления ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 3
Дегидратор блока ЭРГ-1 1 16ГС герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 80
топлива и эмалью 12
Диаметр внутренний мм -3400
Дегидратор блока ЭРГ-2 1 16ГС герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 80
гидроочистки дизельного ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 8
топлива и эмалью Диаметр внутренний мм -3000
Хранение амина Т-401 1 Ст3сп герметичнпокрытие Температура расчетная 0С – 60
ый корпусгрунтовкойДавление расчетное кгссм2 – 1
и эмалью Диаметр внутренний мм -4700
Хранение амина (резерв)В-16 1 ст.3 герметичнпокрытие Температура расчетная 0С –
ый корпусгрунтовкой150.
Диаметр наружный мм – 2000
Теплообменники холодильники
Газо-сырьевые Е-101 2 A387GrCA2герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплобменники блока А1А2 40Tr321 ый корпусгрунтовкой223
предварительной и эмалью Давление расчетное кгссм2:
гидроочистки бензина межтрубное пространство – 31
трубное пространство - 29
Температура расчетная 0С:
межтрубное пространство - 311
трубное пространство - 415
теплобменники блока В1В2 40Tr321 ый корпусгрунтовкой223
межтрубное пространство - 265
трубное пространство - 325
теплобменники блока С1С2 40Tr321 ый корпусгрунтовкой223
межтрубное пространство - 190
трубное пространство - 280
Холодильник продуктов Е-102 1 16ГС герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
реакции ый корпусгрунтовкой170
и эмалью Давление расчетное кгссм2:
межтрубное пространство – 40
трубное пространство - 40
межтрубное пространство - 60
трубное пространство - 60
Холодильник отгона Е-103 1 16ГС герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
колонны С-101 ый корпусгрунтовкой131
Стабильный гидрогенизатЕ-104 1 А42С1 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
бензина гидроочищенный ый корпусгрунтовкой329
бензин и эмалью Давление расчетное кгссм2:
межтрубное пространство – 145
трубное пространство – 155
межтрубное пространство - 275
трубное пространство - 170
Газо-сырьевые Е-105 2 Вст3сп герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплобменники блока А1А2 ый корпусгрунтовкой196
гидроочистки бензина межтрубное пространство – 40
трубное пространство – 40
межтрубное пространство - 200
трубное пространство - 220
Газо-сырьевые Е-201 2 A387GrC герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплобменники блока А1А2 ый корпусгрунтовкой375
каталитического и эмалью Давление расчетное кгссм2:
риформинга межтрубное пространство – 466
трубное пространство – 366
межтрубное пространство - 500
трубное пространство - 550
теплобменники блока В1В2 ый корпусгрунтовкой375
межтрубное пространство - 420
трубное пространство - 500
Газосырьевая смесь Е-201 2 A204GrВ герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
-продукты реакции R-203С1С2 ый корпусгрунтовкой375
межтрубное пространство – 466
межтрубное пространство - 330
трубное пространство - 300
Газо-сырьевые Е-201 2 A515Gr60 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплобменники блока D1D2 ый корпусгрунтовкой375
межтрубное пространство - 240
Холодильник продуктов Е-203 2 12Х18Н герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
реакции блока АВ 10Т ый корпусгрунтовкой331
риформинга межтрубное пространство – 374
трубное пространство – 374
межтрубное пространство - 340
трубное пространство - 340
Холодильник азота блокаЕ-210 1 Ст3сп5 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
осушки ый корпусгрунтовкой130
межтрубное пространство – 16
трубное пространство – 16
межтрубное пространство - 250
трубное пространство - 250
Газо-сырьевой Е-301 1 12ХМ-16+ герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
теплообменник блока 08Х18Н10Т ый корпусгрунтовкой527
гидроочистки дизельного и эмалью Давление расчетное кгссм2:
топлива трубное пространство – 610
межтрубное пространство – 680
трубное пространство – 4250
межтрубное пространство -3600
Стабильный гидрогенизатЕ-302 1 А204В герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
дизельной фракции - ый корпусгрунтовкой465
продукты реакции R-301 и эмалью Давление расчетное кгссм2:
трубное пространство – 115
межтрубное пространство – 60
трубное пространство – 265
межтрубное пространство -378
Газо-сырьевой Е-303А 1 09Г2С-14 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплообменник блока то ый корпусгрунтовкой662
Температура расчетное 0С:
трубное пространство – 350
межтрубное пространство - 300
Газо-сырьевой Е-303В 1 09Г2С-14 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
трубное пространство – 255
межтрубное пространство - 160
Газо-сырьевой Е-303С 1 09Г2С-14 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
теплообменник блока ый корпусгрунтовкой662
Стабильный гидрогенизатЕ-305 2 11419.112герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2
гидрочищенного АВ 021.1ЧСН ый корпусгрунтовкой2х1000
дизельного топлива с и эмалью Давление расчетное кгссм2:
низа С-301 трубное пространство – 11
межтрубное пространство – 14
трубное пространство – 300
межтрубное пространство - 220
Холодильник продуктов Е-306 1 09Г2С-12 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
реакции блока ый корпусгрунтовкой411
топлива трубное пространство – 58
межтрубное пространство – 58
трубное пространство – 100
межтрубное пространство - 100
Теплообменник подогреваЕ-307 1 09Г2С-12 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
воды дезодаризатора ый корпусгрунтовкой55
С-302 и эмалью Давление расчетное кгссм2:
трубное пространство – 14
межтрубное пространство – 32
трубное пространство – 150
межтрубное пространство - 150
Насыщенный раствор МЭА Е-401 2 А42С1 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
в С-403 - АВ ый корпусгрунтовкой1678
регенерированный и эмалью Давление расчетное кгссм2:
раствор с низа С-403 трубное пространство – 43
межтрубное пространство – 92
трубное пространство – 145
межтрубное пространство - 119
Рибойлер колонны С-402 Е-402 1 А42С1 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
ый корпусгрунтовкой467
трубное пространство – 34
межтрубное пространство - 167
Концевой холодильник Е-404 1 ВСТ3СП512герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
сероводорода Х8Н10Т ый корпусгрунтовкой96
Холодильник МЭА Е-405 1 16ГС-10 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
ый корпусгрунтовкой170
Подогреватель сырья Е-502 2 16ГС-10 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
колонны С-501 ый корпусгрунтовкой145
(нестабильный риформат и эмалью Давление расчетное кгссм2:
- стабильный риформат) трубное пространство – 40
Теплообменник подогреваЕ-508 2 09Г2С-12 герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
теплофикационной воды АВ ый корпусгрунтовкой274
трубное пространство – 400
межтрубное пространство - 400
Холодильник Е-509 1 09Г2С герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
стабилизационного ый корпусгрунтовкой124
бензина и эмалью Давление расчетное кгссм2:
Холодильник головки Е-510 1 09Г2С герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
стабилизации С-501 ый корпусгрунтовкой241
трубное пространство – 200
Теплообменник подогреваЕ-631 1 09Г2С герметичнпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
топливного газа ый корпусгрунтовкой176
межтрубное пространство – 10
Холодильник водяного Х-2А 1 Ст.3сп5 герметичнпокрытие Тип – 600КП-16-М1
пара (захолаживатель) ый корпусгрунтовкойПоверхность теплообмена м2 -
- трубное пространство - 10
- межтрубное пространство – 10
- трубное пространство – 60
- межтрубное пространство – 60
Холодильник водяного Х-2В 1 Ст.3сп5 герметичнпокрытие Тип – 600КП-16-М1
Холодильник ВСГ системыХ-201 1 16ГС герметичнпокрытие Тип – 1000ТП-УКЭ-63-М1
антипомпажной защиты 09Г2С ый корпусгрунтовкойПоверхность теплообмена м2 -
- трубное пространство - 63
- межтрубное пространство – 63
- трубное пространство – 300
- межтрубное пространство – 300
Конденсаторы воздушного охлаждения
Продукты реакции R-101 А-101 4 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
ABCD секции й корпус грунтовкой1275
трубное пространство – 278
трубное пространство – 164
Отгон колонны С-101 А-102 2 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
AB секции й корпус грунтовкой260
трубное пространство – 87
Продукты реакции из А-201 10 09Г2С герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
реакторов А-К секций й корпус грунтовкой175
R-201R-202R-203 и эмалью Давление расчетное кгссм2:
трубное пространство – 337
трубное пространство – 188
Продукты реакции из А-301 8 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
реактора R-301 А-Н секций й корпус грунтовкой265
трубное пространство – 572
трубное пространство – 199
Рефлюкс колонны С-301 А-302 2 09Г2С герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
АВ секции й корпус грунтовкой167
трубное пространство – 9
трубное пространство – 171
Гидроочищенная А-303 4 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
дизельная фракция А-D секции й корпус грунтовкой1512
трубное пространство – 95
трубное пространство – 133
Рефлюкс колонны С-403 А-401 2 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
АВ секция й корпус грунтовкой135
Регенерированный А-402 2 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
раствор МЭА из С-403 АВ секции й корпус грунтовкой146
трубное пространство – 43
трубное пространство – 106
Стабильный бензин с А-501 2 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
низа С-501 АВ секции й корпус грунтовкой69
трубное пространство – 193
трубное пространство – 110
Рефлюкс колонны А-503 4 А42СI герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
стабилизации С-501 A-D секции й корпус грунтовкой905
трубное пространство – 185
трубное пространство – 94
Холодильник горячих Х-1 1 850 герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 -
конденсатов й корпус грунтовкой16
и эмалью Давление кгссм2
Воздушный холодильник ХВ-104 1 12Х18 герметичныпокрытие Поверхность теплообмена м2 –
блока осушки ВСГ Н9ТЛ й корпус грунтовкой1320
и эмалью Давление рас. кгссм2: 25
Температура рас. 0С: 300
Подогрев сырья секции F-101 1 А312 герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
предварительной ТР321 корпус грунтовк30
гидроочистки ой и Температура змеевика 0С –
Количество труб– 48
Длина труб мм – 12800
Диаметртолщина труб мм –
Полезная обмен. поверх. м2 –
Подогрев низа колонны F-102 1 А312 герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
С-101 ТР321 корпус грунтовк223
ой и Температура змеевика 0С –
Длина труб мм – 10400
Количество труб– 36
Длина труб мм – 3660
Печь риформинга F-201 1 Секция герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
подогреватель конвекциикорпус грунтовк44
газосырьевой смеси А335СrР22 ой и Температура змеевика 0С –
(первый по ходу) Секция эмалью 446535
излучения Секция излучения:
А335СrР22 Количество труб– 48
Количество труб– 64
Длина труб мм – 13100
0 Печь риформинга F-202 1 Секция герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
подогреватель излучениякорпус грунтовк41
(второй по ходу) эмалью 491535
Количество труб– 84
1 Печь риформинга F-203 1 Секция герметичный покрытие
подогреватель излучениякорпус грунтовкРасчетное давление кгссм2 –
газосырьевой смеси А335СrР22 ой и 386
(третий по ходу) эмалью Температура змеевика 0С –
2 Подогрев сырья F-301 1 Секция герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
гидроочистки дизельной конвекциикорпус грунтовк649
фракции А312ТР321 ой и Температура змеевика 0С –
Радиантна Секция излучения:
я секция Количество труб– 72
А312ТР321 Длина труб мм – 18540
Количество труб– 40
Длина труб мм – 6100
3 Подогрев низа колонны F-501 1 Секция герметичный покрытиеРасчетное давление кгссм2 –
С-501 конвекциикорпус грунтовк223
А106GrВ ой и Температура змеевика 0С –
Секция эмалью 226267
А106GrВ Количество труб– 64
Длина труб мм – 10150
Количество труб– 72
Длина труб мм – 4270
Блок получения пара (секции конвекции печей)
4 Перегреватель пара F-101 2 А106ДчВ герметичный покрытиеСекция конвекции:
высокого давления F-102 корпус грунтовкТепловая мощность ккал*106 -
эмалью Количество труб– 14
Поверхность теплообмена м2 –
Давление в змеевике кгссм2 –
Температура змеевика 0С – 290
5 Получение пара высокогоF-202 2 А106ДчВ герметичный покрытиеСекция конвекции:
давления F-203 корпус грунтовкТепловая мощность ккал*106 -
эмалью Количество труб– 42
Температура змеевика 0С - 224
6 Получение пара низкого F-501 1 А106ДчВ герметичный покрытиеСекция конвекции:
давления корпус грунтовкТепловая мощность ккал*106 -
эмалью Количество труб– 84
Поверхность теплообмена м2 -
Температура змеевика 0С – 153
7 Получение пара высокогоF-301 1 А106ДчВ герметичный покрытиеСекция конвекции:
Диаметртолщина труб мм -
Температура змеевика 0С – 224
8 Получение пара низкого F-301 1 А106ДчВ герметичный покрытиеСекция конвекции:
эмалью Количество труб– 36
Температура змеевика 0С – 158
9 Подогрев азота – газа F-210 1 15Х5М герметичный покрытиеСекция конвекции:
регенерации адсорбента корпус грунтовкТепловая мощность ккал*106 -
эмалью Количество труб– 30
Длина труб мм – 1240
Температура змеевика 0С – 300
Тепловая мощность ккал*106 -
Количество труб– 24
Длина труб мм – 5500
Насосы ( примечание : 5 графа - марка насоса)
0 Подача сырья секции Рм-101 2 3521СВ герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 170
предварительной АВ корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2970
гидроочистки ой и Мощность электродвигателя квт
Род перекачиваемой среды-
1 Загрузка печи F-102 Рм-102 1 А3521СВ герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 577
А корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 3000
эмалью электродвигателя квт - 154
2 Загрузка печи F-102 Рм-102 2 SMKо-6х8хгерметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 570
ВС 12 12 L корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2970
эмалью электродвигателя квт - 132
3 Насос орошения колонны Рм-103 1 НК герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 60
С-101 А 6535-70 корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2930
эмалью электродвигателя квт - 22
4 Насос орошения колонны Рм-103 1 А3521СВ герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 54
С-101 В корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 3000
эмалью электродвигателя квт - 12
5 Подача сырья секции Рм-201 2 DVMX герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 210
каталитического АВ 4х6х10 NLкорпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2950
риформинга ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 315
6 Насос подачи ингибитораРм-202 1 N-P 31 герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
на прием насоса корпус грунтовк00059
РМ-101АВ ой и Род перекачиваемой среды-
7 Насос подачи Рм-203 1 - герметичный покрытиеПроизводительностьм3час 0.3
хлорорганических А корпус грунтовкРод перекачиваемой среды-
соединений ой и хлорорганическое соединение
8 Насос подачи Рм-203 1 Simplex герметичный покрытиеПроизводительностьм3час 0.3
хлорорганических В PMB корпус грунтовкРод перекачиваемой среды-
9 Подача сырья секции Рм-301 2 DVMX герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 147
гидроочистки дизельной АВ 4х6х9 NL корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2970
фракции ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 400
Род перекачиваемой среды- ДТ
0 Подача сырья секции Рм-301 1 НПС герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 200
гидроочистки дизельной С 200700 корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2950
фракции -1аС501-У ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 500
1 Насос орошения колонны Рм-302 1 SMK герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 11
С-301 А 2х3х10Н корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2980
эмалью электродвигателя квт - 11
2 Насос орошения колонны Рм-302 2 У3-40х60 герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 31
С-301 В корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2980
3 Насос МЭА высокого Рм-401 1 НПС герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
давления А 12065-75корпус грунтовк775
ой и Число оборотов обмин - 2950
электродвигателя квт - 315
Род перекачиваемой среды- МЭА
4 Насос МЭА высокого Рм-401 1 DVMX герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
давления В 3х4х9 NL корпус грунтовк775
ой и Число оборотов обмин - 2991
электродвигателя квт - 220
5 Насос подачи Рм-407 1 НД 25 герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
тринатрийфосфата 2540 корпус грунтовк002
эмалью электродвигателя квт - 025
раствор тринатрифосфата
6 Насос закачки МЭА РS-401 1 - герметичный покрытиеМаксимальная
корпус грунтовкпроизводительность м3ч – 6
ой и Род перекачиваемой среды-
7 Насос орошения колонны Рм-403 2 12Х18 герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
С-403 АВ корпус грунтовк775
8 Насос циркуляции Рм-501 2 SMK герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
каустической соды АВ 4х6х13 корпус грунтовк415
электродвигателя квт - 75
Род перекачиваемой среды- вода
9 Насос орошения Рм-502 1 ТКА герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 130
стабилизационной А 21080 корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2950
колонны С-501 ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 37
0 Насос орошения Рм-502 1 УН герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 122
стабилизационной В 195х120 корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2930
1 Насос теплофикационной Рм-504 2 Х100-65-2герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 122
воды АВ 50Е-СД корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2930
2 Загрузка печи F-501 Рм-505 2 SMK герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 320
АВ 6х8х13Н корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2975
эмалью электродвигателя квт - 110
3 Насос питания блока Рм-611 2 SMK герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 50
парополучения АВ 2х4х13НН корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2980
4 Насос циркуляции воды Рм-612 2 НК-20012герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 200
по контуру получения АВ 0г корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2950
пара высокого давления ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 55
5 Насос циркуляции воды Рм-613 2 НК- герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 65
по контуру получения АВ 6535-120корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 3000
пара низкого давления ой и Мощность
6 Насос подпитки Рм-616 1 Х герметичный покрытиеПроизводительностьм3час –
деаэратора химочищенной 50-32125корпус грунтовк125
воды ой и Число оборотов обмин - 2900
электродвигателя квт - 4
7 Насос подпитки Рм-617 1 У3 95х60 герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 75
деаэратора химочищенной корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 2940
водой ой и Мощность
эмалью электродвигателя квт - 4
8 Насос откачки Рм-661 1 НВЕ герметичный покрытиеПроизводительностьм3час – 50
нефтепродукта из 5050-30корпус грунтовкЧисло оборотов обмин - 1450
заглубленной емкости -В-55-У2 ой и Мощность
В-661 эмалью электродвигателя квт - 185
7 Компрессор К-201 1 - герметичный покрытиеТемпература воды на выходе из
циркулирующего ВСГ корпус грунтовкрубашки 0С - 45
блока риформинга ой и Температура масла на выходе из
эмалью радиатора 0С - 80
Давление на приеме кгссм2 –
Давление на выкиде кгссм2 –
Производительность нм3час –
Мощность в Квт (л.с.) – 6318
Число оборотов обмин - 7700
8 Компрессор К-301 1 - герметичный покрытиеТемпература воды на выходе из
блока гидроочистки ой и Температура масла на выходе из
дизельной фракции эмалью радиатора 0С – 80
Мощность в Квт (л.с.) –
64 (1600)÷13182 (2000)
Число оборотов обмин - 13400
9 Компрессор подпиточногоК-302 2 - герметичный покрытиеТемпература воды на выходе из
ВСГ АВ корпус грунтовкрубашки 0С - 45
ой и Температура масла на выходе из
эмалью радиатора 0С – 80
Мощность в Квт (л.с.) – 9321
Число оборотов обмин - 327
0 Компрессор циркуляции К-501 1 герметичный покрытиеТемпература воды на выходе из
азота на блоке осушке корпус грунтовкрубашки 0С - 45
ВСГ ой и Температура масла на выходе из
Давление на приеме кгссм2 – 3
Давление на выкиде кгссм2 – 9
Производительность нм3час – 4
Мощность в Квт – 350

Р 5.3. Перечень минимально.doc

5.3. Перечень минимально необходимых средств контроля и регулирования при
отказе которых необходима аварийная остановка установки или перевод ее на
№ Возможные Предельно Причины Действия персонала по
пппроизводствендопустимые возникновения предупреждению и устранению
ные значения производствен-ных
инциденты параметров инцидентов
аварийные превышение аварийных
ситуации (снижение) ситуаций
Выход из менее 30 % - поломка 1. Остановка блока
строя уровня прибора; предварительной
в колонне - забивание гидроочистки блока
С-101 импульсных линий;риформинга и блока
LAL-101 гидроочистки дизельного
Выход из более 95 % - поломка 1. Остановка блока
в сепараторе - забивание гидроочистки блока
В-101 импульсных линий;риформинга и блока
LAHСО-101 гидроочистки дизельного
В-201 импульсных линий;риформинга и блока
LAHСО-3 гидроочистки дизельного
Выход из более 80 % - поломка 1. Остановка блока
строя уровня прибора; гидроочистки дизельного
в сепараторе - забивание топлива.
В-301 импульсных линий;2. Блок предварительной
LAH-302 гидроочистки и блок
риформинга остаются в
Выход из менее 15 % - поломка 1. Остановка блока
в колонне - забивание топлива.
С-301 импульсных линий;2. Блок предварительной
LALS-305 гидроочистки и блок
В-304 импульсных линий;2. Блок предварительной
LAHSO-304 гидроочистки и блок
Выход из менее 15 % - поломка 1. Остановка блока МЭА
строя уровня прибора; очистки и гидроочистки
в колонне - забивание дизельного топлива.
С-401 импульсных линий;2. Блок предварительной
гидроочистки и блок
Выход из менее 20 % - поломка 1. Остановка блока МЭА
строя уровня более 85 % прибора; очистки и гидроочистки
в сепараторе - забивание дизельного топлива.
В-450 импульсных линий;2. Блок предварительной
LALS-405 гидроочистки и блок
LAHS-405 риформинга остаются в
С-403 импульсных линий;2. Блок предварительной
поз. LIC-410 гидроочистки и блок
С-501 импульсных линий;риформинга и блока
LIC-501 гидроочистки дизельного
Выход из менее 825 м3час- поломка 1. Остановка блока
строя прибора; предварительной
расходомера – - забивание гидроочистки блока
сырье на блок импульсных линий;риформинга и блока
риформинга гидроочистки дизельного
Выход из менее 1200 - поломка 1. Остановка блока
строя м3час прибора; гидроочистки дизельного
расходомера – - забивание топлива.
сырье на блок импульсных линий;2. Блок предварительной
гидроочистки гидроочистки и блок
дизельного риформинга остаются в
Выход из менее 100 000 - поломка 1. Остановка блока
строя нм3час прибора; предварительной
циркулирую-ще импульсных линий;риформинга и блока
го ВСГ гидроочистки дизельного

Р 5.1 Аналитический контроль ОТК ЦЗЛт 2012.doc

5.1 Аналитический контроль технологического процесса
№ Наименование Место отбора Контролируемые показатели Нормативные Норма Частота Кто
ппстадий процесса пробы (место документы на контроля контролирует
анализируемый установки методы
продукт средства измерений
измерения (испытаний
номер позиции контроля
по схеме) анализов)
а) Лабораторный контроль
Сырье блока гидроочистки дизельного топлива
Сырье Насос РМ-301 1. Фракционный состав оС: ГОСТ 2177 По заданию ОТК- ЦЗЛ
(дизельное установки - температура начала
прямой перегонки «Жекса» не ниже 180
с установок - 95 % перегоняется при
ЭЛОУ- АВТ-5 температуре не выше 360
АВТМ-129) 2. Температура вспышки в ГОСТ 6356
закрытом тигле оС не ниже
- для дизельного топлива для
тепловозных и судовых дизелей
и газовых турбин 62
дизелей общего назначения 40
Содержание воды Визуально отсутствие
Содержание сероводорода СТО 05766528-отсутствие
(прямогонное установки - 50 % перегоняется при
дизельное «Жекса» температуре не выше 280
Температура помутнения оСГОСТ 5066
Массовая доля серы%
не более ГОСТ Р 51947 15
(флегма установки - температура начала
термического «Жекса» не ниже 70
крекинга с - 95 % перегоняется при
установок температуре не выше 360
ТК-23 2. Цвет в единицах ЦНТ не 4
Сырье блока каталитического риформинга
Сырье С приема 1. Содержание серы % мас. ГОСТ-Р 51947
(бензиновая насоса не более 02
фракция РМ-101АВ 2. Содержание воды % мас. визуально отсутствует
–180 оС 3. Фракционный состав оС: ГОСТ 2177
- температура конеца кипения 185
Сырье С приема 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
(фракция 80-180 насоса - начало кипения оС не нормируется
гидроочищенная) РМ-101АВ определение
- 10 % перегоняется
при температуреоС не выше 95
- конец кипения оС не выше 180
Массовая доля серы % ГОСТ Р 51947 по заданию ОТК- ЦЗЛ
Сырье С приема 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 по заданию ОТК- ЦЗЛ
(фракция насоса - начало кипения оС не нормируется
0оС-КК РМ-101АВ определение
с установки 224) обязательно
при температуреоС не выше 104
- конец кипения оС не выше 185
Цвет визуально бесцветный
(гидроочищенная насоса - начало кипения оС не нормируется
фракция РМ-101АВ определение
с блока - 10 % перегоняется
установки при температуреоС не выше 104
Л-35-111000 ) - конец кипения оС не выше 183
Стабильный С приема 1. Содержание ГОСТ 13380 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
гидрогенизат РМ-201АВ - сера ррm не более 05 (кроме
предварительной 2. Содержание по заданию Специализиро
гидроочистки - азот ррm не более 10 ванная
бензина) - вода ррm не более 50 организация
- хлорорганические соед.
- мышьяк ррb не более 50
- свинец ррb не более 50
- железо ррb не более 50
- никель ррb не более 50
-содержание олефинов % масс ГОСТ 2070 по заданию ОТК -ЦЗЛ
Получаемые продукты блока гидроочистки дизельного топлива
Гидро очищенное- Трубопровод 1. Массовая доля серы ГОСТ Р51947 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
дизельное топливона выходе с % не более:
установки – вида I 02
Температура вспышки в ГОСТ 6356 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
- для дизельного топлива
для дизелей общего назначения 40
Испытание на медной ГОСТ6321 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
пластинке выдерживает
Содержание сероводорода СТО05766528- отсутствие 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
Содержание воды и Визуально
мех. примесей отсутствие 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
Фракционный состав оС: ГОСТ 2177 1 раза в ОТК- ЦЗЛ
- температура начала кипения не нормируется
- 95% перегоняется при
температуре не выше 360
закрытом тигле оС не ниже 62
Отгон бензин С выкида 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 по заданию ОТК- ЦЗЛ
от гидроочистки Рм -302АВ
дизельного - конец кипения оС не выше 200
топлива 2. Цвет визуально бесцветный
Газ 1. Объемная доля по заданию спец.
сероводородный сероводорода %
не менее 90 организация
Получаемые продукты блока каталитического риформинга
Бензин Трубопровод 1.Октановое число не менее: 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
каталитического после то - по исследовательскому
риформинга Е-509 не менее ГОСТ 511 85
- по моторному не менее ГОСТ 8226 77
Фракционный состав оС: ГОСТ 2177
- температура начала
не ниже (с 01.04 по 01.10) 35
не ниже (с 01.10 по 01.04) 30
Углеводородный Трубопровод 1.Углеводородный состав % ГОСТ 14920 по заданию ОТК- ЦЗЛ
(сухой газ) с В-501 - С5+ не более 20
Содержание сероводорода%
масс не более ГОСТ 223872 0003
Рефлюкс С выкида 1. Углеводородный состав в % ГОСТ 10679
Рм -502АВ масс.: - С5+ не более 10 по заданию ОТК- ЦЗЛ
Водород Из 1. Объемная доля водорода %ГОСТ 14920 По заданию ОТК-ЦЗЛ
содержащий В-201 не менее 70
газ (ВСГ) 2. Содержание 2
сероводородаррм не более
Газ топливный Из В-631 1. Содержание компонентов ГОСТ 14920 По заданию ОТК-ЦЗЛ
- водорода не более
- углеводородов С2 и С3 не
- углеводородов С4 не более
- углеводородов С5 не более
Плотность при 20оС кгм3
Углеводородный Из сепаратораМассовая доля сероводорода ГОСТ 045 по заданию ОТК- ЦЗЛ
газ В-403 % не более 22387.2
(газ сухой) СТО 05766528-
Питательная вода С насоса 1.Прозрачность см не более СТО МВИ 40 1 раза в ОТК- ЦЗЛ
РМ-611 2.Жесткость общая СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
мкмольдм3. -05766528- сутки
не более 3.07-2009 10 8-00
Массовая концентрация СТО МВИ
общего мкгдм3 не более 3.14-2009 100 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Щелочность общая ммольдм3СТО МВИ не 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
08-2009 нормируется 8-00
минеральных веществ 3.17-2009
(солесодержание) мгдм3 не
не более нормируется
Содержание растворенного СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
кислорода кгдм3 не более 3.24-2009 50 8-00
Концентрация ионов СТО МВИ
водорода ед. рН в пределах 3.13-2009 85 ÷ 95 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
нефтепродуктов мгдм3 не 3.18-2009 10 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Котловая С насоса 1.Прозрачность см не более СТО МВИ 40 По заданию ОТК- ЦЗЛ
(продувочная) РМ-612 3.23-2009
РМ-613 2.Щелочность относительная СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
ммольдм3 не более 3.08-2009 50 8-00
Массовая концентрация СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
минеральных 3.17-2009 4000 ÷ 8-00
веществ (солесодержание) 4500
Концентрация ионов СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
водорода ед. рН не менее 3.13-2009 95 8-00
Насыщенный 1.Жесткость общая МВИ-001- 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Сточные воды Колодец на 1. Содержание нефтепродукта ПНД Ф
выходе с мгдм3 не более 14.1:2.5.-95 40 4 раза в ОТК- ЦЗЛ
установки 2. Содержание фенола мгдм3Фотоколори-
не более метрическим отсутствие По заданию
методом при превыше-
Содержание взвешенных ПНД Ф нии норма-
веществ мгдм3 не более 14.1:2.110.-9100 тивных
Нейтральность среды ПНД Ф показателей
рН 14.1:2.3.4. 65(85
Содержание ионов аммония ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.1.-95 5
Содержание сульфат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.159-20100
Содержание сульфидов Фотоколори-
не более метрическим отсутствие
Содержание хлорид-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.111-9750
Содержание нитрит-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.3.-95 1
Содержание нитрат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.4-95 6
Сухой остаток мгдм3 ПНД Ф
не более 14.1:2.114-971000
Содержание фосфат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.112-9707
ХПК мгдм3 не более ПНД Ф 600
Дымовые F-301F-101 1. Содержание диоксид азота М-МВИ-173-06 41371 1 раз в год ОТК- ЦЗЛ
не более мгм3 (с мая по
газы F-201F-201 2. Содержание оксид азота не 16569
F-203 3. Содержание окись углерода 55906
Содержание серы диоксидне 27607
Содержание метана не 14567
Содержание бензопирена не 60х10-5
б) Автоматический контроль
Циркулируюший На потоке 1.Содержание водорода % об.АР-201 постоянно
ВСГ на блоке компрессора менее 70
каталитического К-201 2.Содержание влаги ppm АР-202 постоянно
риформинга не более 50

tar cdw 10.cdw

Технические требования
*Размер для справок.
Прогиб полотен (секций) тарелки после установки должен
Общий прогиб устанавливаемой тарелки должен быть не более
Клапанны после их установки в отверстия секций должны быть
сводно (без заеданий) перемещаться до упора.
Полотна (секции) тарелки допускается изготавливать сварным
при этом швы должны быть зачищенны с двух сторон заподлицо с
Сварка ручная электродуговая по ГОСТ 5264-80. Электрод типа
Э-10Х25Н13Г2 по ГОСТ 10052-75. Контроль сварных швов
визуальный осмотр и измерение.

Р 4 Нормы режима. (выписка).doc

4. Нормы технологического режима.
№ Наименование стадий Номер Единица Допускаемые Требуемый Примечание
пппроцесса аппараты позиции измеренипределы класс
показатели режима прибора ная технологичесточности
схеме ких измерительн
параметров ых приборов
1 Блок предварительной гидроочистки бензина (секция 100)
Температура продукта TRC-101 оС 320 ÷ 360 10 % Регулирующ
на выходе из печи ий
Температура дымовых ТIR-110 оС не выше 760 05 % Регистриру
газов на выходе из ющий
Температура стенок ТIR-101 ÷ 0С не выше 480 05 % Регистриру
труб змеевика камеры ÷ TIR-104 ющий
Температура продукта ТIR-109 оС 320 ÷ 360 05 % Регистриру
на входе в реактор ющий
Объемная скорость Обьем час-1 15 ÷ 25 - -
подачи сырья катализато
Перепад давления по РdIR-101 кгссм2 не более 6 10 % Регистриру
Отпарная колонна С-101
Температура низа ТIR-140 оC 220 ÷ 250 05 % Регистриру
Температура верха TIR-138 0C 95 ÷ 125 05 % Регистриру
Температура продукта TRC-103 оC 220 ÷ 255 10 % Регулирующ
Температура дымовых TIR-136 оС не выше 790 05 % Регистриру
Температура стенок ТIR-127 ÷ 0С не выше 346 05 % Регистриру
труб змеевика камеры ÷ 130 ющий
Количество FIRA-109 м3ч 800 ÷ 1200 05 % Регистриру
Давление в аппарате РRC-103 кгссм2 не более 10 % Регулирующ
Температура в TIR-141 0С не выше 40 05 % Регистриру
Температура в TIR-126 оС не более 40 05 % Регистриру
Давление в аппарате PRC-102 кгссм2 16 ÷ 24 05 % Регулирующ
2 Блок каталитического реформинга бензина (секция 200)
Расход сырья на FRC-201 м3ч 50 ÷ 84 0.5 % Регулирующ
установку (2 потока) FRC-202 м3ч 50 ÷ 84 0.5 % ий
Соотношение ВСГ к - нм3 газа1200 ÷ 2000 - -
Температура дымовых ТIR-278 оС не выше 940 05 % Регистриру
Температура продукта ТRC-201 оС 460 ÷ 525 05 % Регистриру
на выходе из печи ющий
Температура стенок ТIR-2011 0С не выше 615 05 % Регистриру
труб змеевика камеры ÷ ющий
Температура продукта ТIR-207 оC 460 ÷ 525 05 % Регистриру
Перепад давления по РdIR-201 кгссм2 не более 1510 % Регистриру
Температура дымовых ТIR-279 оC не выше 960 05 % Регистриру
Температура продукта ТRC-203 оС 460 ÷ 525 05 % Регистриру
Температура стенок ТIR-2021 0С не выше 620 05 % Регистриру
Температура продукта ТIR-217 о0С 460 ÷ 525 05 % Регистриру
Перепад давления по РdIR-202 кгссм2 не более 1510 % Регистриру
Температура дымовых ТIR-280 0С не выше 980 05 % Регистриру
Температура продукта ТRC-204 0С 460 ÷ 525 05 % Регистриру
Температура стенок ТIR-2031 0С не выше 614 05 % Регистриру
Температура продукта ТIR-222 0С 460 ÷ 525 05 % Регистриру
Перепад давления по РdIR-203 кгссм2 не более 1510 % Регистриру
Газосепаратор В-201
Давление в аппарате РIR-204 кгссм2 18 ÷ 28 10 Регистриру
Температура в ТIR-275 0С не выше 40 05 Регистриру
Суммарная объемная - час-1 08 ÷ 14 - -
скорость подачи сырья
3 Блок гидроочистки дизельного топлива (секция 300)
Температура продукта ТI-317 0С 312 ÷ 386 05 % Регистриру
Объемная скорость количествачас-1 08 ÷ 14 - Регистриру
подачи сырья сырьяобъе ющий
Перепад давления в PdI-301 кгссм2 не более 4 Регистриру
реакторе R-301 ющий
Перепад давления в PdI-21721кгссм2 не более 4 Регистриру
реакторе R-302 8 ющий
Газосепаратор В-301
4.1. Очистка ВСГ блока гидроочистки
Давление в абсорбере РR-403 кгссм235 ÷ 51 10 % Регистриру
Температура в ТI-415 оС не выше 55 05 % Регистриру
абсорбере С-401 ющий
4.2. Очистка углеводородных газов блока гидроочистки
Давление в аппарате PRC-407 кгссм2 02 ÷ 14 10 % Регулирующ
5. Блок стабилизации бензина (секция 500)
Колонна стабилизации С-501
Давление в аппарате PR-501 кгссм2 10 ÷ 168 10 % Регистриру
Температура низа TI-513 оС 180 ÷ 220 05 % Регистриру
Температура верха ТI-512 оC 40 ÷ 75 05 % Регистриру
Сборник рефлюкса В-502
Давление в аппарате PRC-501 кгссм2 не более 1610 % Регулирующ
Температура в ТI-527 оС не выше 40 05 % Регистриру
Температура продукта TRC-501 оC не выше 250 10 % Регулирующ
Температура дымовых ТI-505 оC не выше 800 05 % Регистриру
Температура стенок ТI-501 ÷ 0С не выше 360 05 % Регистриру
труб змеевика камеры ÷ TI-504 ющий
Количество FR-503 м3ч 250 ÷ 450 05 % Регистриру
Давление в аппарате PRC-503 кгссм2 не более 14 10 % Регулирующ
6. Блок парополучения
Сепаратор среднего давления В-612
Давление в аппарате PR-603 кгссм2 13 ÷ 23 10 % Регистриру
Температура в ТI-603 оС не выше 224 05 % Регистриру
Сепаратор низкого давления В-613
Давление PR-604 кгссм2 20 ÷ 45 10 % Регистриру
Температура ТI-602 оC не выше 15808 % Регистриру
7. Режим работы компрессоров
Давление на выкиде PI-206 кгссм2 не более 10 % Регистриру
Давление на приеме РI-205 кгссм2 не более 10 % Регистриру
Температура на выходеТI-277 оC не выше 75 05 % Регистриру
Давление на выкиде РI-330 кгссм2 не более 10 % Регистриру
Давление на приеме РI-305 кгссм2 не более 10 % Регистриру
Температура на выкидеТI-347 оС не выше 60 05 % Регистриру
Давление на приеме PR-102 кгссм2 не более 24 10 % Регистриру
Давление на выкиде РI-331 кгссм2 не более 10 % Регистриру
Температура на выкидеТI-348 оС не выше 140 05 % Регистриру
Температура перевала TRAH-006 оC не выше 640 05 % Регистриру
Температура азота на TRAH-001 оC не выше 450 05 % Регулирующ
выходе из печи F-210TRAH-002 ий
Расход азота в печь FRCAL-001 нм3час не менее 40005 % Регулирующ
F-210 на каждом FRCAL-002 ий
Давление топливного PRAHL-016 кгссм2 0.02 ÷ 0.06 05 % Регистриру
газа к основной ющий
Давление топливного PRSHL-018 кгссм2 не менее 0.305 % Регистриру
газа к пилотной ющий
Давление в сепаратореPRC-001 кгссм2 20 ÷ 50 05 % Регулирующ
Уровень в сепараторе LRAH-001 % не более 10 05 % Регистриру
9. Температура продуктов откачиваемых с установки
Температура бензина ТI-515 оC не выше 40 05 % Регистриру
риформинга в парк ющий
Температура ТI-352 оC не выше 50 05 % Регистриру
гидроочищенной ющий
дизельной фракции в
Инженер-технолог ГКП Э.Н. Тайхутдинов
Ведущий инженер-технолог ТО И.Р. Явгильдин

Р 5.1 Аналитический контроль ОТК ЦЗЛт.doc

5.1 Аналитический контроль технологического процесса
№ Наименование Место отбора Контролируемые показатели Нормативные Норма Частота Кто
ппстадий процесса пробы (место документы на контроля контролирует
анализируемый установки методы
продукт средства измерений
измерения (испытаний
номер позиции контроля
по схеме) анализов)
а) Лабораторный контроль
Сырье блока гидроочистки дизельного топлива
Сырье Насос РМ-301 1. Фракционный состав оС: ГОСТ 2177 По заданию ОТК- ЦЗЛ
(дизельное установки - температура начала
прямой перегонки «Жекса» не ниже 180
с установок - 95 % перегоняется при
ЭЛОУ- АВТ-5 температуре не выше 360
АВТМ-129) 2. Температура вспышки в ГОСТ 6356
закрытом тигле оС не ниже
- для дизельного топлива для
тепловозных и судовых дизелей
и газовых турбин 62
дизелей общего назначения 40
Содержание воды Визуально отсутствие
Содержание сероводорода СТО 05766528-отсутствие
(прямогонное установки - 50 % перегоняется при
дизельное «Жекса» температуре не выше 280
Температура помутнения оСГОСТ 5066
Массовая доля серы%
не более ГОСТ Р 51947 15
(флегма установки - температура начала
термического «Жекса» не ниже 70
крекинга с - 95 % перегоняется при
установок температуре не выше 360
ТК-23 2. Цвет в единицах ЦНТ не 4
Сырье блока каталитического риформинга
Сырье С приема 1. Содержание серы % мас. ГОСТ-Р 51947
(бензиновая насоса не более 02
фракция РМ-101АВ 2. Содержание воды % мас. визуально отсутствует
–180 оС 3. Фракционный состав оС: ГОСТ 2177
- температура конеца кипения 185
Сырье С приема 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
(фракция 80-180 насоса - начало кипения оС не нормируется
гидроочищенная) РМ-101АВ определение
- 10 % перегоняется
при температуреоС не выше 95
- конец кипения оС не выше 180
Массовая доля серы % ГОСТ Р 51947 по заданию ОТК- ЦЗЛ
Сырье С приема 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 по заданию ОТК- ЦЗЛ
(фракция насоса - начало кипения оС не нормируется
0оС-КК РМ-101АВ определение
с установки 224) обязательно
при температуреоС не выше 104
- конец кипения оС не выше 185
Цвет визуально бесцветный
(гидроочищенная насоса - начало кипения оС не нормируется
фракция РМ-101АВ определение
с блока - 10 % перегоняется
установки при температуреоС не выше 104
Л-35-111000 ) - конец кипения оС не выше 183
Стабильный С приема 1. Содержание ГОСТ 13380 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
гидрогенизат РМ-201АВ - сера ррm не более 05 (кроме
предварительной 2. Содержание по заданию Специализиро
гидроочистки - азот ррm не более 10 ванная
бензина) - вода ррm не более 50 организация
- хлорорганические соед.
- мышьяк ррb не более 50
- свинец ррb не более 50
- железо ррb не более 50
- никель ррb не более 50
-содержание олефинов % масс ГОСТ 2070 по заданию ОТК -ЦЗЛ
Получаемые продукты блока гидроочистки дизельного топлива
Гидро очищенное- Трубопровод 1. Массовая доля серы ГОСТ Р51947 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
дизельное топливона выходе с % не более:
установки – вида I 02
Температура вспышки в ГОСТ 6356 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
- для дизельного топлива
для дизелей общего назначения 40
Испытание на медной ГОСТ6321 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
пластинке выдерживает
Содержание сероводорода СТО05766528- отсутствие 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
Содержание воды и Визуально
мех. примесей отсутствие 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
Фракционный состав оС: ГОСТ 2177 1 раза в ОТК- ЦЗЛ
- температура начала кипения не нормируется
- 95% перегоняется при
температуре не выше 360
закрытом тигле оС не ниже 62
Отгон бензин С выкида 1. Фракционный состав: ГОСТ 2177 по заданию ОТК- ЦЗЛ
от гидроочистки Рм -302АВ
дизельного - конец кипения оС не выше 200
топлива 2. Цвет визуально бесцветный
Газ 1. Объемная доля по заданию спец.
сероводородный сероводорода %
не менее 90 организация
Получаемые продукты блока каталитического риформинга
Бензин Трубопровод 1.Октановое число не менее: 2 раза в ОТК- ЦЗЛ
каталитического после то - по исследовательскому
риформинга Е-509 не менее ГОСТ 511 85
- по моторному не менее ГОСТ 8226 77
Фракционный состав оС: ГОСТ 2177
- температура начала
не ниже (с 01.04 по 01.10) 35
не ниже (с 01.10 по 01.04) 30
Углеводородный Трубопровод 1.Углеводородный состав % ГОСТ 14920 по заданию ОТК- ЦЗЛ
с В-501 - С5+ не более 20
Содержание сероводорода%
масс не более ГОСТ 223872 0003
Рефлюкс С выкида 1. Углеводородный состав в % ГОСТ 10679
Рм -502АВ масс.: - С5+ не более 10 по заданию ОТК- ЦЗЛ
Водород Из 1. Объемная доля водорода %ГОСТ 14920 По заданию ОТК-ЦЗЛ
содержащий В-201 не менее 70
газ (ВСГ) 2. Содержание 2
сероводородаррм не более
Газ топливный Из В-631 1. Содержание компонентов ГОСТ 14920 По заданию ОТК-ЦЗЛ
- водорода не более 15
- метана не менее 25
- углеводородов С2 и С3 не 60
- углеводородов С4 не более 15
- углеводородов С5 не более 20
% не более ГОСТ 22387.2005
Плотность при 20оС кгм3
более ГОСТ 31369 12
Углеводородный Из сепаратораМассовая доля сероводорода ГОСТ по заданию ОТК- ЦЗЛ
(газ сухой) В-403 % не более СТО 05766528-045
Питательная вода С насоса 1.Прозрачность см не более СТО МВИ 40 1 раза в ОТК- ЦЗЛ
РМ-611 2.Жесткость общая СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
мкмольдм3. -05766528- сутки
не более 3.07-2009 10 8-00
Массовая концентрация СТО МВИ
общего мкгдм3 не более 3.14-2009 100 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Щелочность общая ммольдм3СТО МВИ не 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
08-2009 нормируется 8-00
минеральных веществ 3.17-2009
(солесодержание) мгдм3 не
не более нормируется
Содержание растворенного СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
кислорода кгдм3 не более 3.24-2009 50 8-00
Концентрация ионов СТО МВИ
водорода ед. рН в пределах 3.13-2009 85 ÷ 95 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
нефтепродуктов мгдм3 не 3.18-2009 10 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Котловая С насоса 1.Прозрачность см не более СТО МВИ 40 По заданию ОТК- ЦЗЛ
(продувочная) РМ-612 3.23-2009
РМ-613 2.Щелочность относительная СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
ммольдм3 не более 3.08-2009 50 8-00
Массовая концентрация СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
минеральных 3.17-2009 4000 ÷ 8-00
веществ (солесодержание) 4500
Концентрация ионов СТО МВИ 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
водорода ед. рН не менее 3.13-2009 95 8-00
Насыщенный 1.Жесткость общая МВИ-001- 1 раз в ОТК- ЦЗЛ
Сточные воды Колодец на 1. Содержание нефтепродукта ПНД Ф
выходе с мгдм3 не более 14.1:2.5.-95 40 4 раза в ОТК- ЦЗЛ
установки 2. Содержание фенола мгдм3Фотоколори-
не более метрическим отсутствие По заданию
методом при превыше-
Содержание взвешенных ПНД Ф нии норма-
веществ мгдм3 не более 14.1:2.110.-9100 тивных
Нейтральность среды ПНД Ф показателей
рН 14.1:2.3.4. 65(85
Содержание ионов аммония ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.1.-95 5
Содержание сульфат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.159-20100
Содержание сульфидов Фотоколори-
не более метрическим отсутствие
Содержание хлорид-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.111-9750
Содержание нитрит-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.3.-95 1
Содержание нитрат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.4-95 6
Сухой остаток мгдм3 ПНД Ф
не более 14.1:2.114-971000
Содержание фосфат-ионов ПНД Ф
мгдм3 не более 14.1:2.112-9707
ХПК мгдм3 не более ПНД Ф 600
Дымовые F-301F-101 1. Содержание диоксид азота М-МВИ-173-06 41371 1 раз в год ОТК- ЦЗЛ
не более мгм3 (с мая по
газы F-201F-201 2. Содержание оксид азота не 16569
F-203 3. Содержание окись углерода 55906
Содержание серы диоксидне 27607
Содержание метана не 14567
Содержание бензопирена не 60х10-5
б) Автоматический контроль
Циркулируюший На потоке 1.Содержание водорода % об.АР-201 постоянно
ВСГ на блоке компрессора менее 70
каталитического К-201 2.Содержание влаги ppm АР-202 постоянно
риформинга не более 50

Спецификация Клапанная тарелка.cdw

Планка регулировочная
Болт М10х35 ГОСТ 7798-70
Гайка М12 ГОСТ 5916-70

Кожух (2).cdw

Неуказанные предельные отклонения отверстий
Острые кромки притупить R=05 мм
Сварные швы по ГОСТ5264-80
* Размеры для справок

Схема испр.cdw

-Нестабильный риформат
- Стабильный риформат
- Углеводородный газ в топливную сеть
VI - Стабильный риформат в товарный парк
Принципиальная технологическая схема

Р 7.1 .1Таблица.doc

7.1.1. Характеристика пожаро- взрывоопасных и токсичных свойств сырья
материалов реагентов катализаторов полуфабрикатов изготовляемой
продукции и отходов производства
Наименование сырья материалов реагентов катализаторов полуфабрикатов
изготовляемой продукции отходов производства Класс опасности
по ГОСТ12.1.007 Агрегатное состояние при нормальных условиях Плотность
паров (газа) по воздуху Удельный вес для твердых и жидких веществ гсм3
Растворимость в воде % масс. Возможно ли воспла-менение или взрыв при
воздействии на него Температура оС Пределы
воспламенения ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений
(воздействие на организм человека) по ГОСТ 12.1.005 Характеристика
токсичности Литература Кипения Плавления
Самовоспламенения Воспламенения Вспышки Начала экзотермического
разложения Концентра-цонные
% об Темпера-турные оС Аэро-взвеси
(гсм3) дисперс- тность Воды (да нет) Кислорода
(да нет) нижний верхний нижний верхний нижний 1
(НК-80ОС;80-180ОС;Рефлюкс) IV Жидкость - 0.65-075 нет нет да - -
6 - -27 - 10 70 -45 -5 - 100 Легковоспламеняющаяся жидкость.
Обладает наркотическим действием. Признаки: головная боль рвота слабость
на первой стадии беспричинная веселость (опьянение). Вдыхание больших
количеств паров бензина вызывает отравление приводящее к потере сознания и
даже к смерти попадая на кожу обезжиривает ее. сознания судороги
ослабление дыхания. Первая помощь - свежий воздух искусственное дыхание;
индивидуальные средства защиты – при малых концентрациях противогаз марки
ДОТ-600 А2В2Е2К2РЗ или «БКФ» при больших концентрациях – изолирующий
противогаз Справочник нефтепереработчика ГОСТ 12.1.005-88
22 Дизельное топливо IV Жидкость - 082-084 - нет да - -
- 0.52 - 35-99 75-155 - 300 Горючая пожаро-взрывоопасная
жидкость. Малотоксичное вещество. Длительное вдыхание паров и газов при
низком содержании их в воздухе приводит к заболеваниям.
При попадании на кожу появляется экземы.
Первая помощь - свежий воздух искусственное дыхание; индивидуальные
средства защиты – при малых концентрациях противогаз марки ДОТ-600
А2В2Е2К2РЗ или «БКФ» при больших концентрациях – изолирующий противогаз
Справочник нефтепереработчика технологические расчеты ГОСТ 12.1.005-88
Углеводородный газ в смеси с сероводородом III газ 10-15 - нет
нет да - - 460 - - - 13 95 - - - 3 Взрывоопасный газ.
Обладает наркотическим действием. Высокая концентрация может вызвать
отравления и даже привести к смерти. Отравления вызывают расстройство
нервной системы небольшие отравления возбуждающе действуют на психику.
Опасность отравления особенно велика при переработке сернистых нефтей так
как возможно наличие в углеводородном газе сероводорода вдыхание приводит
к острому отравлению с возможным смертельным исходом. Первая помощь -
свежий воздух искусственное дыхание; индивидуальные средства защиты – при
малых концентрациях противогаз марки ДОТ-600 А2В2Е2К2РЗ или «БКФ» при
больших концентрациях – изолирующий противогаз
Водородсодержащий газ - Газ 009 по Н2 - - нет да - 2528 - 577
- - 2526 - 4 по Н2 75 по Н2 - - - - Бесцветный горючий газ без
запаха и вкуса. При высоких концентрациях вызывает удушье возможны
отравления примесями.
При наличии примесей углеводородов и сероводорода возможно сильное
отравление со смертельным исходом. Первая помощь - свежий воздух
искусственное дыхание; индивидуальные средства защиты – при малых
концентрациях противогаз марки ДОТ-600 А2В2Е2К2РЗ или «БКФ» при больших
концентрациях – изолирующий противогаз Справочник нефтепереработчика ГОСТ
1.005-88 Азот - Газ 0967 - - нет нет - - - - - - - -
- - - - Бесцветный негорючий газ не имеющий запаха. При высоких
концентрациях вызывает удушье вследствие недостатка кислорода.
А2В2Е2К2РЗ или «БКФ» при больших концентрациях – изолирующий противогаз
12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Сероводород II Газ
9 - - нет да - - 345 ( 380 - - - 43 455 - - - 10 При
вдыхании воздуха содержащего сероводород отравление может развиваться
мгновенно: потеря сознания сопровождается быстрой смертью от остановки
дыхания. При концентрации 07мгл 15÷30 минутное вдыхание вызывает
раздражение глаз насморк тошноту рвоту колики отдышку обморочное
состояние или состояние возбуждения с потерей сознания. Более длите-льное
воздействие подобной концентрации может привести к отеку легких. При
концентрации 02÷03мгл наблюдается жжение в глазах светобоязнь
металлический вкус во рту усталость и головная боль.
Справочник нефтепереработчика ГОСТ 12.1.005-88
21 22 Сероводород в смеси с углеводородами (С1-С5) III Газ 15
- - нет - - - - - - - 43 46 - - - 3 При вдыхании воздуха
содержащего сероводород отравление может развиваться мгновенно: потеря
сознания сопровождается быстрой смертью от остановки дыхания. При
концентрации 07мгл 15÷30 минутное вдыхание вызывает раздражение глаз
насморк тошноту рвоту колики отдышку обморочное состояние или
состояние возбуждения с потерей сознания. Более длите-льное воздействие
подобной концентрации может привести к отеку легких. При концентрации
÷03мгл наблюдается жжение в глазах светобоязнь металлический вкус
во рту усталость и головная боль.
22 Моноэтаноламин (применяется
% раствор) II Жидкость - 10-105 100 нет нет 171 - - - - -
- - - - - 05 Обладает слабощелочными свойствами. При вдыхании паров
вызывает расстройство органов дыхания кровообращения центральной нервной
системы печени. При попадании на кожу вызывает дерматиты химический ожог.
Паспорт безопасности вещества
ГОСТ 12.1.005-88 ТУ-6-02-915-84 Тринатрий-фосфат
Na3PO4 II Твердое вещество - - да нет нет - -- - - - - - -
- - - 1 Раствор тринатрийфосфата обладает слабощелочными свойствами.
При попадании на кожу вызывает ожог. Работать в прорезиненных рукавицах или
резиновых перчатках. При попадании на кожу смывать водой. Паспорт
безопасности вещества
ГОСТ 12.1.005-88 ГОСТ 201-76
22 Противопенный ингибитор ПМС-200А IV Жидкость - - нет нет
нет - - - - - - - - - - - - Бесцветная жидкость химически
инертна взрывобезопасна не оказывает раздражающего и общетоксического
действия на организм человека и относится к веществам малоопасным.
Паспорт безопасности вещества ОСТ-6-02-20-79 Щелочь NaOH (10 %
раствор) II Жидкость - - да - - - - - - - - - - - - -
Оказывает раздражающее и разъедающее действие на кожный покров и
слизистые оболочки глаз при попадании в глаза может вызвать слепоту. При
попадании на кожу может вызвать язвы и экземы.
Справочник нефтепереработчика
ГОСТ 2263-79 Антизагрязнитель
ЕС 3021А III Жидкость - 0918 нет нет нет 180 - 25 - 65 68 ÷ 70
- - - - - - 10 Содержит высокомо-лекулярный эфир в ароматическом
растворителе. При воздействии на организм вызывает раздражение глаз и
верхних дыхательных путей. При попадании на кожу вызывает ожоги. При
проглатывании вызывает ожог рта желудка может вызвать угнетение
центральной нервной системы. Паспорт безопасности вещества.
18 19 20 21 22 Катализаторы
RG-682 RG-682 А16 III Твердое вещество - - нет нет нет - - - -
- - - - - - - 2 Необходимо избегать попадания частиц и пыли на
кожу и слизистую оболочку глаз. В случае попадания на кожу и в слизистую
оболочку глаз необходимо промыть пораженные участки обильным количеством
воды. Для защиты органов дыхания использовать респираторы. Паспорт
безопасности вещества.
III Твердое вещество - - нет нет нет - - - - - - - - - -
- 2 Необходимо избегать попадания на кожу и слизистую оболочку глаз.
При попадании необходимо промыть пораженные участки обильным количеством
Для защиты органов дыхания использовать респираторы.
Паспорт безопасности вещества.
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Синтетический
(осушитель ВСГ) III Твердое вещество - - нет нет нет - - - - -
- - - - - - 2 Необходимо избегать попадания на кожу и слизистую
воды. Для защиты органов дыхания использовать респираторы
Индивидуальные средства защиты фильтрующий противогаз ТУ 2163-077-05766575-
С2Н4Cl2 II Жидкость - - нет нет да - - 413 - 9 - 62 16 - -
- 10 Сильный яд наркотичекого действия. Вызывает дистрофические
изменения в печени почках других органах вызывает ряд хронических
Индивидуальные средства защиты фильтрующий противогаз ГОСТ 1942-86
ГОСТ 12.1005-88 Трихлорэтилен
С2НCl3 III Жидкость - 1463 ÷ 1466 - - нет - - 380 36 - - 12
7 - - - 10 Легколетучая бесцветная жидкость трудногорючая похожая
на запах хлороформа. Обладает наркотическим действием. Признаки: головная
боль сонливость быстрая утомляемость. При высоких концентрациях вызывает
Индивидуальные средства защиты фильтрующий противогаз
ГОСТ 12.1005-88 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
18 19 20 21 22 Углерод четырех-хлористый
СCl4 II Жидкость - - нет нет нет - - - - - - - - - - 20
Обладает наркотическим действием мутагенными и канцерогенными свойствами.
Признаки: головная боль сонливость быстрая утомляемость. При высоких
концентрациях вызывает тошноту рвоту поражение центральной нервной
Индивидуальные средства защиты фильтрующий противогаз ГОСТ 12.1005-88
C2Cl4 III Жидкость - 1619 ÷ 1624 нет нет нет 121 - 22 - - - -
Обладает наркотическим действием мутагенными и канцерогенными
свойствами. Признаки: головная боль сонливость быстрая утомляемость. При
высоких концентрациях вызывает тошноту рвоту поражение центральной
Индивидуальные средства защиты фильтрующий противогаз ТУ 6-01-956-86
ГОСТ 12.1005-88 Низкомолекулярные
диалкил-дисульфиды III Жидкость - 0993 ÷ 1046 нет нет нет 151 ÷
8 - - - 45 - - - - - - 07 Обладает наркотиче-ским действием
мутагенными и канцерогенными свойствами. Признаки: головная боль
сонливость быстрая утомляемость. При высоких концентра-циях вызывает
тошноту рвоту поражение централь-ной нервной системы.
ТУ 0258-050-00151638-2004
18 19 20 21 22 Уголь антрацит IV Твердое вещество -- -
нет нет нет - - - - - - - - - - - 6 Необходимо избегать
попадания угольной пыли на кожу слизис-тую оболочку глаз и в дыхательные
пути. В случае попадания необхо-димо промыть пораженные участки обильным
количес-твом воды. Для защиты органов дыхания использовать респираторы.
Тосол А-40М 3 ж - 1078-1085 да нет нет - - 380 - 120 - -
2 124 - - 5 Обладает общетоксическим действием. Может проникать в
организм человека через дыхательные пути является химическим аллергеном.
Наиболее опасен для человека при попадании внутрь через желудочно-кишечный
Индивидуальные средства защиты: очки перчатки личные фильтрующие
противогазы спецодежда. ГОСТ 12.105-85.Вредные вещества. Классификация и
общие требования безопасности.
Масло «Новойл-Турбин 30»
ж - 089 нет нет да 300 -15 340 300 не ниже 185 - - -
0 340 - 5 Пары аэрозоля оказывают раздражающее действие на кожу и
слизистые оболочки глаз. При регулярном попадании на кожу вызывают сухость
шелушение что может привести к дерматитам. Индивидуальные средства защиты
– личные фильтрующие ДОТ600 А2В2Е2К2Р3 или БКФ прорезиненные перчатки
спецодежда спецобувь защитные очки.
ГОСТ 12.105-85.Вредные вещества. Классификация и

Р 10 Инструкции.doc

10 Перечень обязательных инструкций нормативной и технической
№ Обозначение Наименование
1. Инструкции по охране труда (ИОТ)
ИОТ 00-001-2007 Инструкция по общим вопросам охраны труда для
ИОТ 00-002-2007 Инструкция по организации безопасного проведения
ИОТ 00-003-2007 Инструкция по организации безопасного проведения
ИОТ 00-004-2007 Инструкция по организации безопасного проведения
ИОТ 00-005-2007 Инструкция по организации безопасного проведения
ИОТ 00-006-2007 Инструкция по организации безопасного проведения работ
ИОТ 00-007-2007 Инструкция по организации безопасного проведения
ИОТ 00-008-2007 Инструкция по оказанию первой помощи при несчастных
ИОТ 00-009-2007 Инструкция о порядке обеспечения хранения и
ИОТ 00-010-2007 Инструкция по организации безопасного дорожного
ИОТ 00-012-2007 Инструкция по безопасной эксплуатации бытовых
электронагревательных приборов и электрооргтехники для
ИОТ 00-013-2007 «Инструкция о порядки разработки согласования и
ИОТ 00-014-2007 Инструкция о мерах пожарной безопасности для работающих
ИОТ 00-015-2007 Инструкция по охране труда при работе с ручным
ИОТ 00-016-2007 Инструкция по охране труда при работе с ручным и ручным
ИОТ 00-017-2007 Инструкция по безопасной эксплуатации жд переездов и
ИОТ 00-018-2008 Инструкция по приемке безопасному пуску и эксплуатации
установок пожаротушения и пожарной сигнализации на
ИОТ 05-022-2009 Инструкция по охране труда для оператора
технологических установок установки комбинированной
каталитического риформинга и гидроочистки дизельного
топлива «Жекса» газокаталитического производства
ИОТ 05-024-2009 Инструкция по охране труда для машиниста
технологических насосов установки комбинированной
ИОТ 05-025-2009 Инструкция по охране труда для машиниста компрессорных
установок установки комбинированной каталитического
риформинга и гидроочистки дизельного топлива «Жекса»
газокаталитического производства
ИОТ 05-026-2009 Инструкция по охране труда для старшего оператора
ИОТ 05-040-03 Инструкция по охране труда при работе бензомоторной
ИОТ 05-041-03 Инструкция по охране труда по безопасной работе и
обслуживанию бензогазонокосилки итальянской фирмы «Oleo
ИОТ 05-042-03 Инструкция по охране труда при набивке сальников
ИОТ 05-044-06 Инструкция по охране труда для рабочих- стропальщиков
-- Программа первичного инструктажа по Газокаталитическому
Положение о комиссии по охране труда и промышленной
Положение о порядке разработки пересмотра и
согласования технологического регламента на
Положение о порядке остановки на длительный период
Положение по организации контроля за соблюдением норм
технологического режима и ведению
Положение по организации работ с электротехнологическим
Положение о взаимоотношении электротехнического
Положение по организации работ с не электротехническим
группы по электробезопасности
Положение о взаимоотношениях персонала участка
теплоснабжения сервисного производства с персоналом
объектов-потребителей энергоресурсов структурных
вопросам снабжения паром горячей водой и сжатым
Положение о порядке разработки и утверждения инструкций
Положение по организации технического обслуживания и
ремонта машинного оборудования технологических
Положение о порядке учета и повторного использования
материалов и запасных частей полученных от демонтажа
или разборки оборудования зданий и сооружений при
ремонте основных фондов завода
Положение по производственному экологическому контролю
Положение по производственному контролю в области
Положение о комиссии по предупреждению и ликвидации
чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной
2 Инструкции по промышленной безопасности
2.1 Технологические инструкции (ИТ)
ИТ-17-2008 Технологическая инструкция установки гидроочистки
дизельных фракций и каталитического риформинга «Жекса»
ИТ-16-2006 Инструкция по отбору проб газов жидкостей вязких
ИТ-82-2008 Инструкция по защите оборудования и трубопроводов от
пирофорных отложений и методы их утилизации
2.2 Инструкции по электрооборудованию и электрообеспечению (ИЭ)
ИЭ-02-2007 Инструкция по безопасной эксплуатации
электроинструмента и ручных электрических светильников
ИЭ-03-2008 Инструкция по эксплуатации электродвигателей на
ИЭ-04-2008 Инструкция по эксплуатации и ремонту взрывозащищенного
ИЭ-06-2006 Инструкция по проверке монтажу и эксплуатации
ИЭ-07-2007 Инструкция по устройству и эксплуатации защиты от
статического электричества и вторичных проявлений
молнии и заноса высокого потенциала во взрыво- и
ИЭ-08-2009 Инструкция по обслуживанию электрооборудования
ИЭ-09-2008 Инструкция по эксплуатации взрывобезопасных
аккумуляторных батарей типа СГВ-2 В2А-200 СГД-5Н
ИЭ-10-2006 Инструкция по расследованию и учету нарушений в работе
ИЭ-11-2008 Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в
сетях энергоснабжения и устранение неисправностей в
2.3 Инструкции по эксплуатации оборудования технических устройств
зданий и сооружений (ИМ)
ИМ-28 Инструкция по регистрации техническому
освидетельствованию безопасной эксплуатации надзору
методам ревизии отбраковке и ремонту сосудов
работающих под давлением
ИМ-29 Инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию
сосудов работающих под давлением (по регистрации
техническому освидетельствованию)
ИМ-31 Инструкция по эксплуатации сосудов работающих под
давлением ниже 07 кгсм2 и вакуумом
ИМ-32 Инструкция по эксплуатации и ремонту технологических
трубопроводов работающих под давлением до 100 кгсм2
ИМ-34 Инструкция по проведению испытаний технологических
ИМ-35 Инструкция по изготовлению установке и снятию заглушек
на трубопроводах и аппаратах
ИМ-37 Инструкция по безопасной эксплуатации торцовых
ИМ-38 Инструкция по безопасной эксплуатации поршневых
компрессорных установок
ИМ-39 Инструкция по безопасной эксплуатации и ремонту
центробежных насосов
ИМ-40 Инструкция по безопасной эксплуатации и ремонту
ИМ-42 Инструкция по приемке испытанию безопасной
эксплуатации и ремонту вентиляционных систем
ИМ-43 Инструкция по эксплуатации ревизии и ремонту пружинных
предохранительных клапанов и мембранных
предохранительных устройств
ИМ-44 Инструкция по эксплуатации производственных зданий
ИМ-45 Инструкция по эксплуатации производственных сооружений
ИМ-46 Инструкция по эксплуатации и ревизии трубчатых печей
ИМ-48 Инструкция по эксплуатации емкостей для хранения масел
ИМ-52 Инструкция по изготовлению окон в изоляции
технологических трубопроводов и сосудов работающих под
давлением для ревизии и технического
освидетельствования
ИМ-53 Инструкция о порядке организации и производстве
«холодных» врезок в действующие трубопроводы по
ИМ-54 Инструкция по дефектации и ремонту кожухотрубчатых
теплообменных аппаратов и трубных пучков
ИМ-55 Инструкция о порядке взаимоотношений
инженерно-технических работников подразделений при
ИМ-57 Инструкция по технике безопасности при эксплуатации
ремонте и пуске в эксплуатацию нагревательных печей
ИМ-64 Инструкция для стропальщиков по безопасному
производству работ грузоподъемными машинами
ИМ-65 Инструкция для инженерно-технических работников
ответственных за содержание грузоподъемных машин в
исправном состоянии
ИМ-67 Инструкция по ревизии и регулировке контактных
устройств колонных аппаратов
ИМ-68 Инструкция по применению входному и периодическому
контролю смазочных масел для машинного оборудования
ИМ-70 Инструкция по эксплуатации ремонту реконструкции и
монтажу грузоподъемных кранов с ручным приводом
ИМ-71 Инструкция по безопасному ведению работ для рабочих в
люльке находящихся на подъемнике (вышке)
ИМ-72 Инструкция для лиц ответственных за безопасное
производство работ подъемниками (вышками)
2.4. Инструкции по КИП и А (ИКА)
ИКА 11-08 Инструкция по эксплуатации и техническому обслуживанию
систем противоаварийной автоматической защиты и
ИКА 11-03 Инструкция по эксплуатации приборов включённых в
перечень минимально необходимых средств контроля
регулирования автоматической защиты при отказе работы
которых необходима остановка технологического объекта
или перевод его на циркуляцию
ИКА 11-19-09 Инструкция по выбору монтажу эксплуатации и
техническому обслуживанию технических манометров
ОА 70-03 Инструкция о порядке использования и хранения
компьютерной и копировальной техники
ИКА 20-09 «Инструкция по проведению газоопасных работ II группы
при проверке работоспособности оборудования КИП и А с
разгерметизацией импульсных линий или выносной камеры
2.5 Инструкции по ВиК (ИВК)
ИВК 01-2007 Инструкция по безопасной эксплуатации обслуживанию
ИВК 02-2006 Инструкция по безопасной эксплуатации обслуживанию и
ИВК 03-2007 Инструкция по безопасной эксплуатации сбору и хранению
ртутьсодержащих ламп и приборов
ИВК 06-2007 Инструкция по обращению с отходами производства и
2.6 Инструкции диспетчерского отдела (ИД)
ИД-10 Инструкция о порядке оповещения руководства объектов и
производств о неисправностях отказах в работе
оборудования средств измерения и автоматики нарушения
норм технологического режима сбоев в снабжении
нефтеперерабатывающий завод»
2.7 Инструкции ОМТС и КО (ИМС)
ИМС-01-2007 Инструкция о входном контроле материалов
полуфабрикатов комплектующих изделий и оборудования
используемых для ремонта реконструкции и строительства
ИМС-02-2008 Инструкция по подготовке сбору учету хранению и
отгрузке лома и отходов черных и цветных металлов на
ИМС-03-2008 Инструкция по подготовке сбору учету и реализации
железобетонных изделий бывших в употреблении и не
потерявших своих потребительских свойств на территории
2.8 Инструкции ГСО (ИГС)
«Положение о нештатном газоспасательном формировании»
2.9 Инструкции по теплоснабжению (ИТС)
ИТС 00-01-2008 Инструкция по эксплуатации оборудования и трубопроводов
ИТС 00-02-2008 Инструкция по эксплуатации трубопроводов -
ИТС 00-03-2008 Инструкция по эксплуатации систем горячего
ИТС 00-04-2008 Инструкция по эксплуатации трубопроводов пара и горячей
ИТС 00-05-2008 Инструкция о порядке действий обслуживающего персонала
установок и объектов при ограничении тепловых нагрузок
2.10 Инструкции ГО и ЧС (ИЧС)
ИЧС 01-2007 Инструкция по действиям персонала в случае угрозы
террористического акта возникновения чрезвычайной
ситуации в результате террористического акта и
ликвидации её последствий на территории завода
ИЧС 02-2007 Инструкция о сборе обмене сроках и формах
предоставления информации в области защиты населения и
территорий от ЧС природного и техногенного характера в
2.11 Производственные инструкции (ИП)
ИП-05-001 Инструкция по обслуживанию установок и объектов ГКП в
ИП-05-002 Инструкция по обслуживанию межцеховых трубопроводов
установок Газокаталитического производства
ИП-05-003 Инструкция по приведению в действие стационарных
ИП-05-004 Инструкция по пуску и эксплуатации аппаратов воздушного
охлаждения на установках газокаталитического
ИП-05-005 Инструкция по приему свежего масла с масловоза и
ИП-05-006 Инструкция по сливу-наливу синтетического спирта на
ИП-05-007 Инструкция по приему и использованию МЭА
ИП-05-008 Инструкция по эксплуатации резиновых напорных рукавов
для технологических операций общего назначения
ИП-05-009 Инструкция по применению проверке и эксплуатации
ИП-05-010 Инструкция по безопасной эксплуатации электрических
ИП-05-012 Инструкция о порядке включения в технологическую схему
и выключения из схемы теплообменников подогревателей
ИП-05-013 Инструкция по обслуживанию электродвигателей имеющих
устройства самозапуска в газокаталитическом
ИП-05-014 Инструкция по совместной эксплуатации трубопровода
азота технологическими установками Газокаталитического
и Масляного производства
ИП-05-015 Инструкция по приему ПМС (антивспениватель) на объектах
ИП-05-017 Инструкция по эксплуатации и розжигу форсунок трубчатых
ИП-05-019 Инструкция о порядке загрузки и выгрузки катализаторов
не содержащих драгоценные металлы осушителей
силикагелей цеолитов
ИП-05-020 Инструкция о порядке загрузки и выгрузки катализаторов
содержащих драгметаллы
ИП-05-021 Инструкция по эксплуатации запорного клапана DN142025
PN16 27 Мпа (160270 кгссм2 ) КЗ 21216-015ТО
ИП-05-051 Инструкция по пуску печей и их эксплуатации на
ИП-05-052 Инструкция по эксплуатации системы пожарной
сигнализации компрессорной №1 и маслосклада установки
«Жекса» газокаталитического производства
ИП-05-053 Инструкция по эксплуатации центробежного компрессора
К-201 установки «Жекса» ГКП
ИП-05-054 Инструкция по эксплуатации центробежного компрессора
К-301 установки «Жекса» ГКП
ИП-05-055 Инструкция по эксплуатации поршневых компрессоров
К-302А К-301В установки «Жекса» ГКП
ИП-05-056 Инструкция по проведению пневмоиспытания (азотом)
реакторного блока риформинга установки «Жекса» ГКП
ИП-05-057 Инструкция по прогреву змеевиков блока парополучения
комбинированной печи в зимнее время перед пуском блока
каталитического риформинга на установке «Жекса» ГКП
ИП-05-058 Инструкция по аварийной остановке установки «Жекса»
ИП-05-059 Инструкция по работе с реагентами (сода каустическая
тринатрийфосфат кислоты моноэтаноламин ингибитор
ИП-05-060 Инструкция по раздельной работе блока гидроочистки
дизельного топлива и блока каталитического риформинга
установки «Жекса» ГКП
ИП-05-061 Инструкция по выгрузке нерегенерированного катализатора
из реакторов R-101 R-301 установки «Жекса» ГКП.
ИП-05-062 Инструкция по регенерации катализатора на
ИП-05-063 Инструкция по ведению водно-химического режима блока
ИП-05-064 Инструкция по эксплуатации печных горелок на установке
ИП-05-065 Инструкция по отделению от раствора МЭА и удалению
жидких углеводородов из аппаратов секции 400 установки
ИП-05-066 Инструкция по эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды на установке «Жекса»
ИП-05-067 Инструкция по проведению очистки системы реакторного
блока риформинга установки «Жекса» от грязи и окалины
методом разрыва гибких пластин (мембран)
ИП-05-089 Инструкция по теплоснабжению установки
Л-35-111000 теплофикационной водой
ИП-05-091 Инструкция по дежурству технологического персонала в
период проведения ремонта технологических объектов и
ИП-05-160 Инструкция по эксплуатации системы контроля наличия
газа или нефтепродукта в оборотной воде на выходе с
установок газокаталитического производства
ИП-05-168 Инструкция по безопасной эксплуатации пуску и
техническому обслуживанию установок пожаротушения и
пожарной сигнализации на КУ «Жекса»
3 Должностные инструкции
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ начальника установки
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ заместителя начальника установки
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ старшего оператора
технологических установок 6-го разряда
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ оператора технологических
установок 5-го разряда газокаталитического производства
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ машиниста компрессорных
установок 5-го разряда газокаталитического
-- ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ машиниста технологических
насосов 5-го разряда газокаталитического производства
-- Положение о пропускном и внутриобъектовом режимах на
4 Типовые инструкции и другая нормативно-техническая документация
СУ ОТ и ПБ Система управления охраной труда и промышленной
1СТП СУ ОТ и Система управления охраной труда и промышленной
2СТП СУ ОТ и Ведение документации
3СТП СУ ОТ и Распределение ответственности и обязанностей
4СТП СУ ОТ и Сбор передача и обмен информацией
5СТП СУ ОТ и Анализ риска
6СТП СУ ОТ и Нормативно-правовое регулирование
7СТП СУ ОТ и Подготовка и аттестация персонала в области охраны
ПБ-01-06 труда и промышленной безопасности
8СТП СУ ОТ и Медицинские осмотры
9СТП СУ ОТ и Работа со службами предприятия и подрядными
ПБ-01-08 организациями
1СТП СУ ОТ и Расследование аварий инцидентов несчастных случаев
1СТП СУ ОТ и Экономическое стимулирование
1СТП СУ ОТ и Страхование
1СТП СУ ОТ и Производственный контроль
1СТП СУ ОТ и IV-ступенчатый контроль за условиями и охраной труда
-- Инструкция о порядке обращения с катализатором не
содержащим драгметаллы осушителем силикагелем
-- Инструкция о порядке обращения с катализатором
содержащим драгоценные металлы
-- Инструкция по радиационной безопасности при
«Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод»
-- Инструкция по предупреждению радиационных аварий и
Нормативно-техническая документация
Федеральный «О промышленной безопасности опасных производственных
закон № 116-ФЗ объектов»
Федеральный Трудовой кодекс Российской Федерации
Энергоиздат изд.Правила устройства электроустановок (ПУЭ)
РД 09-536-03 Методические указания о порядке разработки Плана
локализации аварийных ситуаций (ПЛАС) на
химико-технологических объектах
РД 09-250-98 Положение о порядке безопасного проведения ремонтных
работ на химических нефтехимических и
нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах
РД 03-293-99 Положение о порядке расследования причин аварий на
опасных производственных объектах
НПБ 105-03 Определение категорий помещений зданий и наружных
установок по взрывопожарной и пожарной опасности
НПБ 110-03 Перечень зданий сооружений помещений и оборудования
подлежащих защите автоматическими установками
пожаротушения и автоматической пожарной сигнализации
ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации
ППБ-79 Правила пожарной безопасности при эксплуатации
нефтеперерабатывающих предприятий
ПБЭ НП-2001 Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для
нефтеперерабатывающих производств
НП-034-01 Правила физической защиты радиационных источников
пунктов хранения радиоактивных веществ
ПБ 09-540-03 Общие правила взрывобезопасности химических
нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств
ПБ 03-517-02 Общие правила промышленной безопасности для организаций
осуществляющих деятельность в области промышленной
безопасности опасных производственных объектов
ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации
технологических трубопроводов
ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды
ПБ 09-563-03 Правила промышленной безопасности для
ПБ 03-596-03 Правила безопасности при использовании неорганических
жидких кислот и щелочей
ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов
ПБ 03-445-02 Правила безопасности при эксплуатации дымовых и
вентиляционных промышленных труб
ПБ 03-591-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных
ПБ 09-566-03 Правила безопасности для складов СУГ и ЛВЖ под
ПБ 10-574-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и
ПБ 03-582-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации
компрессорных установок с поршневыми компрессорами
работающими на взрывоопасных и вредных газах
ПБ 10-611-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации
подъемников (вышек).
ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации
грузоподъемных кранов
ОСТ-26.291-94 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические
Госэнергонадзор Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и
06.93г. тепловых сетей потребителей и правила техники
безопасности при эксплуатации теплопотребляющих
установок и тепловых сетей потребителей
ИПКМ-2005 Порядок эксплуатации ревизии и ремонта пружинных
предохранительных клапанов мембранных
предохранительных устройств нефтеперерабатывающих и
нефтехимических предприятий Минпромэнерго России
ИТН-93 Инструкция по техническому надзору методам ревизии и
отбраковке трубчатых печей резервуаров сосудов и
аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических
РУА-93 Руководящие указания по эксплуатации и ремонту сосудов
и аппаратов работающих под давлением ниже 007 МПа
(07 кгссм2) и вакуумом
ГН 2.2.5.1313-03Химические факторы производственной среды. Предельно
допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе
ГН 2.2.5.1314-03Ориентировочные безопасные уровни (ОБУВ) вредных
веществ в воздухе рабочей зоны
СанПиН Гигиенические требования к микроклимату
2.4.548-96 производственных помещений
-- Техническое указание – регламент по эксплуатации и
обследованию оборудования установок каталитического
риформинга и гидроочистки работающих в
водородсодержащих средах при повышенных температурах и
СНиП 2.01.02-85 Противопожарные нормы
СНиП 2.09.04-87 Административные и бытовые здания
СНиП 2.04.01-85*Внутренний водопровод и канализация
СНиП 2.04.02-84*Водоснабжение. Наружные сети и сооружения
СНиП Канализация. Наружные сети и сооружения
СНиП 41-01-2003 Отопление вентиляция и кондиционирование воздуха
СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений
СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение
СНиП 31-03-2001 Производственные здания

Жекса- титул.doc

Открытое акционерное общество
«Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод»
СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Генеральный директор Генеральный директор
нефтеперерабатывающий завод»
« » 2010г. « » 2010г.
Начальник группы №1
ВП МО РФ (Тыла ВС РФ)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
комбинированной установки гидроочистки дизельных фракций и
каталитического риформинга бензина «ЖЕКСА»
газокаталитического производства
Начальник газокаталитического
Начальник технического отдела
Начальник отдела ОТ ПК и ГСО
согласования: к ТР-010102-027-2009
Руководитель сектора ОТ отдела ОТ
нефтеперерабатывающий завод» Г.И. Казанцев
Начальник сервисного производства
нефтеперерабатывающий завод» Э.Р. Ислакаев
нефтеперерабатывающий завод» Т.В. Белова
Ведущий инженер-технолог ГКП
нефтеперерабатывающий завод» С.В. Акулов
Представитель группы №1 О.С. Шукало
ВП МО РФ « » 2009г.
(Тыла ВС РФ) К.К. Шуватов
СОГЛАСОВАНО :ГУП "Башгипронефтехим
ТР 010102-027-2009 срок действия до
Индекс регламента: ТР- 010102-027-2010
Срок действия до: « »

Спецификация Ж-К тарелка.cdw

Тарелка жалюзийно-клапанная
Планка регулировочная
Болт М12х30 ГОСТ 7798-70
Шайба 12 ГОСТ 11371-68
Гайка М12 ГОСТ 5916-70

Спецификация ВО 1.cdw

Колонна стабилизационная
Пояснительная записка
Обечайка цилиндрическая

Р 6.3 Пуск установки.doc

3.1. Общие положения
Пуск установки производится начиная с блока предварительной
гидроочистки бензина (секция 100).
После вывода на режим секции 100 начинается пуск блока каталитического
риформинга (секций 200) блока стабилизации платформата (секция 500).
При наличии избыточного количества водородсодержащего газа с блока
каталитического рифоорминга приступают к пуску блока гидроочистки
дизельного топлива (секции 300) с блоком очистки водородсодержащего газа
(ВСГ) от сероводорода МЭА (секция 400).
Одновременно с пуском блока каталитического риформинга и блока
гидроочистки дизельного топлива налаживается циркуляция и вывод на режим
блока парополучения.
Обеспечение секций 100 и 200 «пусковым ВСГ» осуществляется из сети
При наличии ВСГ со стороны возможен пуск блока гидроочистки дизельного
топлива без блока каталитического риформинга.
3.2. Пуск блока предварительной гидроочистки бензина (секция 100)
Пуск блока предварительной гидроочистки бензина заключается в
проведении следующих операций:
- проверка на герметичность азотом реакторного блока;
- продувка реакторного блока азотом до содержания кислорода не
- заполнение реакторного блока водородсодержащим газом;
- сушка катализатора водородсодержащим газом;
- сульфидирование катализатора;
- приёма сырья по пусковой схеме;
- пуск и вывод на режим секции 100.
3.2.1 Заполнение реакторного блока водородсодержащим газом (ВСГ) сушка
катализатора сульфидирование катализатора
Перед приемом ВСГ в систему реакторного блока необходимо произвести
продувку реакторного блока азотом до содержания кислорода не более 05 %
Азот с линии низкого давления подается в трубопровод нагнетания
компрессора К-201 со сбросом в атмосферу через дренаж сепаратора В-101.
Затем производится набор давления азота и производится проверка системы на
герметичность путем проверки фланцевых соединений на пропуск «мыльным
раствором» при обнаружении пропуска произвести его устранение.
Принять ВСГ со стороны на распределительную гребенку ВСГ установки
далее направить ВСГ с распределительного коллектора в трубопровод
нагнетания ВСГ от компрессора К-201 на секцию 100 далее ВСГ поступает по
технологической схеме реакторного блока в теплообменники Е-105 (В1А1) Е-
1 (С1В1А1) и Е-105 (В2А2) Е-101 (С2В2А2) и далее по схеме
реакторного блока секции 100.
Поднять давление ВСГ в реакторном контуре до 20 кгссм2 и произвести
первую проверку на герметичность под этим давлением.
Поднять давление ВСГ (с временными выдержками) до 170 кгссм2 с
проведением проверки на герметичность (падение давления в секции должно
быть не более 02 кгссм2 в час).
Пустить компрессор Км-302АВ согласно инструкции по пуску
(компрессор должен быть предварительно продут азотом) и зациркулировать
Км-302АВ ( Е-105 ( Е-101 ( F-101 ( R-101 ( Е-101 ( Е-105 ( А-101 (
( Е-102 ( В-101 ( Км-302АВ.
Зашуровать печь F-101 и поднимать температуру на выходе из печи F-101
при помощи регулятора температуры TRC-101.
Сушка катализатора осуществляется водородсодержащим газом. Для сушки
температура в реакторе R-101 повышается до 120°С со скоростью 15°С в час.
Температура 120°С выдерживается 4÷6 часов до окончания поступления воды в
газосепаратор В-101.
Дренирование воды из сепаратора В-101 производится через каждый час.
Затем температура в слое катализатора повышается до 150÷160°С. после чего
вновь делается выдержка в течение 2÷3 часов до окончания сушки катализатора
и реакционной системы.
Дисульфиды подаются во входной штуцер реактора R-101 дозировочным
насосом Рм-203АВ при температуре в реакторе 160÷180°С. С и циркуляции
ВСГ компрессорм Км-302АВ. с дальнейшим подьемом температуры до 230 ОС
(выдержка) 250 ОС (выдержка) 280 ОС (выдержка).
Сульфидирование каталитической системы осуществляется по следующему
Температура 230°С выдерживается не менее 4-х часов до постоянного
содержания сероводорода на выходе из реактора.
Подъем температуры до 250°С в течение 2-х часов.
Выдержка при температуре 250°С не менее 4-х часов до повышения
содержания сероводорода на выходе из реактора до 03÷05 % об.
Подъем температуры до 280°С в течение 2-х часов.
Если при подъеме температуры выше 250°С содержание сероводорода на
выходе из реактора будет ниже 03 % об. подъем температуры следует
прекратить до тех пор пока содержание сероводорода не поднимается выше 03
Выдержка при температуре 280°С не менее 4-х часов. Момент
окончания сульфидирования определяется по выравниванию содержания
сероводорода на входе в реактор и на выходе из него. После окончания
операции сульфидирования приступить к снижению температуры до 250 ОС и
3.2.2 Приёма сырья по пусковой схеме налаживания холодной циркуляции
После налаживания циркуляции ВСГ компрессором Км-302АВ по
реакторному контору секции 100 налаживается циркуляция бензина через
колонны С-101 и колонну С-501 (секция 500) с выводом бензина в товарный
парк по следующей схеме:
товарный парк(Рм-101АВ ( (пусковая схема) ( Е-104 ( С-101 ( Е-104 ( Рм-
1АВ ( (пусковая схема) ( Е-502АВ ( С-501(Е-502АВ (А-501(Е-
Предварительно в колоннe С-101и С-501 набирают давление топливного
газа обратным ходом по линиям сброса газа из емкости В-102 и В-502 через
байпас клапанов регуляторов давления PRCV-103 и PRCV- 503.
Бензин из резервуара товарного парка поступает на прием Рм-101АВ
и далее по пусковой схеме поступает в трубопровод выхода бензина из
сепаратора В-101 через теплообменники Е-104 поступает на 18 тарелку
После набора уровня в колонне С-101 бензин направляется через
теплообменник Е-104 на прием к сырьевому насосу блока риформинга Рм-
С выкида насоса Рм-201АВ по пусковой схеме бензин поступает через Е-
2АВ в колонну С-501 (двумя вводами на 14 тарелку в колонну С-501).
После набора уровня бензина в колонне С-501 бензин поступает в
теплообменник Е-502АВ далее в конденсатор воздушного охлаждения А-501 в
холодильник Е-509 и выводится по трубопроводу некондиционного продукта в
резервуар товарного парка.
Для налаживания устойчивой циркуляции бензина через колонны С-101 и С-
1 по мере необходимости для поддержания давления в колоннах открыть
подачу ВСГ в емкости В-102 и В-502 соответственно.
После налаживании стабильной циркуляции бензина через колонны С-101
и С-501 приступить к налаживанию горячей циркуляции:
- от колонны С-101 бензин по трубопроводу принимается на прием
насоса Рм-102АВС далее после пуска насоса Рм-102АВС бензин по
трубопроводу нагнетания прокачивается через печь F-102 обратно в колонну
С-101 под отбойную тарелку;
- после налаживании устойчивой циркуляции бензина через змеевики
печи F-102 приступить к подьему температуры до 220÷250 ОС;
- от колонны С-501 бензин по трубопроводу принимается на прием
насоса Рм-505АВ далее после пуска насоса Рм-505АВ бензин по
трубопроводу нагнетания прокачивается через печь F-502 обратно в колонну
С-101 под первую тарелку;
- после налаживании устойчивой циркуляции бензина через змеевики печи
F-501 приступить к подьему температуры до 180÷220 ОС;
В ручном режиме производится нагрев низа колонн С-101 и С-501 с
выводом на технологические параметры и налаживания движения углеводородов
через верх колонн С-101 и С-501:
- углеводородный газ с верха колонны С-101 по шлемовой линии через
конденсатор воздушного охлаждения А-102 и водяной холодильник Е-103
поступает в емкость рефлюкса В-102.
- с низа сепаратора В-102 рефлюкс насосом Рм-103АВ подается в
колонну С-101 на 24 тарелку. Клапан-регулятор расхода орошения LIСV-106
регулируется в ручном режиме.
- с верха сепаратора В-102 углеводородный газ отдувается в систему
топливного газа через клапан-регулятор давления PRCV-103 давление в
сепараторе В-102 держать не более 129 кгссм2 при необходимости закрыть
- углеводородный газ с верха колонны С-501направляется в
конденсатор воздушного охлаждения А-503 далее в холодильник Е-510 и
- из емкости В-502 рефлюкс поступает на прием насосов Рм-502АВ с
выкида подается на орошение колонны С-501. Клапан регулятора-расхода
орошения FRCV-502 регулируется в ручном режиме.
При установлении стабильного технологического режима работы колонны С-
1 балансовое количество рефлюкса из емкости В-502 с выкида насоса Рм-
2АВ при необходимости направляется в линию откачки нестабильной
головки с установки Л-35-111000 и далее поступает на установку
Расход рефлюкса контролируется с помощью прибора FIC-504 и
регулируется клапаном-регулятором FV-504.
При остановке установки «Сероочистки» рефлюкс колонны С-501 из емкости
В-502 выводятся по существующей схеме помимо установки «Сероочистки».
Рефлюкс с В-502 выводятся в линию «Рефлюкс с установки «Сероочистки»
в ПВД-2» и используются в качестве компонента для приготовления ПБПФ для
- из емкости В-502 углеводородный газ выводится в топливную сеть
установки. Клапан-регулятор давления РRCV-501 в колонне С-501 и емкости В-
2 перевести на ручную регулировку.
3.2.3. Подача сырья и вывод блока предварительной гидроочистки
бензина (секции 100) на технологический режим.
Перед приемом сырья на блок предварительно гидроочистки бензина
закрыть вручную клапаны-регуляторы расхода FRCV-102 и FRCV-104 на линиях
бензина от насоса Рм-101АВ в теплообменник Е-105. Задвижки до и после
клапанов-регуляторов открыть.
Закрыть клапан-регулятор уровня LICV-101 в сепараторе В-101 и
задвижку на линии выхода бензина из сепаратора В-101.
Открыть поступление бензина от сырьевого насоса Рм-101АВ к клапанам
FRCV-102 и FRCV-104 бензин по пусковой схеме не закрывать.
Подача сырья производится путем плавного открытия клапанов-регуляторов
расхода FRCV-102 и FRCV-104 в ручном режиме при температуре 250 ºС на
выходе из печи F-101.
Постоянно следить за температурными изменениями на блоке
теплообменников Е-105 (В1А1) Е-101 (С1В1А1) и Е-105 (В2А2) Е-101
(С2В2А2) далее змеевикам печи F-101 и фронту изменения температур по слою
катализатора в реакторе R-101.
По мере появления нестабильного гидрогенизата в сепараторе В-101
клапаном-регулятором уровня LIСV-101 его направляют в колонну С-101 через
теплообменник Е-104 (трубное пространство) предварительно открыв задвижку
на трубопроводе вывод гидрогенизата из сепаратора В-101.
При этом не допускается переполнение уровня в сепараторе В-101 т.к.
это может привести к попаданию бензина на приём компрессора Км-302АВ.
Пусковую схему от Рм-101АВ в теплообменник Е-104 необходимо
В период пуска давление в В-102 и В-502 поддерживается с помощью
водородсодержащего газа по пусковым схемам.
Постепенно производительность доводится до проектной величины
параметры процесса во всех аппаратах секции - до значения технологических
При достижении устойчивой работы нужно включить блокировки.
При установлении на блоке предварительной гидроочистки стабильного
режима и установлении рабочего давления направить ВСГ из сепаратора В-101
в линию сухого газа для обновления ВСГ в реакторном контуре или перепуск
части ВСГ от компрессора Км-302АВ на блок гидроочистки дизельного
По возможности увеличить прием ВСГ со стороны на блок предварительной
гидроочистки бензина с целью максимального отдува ВСГ.
По мере вывода колонн С-101С-501 на температурный режим согласно
норм технологического регламента постоянно производить дренирование
сепараторов В-102 и В-502 от воды.
3.3. Пуск блока каталитического риформинга (секция 200)
Пуск блока каталитического риформига заключается в проведении
– продувка реакторного блока азотом от кислорода до 03 % об.
– заполнение системы реакторного блока водородсодержащим газом;
– восстановление катализатора;
– сульфидирование катализатора;
– прием сырья и вывод на режим секции 200.
3.3.1. Заполнение реакторного блока водородсодержащим газом (ВСГ).
После проведения оксихлорирования катализатора риформинга и пуска
секции предварительной гидроочистки оборудование блока каталитического
риформинга находится под избыточным давлением азота с содержанием кислорода
Произвести продувка реакторного блока азотом до содержания кислорода
не более 03 % об и снизить концентрацию (СО + СО2) до уровня менее 100
об. ррм и снижение содержания SO2 не будет ниже 50 об. ррм.
Азот с линии низкого давления подается на выкид компрессора К-201 со
сбросом в атмосферу через дренаж сепаратора В-201.Затем производится набор
давления азота и производится проверка системы на герметичность путем
проверки фланцевых соединений на пропуск «мыльным раствором» при
обнаружении пропуска произвести его устранение.
После завершения продувки системы азотом до содержания кислорода ниже
% об. реакционная секция заполняется водородом давлением не менее 18
кгссм2 концентрация водорода не менее 75 % об. содержание
углеводородов С2 и выше не более 2 % об. Водородсодержащий газ принимается
далее направить ВСГ в трубопровод выкида компрессора К-201 и вытеснить азот
Поднять давление в секции до 5 кгссм2 и произвести первую проверку
на герметичность всего технологического оборудования реакторного блока под
Вновь принять ВСГ и поднять давление до 15 кгссм2 произвести второе
испытание на герметичность (падение давления не должно превышать 02
Включить в работу компрессор К-201 соблюдая инструкции по пуску
(компрессор предварительно продувается азотом). Наладить циркуляцию ВСГ по
К-201(Е-201(F-201(R-201(F-202(R-202(F-203(R-203(E-201(А-201(
Поднять давление в системе реакторного контура до 18 кгсм2.
При установившейся циркуляции ВСГ разжечь дежурные а затем и рабочие
форсунки печей F-201 F-202 F-203. Температуру на входе в реакторы
повышать со скоростью 40 °С в час. Регулировку вести регуляторами
температуры TRC-201 TRC-203 TRC-204. Сдренировать воду из сепараторе В-
Подъем температуры вести до 510 ОС для проведением стадии
восстановления катализатора.
3.3.2 Проведение стадии восстановление катализатора каталитического
Стадия восстановления катализатора начинается когда
среднеарифметическое значение температур на входе и выходе реакторов R-201
R-202R-203 составит 500 ОС.
Выдерживать температурную ступень при 500 ОС в течении 4-х часов или
до тех пор пока количество воды дренируемой в течении часа не станет
меньше 005% от веса катализатора.
На протяжении всего этапа вода образующаяся в результате
восстановления ежечасно удаляется из сепаратора В-201 и из дренажа
холодильников Е-203АВ.
Температура в сепараторе В-201 держится как можно ниже.
При необходимости производить подпитку свежим ВСГ для поддержания
давления в системе реакторного блока и устойчивой работы компрессора К-201.
После проведения стадии восстановления катализатора произвести
снижение температуры на входе в реактора R-201 R-202R-203 до 400 ОС
скорость снижения 50 ОСчас.
3.3.3 Проведение стадии сульфидирования катализатора риформинга
Данная стадия выполняется для временного снижения чрезмерно высокой
активности катализатора особенно гидрогинолизной активности только что
восстановленной металлической фазы что может вызвать крекинг идущий с
образованием метана. В основе этой процедуры лежит обратимое образование
Сульфидирование проводится в течение 3 часов при температуре 400 ОС.
В качестве сульфидирующего агента используется диметилдисульфид (DMDS).
Количество подаваемого диметилдисульфида должно обеспечить содержание
серы на катализаторе 015 % масс. на свежий катализатор ( т.е. 150 кг серы
на 100 тонн катализатора что составляет 225 кг диметилсульфида) и 010 %
масс. на регенерированный катализатор.
Подача диметилдисульфида осуществляется дозировочным насосом РМ-
3АВ поочередно в реактор R-202 затем в реактор R-203 и в последнюю
очередь в реактор R-201. Данная очередность подачи диметилдисульфида дает
больше времени на распределение серы в реакторе R-203 и позволяет подать
сырье сразу после сульфидирования реактора R-201.
Концентрация сероводорода на выходе из реакторов измеряется с помощью
трубок «Дрегера» каждые 30 минут. С помощью этих анализов проверяют
надлежащее выполнение сульфидирования катализатора каждого реактора ( не
менее 20 об ррм) и избыток сероводорода переходит из одного реактора в
На стадии сульфидирования катализатора продолжается дренирование воды
из сепаратора В-201.
3.3.4 Последовательность операции ввода сырья.
Перед приемом сырья на блок каталитического риформинга:
- закрыть вручную клапаны-регуляторы расхода FRCV-201 и FRCV-202 на
линиях бензина от насоса Рм-201АВ в теплообменник Е-201. Задвижки до и
после клапанов-регуляторов открыть.
-закрыть клапан-регулятор уровня LICV-201 в сепараторе В-201 и
задвижку на линии выхода бензина из сепаратора В-201.
- проверить содержание серы в гидроочищенном бензине (должно быть не
Открыть задвижки на клапанах-регуляторах FRCV-201 и FRCV-202 на линиях
поступления бензина в теплообменники Е-201. Установить плавный расход
бензина регуляторами FRCV-201 и FRCV-202.
Температура на входе в реактора R-201 R-202 R-203 по 400 ОС.
Следить за состоянием сырьевых теплообменников Е-201не допуская
резких отклонений от заданных температур.
После появления не стабильного платформата в сепараторе В-201
направить его в колонну С-501 путем открытия клапан-регулятор уровня LICV-
1и задвижек на клапане. Бензин с Рм -201АВ по пусковой схеме в колонну
По мере повышения давления ВСГ в сепараторе В-201 закрыть поступление
ВСГ из внешних источников по пусковой схеме.
В течении первого часа температура на входе в реактора R-201 R-202
R-203 поднимается до 410 ОС затем поднимается до 460 ОС со скоростью 25
Первый горизонтальный участок температуры 460°С (( 2°С). Эта
температура поддерживается пока содержание влаги (воды) в рециркулирующем
газе превышает 200 ppm а содержание сероводорода выше 10 ррm объема.
При этой температуре проводится непрерывная инжекция хлорирующего
агента. Количество хлорирующего агента составляет 10÷20 ррm в пересчете
на хлор по отношению к массовому расходу сырья на установку.
Второй горизонтальный участок температуры 470°С (( 2°С). Температура
на входе в реакторы доводится и поддерживается при этом значении пока
содержание воды в рециркулирующем газе превышает 100 ррm объема а
содержание сероводорода выше 5 ррm объема. При этой температуре
поддерживается инжекция хлорирующего агента 5 ррm.
Третий горизонтальный участок 480°С (( 1°С). Температура на выходе в
реактора доводится и поддерживается на этом уровне пока содержание влаги
0÷50 ррm объема. а содержание сероводорода 5÷ 2 ррm объема. При этой
температуре поддерживается инжекция хлорирующего агента 3 ррm.
Затем температура постепенно доводится до значения необходимого для
ведения процесса когда содержание влаги в циркулирующем газе будет не
менее 50 ррm а содержание сероводорода менее 2 ррm объема.
Стадии подьема температуры приведены в таблице:
Температура на входе в Не более Не болееНе более Более Более
реактора ОС 460 ОС 470 ОС 480 ОС 480 ОС 500 ОС
Н2О в ВСГ ррм > 200 200 100 50 30
Н2S в ВСГ ррм > 10 10 5 2 1
Расход подачи хлоридов вес. 10÷5 5 3 2 02÷1
После пуска блока каталитического риформинга и направить избыточное
количество ВСГ на секцию 100 путем вывода части ВСГ циркуляционным
компрессора К-201 при этом необходимо сделать следующие операции:
- открыть обе задвижки на линии ВСГ с выкида компрессора К-201 в
реакционную секцию предварительной гидроочистки бензина;
- следить за показанием расходомера водорода FIR-204 с выкида
компрессора К-201 на предварительную гидроочистку и регулировать открытием
задвижек чтобы давление в сепараторе В-201 резко не понизилось;
- убедиться что исключена возможность попадания ВСГ обратным ходом в
нагнетательный трубопровод компрессора К-201 от дожимного компрессора К-
- постепенно закрыть ввод ВСГ из внешней сети в реакционную секцию
- ВСГ с линии нагнетания компрессора КМ-302АВ перевести на блок
гидроочистки дизельной фракции (секция 300) по технологической схеме
закрыть задвижку на линии нагнетания компрессора КМ-302АВ в линию ВСГ от
компрессора К-201 на предварительную гидроочистку.
3.4 Пуск блока стабилизации платформата (секция 500).
Схемы обвязки стабилизационной колонны С-501 подготавливаются во
время циркуляции бензина. Колонна С-501 заполняется гидроочищенным бензином
насосом Рм-201АВ. Бензин затем направляется в товарный парк.
Подъем температуры в колонне начинается во время подачи ВСГ в
реакционную секцию (можно начать за 12 часов до пуска секции риформинга).
Подготовить схему циркуляции через печь F-501:
С-501 ( Рм-505АВ ( F-501 ( С-501.
Включить в работу насос Рм-505АВ и наладить циркуляцию бензина.
Зажечь форсунки печи F-501 и поднять температуру на выходе из печи до 200°С
со скоростью 20°С в час.
При появлении в емкости рефлюкса В-502 нормального уровня включить в
работу насос Рм-502АВ и дать орошение на верх колонны С-501. Включить в
работу клапан-регулятор давления PRC-501 в колонне С-501 и емкости рефлюкса
В-502 со сбросом газа через В-501 в топливную сеть. Давление постепенно
довести до рабочего.
2АВ направляется в линию откачки нестабильной головки с установки Л-35-
1000 и далее поступает на установку «Сероочистки».
Закрыть задвижку ( 4( сброса газа из емкости В-502 в сеть топливного
газа расположенную по ходу после клапана-регулятора FRCV-501 и открыть
задвижку в сторону сепаратора В-501.
Установить клапан-регулятор давления РRCV-503 в емкости В-501 на
давление в линии сухого газа поступающего на установку и заполнить В-501
При наборе уровня конденсата в В-501 направить его через клапан-
регулятор LIRСАН-506 в трубопровод вывода стабильного платформата с
установки в товарный парк или в подземную емкость В-661.
3.5. Пуск блока гидроочистки дизельного топлива (секция 300)
Пуск блока гидроочистки дизельных фракций на катализаторе фирмы
Axens" HR-626 1.6 заключается в проведении следующих операций:
– продувка реакторного блока азотом до содержания кислорода не
– заполнение реакторного блока водородсодержащим газом;
– сушки катализатора водородсодержащим газом;
– налаживание циркуляции дизельной фракции через колонну С-301;
– активация (сульфидирование) катализатора;
– вывод на режим секции 300.
3.5.1. Заполнение реакторного блока водородсодержащим газом.
Азот с линии низкого давления подается на выкид компрессора К-301 со
сбросом в атмосферу через дренаж сепаратора В-301.Затем производится набор
Во избежание восстановления активной фазы катализатора HR-626 1.6
заполнение реакторного контура блока гидроочистки дизельного топлива
производится ВСГ с содержанием сероводорода не ниже 01 % масс. и
температура в слое катализатора не более 200 ОС.
Для приема ВСГ с целью налаживания циркуляции компрессором К-301 и
сушки каталитической системы ВСГ принимается из сепаратора В-101 блока
предварительной очистки .
Колонну С-401 на блоке МЭА очистки перекрыть задвижками открыть
Поднять давление в реакционной секции до 2 кгссм2. Отрегулировать
подачу ВСГ так чтобы не вызвать падение давления в секции предварительной
Произвести испытание на технологического оборудования секции на
герметичность под давлением 2 кгссм2.
Продолжать подачу ВСГ до давления 7 кгссм2 и произвести повторное
испытание на герметичность при 7 кгссм2.
Довести давление до 20 кгссм2 и затем до 35 кгссм2 на каждый из
ступеней произвести испытание на герметичность.
Пустить компрессор К-301 направив ВСГ мимо колонны С-401. Вновь
добавить ВСГ до рабочего давления в сепаратор В-301 (35÷51 кгссм2). Для
поддержания давления в системе перевести клапан-регулятор давления РRCV-302
на автоматическое управление.
Проверить технологическое оборудование секции на герметичность.
Зашуровать форсунки на печи F-301 и начать подьем температуры до 190
OC со скоростью 25 OCчас.
3.5.2 Сушка катализатора.
Сушка катализатора осуществляется водородсодержащим газом.
В процессе сушки катализатора необходимо поддерживать температуру в
реакторе не выше 190ºС во избежание риска восстановления оксидов металлов
до свободных металлов что крайне негативно отразится на активности
Для сушки температура в реакторе R-301 R-302 повышается до 190°С (при
давлении до 40 кгссм2 и циркуляции ВСГ не менее 200 нм3м3 катализатора)
со скоростью 15°С в час. Температура 190°С выдерживается до окончания
поступления воды в газосепаратор В-301 . Дренирование воды из
газосепаратора производится через каждый час.
Сушка катализатора считается законченной когда вода больше не
накапливается в сепараторе высокого давления В-301. Понизить температуру на
входе в реактор R-301 до 160÷170°С.
3.5.3 Циркуляция дизельной фракции через колонну С-301
Колонна С-301 и связанная с ней аппаратура должны быть заполнены
азотом и проверена на герметичность.
Перед налаживанием циркуляции дизельной фракции необходимо:
– подготовить трубопровод подачи пара среднего давления под тарелки
колонны. Клапан-регулятор расхода пара FRCV-320 закрыть вручную.
– подготовить трубопровод от границы установки (из товарного парка) на
прием насосов Рм-301(АВС) задвижки на выкиде закрыты.
– подготовить трубопровод от насоса Рм-301 в колонну С-301по пусковой
– закрыть задвижку с выкида сырьевого насоса Рм-301АВС к клапану
подачи сырья FRCV-301. Клапан FRCV-301 перекрыть задвижками.
Проверить следующие схемы:
Схема движения продукта по верху колонны С-301
От колонны С-301 в сепаратор В-302: линия ( 12( с верха колонны через
воздушный охладитель А-302 линия ( 10( в емкость В-302. Воздушный
охладитель А-302 включить в работу. Клапан-регулятор давления в сборнике В-
2 PRCV-303А расположенный на линии подпитки ВСГ из В-301 в шлем колонны
С-301 закрыть и перекрыть задвижками. Клапан-регулятор уровня воды в
емкость В-302 LDICV-306 закрыть вручную. Подготовить линию бензина с низа
сепаратора на прием насоса Рм-302АВ задвижки на выкиде закрыть.
От емкости В-302 в систему топливного газа: линия жирного газа ( 8( с
верха сепаратора далее линия ( 4( и затем ( 6( через клапан-регулятор
давления PRCV-303В в систему топливного газа. Клапан-регулятор давления
PRCV-303В закрыть вручную. Закрыть задвижку на линии жирного газа ( 8( из
сепаратора В-302 в В-407 и далее в смеситель Э-450.
От сепаратора В-302 на сероочистку: линия ( 4( из сепаратора на прием
насоса Рм-302АВ и от нее линия ( 2( на сероочистку. Клапан-регулятор
уровня в емкости В-302 LICV-307 закрыть вручную. Линия ( 2( с блока на
установку ЛЧ-247 перекрыть задвижкой.
Схема движения продукта по низу колонны С-301
От колонны С-301 в товарный парк: линия дизельной фракции ( 8( низа
колонны через теплообменник Е-305(АВ) в конденсатор воздушного охлаждения
А-303 затем в товарный парк. Конденсатор воздушного охлаждения А-303
пустить в работу. ЭРГ-12 отключить задвижками от входа (с А-303) и выхода
открыть задвижку ( 8( на байпасе между входом и выходом.
Клапан-регулятор уровня LICV-305 колонны С-301 закрыть вручную.
Закрыть задвижку на линии ( 8( дизельной фракции в товарный парк.
Принять углеводородный газ в колонну С-301открыв байпас клапана-
регулятора PRCV-303В набрать в колонне давление топливного газа.
Включить в работу насос Рм-301АВС и закачать дизельную фракцию в
колонну С-301 до нормального уровня по пусковой схеме.
Затем включить уровнемер LIC-305 низа колонны С-301 и наладить
циркуляцию от насоса Рм-301АВ в колонну С-301 и из нее в товарный парк.
При необходимости поддержания давления в колонне С-301 включить в
работу клапан PRCV-303В подачи ВСГ в колонну С-3010 из сепаратора В-301.
3.5.4. Активация (сульфидирование) катализатора секции 300
Принцип сульфидирования катализатора заключается в превращении
неактивных оксидов никеля и молибдена в активную форму сульфидов металлов в
результате взаимодействия Н2S с оксидами металлов.
Сероводород образуется в результате разложения в присутствии водорода
сульфидирующего агента диметилдисульфид (ДМДС).
Во избежание восстановления оксидов металлов температура
несульфидированного катализатора не должна превышать 200 ОС при циркуляции
ВСГ если содержание сероводорода ниже 10 % об.
Активация катализаторов осуществляется в два этапа:
этап – температура 230 ОС;
этап - температура 350 ОС.
Общее количество подаваемого сульфидирующего агента на катализатор
Активация катализатора проводится после каждой регенерации
Катализаторы гидроочистки имеют высокоразвитую пористую структуру и
удельную площадь поверхности (150-250 м2г). Такой катализатор является
гигроскопичным т.е. легко впитывающим воду или атмосферную влагу. Новый
катализатор уже содержит некоторое количество влаги составляющей обычно 1-
% от его веса. Кроме того катализатор может также адсорбировать
некоторое количество влаги во время его загрузки. Поэтому он должен быть
высушен перед проведением активации.
Проведение активации катализатора.
Перед началом подачи сульфидирующего агента необходимо произвести
прием дизельного топлива на блок гидроочистки.
Открыть клапан-регулятор и задвижку на линии подачи сырья от насоса
Рм-301АВС в реакционную секцию и довести постепенно расход до 80 -100
м3час клапаном-регулятором расхода FRC-301.
Установить такую температуру на выходе из печи F-301 чтобы
температура на входе в реактор R-301 была 160÷170°С.
Циркуляцию ВСГ вести помимо колонны С-401 по байпасу сброс ВСГ
клапаном FRCV 501 не производить.
При появлении уровня в сепараторе В-301 направить дизельное топливо
с низа В-301 в колонну С-301 включив в работу клапан-регулятор уровня LICV-
1. Закрыть пусковую схему циркуляции дизельного топлива.
При разделении жидкости в сепараторе В-301 на два слоя (вода и
дизельное топливо) включить клапан-регулятор уровня воды LDIC-303.
При проведении активации катализатора дизельное топливо с колонны С-
1 направляется по технологической схеме в резервуар товарного парка и
далее с данного резервуара на прием сырьевых насосов Рм-301АВС.
Разрыв сырьевого потока т.е. подкачка свежего сырья на период
активации катализатора не производится с целью предотвращения выноса из
системы ДМДС и сероводорода растворенного в дизельном топливе.
Температурный режим колонны С-301 на период активации катализатора
настроен с целью поддержания давления и минимально возможной отпарки
сероводорода из дизельного топлива
На первом этапе сульфидирования производится подача ДМДС на прием
сырьевого насоса Рм-301АВС при температуре 160ОС на входе в реактор R-
1 с последующим подъемом до 230 ОС.
Периодически проводить анализ Н2S в ГПС на выходе из реактора R-302
поскольку Н2S реагирует с оксидами металлов содержание Н2S на первом этапе
сульфидирования низкое. По окончании первого этапа сульфидирования
содержание Н2S возрастает до 02 % об и более.
Скорость подачи ДМДС на первом этапе сульфидирования 1300÷1400
лчасориентировочное время подаваемого ДМДС на первом этапе - 10 часов
включая выдержку при температуре 230 ОС -4 часа и дальнейшего подъема
При этом первый час подачи ДМДС производить с минимальной
производительностью насоса Рм-203АВ с последующим увеличением расхода.
При температуре 230 OC на выходе из слоя катализатора произвести
выдержку не менее 4 часов до содержания сероводорода 02 % об и более.
на выходе из реактора R-302.
Если на этапе выдержки не наблюдается увеличение сероводорода на
выходе их реактора R-302 более 02 % об. продолжать выдержку при
температуре 230 ОС на выходе из слоя катализатора.
Скорость подачи ДМДС остается на уровне 1300÷1400 лчас.
Реакция сульфидирования являются экзотермичными и из-за этого
наблюдается проход температурного фронта через реактора R-301R-302.
При неконтролируемом росте температуры прекратить подачу ДМДС и
снизить температуру до 200 ОС на входе в реактор R-301
Сброс ВСГ газа из реакторного контура не производится при понижении
давления в реакционном контуре и снижении концентрации водорода до 50 % об
производится подпитка свежим ВСГ.
Производить дренирование воды из сепаратора В-301.
При окончании выдержки первого этапа (4 часа или более) приступить к
подьему температуры до 350 ОС и переходу ко второму этапу сульфидирования.
Второй этап сульфидирования катализатора заключается в подаче ДМДС при
поддержании температуры 350 ОС на выходе из реактора R-302
На втором этапе расход ДМДС устанавливается в зависимости от
содержания Н2S в циркулирующем ВСГ в интервале 02 ÷ 20 % об.
Выдержка второго этапа сульфидирования 12 часов. Производится закачка
Контроль параметров процесса активации
Через каждые 1÷2 часа контролировать показатели:
– содержание сероводорода на выходе из реактора R-302;
– содержание водорода в циркулирующем ВСГ.
В режимном листе фиксировать:
– температура на входе в реактор R-301;
– температура на выходе из реактора R-302;
– температура слоя катализатора по показаниям многозонных термопар;
– давление на входе в реактор.
В начальный период работы каталитической системы следует
перерабатывать только прямогонное сырье. В течение по меньшей мере трех
суток после осернения катализатора недопустимо вовлекать в сырье установки
фракции вторичных деструктивных процессов. Анализ сырья и гидрогенизата на
содержание серы в течение первых трех суток выполняется раз в смену. В
дальнейшем можно добавлять продукты вторичных процессов постепенно повышая
их долю в течение нескольких дней.
3.5.5. Вывод на режим секции 300
Подъем температуры низа отпарной колонны С-301
Во время операции активации катализатора гидроочистки дизельная
фракция поступающая в колонну С-301 нагревается в теплообменнике Е-302
продуктами реакции. Необходимо следить чтобы температура входа в колонну
слишком высокая. Конденсаторы воздушного охлаждения А-303 и А-302 должны
быть включены в работу. При достижении достаточного уровня жидкости в
сепараторе рефлюкса В-302 наладить орошение колонны С-301 Отрегулировать
давление в колонне при помощи клапана-регулятора PRCV-303 и перевести на
автоматическое регулирование (на 4 ÷ 5 кгссм2).
Вывод колонны С-301 на нормальный технологический режим
После окончании процедуры активации катализатора произвести подкачку
свежего сырья на прием сырьевого насоса Рм-301АВС.
Установить подачу пара на отпарку в колонну С-301 на номинальный
расход и включить клапан-регулятор давления в колонне С-301 PRCV-302 и
сборнике рефлюкса В-302 клапаном-регулятором PRCV-303А на рабочее давление
на линии ( 3 подачи ВСГ из сепаратора В-301 и PRCV-303 из линии ( 6 сброс
жирного газа из сборника рефлюкса В-302 в сеть топливного газа.
Для установления в колонне рабочего режима продукт с низа колонны
через ЭРГ-12 направить в товарный парк. Бензин из сепаратора рефлюкса В-
2 направить на установку ЛЧ-247 или АГФУ-1.
После включения дренирования воды из сепараторов В-301 В-302
включить в работу дезодоризатор С-302. Для этого воду направить через
теплообменник Е-307 эжектор Э-302 в дезодоризатор С-302. Включить в работу
клапан-регулятор LICV-308 уровня воды в С-302.
Убедиться что трехходовые краны включены по направлению на один из
огневых предохранителей поз. АF-301(АВ) на линии сброса газов отдува из
дезодоризаторов С-302 в газоход печи F-301.
Дать пар в низ С-302 открыв вручную клапан-регулятор ТICV-306.
Установить клапан-регулятор расхода пара ТICV-306 на заданное количество и
перевести его на автоматическое регулирование.
Вывод на режим узла обезвоживания методом коалесцирования в ЭРГ-
После прокачки системы дизельной фракцией помимо ЭРГ-1 и ЭРГ-2 по
байпасу в товарный парк произвести плавное заполнение ЭРГ-1 с выводом
дизельной фракции минуя ЭРГ-2. Прокачку производить в течении 24 часов а
затем произвести заполнение ЭРГ-2 и наладить работу по схеме:
С-301 ( Е-305АВ ( А-303 ( ЭРГ-1 ( ЭРГ-2 ( товарный парк.
Дренирование подтоварной воды производится через клапан-регулятор
уровня раздела фаз LCV-312 (ЭРГ-1) и LCV-313 (ЭРГ-2).
3.6. Пуск секции моноэтаноламиновой очистки (секция 400)
3.6.1 Заполнение блока раствором МЭА.
Перед заполнением колонны С-401сепаратора В-450и емкости сбора МЭА
В-406 раствором МЭА проверить наличие раствора МЭА на приеме насоса Рм-
1АВ (задвижки на выкиде закрыть) проверить схему трубопровода
нагнетания от насоса Рм-401АВ на 30-ю тарелку колонны С-401.
Клапан-регулятор FRСV-401 расхода раствора МЭА на трубопроводе подачи
МЭА на 30-ю тарелку колонны С-401 закрыть вручную. Задвижки на входе и
выходе ВСГ в колонну С-401закрыть.
Проверить технологические схемы объвязки трубопроводов и аппаратов на
соответствие с технологической схемой:
– от колонны С-401 к емкости сбора МЭА В-406.Клапан-регулятор LICV-402
уровня МЭА в колонне С-401 закрыть вручную;
– от насоса Рм-401АВ в шнековый смеситель Э-450. Клапан-регулятор
FRCV-402 расхода МЭА в шнековый смеситель закрыть вручную;
– от шнэкового смеситель Э-450 в сепаратор В-450 далее в емкость сбора
МЭА В-406. Клапан-регулятор LICV-404 уровня МЭА в В-450 закрыть
– от емкости сбора МЭА В-406 через теплообменники Е-401(АВ) на 22-ю
тарелку колонны С-403. Клапан-регулятор PRCV-405 давления в емкости
сбора МЭА В-406 перевести в ручной режим. Клапан-регулятор LICV-409
уровня в В-406 закрыть вручную;
– от колонны С-403 через воздушный конденсатор А-401в сепаратор В-402.
Воздушный конденсатор А-401 включить в работу.
– от сепаратора В-402 на прием насоса Рм-403АВ и далее в колонну С-
3. Клапан-регулятор LАНV-403 уровня в сепараторе в В-402 закрыть
– от сепаратора В-402 на установку «Производства серы». Клапан-
регулятор PRCV-407 давления в сепараторе В-402 перевести в ручное
– от сепаратора В-402 на факел сероводорода.
– от колонны С-403 к рибойлеру Е-402 и далее от рибойлера в колонну С-
3. Клапан-регулятор FRCV-413 расхода пара низкого давления в
рибойлер Е-402 закрыть вручную.
– от колонны С-403 через теплообменники Е-401(АВ) воздушный
конденсатор А-402 в емкость хранения МЭА Т-401. Клапан-регулятор LICV-
0 уровня в колонне С-403 закрыть вручную.
Пустить в работу насос Рм-401АВ. и направить МЭА в колонну С-401 и
смеситель Э-450 приоткрыв клапаны-регуляторы расхода FRCV-401 и FRCV-402.
Установить уровень жидкости в колонне С-401 и в сепараторе В-450
включить в работу клапан-регулятор LICV-402 и LICV-404 уровня
Продолжать закачку МЭА в колонну и сепаратор до установления уровня
МЭА в емкости В-406. Остановить насос Рм-401АВ
3.6.2 Включение в работу колонны С-401 С-403 сепаратора В-450
Медленно направить ВСГ в колонну С-401 по линии ( 12 открыв в начале
задвижку на выходе из колонны.
При достижении в колонне рабочего давления включить насос Рм-401АВ
и перевести на автоматические регулирование клапан-регулятор расхода поз.
FRCV-401 установив его на нормальный расход от 30-50 м3ч.
Закрыть задвижку на линии ( 12 ВСГ помимо колонны С-401 и направить
весь ВСГ на очистку.
Направить жирный газ из В-302 через В-407 в шнековый смеситель Э-450
и далее в сепаратор В-450.
При достижении в сепараторе рабочего давления наладить циркуляцию
раствора МЭА от Т-401 насосом Рм-401АВ в Э-450 В-450 В-406 С-403
Т-401 и перевести на автоматическое регулирование клапан-регулятор расхода
поз. FRCV-402 установив расход МЭА не менее 3 м3ч на 1000 нм3ч
очищаемого газа. Включить в работу клапан-регулятор уровня МЭА в сепараторе
В-450 поз. LICV-404.
Принять на прием насоса Рм-401АВ антивспениватель.
Очищенный газ из сепаратора В-450 направить по линии ( 6 через
дополнительный сепаратор В-403 в систему сухого газа.
Перевести на автоматическое регулирование клапан-регулятор уровня поз.
LICV-409 и клапан-регулятор давления поз. PRCV-405 в емкости В-406.
Направить МЭА из емкости В-406 в колонну С-403.
Набрать уровень МЭА в колонне С-403 и начать подъем температуры
приоткрыв клапан-регулятор FRCV-413 расхода подачи пара в Е-402. При
достижении достаточного уровня в сепараторе В-402 включить в работу насос
Приоткрыть клапан-регулятор уровня LICV-413 в В-402 и перевести его
на автоматическое регулирование.
При достижении в колонне рабочего давления перевести клапан-
регулятор LICV-410 уровня МЭА в колонне на автоматическое регулирование
вывести регенерированный МЭА через теплообменник Е-401(АВ) воздушный
конденсатор А-402 в емкость хранения МЭА Т-401.
По мере подьема давления сероводорода в В-402 перевести его через
клапан регулятор давления PRCV-407 на факел а затем на установку
3.7. Пуск блока парополучения (секция 600)
Пуск в работу испарительных пакетов комбинированной печи F-101 F-201 F-
При подготовке сетей пара среднего давления и низкого давления к
пуску перед зажиганием форсунок на печах необходимо выполнить следующие
Открыть байпасы у клапана-регулятора FALSV-615618 на выходе в
атмосферу пара среднего давления и у клапана-регулятора FALSV -616619 на
выходе пара низкого давления с тем чтобы установить циркуляцию в змеевиках
испарительных пакетов.
Перед принятием пара среднего давления на установку открыть все
воздушники и дренажи на трубопроводе для равномерного прогрева. При приеме
пара не допускать гидроударов.
Принять на установку пар среднего давления поступающий из
общезаводской магистрали пара участка теплоснабжения.
Открыть пар среднего давления из магистрали участка теплоснабжения ко
всем местам потребления этого пара на установке. Прогреть трубопроводы
включить в работу конденсатоотводчики и постепенно поднять давление в
Открыть пар среднего давления и обратным ходом принять пар в
коллектор пара среднего давления дать пар в змеевик пароперегревателя
комбинированной печи.
Средуцировать пар среднего давления в коллектор пара низкого
давления прогреть коллектор пара низкого давления и направить пар в
систему пароспутников и обогревателей (В-611 С-302 Е-402 Т-401 В-631 Е-
Выходы пара из змеевика низкого давления и из В-613 в сеть держать
закрытыми запорные задвижки расположены после отводов пара на клапаны SV-
Открыть воздушники на линии пара среднего давления перед
пароперегревателем и на выходе пара низкого давления из В-613. Дать пар
низкого давления в деаэрационную колонку В-611 установить регулятор PIC-
5 давления на минимум.
Питание водой деаэрационной колонки В-611 аккумуляторов В-613 и В-612
Декремнизованная вода из общезаводской сети поступает на прием
насосов Рм-616 Рм-617 которые закачивают ее в деаэрационную колонку В-
1. Уровень воды в В-611 регулируется прибором LRC-601 через клапан
уровня на линии закачки LRCV-601.
Вода из В-611 поступает на прием насоса Рм-611АВ и направляется в
емкость В-612 через регулирующий клапан уровня поз. LRCV-603.
Перекрыть задвижку на линии ( 4( поступления воды с выкида Рм-612АВ
в змеевики пара среднего давления печи F-301 на линии ( 2( поступления
воды с выкида Рм-613АВ в змеевик пара низкого давления печи F-301 а
также на выходах из этих змеевиков.
Пустить насос Рм-612АВ и установить циркуляцию воды через змеевик
пара среднего давления комбинированной печи с возвратом в емкость В-612
дать воду из В-611 насосом Рм-611АВ в емкость В-613 через клапан LV-606
(регулятор уровня В-613 LRC-606).
Пустить насос Рм-613АВ и установить циркуляцию воды через змеевик
пара низкого давления комбинированной печи с возвратом в аккумулятор В-613.
Когда уровень воды в В-613 будет достаточно высоким прежде чем
закроется клапан поз. LV-606 открыть задвижку на линии ( 6( возврата воды
с выкида насоса Рм-611АВ в В-611. Эта задвижка остается открытой во время
всего периода пуска системы выработки пара. Когда производительность
аккумуляторов В-612 и В-613 достигнет необходимого уровня эта задвижка
Зажигание форсунок на печах и поднятие давления в В-612 и В-613
Зажигание форсунок на печах производится после наладки циркуляции
воды и пара через змеевики конвекций. После зажигания форсунок необходимо
следить за ростом давления в аккумуляторах В-612 и В-613. При достижении
давления 2 кгссм2 закрыть воздушники на змеевиках.
Открыть сброс пара низкого давления из В-613 в сеть низкого давления
(линия ( 10() и следить за расходом по расходомеру FR-610. Одновременно
закрыть байпас на клапане SV-616619. При достижении достаточного давления
образующийся поток пара среднего давления из В-612 направляется в змеевик
Расход воды контролируется прибором поз. FR-608 путем регулирования
подачи подпиточной воды в В-612 насосом Рм-611АВ.
При расходе пара среднего давления около 7 тчас открыть медленно
и полностью задвижку сброса пара среднего давления в сеть установки следя
за расходомером поз. FR-617 установленным на выход из змеевика.
закрыть вентиль байпаса на клапане SV-615618. Закрыть медленно вентиль
подпиточного пара среднего давления в змеевик пароперегревателя следя за
расходом пара на выходе из змеевика по расходомеру FR-617.
Пуск в работу испарительных пакетов печи F-301(змеевики пара среднего и
Подготовка системы перед зажиганием форсунок печей
Вентили на входах и выходах змеевиков низкого и среднего давления
(около емкостей В-612 и 613) должны быть закрыты. Открыть воздушники на
выходе из змеевиков печи. Дать пар среднего давления в змеевик низкого
давления (на входе в конвекцию) через байпас на клапане SV-619. Дать пар
среднего давления в змеевик среднего давления через байпас на клапане SV-
8. Прогреть оба змеевика. Открыть вентили в змеевики и дать в них воду в
количестве достаточном для заполнения змеевиков.
Шуровка печи и поднятие температуры при пуске испарительных пакетов печи F-
После зажигания форсунок начать медленный подъем температуры
продувая линии выхода из змеевиков пара среднего и низкого давления перед
задвижками входа в аккумуляторы В-612 и В-613. Следить за подъемом
температуры пара на выходе из змеевиков по приборам TI-604 и TI-605.
При достижении температуры на выходе из змеевиков до величины
температуры при рабочих давлениях в В-612 и В-613 открыть входные задвижки
и направить пар в аккумуляторы.
Увеличить подачу воды в змеевики по мере возрастания температуры так
чтобы она не понижала температуру на выходе из соответствующих змеевиков
испарительных пакетов комбинированной печи.
Остановка насосов Рм-612АВ и Рм-613АВ и срабатывание системы ПАЗ
змеевиков испарительных пакетов комбинированной печи и печи F-301 паром
Открытие клапана SV-615618 (пар среднего давления).
В случае остановки насоса Рм-612АВ от прибора расхода воды FISA-615
срабатывает сигнализация на мониторе в операторной и по сигналам
расходомеров FISA-615 и FISA-618 включается инжекция пара среднего
давления предохраняющего змеевики от перегрева.
Открываются клапаны SV-615 и SV-618 на линии подачи пара среднего
давления в испарительные пакеты печей F-101 201 202 203 и F-301 для
предохранения их от прогара. Далее пар поступает в В-612 затем проходит
змеевик пароперегревателя комбинированной печи F-101 F-201 F-202 F-203 и
сбрасывается в атмосферу через клапан SV-615618.
В период срабатывания системы продувки испарительных пакетов печей
при падении давления пара в системе пара среднего давления происходит
перепуск пара среднего давления через РУ (PV-610) обратным ходом из
заводского коллектора в линию пара среднего давления установки и далее
через клапаны SV-615 SV-618 поступает в печи.
После пуска резервного насоса увеличивать постепенно расход воды с
помощью клапанов FV-615 и FV-618. Когда давление в В-612 начнет
подниматься следить за увеличением расхода пара среднего давления по
Увеличить подачу воды до получения выхода пара до 10 тчас.
Уменьшить выход в атмосферу пара среднего давления до полного закрытия
клапана SV-615618 вручную.
Открытие клапана-регулятора SV-616619
При остановке насоса Рм-613АВ от прибора расхода воды FISA-616
расходомеров FISA-616 и FISA-619 включается инжекция пара среднего
Открываются клапаны SV-616 и SV-619 на линиях подпитки змеевиков паром
среднего давления в испарительные пакеты печей F-101 201 202 203 и F-
1 для предохранения их от прогара. Далее пар поступает в В-613 и затем
сбрасывается в атмосферу через клапан SV-616619.
После пуска резервного насоса увеличивать постепенно расход воды
посредством клапанов FV-616 и FV-619. Когда давление в В-613 начнет
подниматься следить за увеличением расхода пара низкого давления по
Увеличить подачу воды до получения необходимого количества пара
низкого давления регулировать этот расход регулятором расхода подпиточной
воды поз. FRС-609 подаваемой в аккумулятор В-613. Уменьшить выход пара
низкого давления в атмосферу до полного закрытия клапана вручную SV-
3.8. Включение в работу узла осушки водородсодержащего газа (ВСГ)
Перед включением в работу одного из адсорберов В-210 или В-211
необходимо произвести проверку:
- правильности сборки технологической схемы;
- монтажа запорной и запорно-регулирующей арматуры;
- включение системы «трех вентилей» на линии подвода азота к адсорберу;
- монтажа приборов КИП;
Узел осушки ВСГ используется для осушки ВСГ с блока изомеризации
бензиновых фракций установки Л-35-111000 путем удаления влаги в одном из
адсорберов В-210 (В-211) при прохождении слоя адсорбента – цеолита NaX
Для включения одного из адсорберов В-210 (211) в работу необходимо:
- закрыть задвижки на линиях подвода водородсодержащего газа к адсорберу
В-210 (211) использовать систему «трех вентилей».
- перед приемом ВСГ предварительно адсорбер продуть азотом для
инертизации системы со сбросом на факел через байпас помимо СППК.
- после продувки набрать давление азота в адсорбере до 1 кгсм2
закрыть задвижку на байпасе помимо СППК. На линии подвода азота
задействовать систему «трех вентилей». Давление в аппарате
контролировать по манометру.
- водород с блока изомеризации установки Л-35-111000 принимать плавным
открытием задвижки ( 400) на линии подачи ВСГ на узел осушки.
Произвести заполнение трубопровода и адсорбера В-210 (В-211)
водородсодержащим газом до выравнивания давления с давлением контура
- произвести открытие задвижки ( 400) на линии ВСГ после узла осушки в
линию возврата ВСГ на прием В-302 блока изомеризации установки Л-35-
1000. Байпас помимо узла осушки плавно закрыть.При закрытии байпаса
следить за работой компрессора К-301АВ блока изомеризации действия
согласовывать со старшим оператором установки Л-35-111000.
- наладить циркуляцию ВСГ блока изомеризации через адсорбер В-210 (В-
При работе блока осушки на ВСГ с блока изомеризации установки Л-35-
1000 трубопроводы ВСГ блока каталитического риформинга установки Л-35-
1000 и блока каталитического риформинга установки «Жекса» перекрыты
задвижками и отглушены.
При насыщении цеолита NaX влагой в одном из адсорберов В-210 (211)
производится переключение на резервный адсорбер В-211 (210). Переключение
производится в ручном режиме для этого необходимо проделать следующие
- резервный адсорбер В-211 (210) перед включением в работу продуть
азотом со сбросом газа на факел через байпас помимо СППК.
- набрать давление азота в адсорбере до 1 кгсм2 закрыв задвижку на
байпасе помимо СППК. После набора давления подачу азота закрыть на
линии подвода азота использовать систему «трех вентилей». Давление в
аппарате контролировать по манометру.
- принять водород плавным открытием задвижки ( 400) на входе в
адсорбер. Произвести заполнение водородсодержащим газом резервного
адсорбера В-211 (210) до выравнивания давления с давлением в рабочем
адсорбере В-210 (В211).
- убедиться в устойчивой работе двух адсорберов В-210 и В-211 и затем
приступить к отключению рабочего адсорбера В-210 (В-211).
- закрыть задвижки ( 400) на входе и выходе ВСГ из адсорбера В-210 (В-
1) на обоих линиях использовать систему «трех вентилей».
- давление водородсодержащего газа из отключенного задвижками адсорбера
сбрасывается на факел через байпас помимо СППК.
- приступить в ручном режиме к подключению адсорбера с насыщенным влагой
цеолитом В-210 (211) к контуру регенерации.
3.9. Включение в работу адсорбера серосодержащих соединений В-110
Перед включением в работу В-110 необходимо произвести проверку:
- установки запорной арматуры;
Включение в работу адсорбера В-110 в работу производится по следующей
- перед приемом бензина адсорбер В-110 продуть азотом для инертизации
системы со сбросом на факел через байпас помимо СППК.
- после продувки на линии подвода азота установить заглушку.
- произвести плавное открытие задвижки ( 150) на линии от Е-104 к
адсорберу В-110 и произвести плавное заполнение бензином адсорбера.
- произвести плавное открытие задвижки ( 150) на линии от адсорбера В-
0 к теплообменнику Е-104.
- скорость подъема температуры в В-110 не более 10 ОСчас
- после выравнивания давления в Е-104 и В-110 произвести плавное
закрытие байпаса ( 150) помимо адсорбера В-110.

Головка плавающая.cdw

Острые кромки притупить R=1 мм;
Неуказанные предельные отклонения размеров H14 h14

тарелка Жалюзийно-клапанная СБ.cdw

Технические требования
Тарелки должны соответствовать требованиям ОСТ 26-291-71.
Прогиб полотен (секций) тарелки после установки должен быть не
Общий прогиб устанавливаемой тарелки должен быть не более 3 мм.
Тарелка жалюзийно-клапанная

Р 7.1 Характеристика опасностей.doc

7. БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
1. Характеристика опасностей производства
В течение рабочего времени на работающего возможно воздействие опасных
и вредных производственных факторов которые создают потенциальную
возможность возникновения определенных ситуаций явлений событий
способных нанести ущерб здоровью людей. Именно эти ситуации явления
события и есть опасности.
Процесс выявления опасностей является постоянным и определен в СТП СУ
ОТ и ПБ-01-04 «Система управления охраной труда и промышленной
Опасные и вредные производственные факторы вредное воздействие
веществ имеющихся на каждом объекте возможные последствия а также
способы и средства защиты от них изложены в инструкциях по охране труда по
виду работ или по профессии.
Основные опасности производства обусловлены особенностями
технологического процесса или выполнения отдельных производственных
операций особенностями используемого оборудования и условиями его
эксплуатации нарушениями правил безопасности работающими. А также наличием
в аппаратах и трубопроводах большого количества горючих газов в смеси с
водородом сероводородом жидких углеводородов и наличием в системе
высокого давления и высокой температуры.
Установка «ЖЕКСА» относится к категории установок повышенной пожаро-
взрывоопасности и токсичности. Особенностью процесса является наличие на
установке большого количества водородсодержащего газа с высоким давлением
Процесс каталитического риформинга и гидроочистки дизельного топлива
сопровождается использованием в качестве сырья бензиновой фракции и
дизельного топлива соответственно в смеси с водородсодержащим газом под
высоким давлением и с высокой температурой: до 520°С на риформинге и до
0°С на гидроочистке дизельного топлива.
Процесс очистки водородсодержащего газа от сероводорода с помощью
раствора моноэтаноламина происходит с выделением сероводорода обладающего
сильными ядовитыми свойствами.
В связи с этим процесс каталитического риформинга и гидроочистки
дизельного топлива являются пожаровзрывоопасным и вредным производством.
Наличие на объекте аппаратов работающих при высоких температурах и
содержащих большое количество нефтепродуктов в газообразном состоянии
создает опасность загазованности территории что может привести к объемному
взрыву или отравлениям.
Процесс относится к вредным для здоровья обслуживающего персонала
производствам так как связан с переработкой и получением продуктов
являющихся токсичными веществами.
Наиболее опасные места на установке:
– помещение открытых насосных;
– колонны блока каталитического риформинга (колонны С-101С-501);
– колонны блока гидроочистки дизельной фракции (колонны С-301С-401)
– блок печей (F-101 F-201 F-202 F-203 F-301 F-102 F-501);
– места отбора проб для лабораторных анализов;
– все колодцы промышленной канализации и оборотного водоснабжения приямки
где возможны скопления сероводорода углеводородных газов и паров
технологические лотки;
– места в которых возможно выделение вредных и ядовитых паров газов
способных создать опасную концентрацию или пожарную опасность. А также
низкие места и приямки где могут скапливаться вредные и взрывоопасные
газы приводящие к отравлению обслуживающего персонала.
Основными опасными физическими факторами являются:
– наличие вращающихся частей насосного оборудования компрессоров АВО;
– повышенная температура поверхностей оборудования и трубопроводов;
– наличие постоянного горения открытого пламени в печах;
– повышенное давление ( до 35 кгсм2) в оборудовании и технологических
– повышенный уровень шума в компрессорных;
– наличие перепада высот при ремонте и обслуживании оборудования
расположенного на высоте.
Основными опасными химическими факторами являются:
– наличие сероводорода и его смеси с углеводородами;
– наличие большого количества водородсодержашего газа с сероводородом;
– наличие хлорорганических соединений применяемых в качестве реагента.
Углеводородные газы сероводород являются вредными веществами и
могут вызвать у работающих нарушение состояния здоровья понизить
работоспособность привести к острым или хроническим отравлениям и даже к
смерти (при вдыхании вредных газов с высокой концентрацией).
Источниками аварий и аварийных ситуаций на установке могут быть:
– разгерметизация фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов;
– пропуск сальниковых уплотнений насосов компрессоров и арматуры
работающих агрегатов;
– размораживание (в зимних условиях) трубопроводов и аппаратов;
– внезапная остановка отдельных систем и агрегатов;
– появление неисправностей на работающих системах;
– нарушение норм технологического режима;
– нарушение требований охраны труда работающими.
Безопасность производственного процесса обеспечивается выбором режима
работы технологического процесса оборудования размещением
производственного оборудования.
Для обеспечения безопасности производственного процесса предусмотрено
– процесс осуществляется по непрерывной схеме в герметичных аппаратах
аппаратура располагается на открытой площадке;
– для безопасного ведения процесса управление осуществляется дистанционно
с помощью автоматических клапанов-регуляторов из помещения операторной;
– при отклонениях параметров технологического режима от заданных значений
предусмотрена сигнализация для быстрейшей ликвидации аварийной ситуации и
перевода системы в безопасное состояние.
Для обеспечения нормального ведения технологического процесса
необходимо соблюдать следующее:
– не допускать резких изменений давления и температуры в аппаратах. Строго
соблюдать технологические параметры ведения процесса согласно норм
технологического регламента;
– во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением в
аппаратах. Показания контрольно-измерительных приборов выводящиеся на
мониторы в операторной должны подвергаться периодическим проверкам
дублирующими приборами по месту установленными непосредственно на
аппаратах а также проходить Госповерку;
– не допускается эксплуатировать технологическое оборудование с
неисправными средствами защиты (система сигнализации и блокировок СППК
система аварийного освобождения) приборами КИП и А;
– во избежание распространения взрывоопасных паров и газов в сети
промышленной канализации в колодцах установлены гидрозатворы. Такие
затворы установлены на всех выпусках от помещений с технологическим
оборудованием площадок технологических установок (блоков секций) узлов
задвижек групп аппаратов насосных котельных компрессорных помещений
и т.п. В каждом гидравлическом затворе высота слоя жидкости образующей
затвор должна быть не менее 025 м;
– оставлять открытыми задвижки на неработающих аппаратах оборудовании и
трубопроводах запрещается. Временно выключенные из схемы аппараты и
трубопроводы должны быть отглушены стандартными заглушками;
– резервный оборудование (насосы компрессора) всегда должен находиться в
постоянной готовности к пуску.

Tezis Linar.docx

Анализ основного оборудования блока стабилизации бензина установки каталитического риформинга бензиновых фракций
Л.Р. Бирдегулов (БМЗ 10-01) А.А. Минниахметова (ассистент)
В настоящее время производство бензинов является одним из главных в нефтеперерабатывающей промышленности и в значительной мере определяющим развитие этой отрасли. Развитие производства бензинов связано со стремлением улучшить основное эксплуатационное свойство топлива – детонационную стойкость бензина оцениваемую октановым числом.
Каталитический риформинг является одним из ведущих процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Он служит для одновременного получения высокооктанового базового компонента автомобильных бензинов ароматических углеводородов – сырья для нефтехимического синтеза и водородосодержащего газа – технического водорода используемого в гидрогенизационных процессах нефтепереработки.
Особенностью каталитического риформинга является то что он протекает в среде водородсодержащего газа при высоких температурах сравнительно низких давлениях и с применением специальных высокоактивных катализаторов. При этом образуется избыточное количество водорода которое выводится из системы в виде водородсодержащего газа. Этот водород в 10-15 раз дешевле водорода получаемого на специальных установках.
В качестве сырья для каталитического риформинга используют бензиновые фракции первичной перегонки нефти. Продуктами являются газы и жидкие продукты (риформат). Риформат используют как высокооктановый компонент автомобильных и авиационных бензинов а нестабильный риформат направляется на блок стабилизации.
Блокстабилизациибензинапредназначендля выделения газа избензинапутем ректификации в колонне стабилизации. Продуктамипроцессастабилизацииявляются: стабильный бензин и легкиеуглеводороды в виде сухого газа. Главным недостатком технологии с использованием стабилизационных колонн является потери части легких бензиновых фракций с верхним продуктом колонны.
Важно чтобы процесс проходил максимально эффективно поэтому к инженерам-конструкторам предъявляют высокие требования проектирования аппаратурного оформления установки. В данной работе был сконструирован колонный аппарат стабилизации диаметром 2026 м оснащенный 35 тарелками высотой 3532 м рабочая температура – 238 оС рабочее давление –168 МПа сырье колонны – нестабильный риформат. Для охлаждения верхнего продукта был подобран кожухотрубчатый теплообменный аппарат: в межтрубном пространстве верхний продукт колонны – легкие углеводороды в трубном пространстве охлаждающий агент – вода давление в межтрубном пространстве 161 МПа давление в трубном пространстве 05 МПа. Анализ результатов расчетов показал что условия прочности и устойчивости для рассматриваемого в работе оборудования выполняются.

Реферат.doc

Выпускная работа 97 с. машинописного текста 15 иллюстраций 33
таблицы 20 использованных источников.
КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ СТАБИЛИЗАЦИОННАЯ КОЛОННА ТЕПЛООБМЕННИК
ПРОЧНОСТЬ ВЕТРОВАЯ НАГРУЗКА УСТОЙЧИВОСТЬ.
Объектом проектирования явились стабилизационная колонна и
теплообменный аппарат блока стабилизации установки каталитического
риформинга бензиновых фракций.
Цель выпускной квалификационной работы заключалась в изучении
оборудования входящего в блок стабилизации а именно колонного и
теплообменного аппарата.
В данной работе было описано назначение процесса каталитического
риформинга и его сущность. Произведен проектировочный расчет теплообменного
аппарата разработана конструкция колонного аппарата с жалюзийно-клапанными
тарелками произведены расчеты на прочность устойчивость и ветровую
нагрузку. Также были определенны основные источники загрязнений атмосферы и
рассмотрены основные опасности установки каталитического риформинга.
В графической части представлены принципиальная технологическая схема
блока стабилизации общий вид колонны и теплообменника а также сборочные
чертежи и чертежи деталей тарелки и теплообменного аппарата. Указаны все
необходимые размеры приведены технические характеристики и требования
предъявляемые к данным аппаратам.
Таким образом в результате проделанной работы была сконструирована
стабилизационная колонна и теплообменный аппарат были определены их
основные конструктивные размеры и разработаны чертежи.

Обечайка распределительной камеры А4 (2).cdw

1 Неуказанные предельные отклонения: отверстия
Острые кромки притупить R

5 Экологичность.docx

5 Экологичность проекта
Основными источниками загрязнения атмосферы на установке каталитического риформинга бензиновых фракций являются неорганизованные выбросы через возможные неплотности оборудования.
В процессе эксплуатации установки каталитического риформинга бензиновых фракций образуются следующие виды отходов:
- выбросы в атмосферу.
Твердых и жидких отходов не образуется.
С целью предотвращения загрязнения окружающей среды отходами производства и обеспечения защиты населения от их вредного воздействия согласно ГОСТ17.2.3.02-78 «Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями» и ГОСТ 17.1.3.10-83 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу» запрещается:
- слив отработанных нефтепродуктов в водные объекты в сети хозяйственно–бытовой ливневой и промышленной канализации не предназначенные для этих целей;
- размещение отработанных нефтепродуктов на полигонах бытовых и промышленных отходов а также в местах не предназначенных для их хранения (захоронения);
- повторное использование отработанных нефтепродуктов содержащих токсичные вещества и продукты не нефтяного происхождения подлежащих уничтожению предприятиями–потребителями в установленном порядке;
- отходы должны храниться в закрытых емкостях на специально отведенных площадках с соблюдением условий исключающих возможность их проливов и утечек.
Многие сточные воды химических производств кроме растворенных органических и неорганических веществ могут содержать коллоидные примеси а также взвешенные (грубо- и мелкодисперсные) вещества плотность которых может быть больше или меньше плотности воды. В ряде случаев сточные воды содержат растворенные газы (сероводород и др.). Чаще всего сточные воды представляют собой сложные системы содержащие смеси различных веществ.
Степень вредности сточных вод зависит от токсичности загрязняющих ее веществ. Такие примеси как соли тяжелых металлов сероводород канцерогенные вещества и другие обуславливают высокую токсичность. Сточные воды могут содержать пожаро- и взрывоопасные вещества. Наличие большого количества взвешенных веществ способных полимеризоваться в водном растворе может приводить к засорению трубопроводов и коллекторов. Часто сточные воды содержат вещества обладающие резким неприятным запахом (сульфиды сероводород). Многие сточные воды химических производств окрашены вследствие загрязнения красителями и другими веществами имеющими окраску. Попадание бытовых вод в производственные приводит к биологическому загрязнению последних. Температура сточных вод может колебаться в различных пределах.
Все сточные воды предприятия транспортируются по сетям закрытых трубопроводов и каналов. Число раздельных сетей зависит от количества видов сточных вод их составов возможности повторного использования и т.д.
На предприятиях сточные воды выделяются в самостоятельные потоки для последующей очистки:
- незагрязняющиеся в процессе производства;
- коррозионно-активные;
- загрязненные органическими веществами;
- содержащие ценные примеси извлечение которых экономически целесообразно;
- содержащие нефтепродукты и масла;
Очистку сточных вод производятмеханическими физико-химическими и биологическими методами.В ряде случаев используюттермические методы приводящие к ликвидации этих вод а такжеметоды закачки вод в подземные горизонтыили ихзахоронение.
Сточные воды образующиеся при эксплуатации установки каталитического риформинга представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Сточные воды методы их утилизации и переработки
Количество образующихся сточных вод м3час
Условия (метод) ликвидации обезврежи-вания утилизации
Перио-дичность сбросов
Установленная норма содержания загрязнений в стоках мгл
Вода из колонны С-302
Оборотная вода для захолаживания С-302
Оборотная вода для захолаживания воды из В-612 В-613
Общее количество стоков:
2 Выбросы в атмосферу
Основными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются:
- технологические подогреватели;
- факельные установки;
- резервуар нефтяной.
Продукты сгорания газа - окиси азота углерода предельные углеводороды сажа - являются вредными веществами загрязняющими атмосферный воздух.
Сбросы с предохранительных клапанов аппаратов и трубопроводов при остановке на ремонт и в аварийных ситуациях осуществляются на факел. Возможны пропуски углеводородов в атмосферу через неплотности фланцевых соединений регулирующей и запорной арматуры (учитываются при расчете выбросов).
С целью предотвращения выбросов в окружающую среду реализованы следующие технические решения:
- все оборудование имеет герметичные уплотнения;
- запорная арматура имеет класс герметичности А;
- технологические площадки оборудованы газоанализаторами оповещающими персонал установки об утечках вредных газообразных веществ.
Выбросы в атмосферу образующиеся при эксплуатации установки каталитического риформинга представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Выбросы в атмосферу методы их утилизации и переработки
Количество образования выбросов по видам тгод (гсек)
Условия ликвидации обезвреживания утилизации
Периоди-чность выбросов
Установленная норма содержания загрязнений в выбросах
Технологические печи:
F-101 F-102 F-201 F-202 F-203 F-301 F-501 через дымовую трубу
рассеивание в атмосфере
при работе установки
Регенерация катализатора
в период регенерации
Технологическая площадка
Компрессорная 2 этаж. (вентилятор вытяжной Z-652 )
Компрессорная 1 этаж. (вентилятор вытяжной Z-653 )
Неорганизованные выбросы установки каталитического риформинга
3 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при розливах и авариях
В случае разгерметизации оборудования с последующим розливом нефтепродукта для предотвращения его распространения на большой площади имеются обвалования на аппаратном дворе установки а также по периметру открытых насосных. В аварийных случаях нефтепродукт из обвалований через дренажную систему попадает в промканализацию. При отсутствии обвалований необходимо соорудить насыпь из песка или грунта вокруг розлива нефтепродукта чтобы не допустить его растекания. Нефтепродукт должен быть незамедлительно откачан с помощью спецтехники.
Небольшие розливы нефтепродуктов необходимо ликвидировать засыпав сорбентом или песком и затем собрать. При розливе раствора моноэтаноламина его надо смыть водой в промканализацию.
В случае если на территории установки произошел розлив нефтепродукта необходимо немедленно прекратить ведение огневых работ. Вывести с территории весь персонал занятый ремонтными работами и всех посторонних лиц. Оградить загазованное место и вызвать отделение ГСО для контроля за состоянием воздушной среды в рабочей зоне.
4 Охрана окружающей среды и атмосферного воздуха
Для сокращения неорганизованных выбросов через неплотности от технологического оборудования и средств перекачивания продуктов предусмотрены следующие мероприятия:
- ведение технологического процесса в герметично закрытой аппаратуре;
- система контроля содержания пожароопасных и токсичных веществ в оборотной воде (газоанализаторы на выходе оборотной воды с установки);
- продувка инертным газом (азотом) технологического оборудования и трубопроводов перед ремонтом;
- пропарка технологического оборудования и трубопроводов перед плановым остановом и ремонтом;
- применение замкнутой системы циркуляции охлаждающей (оборотной воды) воды в теплообменном и насосно-компрессорном оборудовании;
- сбор технологических и ливневых стоков в систему промышленной канализации с последующей очисткой на очистных сооружениях предприятия;
- сбор отработанных реагентов (катализаторов) масел и отгрузка их для утилизации.
Контроль за наличием взрывоопасных продуктов в воздухе рабочей зоны осуществляется непрерывно сигнализаторами довзрывных концентраций и сигнализаторами по ПДК установленными на наружных установках и в помещении компрессорной.
Предусмотрен также комплекс организационно-технических мероприятий направленных на снижение загрязнений атмосферы выбросами загрязняющих веществ основные из которых:
- организация процесса по непрерывному циклу;
- установка основного оборудования на полную мощность без резерва на открытых площадках за исключением компрессоров и насосов;
- все технологические системы и узлы после монтажа и ремонта проходят обязательное испытание на герметичность;
- применение для перекачивания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей насосов с двойным торцовым уплотнением.

Тарелка клапанная СБ.cdw

Технические требования
Тарелки должны соответствовать требованиям ОСТ 26-291-87.
Прогиб полотен (секций) тарелки после установки должен быть не
Общий прогиб устанавливаемой тарелки должен быть не более 3 мм.
Клапанны после их установки в отверстия секций должны свободно
(без заеданий) перемещаться до упора.

Р 7.6 Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства.doc

7.6. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства
6.1. Безопасные методы обращения с термополимерами пирофорными
отложениями и продуктами металлоорганическими и другими потенциально
опасными соединениями
Пирофорные вещества способны к самовозгоранию в присутствии воздуха.
В условиях нефтеперерабатывающих заводов при переработке сернистых нефтей
пирофорными свойствами обладает окисный сульфид железа (Fe2S3).
Самовозгорание осадка содержащего окисный сульфид железа начинается
только в случае контакта с воздухом и в сухом виде. Во влажном состоянии и
под слоем нефтепродукта окисный сульфид железа безопасен.
При чистке и подготовке аппаратов и оборудования к ремонту необходимо
соблюдать следующие правила:
- аппараты и оборудование подлежащие вскрытию для осмотра чистки и
ремонта должны быть остановлены освобождены от нефтепродукта отглушены
заглушками пропарены промыты водой и проветрены;
- после пропарки и промывки аппарат подготавливаемый для внутреннего
осмотра или ремонта оставить с открытыми люками для естественной
- после проведения подготовительных мероприятий внутреннюю
поверхность открываемых аппаратов необходимо поддерживать во влажном
- если на стенках аппаратов имеются отложения пирофорного железа то
после окончания пропарки их необходимо заполнить водой;
- освобождение от воды должно производиться со скоростью не
превышающей 1 мч что обеспечивает медленное окисление сульфида железа по
- пирофорные отложения находившиеся на стенках и осадок извлечённые
из аппаратов должны поддерживаться во влажном состоянии до их захоронения
в землю или в специально отведённое безопасное место;
- запрещается сбрасывать с высоты извлекаемые из аппаратов во время
очистки грязь твёрдые отложения. Для спуска их должны применяться
устройства малой механизации.
- вскрытие ёмкостей для очистки и внутреннего осмотра а также
разборка трубопроводов обвязывающих эти ёмкости должны производиться в
присутствии ответственного руководителя работ;
- грязь отложения и продукты коррозии необходимо вывезти с территории
установки в специально отведенное место и утилизировать;
- при открытии колодцев промканализации для проведения ремонта или
чистки от грязи с целью предотвращения возгорания пирофорных отложений
стенки колодца необходимо постоянно смачивать водой.
- при выгрузке из реакторов пассивированного катализатора в реактора
необходимо постоянно подавать азот.
6.2. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при
Попадание жидких нефтепродуктов и реагентов в рабочие зоны возможны при
возникновении неисправности оборудования арматуры средств контроля и
автоматики. Разлитые на территории нефтепродукты и реагенты должны быть
немедленно убраны - засыпаны песком и затем вывезены с территории
При обнаружении розлива повреждённый трубопровод или аппарат отключают
задвижками и освобождают от продукта. Работы проводятся с соблюдением всех
мер безопасности и использованием всех необходимых средств защиты.
Территория прилегающая к месту розлива может быть загазована. Собранный
нефтепродукт или реагент по согласованию с руководством направляют на
очистные сооружения. Место розлива очищают от остатков нефтепродукта.
Для освобождения аппаратов и трубопроводов от нефтепродукта или
реагента предусмотрено освобождение аппаратов в систему закрытого
дренирования Т-401 (моноэтаноламин) В-631 (углеводороды).
В процессе работы происходит загрязнение спецодежды поэтому ее
необходимо периодически чистить в химчистке.
При попадании на кожу нефтепродукты и реагенты должны быть смыты
большим количеством воды с мылом.
Во избежание получения химических ожогов от МЭА едкого натра все
работы по нейтрализации и сбору продукта производить только в средствах
защиты кожи (резиновый костюм фартук плащ резиновые перчатки резиновые
сапоги) и глаз (очки защитный щиток шлем-маска).
6.3. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих
Средства защиты работающих представляющие собой технические
средства используемые для предотвращения или уменьшения воздействия на
работников вредных и (или) опасных производственных факторов а также для
защиты от загрязнений по характеру их применения подразделяются на две
средства индивидуальной защиты.
средства коллективной защиты;
Выбор средств защиты в каждом отдельном случае осуществляется с
учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ.
Средства защиты работающих должны отвечать требованиям технической эстетики
и эргономики и не должны быть источником опасных и вредных производственных
6.3.1. Средства индивидуальной защиты работающих.
Средства индивидуальной защиты (СИЗ) должны применяться в тех случаях
когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией
оборудования организацией производственных процессов средствами
коллективной защиты и в случаях предусмотренных инструкциями по рабочим
профессиям или виду работ.
Средства индивидуальной защиты в зависимости от назначения делятся на
– изолирующие костюмы (пневмокостюмы гидроизолирующие костюмы);
– средства защиты органов дыхания (противогазы респираторы);
– специальная одежда (куртки брюки костюмы плащи тулупы) и
специальная обувь (сапоги ботинки галоши боты);
– средства защиты рук (рукавицы перчатки);
– средства защиты головы (каски шлемы подшлемники шапки);
– средства защиты глаз (защитные очки) и лица (защитные щитки);
– средства защиты органов слуха (противошумные наушники и вкладыши);
– предохранительные приспособления (предохранительные пояса
диэлектрические коврики ручные захваты).
Для защиты от воздействия вредных и опасных производственных факторов
работники завода обеспечиваются СИЗ согласно «Перечня выдачи бесплатной
Уфимский нефтеперерабатывающий завод». Выписка из указанного Перечня СИЗ
для работников установки «Жекса» представлена в Таблице 12.
работу или по истечении установленного срока носки СИЗ (который исчисляется
со дня фактической выдачи их работникам) на складе отдела МТС и КО.
№ Наименова-Профес-сиСредства Наименование и Срок Периодич-ност
ппние и индивидуаль-нойномер службыь
стадий работа-ющзащиты нормативной стирки
технологи-их на работающих документации химчистки
ческого стадии защитных
Все стадииСтарший Костюм хб Типовые 2 годаПо мере
технологичоператорГОСТ отраслевые загрязнения
еского оператор 12.4.111-82 нормы
процесса бесплатной
Куртка на -- 2 годаПо мере
утепляющей загрязнения
Брюки на -- 2 годаПо мере
утепля-ющей загрязнения
Сапоги кирзовые-- 1 год По мере
или ботинки загрязнения
Рукавицы -- 2 мес.По мере
комбинированные загрязнения
-коробка марки 5 лет
Очки защитные -- 5 лет -
Каска защитная -- Указан-
Подшлемник -- До По мере
ГОСТ износазагрязнения
Все стадииМашинист Костюм хб -- 2 годаПо мере
технологичкомпрес-сГОСТ загрязнения
еского орных 12.4.111-82
технологичтехноло-гГОСТ загрязнения
еского ических 12.4.111-82
Рукавицы -- 2 мес.-
Очки защитные -- До -
6.3.2 Средства коллективной защиты работающих
Средства коллективной защиты работающих от воздействия опасных и
вредных производственных факторов (согласно ГОСТ 12.4.011-75) включают в
- средства нормализации воздушной среды производственных помещений и
рабочих мест. В помещениях насосных операторной для безопасной работы и
создания нормальных климатических и санитарно-гигиенических условий
предусмотрена механическая (приточная и вытяжная) естественная аварийная
вентиляция рассчитанная на удаление из помещений вредных газов и на
создание нормальных гигиенических условий;
- средства нормализации освещения производственных помещений и рабочих
мест. В соответствии с нормами в зависимости от характера выполняемых
работ освещенность в помещениях и на наружных установках должна
соответствовать проекту.
- средства защиты от шума и вибрации в производственных помещениях.
Уровень шума на рабочих местах не должен превышать предельно-допустимого.
Для ограничения шума и вибрации от вентиляторов и воздуховодов
предусмотрена установка вентиляторов на вибрирующие основания воздуховоды
отделены от оборудования мягкими вставками;
- средства защиты от поражения электрическим током (изолирующие устройства
и покрытия устройства защитного заземления и зануления предохранительные
устройства молниеотводы);
- средства защиты от статического электричества (заземляющие устройства);
- средства защиты от воздействия механических факторов (оградительные
устройства устройства автоматического контроля и сигнализации);
- средства защиты от воздействия химических факторов предусмотрен
автоматический контроль и сигнализация за содержанием взрывоопасных и
токсических веществ в воздухе рабочей зоны;
- управление процессом автоматизировано обслуживающий персонал находится
как правило в операторной.
6.4. Возможность электризации с образованием опасных потенциалов способы
Наименование и № по схеме Перечень веществ-диэлектриков Основные
стадии технологической способных в данном оборудованиитехнические
операции оборудования и или транспортном устройстве мероприятия по
транспортных устройств наподвергаться электризации с защите от
которых ведется обработка образованием опасных статического
и перемещение потенциалов электричества и
веществ-диэлектриков вторичных
способных подвергаться проявлений молний
образованием опасных
Наименование Удельное объемное
веществ электрическое
Реакторный блок секции 100
R-101 F-101 В-101 Бензин в 1011 ( 1012 Шины заземления
Е-101 смеси с контур заземления
Е-105 Е-102 А-101 водородом очаг заземления
Блок стабилизации секции 100
F-102 С-101 В-102 Бензин 1011 ( 1012 Шины заземления
Е-103 Е-104 А-102 контур заземления
Реакторный блок секции 200
R -201 R -202 R –203 F Бензин в 1011 ( 1012 Шины заземления
-201 F –202 F –203 смеси с контур заземления
В-201 Е-102 Е-2011 водородом очаг заземления
Блок стабилизации секции 500
С-501 В-501В-502 F Бензин 1011 ( 1012 Шины заземления
–501 контур заземления
Е-501 Е-502 Е-509 очаг заземления
Реакторный блок секции 300
R -301 F-301 Км-301 Дизельная 108 (6(107) ( Шины заземления
Км-302АВ Е-303АВС фракция в 1011 контур заземления
Е-301B-301 Е-306 Е-305смеси с очаг заземления
Е-302 А-301 водородом и
Блок стабилизации секции 300
С-301 В-302 А-302 Дизельная 108 (6(107) ( Шины заземления
В-407 фракция в 1011 контур заземления
А-303 смеси с очаг заземления
Молниезащита установки выполнена в соответствии с требованиями
которые определяет «Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты
зданий и сооружений» СН-305-77.
Защита от статического электричества выполнена в соответствии с
требованиями которые определяют «Правила защиты от статического
электричества в производствах химической нефтехимической и
нефтеперерабатывающей промышленности» изд. 1985г.
Для защиты от накопления зарядов статического электричества все
металлические технологические аппараты оборудование и трубопроводы
содержащие взрывоопасные смеси а также воздуховоды вентиляционных
устройств присоединены к общему заземляющему устройству. Заземляющее
устройство выполнено в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.030 и ПУЭ.
Заряды статического электричества возникают при перекачке
нефтепродуктов по трубопроводам и резиновым шлангам при перемешивании
продуктов при наливе их в емкость падающей струей.
Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического
электричества и улучшения их перекачки на установке применяются следующие
- отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;
сопротивление заземляющего устройства допускается до 100 Ом;
- слив раствора МЭА из автоцистерны производится только по
заземленному шлангу сама автоцистерна также должна быть подсоединена к
заземляющему устройству;
- налив жидкости в аппаратуру свободно подающей струей не
допускается поступление жидкости ведется только ниже уровня находящегося в
аппаратуре остатка жидкости.
Заземляющие устройства подвергаются осмотру персоналом установки
одновременно с осмотром оборудования аппаратов коммуникаций. Инженерно-
техническим персоналом осмотры производятся не реже 1 раза в квартал.
Ремонт заземляющих устройств защиты технологического оборудования
аппаратуры емкостей и коммуникаций производится не реже одного раза в год
в сроки предусмотренные графиком ППР заземляющих устройств.
Лабораторные испытания заземляющих устройств и проверки наличия цепи
между заземлителями и заземленными элементами проводятся не реже одного
раза в год электротехнической лабораторией. Результаты испытаний
оформляются протоколом.
Выборочные вскрытия элементов заземляющих устройств находящихся в
земле должны производиться – через каждые 10 лет.
6.5. Безопасные методы удаления продуктов производства из технологических
систем и отдельных видов оборудования.
Аварийное освобождение аппаратов оборудования и трубопроводов
установки от жидких нефтепродуктов осуществляется следующим образом:
Аппараты и трубопроводы секции 100 освобождаются от бензина по
рабочей схеме в колонну С-101. Бензин с низа С-101 по пусковой линии
откачивается насосом Рм-201АВ в колонну С-501 а из нее под давлением
системы - с установки в товарные резервуары или в резервуары некондиции.
Время освобождения системы от бензина 15÷20 минут.
Аппараты и трубопроводы секции 200 освобождаются от бензина по
рабочей схеме в баллон В-201. С низа баллона В-201 бензин выдавливается в
колонну С-501 и далее за счет давления системы поступает в товарный парк.
Время освобождения системы от бензина 20÷30 минут.
Аппараты и трубопроводы секции 500 освобождаются от бензина по
рабочей схеме в колонну С-501 а из нее за счет давления системы в
товарные резервуары или в резервуары некондиции.
Колонна С-501 освобождается от жидких продуктов в последнюю очередь
после освобождения секции 100 и секции 200. Требуемое время –
Дизельная фракция из аппаратуры и трубопроводов секции 300
собирается по рабочей схеме в сепаратор В-301 откуда самотеком поступает в
колонну С-301 и далее за счет избыточного давления системы - в товарный
парк. Время освобождения секции 300 - 25÷35 минут.
При освобождении оборудования самотеком за счет перепада давления
необходимо постоянно следить за уровнями в аппаратах и ни в коем случае не
допускать прорыва газа из системы с высоким давлением в систему с низким
чтобы не допустить подрыва тарелок в колоннах или подрыва резервуаров.
установки от газообразных продуктов осуществляется следующим образом:
Сброс газовой фазы из реакторных блоков секции 100 и секции 200
производится моторной задвижкой установленной на линии из баллона
В-201 на факел управляемой кнопкой со щита операторной;
Сброс давления из аппаратов блока стабилизации секции 100
осуществляется клапаном PRCV-103 на факел;
Сброс давления из аппаратов секции 500 осуществляется клапаном PRCV-
Сброс газовой фазы из реакторного блока секции 300 (400)
В-301 на факел управляемой кнопкой со щита операторной;
Нормы времени пропарки аппаратов установки «Жекса»
Наименование Время пропарки час
Конденсаторы и холодильники 24
6.6. Перечень основных опасностей применяемого оборудования и
трубопроводов их ответственных узлов
Основные опасности обусловлены особенностями технологического процесса
или выполнения отдельных производственных операций особенностями
используемого оборудования и условиями его эксплуатации нарушениями правил
безопасности работающими. А также наличием в аппаратах и трубопроводах
большого количества горючих газов в смеси с сероводородом наличием в
системе давления и высокой температуры.
Источниками аварий и аварийных ситуаций на установке могут быть:
- разгерметизация фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов;
- разгерметизация в результате коррозионного эрозионного износа
водородной коррозии стенок аппаратов и трубопроводов;
- пропуск сальниковых и торцовых уплотнений насосов компрессоров
разгерметизация работающих агрегатов;
- размораживание (в зимних условиях) трубопроводов и аппаратов с
последующим пропуском нефтепродукта;
- появление неисправностей а также внезапная остановка отдельных единиц
насосно-компрессорного оборудования;
- выход из строя нарушения в работе контрольно-измерительных приборов и
автоматических систем регулирования;
- выход из строя систем противоаварийной защиты
загазованности в помещениях и на территории установки;
- выход из строя а также отсутствие устройств предназначенных для
создания безопасных условий труда на рабочих местах – теплоизоляции
аппаратов и трубопроводов ограждения площадок обслуживания вращающихся
деталей механизмов освещения и т.п.;
- нарушение норм технологического режима с последующим созданием
- нарушение правил промышленной безопасности и охраны труда.
Основными опасными и вредными производственными факторами воздействующего
на работающего являются:
а) физические которые подразделяются на следующие:
- загазованность воздуха рабочей зоны;
- повышенная или пониженная температура поверхности оборудования
- движущиеся машины и механизмы;
- повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой
может произойти через тело человека;
- расположение рабочего места на значительной высоте относительно
поверхности земли (пола);
б) химические которые подразделяются по характеру воздействия на организм
человека на следующие виды воздействия:
По пути проникновения в организм человека подразделяются на следующие:
- через органы дыхания;
- через кожные покровы и слизистые оболочки.
Исходя из перечисленных опасных и вредных производственных факторов на
рабочем месте возможно:
- отравление работающих парами углеводорода сероводорода
разгерметизации фланцевых соединений запорной арматуры при розливе
нефтепродуктов на территории установки;
- термические ожоги работающих горячим продуктом открытым огнем
водяным паром паровым конденсатом при соприкосновении с горячим
- химические ожоги щелочью МЭА;
- поражение электрическим током при неисправности электронагревательных
приборов и средств электрооргтехники;
- ушибы травмы при падении предметов с высоты;
- травмирование вращающимися и движущимися частями компрессоров
насосов вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения;
- возможность падения при обслуживании аппаратов и оборудования
расположенных на высоте.
Меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.
При соблюдении правил и норм процесс не обладает принципиальной
возможностью взрыва внутри технологической аппаратуры.
Во избежание аварийной разгерметизации аппараты установки снабжены
предохранительными клапанами сбрасывающими давление при превышении
установленного в закрытую факельную систему.
Для отогрева замерзших участков трубопроводов следует применять пар
или горячую воду предварительно отключив отогреваемый участок от
работающей системы. Отогрев вести со стороны дренажа. Запрещается
отогревать трубопроводы с помощью открытого огня.
При ведении технологического режима не допускать резких изменений
давления и температуры в аппаратах. Строго соблюдать параметры ведения
процесса согласно нормам технологического режима.
Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением
в аппаратах. Показания контрольно-измерительных приборов находящихся на
щите в операторной должны подвергаться периодическим проверкам
дублирующими приборами установленными непосредственно на аппаратах а
также проходить госповерку.
При отклонениях параметров технологического режима от заданных
значений предусмотрена световая и звуковая сигнализация для быстрейшей
ликвидации аварийной ситуации и перевода системы в безопасное состояние
Не допускается эксплуатировать технологическое оборудование с
неисправными средствами защиты (система сигнализации и блокировок ПАЗ
СППК система аварийного освобождения) приборами КИП и А.
Не допускать к эксплуатации оборудование с неисправным заземлением и
отсутствием молниезащиты.
Запрещается оставлять открытыми задвижки на неработающих аппаратах
оборудовании и трубопроводах. Выключенные из схемы аппараты и трубопроводы
должны быть отглушены стандартными заглушками от всех действующих
Резервный насос или компрессор всегда должны находится в постоянной
готовности к пуску. При переключении с работающего насоса или компрессора
на резервный должна быть проверена правильность открытия соответствующих
На установке не применяются твердые и дисперсные вещества образующие
6.7. Меры безопасности при складировании и хранении сырья полуфабрикатов
и готовой продукции обращении с ними а также при упаковке и перевозке
На установке сырье полуфабрикаты и готовая продукция не складируются
и не хранятся. Вся производящаяся на установке продукция (стабильный
платформат и гидроочищенное дизельное топливо) сразу откачивается в
резервуары товарного производства.

ПЗ.docx

Курсовой проект 84 с. машинописного текста 19 рисунков 40 таблиц 12 использованных источников.
СТАБИЛИЗАЦИОННАЯ КОЛОННА ТАРЕЛКИ ТОЛЩИНА СТЕНКИ ВЕТРОВАЯ НАГРУЗКА ИЗГИБАЮЩИЙ МОМЕНТ ПРОЧНОСТЬ ОПОРА АНКЕРНЫЕ БОЛТЫ.
Объектом проектирования явилась стабилизационная колонна установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
Цель данного курсового проекта – спроектировать и обеспечить прочность колонного аппарата.
В результате выполнения курсового проектирования были использованы правила методы выбора и расчета на прочность элементов колонных аппаратов.
В результате расчетов и конструирования была разработана конструкция колонного аппарата с массообменными устройствами – жалюзийно-клапанными тарелками. Также был произведен выбор основных элементов расчет аппарата на прочность расчет от ветровых нагрузок и расчет анкерных болтов.
В графической части представлен общий вид стабилизационной колонны и конструкция основных узлов.
Цели и задачи курсового проектирования колонного аппарата
Безопасность и экологичность проекта
Конструирование колонного аппарата
1 Назначение схема обвязки и принцип действия колонны
2 Конструирование и выбор основных элементов колонного аппарата
3 Разработка эскизного проекта
Расчет аппаратов на прочность
2 Выбор материала корпуса и опорной обечайки
3 Определение расчетной температуры допускаемого напряжения и расчетного давления
4 Определение коэффициента прочности сварного шва
5 Расчет исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ находящихся под воздействием внутреннего избыточного давления
6 Проверка условий применения расчетных формул
7 Выбор стандартного днища
8 Проверка прочности
Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок
1 Область применения цель и задачи расчета исходные данные
2 Порядок расчета колонных аппаратов от ветровых нагрузок
3 Выбор расчетной схемы и определение расчетных сечений аппарата
5 Определение веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы
6 Определение ветровых нагрузок
7 Определение расчетного изгибающего момента от ветровой
и сейсмической нагрузки
8 Сочетание нагрузок (P F M) для каждого расчетного условия
9 Проверка на прочность и устойчивость стенки корпуса аппарата
10 Расчет опорной обечайки
11 Расчет элементов нижнего опорного узла
Список использованных источников
Приложение А (информационное). Определение весов участков и общего
веса колонного аппарата
Приложение Б (информационное). Определение периода собственных
Приложение В (информационное). Определение ветровой нагрузки на
Приложение Г (информационное). Определение изгибающего момента
от действия ветровой нагрузки
Для осуществления современных технологических процессов в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности требуются высокоэффективные аппараты к которым предъявляются высокие требования по экономичности надежности технологичности и эргономичности. Одним из этапов реализующих данные требования в части обеспечения их надежной работы является этап связанный с конструированием аппаратов и машин.
Надежность работы оборудования во многом определяется качеством его проектирования.
Поэтому цель дисциплины «Конструирование и расчет машин и аппаратов отрасли» заключается в приобретении студентами теоретических знаний и навыков инженерных расчетов в освоении методов и основных этапов конструирования оборудования нефтегазопереработки необходимых для осуществления самостоятельной профессиональной деятельности.
Темой курсового проектирования является стабилизационная колонна С-501. На основе выбора вида и принципиальной конструкции аппарата его основных размеров и рабочих условий производятся расчеты на прочность и ветровую нагрузку.
Цели и задачи курсового проектирования
Цель дисциплины «Конструирование и расчет машин и аппаратов отрасли» заключается в формировании у будущих специалистов теоретических знаний в области конструирования и расчета нефтезаводского оборудования обучении студентов применению полученных знаний и навыков для решения сложных задач связанных с их будущей профессиональной деятельностью.
Цель курсового проектирования – систематизация и обобщение знаний полученных при изучении общепрофессиональных и специальных дисциплин изучение совокупности современных методов и средств конструирования расчета и компьютерного моделирования оборудования на примере колонного аппарата открывающих путь к их практическому применению на производстве.
Общими задачами курсового проектирования являются:
- конструирование колонного аппарата;
- обоснование выбора основных элементов и параметров колонного аппарата;
- обеспечение безопасности и экологичности проекта;
- обеспечение прочности и надежности конструируемого аппарата;
- получение навыков использования справочной и нормативной литературы.
Частными задачами данного курсового проектирования являются:
- изучение основных принципов расчета и конструирования колонного аппарата;
- проверка прочности конструируемого аппарата;
- определение ветровых нагрузок;
- изучение нормативно-технической документации которая применяются при расчете и проектировании оборудования нефтегазопереработки.
Основные опасности производства обусловлены особенностями технологического процесса или выполнения отдельных производственных операций особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации нарушениями правил безопасности работающими а также наличием в аппаратах и трубопроводах большого количества горючих газов в смеси с водородом сероводородом жидких углеводородов и наличием в системе высокого давления и высокой температуры.
Установка каталитического риформинга бензиновых фракций относится к категории установок повышенной пожаровзрывоопасности и токсичности. Особенностью процесса является наличие на установке большого количества водородсодержащего газа с высоким давлением (до 5 МПа).
Процесс каталитического риформинга сопровождается использованием в качестве сырья бензиновой фракции соответственно в смеси с водородсодержащим газом под высоким давлением и с высокой температурой до 520 °С.
Процесс очистки водородсодержащего газа от сероводорода с помощью раствора моноэтаноламина происходит с выделением сероводорода обладающего сильными ядовитыми свойствами.
В связи с этим данные процессы является вредными и пожаровзрывоопасными.
Основными опасными факторами являются:
- наличие сероводорода и его смеси с углеводородами топливного газа и водородсодержащего газа;
- наличие постоянного горения открытого пламени в топках печей;
- наличие большого теплового напряжения;
- наличие высокого давления;
- взрывы и пожары из-за разгерметизации оборудования и трубопроводов при нарушении норм технологического режима;
- отравления работающих углеводородными газами и сероводородом при разгерметизации оборудования и нарушении норм технологического режима;
- термические ожоги при соприкосновении с горячими частями оборудования трубопроводами водяным паром горячей водой;
- падение при ремонте и обслуживании оборудования расположенного на высоте;
- травмирование вращающимися частями механизмов.
Имеющиеся на установке нефтепродукты и реагенты оказывают вредное воздействие на организм человека. Вредное действие может проявляться как при попадании на тело работающего так и при вдыхании их паров и газа [1].
Показатели опасных свойств веществ применяемых в колонном аппарате приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Показатели опасных свойств веществ применяемых в колонном аппарате
Горючесть воспламеняемость
Знание данных параметров необходимо для определения группы сосудов и аппаратов коэффициента прочности сварного шва и в конечном итоге – расчета толщины стенки при которой будет обеспечена надежная и безопасная работа конструируемого аппарата.
1 Назначение схема обвязки и принцип действия колонного аппарата
Стабилизационная колонна предназначена для отпарки легких углеводородов.
Аппарат работает следующим образом: в колонну поступает нестабильный риформат; из верхней части колонны выходит углеводородный газ проходит через аппарат воздушного охлаждения и поступает в качестве холодного орошения в верхнюю часть колонны; с нижней части колонны балансовое количество стабильного бензина выводится в товарный парк а часть его возвращается в нижнюю часть колонны в качестве горячего орошения.
Схема обвязки стабилизационной колонны представлена на рисунке 3.1.
– ввод нестабильного риформата; 2 – вывод стабильного бензина; 3 – вывод углеводородного газа; 4 – ввод холодного орошения; 5 – ввод горячего орошения
Рисунок 3.1 – Схема обвязки стабилизационной колонны
2.1 Выбор основных элементов корпуса и опорной обечайки.
Основные элементы и параметры колонного аппарата приведены в таблицах 3.1 3.2.
Таблица 3.1 – Основные элементы и параметры колонного аппарата
Высота кубовой зоны мм
Высота сепарационной зоны мм
Тип массообменных устройств
Жалюзийно-клапанные тарелки
Общее количество тарелок шт
Число групп тарелок шт
Число тарелок в группах шт
Расстояние между тарелками в группах мм
Количество обслуживающих площадок шт
Расстояние от поверхности земли до обслуживающих площадок мм
Юбочная цилиндрическая
Высота опорной обечайки мм
Расстояние от поверхности земли до оси лаза мм
Таблица 3.2 – Таблица люков штуцеров лазов
Проход условный Dy мм
Давление условное Ру
Ввод нестабильного риформата
Вывод углеводородного газа
Вывод стабильного бензина
Ввод горячего орошения
Ввод холодного орошения
Для предохранительного клапана
2.2 Устройство и принцип действия массообменных устройств.
В стабилизационной колонне установки каталитического риформинга бензиновых фракций в качестве массообменных устройств используют жалюзийно-клапанные тарелки.
Жалюзийно-клапанная тарелка состоит из плоского основания с расположенными на нем жалюзийно-клапанными элементами. Основной деталью тарелки является жалюзийно-клапанный элемент состоящий из металлической рамки с отверстиями в которые входят цапфы подвижных пластинок.
При изменении расхода пара (газа) поступающего под тарелку пластинки поворачиваются на цапфах и пар (газ) проходит между ними перемещаясь над тарелкой под определенным углом. При незначительном расходе пара (газа) пластинки поворачиваются на малый угол при увеличении расхода – до упора в перегородку которой снабжена рамка. Жидкость перемещается по тарелке за счет направленного движения пара на выходе из жалюзийных элементов.
Достоинства жалюзийно-клапанных тарелок:
- высокий коэффициент полезного действия во всем интервале нагрузок по пару и жидкости;
- значительно более высокие допустимые скорости паров в сечении колоны по сравнению с колпачковыми и клапанными тарелками;
- малые потери давления;
- очень малый объем сварочных работ при изготовлении;
- легкость монтажа и демонтажа тарелок.
Жалюзийно-клапанный элемент тарелки представлен на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Жалюзийно-клапанный элемент
3 Разработка эскизного проекта
Эскиз колонного аппарата представлен на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 – Эскиз колонного аппарата
Расчет аппаратов на прочность
Целью данного раздела является:
- определение толщины стенок цилиндрической обечайки и днищ из условия прочности;
- определение допускаемого внутреннего давления;
- проверка прочности цилиндрической обечайки и днищ т.е. сравнение допускаемого давления с расчетным.
Исходные данные необходимые для выполнения данного раздела приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Исходные данные
Давление рабочее Рраб МПа: внутреннее избыточное
Температура среды (рабочая) верха аппарата t рабв 0С
Температура среды (рабочая) низа t рабн 0С
Результаты выбора конструкционного материала элементов корпуса и опоры представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Результаты выбора конструкционного материала элементов корпуса и опоры
Корпус колонного аппарата
Название среды в аппарате
стабильный бензин углеводородный газ
Температура среды (рабочая) 0С
Температура среды 0С
Температура наиболее холодной пятидневки 0С
Наличие переходного участка в опоре
Давление рабочее МПа
Материал переходного участка
Материал опорной обечайки
3.1 Расчет в рабочих условиях.
Исходные данные для рабочих условий приведены в таблице 4.3 и на рисунке 4.1.
Таблица 4.3 – Исходные данные для рабочих условий
Название рабочей жидкости в кубовой части
Плотность рабочей жидкости кгм3
Высота выпуклой части (глубина) верхнего днища без учета цилиндрической части (высоты отбортовки) мм
hднв =025 Dв=025·2000=500
Глубина нижнего днища без учета цилиндрической части (высоты отбортовки) мм
hднн =025 Dв=025·2600=650
Высота кубовой части hкуб мм
Высота рабочей жидкости в корпусе hр.ж. мм
hр.ж = h ндн+ hкуб =650+2500=3150
Результаты расчета для корпуса и опорной обечайки представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4 – Результаты расчета для рабочих условий
Расчетная температура стенки корпуса 0С
tраскор=ma 200С=ma 2380C=238
Расчетная температура стенки опорной обечайки 0С
t рас оп.=ma 20 0C= ma 200C=20
Поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям
=1 для сварных аппаратов
Допускаемое напряжение корпуса в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор МПа
Допускаемое напряжение опорной обечайки в рабочих условиях при расчетной температуре
Допускаемое напряжение корпуса в рабочих условиях при расчетной температуре 200С МПа
[]20 кор=·20 кор =147=147
Расчетное внутреннее избыточное давление для рабочих условий МПа
=168·106+750·981·315 = 17
так как Pr не превышает 5 % от Pраб то Pr не учитываем следовательно Рtрас=168
Расчетное внутреннее избыточное давление МПа
Рисунок 4.1 – Расчетная схема аппарата с двумя жесткостями
(диаметрами) в рабочих условиях (а) и в условиях испытаний (б)
3.2 Расчет в условиях испытаний.
Испытанию подвергается только корпус колонного аппарата.
Исходные данные для расчета приведены в таблице 4.5 и на рисунке 4.1. Результаты расчета приведены в таблице 4.6.
Таблица 4.5 – Исходные данные для условий испытаний для корпуса колонного аппарата
Высота выпуклой части верхнего днища мм
Глубина днища нижнего мм
Высота корпуса заполненная водой при
гидроиспытании (без учета верхнего штуцера) hводы мм
hводы = hвдн + hндн + Lк + L1+L2 =500+650+1200+7700+23200
Результаты расчета корпуса колонного аппарата в условиях испытаний представлены в таблице 4.6.
Таблица 4.6 – Результаты расчета корпуса КА в условиях испытаний
Предел текучести при расчетной температуре равной 20 0С МПа
Коэффициент запаса прочности по пределу текучести
nТ =11 при гидроиспытаниях
Допускаемое напряжение в условиях испытаний при расчетной температуре равной 200 С МПа
Пробное давление МПа
Расчетное давление в условиях испытаний МПа
=Рпр +Рг воды =Рпр + ρ воды g hводы. =
=232·106+1000·981·3325=265
Результаты определения коэффициента прочности сварного шва представлены в таблице 4.7.
Таблица 4.7 – Результаты расчета коэффициента прочности сварного шва
Наименование параметра
Название жидкой фазы (среды)
Название газообразной фазы
Расчетное избыточное внутреннее давление корпуса в рабочих условиях МПа
Взрывопожароопасные свойства среды
взрывопожароопасная среда
Класс опасности среды
Аппарат транспортируется целиком или частями
Категория аппарата (для аппаратов транспортируемых целиком)
Длина контролируемых швов в % от общей длины
Коэффициент прочности сварного шва
5.1 Определение расчетной толщины цилиндрической обечайки и днища без суммы прибавок.
Расчет выполняется либо для рабочих условий либо для рабочих условий и условий испытаний.
Расчет на прочность цилиндрических обечаек и выпуклых днищ для условий испытаний проводить не требуется если расчетное давление в условиях испытаний Рирас будет меньше чем расчетное давление в рабочих условиях умноженное на т.е если
Данное условие не выполняется значит необходимо проводить расчет и для условий испытаний.
5.1.1 Расчет толщины стенки в рабочих условиях.
Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц р и днищ Sдн р (без учета суммы прибавок С) производится соответственно по формулам (4.2) и (4.3):
- для цилиндрической обечайки
- для выпуклого эллиптического днища
где R – расчетный радиус днища м.
Для эллиптического днища R = Dв.
5.1.2 Расчет толщины стенки в условиях испытаний.
В этом случае расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища (без учета суммы прибавок С) определяется соответственно по формулам (4.4) и (4.5):
- для цилиндрической обечайки
- для выпуклого эллиптического днища
5.1.3 Определение расчетной толщины.
Так как не выполняется условие (4.1) то из значений найденных по формулам (4.2) – (4.5) выбираются большие для цилиндрической обечайки и днища по которым выполняются дальнейшие расчеты т.е.
Sцр = ma Sцр. (у.и)= ma 1735=1735 мм (4.6)
Sднр= ma 173=173 мм. (4.7)
5.2 Определение суммы прибавок к расчетной толщине.
Сумма прибавок к расчетной толщине определяется как сумма прибавки для компенсации коррозии и эрозии мм которая находится по скорости коррозии металла ммгод в заданной среде. При отсутствии данных С1 может приниматься равной 2 мм. Далее учитываются прибавки для компенсации минусового допуска по толщине листа и технологическая прибавка.
Исходные данные для расчета суммы прибавок представлены в таблице 4.8.
Таблица 4.8 – Значения прибавок к расчетной толщине
Цилиндрическая обечайка
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии мм
Прибавка для компенсации минусового допуска мм
Прибавка технологическая мм
Сумма прибавок С2 и С3
С2 + С3 = 08 + 0 =08 (5% расчетной толщины Sцр)
С2 + С3 = 08 + 18= 26 (>5% расчетной толщины Sднр)
Сумма прибавок к расчетной толщине стенки мм
5.3 Определение исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ.
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц и эллиптического днища Sдн определяется соответственно по формулам (4.8) и (4.9)
Sц ≥ S цр + Сц=1735+2=1935 мм (4.8)
Sдн ≥ Sдн р + Сдн=173+46=219 мм. (4.9)
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища заносятся в таблицу 4.9.
Таблица 4.9 – Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища
Исполнительная толщина цилиндрической обечайки мм
Исполнительная толщина эллиптического днища мм
Проверяется условие применения расчетных формул для цилиндрической обечайки корпуса аппарата которое записывается в виде
Проверяется условие применения расчетных формул для эллиптической оболочки которое записывается в виде
Так как условия выполнятся то расчеты выполнены корректно.
Параметры эллиптического днища представлены в таблице 4.10.
Таблица 4.10 – Параметры эллиптического днища
Эскиз эллиптического днища и конического перехода представлены на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 – Эскиз эллиптического днища (а) и конического перехода (б)
8.1 Проверка прочности аппарата работающего под действием внутреннего избыточного давления.
Проверка прочности заключается в определении допускаемых значений расчетных давлений в рабочих условиях [P]t и в условиях испытаний [P]и и сравнении их с расчетными Pрасt и Pраси .
8.1.1 Определение допускаемого давления в рабочих условиях.
В рабочих условиях допускаемое внутреннее избыточное давление [P]t определяется по формулам:
- для цилиндрической оболочки
8.1.2 Расчет в условиях испытаний.
В условиях испытаний допускаемое внутреннее избыточное давление [P]и определяется по формулам:
- для цилиндрической оболочки
8.1.3 Проверка прочности.
Проверяется условие прочности цилиндрической обечайки и днищ по следующим формулам:
- в рабочих условиях
Pрасt ≤ [P]t ; (4.17)
- в условиях испытаний
Pраси ≤ [P]и ; (4.18)
Условия (4.17) и (4.18) выполняются.
Результаты проверки прочности цилиндрической обечайки и днищ приведены в таблице 4.11
Таблица 4.11 – Результаты проверки прочности обечайки и днища
Расчет в рабочих условиях
Расчет в условиях испытаний
Днище эллиптическое
В таблице 4.12 приведены результаты полученные при выполнении раздела 4 курсового проекта.
Таблица 4.12 – Результаты полученные при выполнении раздела 4
Сумма прибавок к расчетной толщине С мм
Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки без учета суммы прибавок мм
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки по ГОСТ мм
Расчетная толщина стенки эллиптического днища без учета суммы прибавок мм
Исполнительная толщина эллиптического днища по ГОСТ мм
По результатам выполнения разделов 2 3 и 4 составляется техническая характеристика колонного аппарата.
Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмических воздействий
Работа высоких колонных сооружений на технологических установках проходит в тяжелых условиях при совместном воздействии:
- давления (внутреннего или наружного);
- осевой сжимающей силы от собственного веса аппарата;
- изгибающих моментов возникающих от ветровых и сейсмических нагрузок.
Толщина же стенки обычно рассчитывается при воздействии только внутреннего избыточного давления. Поэтому возникает необходимость проверить прочность и устойчивость основных элементов колонного аппарата при суммарном воздействии всех нагрузок которые могут действовать на аппарат.
Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмического воздействия производится по ГОСТ Р 51273-99 (2006) [2] и 51274-99 (2006) [3].
В курсовом проекте рассчитывается отдельно стоящий аппарат колонного типа – стабилизационная колонна С-501 установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
Цели расчета в курсовом проекте:
- проверка прочности корпуса колонного аппарата в сечении В-В под совместным воздействием внутреннего давления Ррас осевой сжимающей силы F от собственного веса и изгибающего момента МV возникающего от ветровых нагрузок (в курсовом проекте сечение В-В совмещается с сечением Г-Г);
- проверка прочности сварного шва (сечение Г-Г) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F;
- проверка устойчивости опорной обечайки в наиболее ослабленном отверстиями сечении (сечение Д-Д) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F;
- расчет элементов опорного узла в месте присоединения нижнего опорного кольца (сечение Е-Е) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F:
а) определение ширины нижнего опорного кольца (проверка прочности бетона);
б) расчет на прочность анкерных болтов (определение внутреннего диаметра резьбы анкерных болтов).
Необходимость в проверке прочности возникает вследствие того что толщина стенки корпуса была определена только под действием внутреннего или наружного расчетного давления без учета дополнительного воздействия осевой сжимающей силы и изгибающего момента напряжения от которых могут достигать больших величин и привести к разрушению колонного аппарата.
Исходные данные необходимые для выполнения данного раздела приведены в таблицах 4.3-4.6 4.12 и 5.1.
Таблица 5.1 - Исходные данные при расчете колонного аппарата на воздействие ветровых нагрузок
Территориальный район установки аппарата
Диаметр колонны наружный (без изоляции) Dн=Dв+2Sгост мм
Толщина стенки опорной обечайки Sоп
Модуль упругости ЕtПа при расчетной температуре tрас для рабочих условий
Модуль упругости Е20 Па при расчетной температуре tрас = 20 0С
Коэффициент неравномерности сжатия грунта Cf Нм3(выбирается в зависимости от типа грунта)
Общее число тарелок шт.
Учет сейсмических нагрузок
Расстояние от поверхности земли до обслуживающей площадки i мм:
- первой; (нумерация сверху вниз)
Расстояние от поверхности земли до оси лаза Х 0Д-Д мм
Расчет на ветровую нагрузку по стандарту состоит из двух частей в первой из которых определяются изгибающие моменты от ветровых нагрузок в каждом расчетном сечении по ГОСТ 51273-99 [2] а во второй - производится расчет на прочность и устойчивость отдельных элементов аппарата по ГОСТ 51274-99 [3].
Порядок расчета колонного аппарата от ветровой нагрузки следующий:
- определяются исходные данные;
- разрабатывается расчетная схема аппарата определяется количество участков z и их параметры (высота участка hi расстояние от поверхности земли до центра тяжести i-го участка –
- определяется период собственных колебаний для трех расчетных условий = 1; 2; 3;
- находятся ветровые нагрузки Р 2; 3;
- определяются изгибающие моменты Мv в каждом из расчетных сечений аппарата (Г-Г Д-Д Е-Е) для = 1; 2; 3;
- проводится проверка прочности стенки корпуса колонного аппарата для = 1; 3 в поперечных сечениях переменных по диаметру или толщине стенки под суммарным воздействием Ррас F и М (в КП ведется расчет только для сечения Г-Г);
- выбирается тип опорной обечайки и определяются все размеры опорного узла;
- производится проверка прочности сварного шва в сечении Г-Г под суммарным воздействием F и М для = 1; 2;
- производится проверка устойчивости опорной обечайки в сечении Д-Д под суммарным воздействием F и М для = 1; 2;
- проводится расчет элементов опорного узла для = 1; 2;
- расчет анкерных болтов.
3.1 Расчетная схема аппарата.
В качестве расчетной схемы аппарата колонного типа принимают упруго защемленный стержень.
Из-за непостоянства скорости ветра аппарат по высоте разбивается на z участков высота каждого из которых не должна превышать hz ≤ 10 м нумерация участков производится сверху вниз.
При этом высоты участков могут быть как равны друг другу (h1=h2=hi=hz) так и не равны (h1h2hihz).
Расстояние от поверхности земли до центра тяжести соответствующего участка обозначается через xi (таблица 5.2).
Таблица 5.2 – Исходные данные для составления расчетной схемы
Внутренний диаметр колонны на участке Dвi мм
К центру тяжести каждого из z участков прикладываются нагрузки – ветровые Рi и весовые Gi которые рассматриваются как сосредоточенные силы. Нагрузку от веса Gi прикладывают вертикально а ветровые и сейсмические Рi нагрузки прикладываются горизонтально.
3.2 Расчетные сечения.
При расчете колонного аппарата с переменным поперечным сечением устанавливаются следующие расчетные сечения:
а) сечения В1-В1 и В2-В2 в местах изменения диаметра КА;
б) сечение Г-Г – поперечное сечение корпуса и опорной обечайки в месте их присоединения друг к другу (рисунок 5.2);
в) сечение Д-Д – поперечное сечение опорной обечайки в местах расположения отверстий;
г) сечение Е-Е – поперечное сечение опорной обечайки в месте присоединения нижнего опорного кольца.
Расстояние от земли до соответствующего расчетного сечения обозначается через х0 (таблица 5.3).
Таблица 5.3 – Определение координат расчетных сечений
Расчетная схема аппарата приведена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Расчетная схема аппарата
Рисунок 5.2 – Стандартная цилиндрическая опора
Все расчеты аппарата необходимо проводить параллельно для трех расчетных условий:
- рабочее условие (условное обозначение - = 1);
- условия испытания ( = 2);
- условия монтажа ( = 3).
Расчетные условия отличаются набором исходных параметров которые определяются следующим образом:
- рабочее условие ( = 1). В этом случае:
а) вес аппарата - G1 включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств рабочей среды;
б) расчетное давление в рабочих условиях - ррас=рtрас;
в) расчетная температура - tрас;
г) допускаемое напряжение при расчетной температуре - []t;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас - Еt;
- условие испытания ( = 2). Для этих условий:
а) вес аппарата – G2 включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств воды;
б) расчетное давление в условиях испытаний равно пробному с учетом гидростатического от столба воды - рирас=рпр+ Рг.в.;
в) расчетная температура - tрас = 20°С;
г) допускаемое напряжение - где nт = 11 в условиях гидроиспытания;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас=20 0 С – Е 20;
- условие монтажа ( = 3). Для этих условий:
а) вес имеет два значения:
) G3 – максимальный вес аппарата в условиях монтажа
) G4 – минимальный вес аппарата в условиях монтажа после установки его в вертикальное положение т.е. только вес колонного аппарата со штуцерами и люками без внутренних устройств изоляции рабочей среды площадок;
б) расчетное давление равно нулю т.е. ррас=0;
г) допускаемое напряжение - где nт= 12;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас=20 0 С – Е 20.
Расчет проводится параллельно для трех условий поскольку для каждого из них характерно опасное сочетание параметров:
- для рабочих условий – это возможность осуществления процесса при высокой рабочей температуре и соответственно допускаемые напряжения будут иметь низкие значения;
- для условий испытаний – это высокое расчетное давление (сумма пробного и давления столба воды) которое больше чем расчетное в рабочих условиях минимум в 125 раза а также большое значение осевой сжимающей силы из- за веса воды в корпусе;
- для условий монтажа – это минимальный вес аппарата. В этом случае могут преобладать растягивающие напряжения от изгибающего момента над сжимающими напряжениями от веса КА что очень опасно для анкерных болтов.
Вес колонны находится для каждого расчетного условия т.е. для = 1; 2; 3. Для определения общего веса колонны G рассчитывается вес каждого участка Gi который сосредоточен в середине участка.
Осевая сжимающая сила F находится как сумма весов всех участков т.е.:
Вес каждого участка в зависимости от условий работы складывается из веса корпуса аппарата Gк веса изоляции Gиз веса рабочей жидкости Gр.ж. или веса воды Gв веса внутренних устройств Gвн.у. веса внешних устройств. В курсовом проекте принимаем что вес внешних устройств (площадок штуцеров фланцев люков лазов) составляет приблизительно 18 % от собственного веса стального корпуса Gк и опоры.
В таблице 5.4 представлены исходные данные для расчета в таблице 5.5 – сочетание параметров для трех расчетных условий.
Таблица 5.4 – Исходные данные для расчета
Толщина изоляции Sиз мм
Плотность изоляции Нм3
Методика расчета приведена в пунктах 5.5.1 5.5.2. Результаты расчета представлены в таблицах 5.4 и 5.5.
Вес каждого участка и общий вес колонны для каждого расчетного состояния был определен компьютерным расчетом.
Все исходные данные промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в приложении А.
Таблица 5.5 – Сочетание параметров для трех расчетных условий
Расчетное условие индекс
Расчетное давление Р МПа
Вес колонного аппарата
G1включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств рабочей среды
G2включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств воды
Вес имеет два значения:
) G4 – минимальный вес аппарата в условиях монтажа после установки его в вертикальное положение т.е. только вес колонного аппарата со штуцерами и люками без внутренних устройств изоляции рабочей среды площадок.
5.1 Методика расчета веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы.
Определение веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы осуществляется по следующей методике для трех расчетных условий.
Для рабочих условий () вес i-го участка колонного аппарата рассчитывается по формуле:
Gi1 = Gк.i + Gиз.i + Gр.ж.i+ Gвн.y.i + 018Gк. (5.2)
8Gк.i- вес штуцеров площадок люков который в КП принимаем равным 18% веса Gк.i.
Вес материала корпуса и опоры аппарата определяется по формуле
Gk.i = Gцил.i + Gдн.i (5.3)
Gдн.i – вес металла днища i-го участка аппарата Н.
Теплоизоляционный материал – стекловата. Толщина изоляции Sиз определяется исходя из диаметра аппарата и рабочей температуры.
В качестве внутренних устройств в стабилизационной колонне выступают тарелки.
При определении веса тарелок сначала они распределяются группами по высоте аппарата в зависимости от расположения люков и штуцеров ввода сырья вывода продукта и т.д. Тип и общее количество тарелок задаются в задании. Далее конструктивно определяется количество тарелок на каждом участке и определяется их вес.
В стабилизационной колонне установлено 35 тарелок.
Расположение группы тарелок в корпусе колонного аппарата представлено на рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 – Группа тарелок в корпусе колонного аппарата
Для условий испытаний () вес i-го участка рассчитывается следующим образом:
Gi2 = Gk.i+ Gиз.i + Gв.i+ Gвн.y.i + 018Gк.i (5.4)
гдеGв.i- вес воды на i-м участке Н.
Для условий монтажа () принимаем что аппарат пустой без изоляции но с обслуживающими площадками и штуцерами.
Вес i-го участка в этом случае определяется по формуле
Gi3 = Gк.i+ 018Gк.i. (5.5)
5.2 Результаты определения осевой сжимающей силы.
Результаты расчета представлены в виде таблиц 5.6 и 5.7.
Таблица 5.6 – Геометрические характеристики аппарата и весовые нагрузки по участкам
Наружный диаметр DH мм
Расстояние от земли до центра тяжести i-го участка хi м
Число тарелок на участке
Вес i-го участка Gi Н
Общий вес колонны Gv =Gi н
Таблица 5.7- Значение осевой сжимающей силы для трех расчетных условий
Осевая сжимающая сила F= Gv Н
Условие гидроиспытания = 2
Одна из задач при проведении расчета колонного аппарата от ветровых нагрузок заключается в определении непосредственно силы ветра (ветровой нагрузки).
При этом если несущие конструкции зданий и строительных сооружений обычно рассчитывают в предположении действия установившегося ветра такое предположение оказывается недостаточным при расчете вертикальных цилиндрических аппаратов нефтеперерабатывающих заводов устанавливаемых на открытом воздухе.
Сила ветра складывается:
- из установившегося потока который оказывает статическое действие;
- динамической составляющей являющейся функцией пульсации скоростного напора и периода колебаний колонного аппарата.
Поэтому прежде чем рассчитать ветровые нагрузки необходимо определить период собственных колебаний аппарата.
6.1 Определение периода основного тона собственных колебаний аппарата.
Период основного тона собственных колебаний определяется либо для аппаратов постоянного поперечного сечения либо переменного в зависимости от расчетной схемы.
Величина Т для каждого расчетного состояния определена компьютерным расчетом.
Исходные данные необходимые для расчета представлены в таблице 5.8.
Таблица 5.8 – Исходные данные для расчета
Коэффициент неравномерности сжатия грунта СF Нм3
Наружный диаметр корпуса (без изоляции) Dн мм
Толщина стенки опорной обечайки Sоп мм
Внутренний диаметр опорной обечайки Dоп мм
Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в приложении Б.
Определение периода собственных колебаний аппарата осуществляется по следующей методике: для аппаратов переменного сечения период собственных колебаний Т с определяется для трех расчетных условий работы по формуле
где СF – коэффициент неравномерности сжатия грунта;
– относительное перемещение i-го участка
Результаты расчета периода собственных колебаний аппарата представлены в таблице 5.9.
Таблица 5.9 – Результаты расчета периода собственных колебаний для различных расчетных условий
6.2 Определение ветровой нагрузки на каждом участке.
Ветровая нагрузка состоит из двух составляющих:
- статической (по ГОСТ Р 51273 – 99 (2006) [2] – это средняя составляющая ветровой нагрузки);
- динамической (по ГОСТ Р 51273 – 99 (2006) [3] – это пульсационная составляющая ветровой нагрузки).
Таким образом ветровая нагрузка Рi на i-м участке находится как сумма двух слагаемых:
-- средняя составляющая ветровой нагрузки на
- - пульсационная составляющая ветровой нагрузки на i-м участке Н.
Ветровые нагрузки определены компьютерным расчетом.
Исходные данные необходимые для выполнения расчета приведены в таблице 5.10.
Таблица 5.10 – Исходные данные для расчета ветровой нагрузки
Ветровой район установки аппарата
Нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м
Аэродинамический коэффициент К
Количество жесткостей аппарата (рисунок 5.4)
Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в Приложении В.
Рисунок 5.4 – Аппарат с тремя жесткостями I1 I2 I3 (с тремя разными диаметрами)
6.2.1 Методика расчета ветровой нагрузки.
Ветровая нагрузка Рi на i-м участке для трех расчетных условий () находится как сумма двух слагаемых по формуле:
Средняя составляющая ветровой нагрузки рассчитывается по формуле
гдеqist – нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки на середине i-го участка Нм2 которое определяется по формуле
где q0 – нормативное значение ветрового давления на высоте 10 м над поверхностью земли Нм2 определяется в зависимости от ветрового района в котором установлен аппарат г. Омск относится ко второму ветровому району;
- коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте аппарата определяется по отношению
К – аэродинамический коэффициент учитывающий решетчатую пространственную конструкцию площадок и зависящий от формы площадки.
В курсовом проекте для колонного аппарата принимаем К = 085 поскольку отсутствуют точные данные о форме площадки и нет возможности рассчитать значение .
Пульсационная составляющая ветровой нагрузки определяется по формуле
где - коэффициент учитывающий пространственную корреляцию пульсации давления ветра;
– коэффициент динамичности при ветровой нагрузке;
- приведенное относительное ускорение центра тяжести i-го участка.
6.2.2 Результаты расчета ветровой нагрузки.
Результаты расчета представлены в таблице 5.11.
Таблица 5.11 – Определение ветровой нагрузки для трех расчетных условий
7 Определение расчетного изгибающего момента от ветровой нагрузки и сейсмического воздействия
Значения изгибающих моментов находятся для сечений Г-Г Д-Д и Е-Е (рисунок 5.5).
Рисунок 5.5 – Расчетные сечения
Изгибающий момент от ветровой нагрузки определен компьютерным расчетом. Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в Приложении Г.
Исходные данные необходимые для выполнения расчета представлены в таблицах 5.12 и 5.13.
Таблица 5.12 – Исходные данные для расчета изгибающего момента
Расстояние от поверхности земли до расчетного сечения х0 мм
Таблица 5.13 – Исходные данные по обслуживающим площадкам
Номер площадки (нумерация сверху вниз)
Расстояние от поверхности земли до
Высота ограждения обслуживающей площадки
КА с изоляцией Dн мм
7.1 Определение расчетного изгибающего момента от ветровой нагрузки.
Расчетный изгибающий момент складывается из двух составляющих:
- изгибающий момент от действия Р
- изгибающий момент от действия ветра на обслуживающие площадки и лестницы .
Таким образом расчетный изгибающий момент в сечении на высоте x0 определяют по формуле
где n – число участков над рассматриваемым расчетным сечением;
m – число площадок над рассматриваемым расчетным сечением;
– изгибающий момент в расчетном сечении на высоте х0 от поверхности земли возникающий от действия ветровой нагрузки на
Mvj – изгибающий момент в расчетном сечении на высоте х0 от действия ветровой нагрузки на j – ю обслуживающую площадку Нм определяемый по формуле
Аппарат имеет 5 обслуживающих площадок но для выполнения расчета принимаем что их количество равно 4. Расположены на расстоянии 08 м ниже оси люка.
Параметры обслуживающих площадок представлены на рисунке 5.6.
Рисунок 5.6 – Параметры обслуживающих площадок
7.2 Результаты определения расчетного изгибающего момента от ветровых нагрузок.
Результаты расчета представлены в таблицах 5.14 и 5.15.
Таблица 5.14 – Геометрические характеристики обслуживающих площадок и результаты расчета изгибающего момента на обслуживающие площадки
Диаметр площадки DПЛJ
Высота площадки hплj
Расстояние от земли до низа площадки xj
Таблица 5.15 – Определение расчетных изгибающих моментов от ветровых нагрузок для трех расчетных сечений и трех расчетных условий
Изгибающий момент от ветровой нагрузки Нм
на обслуживающие площадки
аппарат (без площадок)
суммарный изгибающий момент
Сочетание нагрузок для трех расчетных условий работы аппарата и для трех расчетных сечений приведены в таблице 5.16.
Таблица 5.16 – Сочетание нагрузок для трех расчетных условий работы аппарата и для трех расчетных сечений
Необходимость в проверке прочности и устойчивости возникает вследствие того что толщина стенки корпуса была определена только под действием внутреннего или наружного расчетного давления без учета дополнительного воздействия осевой сжимающей силы F и изгибающего момента Mv напряжения от которых могут достигать больших величин и привести к разрушению колонного аппарата. Поэтому стенка корпуса аппарата должна быть проверена на прочность и устойчивость.
Для колонн работающих под действием внутреннего избыточного давления или без давления производится только проверка прочности стенки корпуса проверка устойчивости не производится.
9.1 Проверка прочности стенки корпуса аппарата.
Проверку прочности в соответствии со стандартом следует проводить для рабочего условия и условия монтажа в сечении где корпус присоединяется к опорной обечайке (сечение Г-Г) под суммарным воздействием Ррас Fи М;
Продольные (меридиональные) напряжения возникают от всех трех нагрузок Ррас Fи М и определяются на наветренной и подветренной сторонах соответственно по следующим формулам:
Кольцевые (тангенциальные) напряжения возникают только от внутреннего (наружного) давления и рассчитываются по формуле
Для рабочего условия:
Для условия монтажа :
Рассчитываются эквивалентные напряжения на наветренной и подветренной сторонах для и по формулам
Для рабочего условия :
Производится проверка прочности:
- на наветренной стороне по формуле
- на подветренной стороне по формуле:
Так как условия (5.20) и (5.21) выполняются то нет необходимости увеличивать толщину стенки корпуса.
9.2 Результаты проверки прочности стенки корпуса.
Результаты проверки прочности стенки корпуса колонного аппарата представлены в таблице 5.17.
Таблица 5.17 – Исходные данные и результаты проверки прочности стенки корпуса колонного аппарата
Расчетное внутреннее давление МПа
Расчетный изгибающий момент Н м
Осевая сжимающая сила Н
Исполнительная толщина стенки корпуса Sгост мм
Допускаемое напряжение для материала корпуса МПа
(сравнение допускаемых напряжений с эквивалентными) вывод
9.3 Проверка устойчивости стенки корпуса колонного аппарата
По ГОСТ Р 51274-99 [3] проверку устойчивости стенки колонного аппарата следует проводить для рабочих условий и условий испытания в сечении Г-Г.
Так как стабилизационная колонна работает под внутренним избыточном давлением проверка устойчивости стенки корпуса не проводится. Расчет на устойчивость ведется только для опорной обечайки.
Опорную обечайку проверяют на прочность для рабочего условия (=1) и условия испытания (=2).
Расчет опорной обечайки заключается в выборе стандартной опоры и проверке прочности сварного шва соединяющего корпус колонны с опорной обечайкой в сечении Г- Г.
Прежде чем рассчитывать опорную обечайку необходимо выбрать тип опоры.
10.1 Выбор стандартной опоры колонного аппарата.
В соответствии с ОСТ 26-467-94 [4] разработано пять типов стандартных опор пределы применения которых зависят от внутреннего диаметра колонны DB и минимальной приведенной нагрузки Qmin.
Минимальные Qmin и максимальные Qmax приведенные нагрузки определяются соответственно по формулам
где М1 М2 М3 – расчетные изгибающие моменты в нижнем сечении опорной обечайки (Е-Е) соответственно при Нм;
F1= F2= F3=G3 – осевые сжимающие силы действующие в сечении Е-Е соответственно при Н.
Результаты выбора типа опоры представлены в таблице 5.18.
Таблица 5.18 – Результаты выбора типа и размеров опоры
Юбочная цилиндрическая опора с кольцевым опорным поясом представлен на рисунке 5.7.
Рисунок 5.7 –Юбочная цилиндрическая опора с кольцевым опорным поясом
10.2 Проверка прочности сварного шва.
Прочность сварного шва проверяется в сечении Г-Г прии по формуле
где F M – расчетная осевая сжимающая сила и изгибающий момент определяемые в сечении Г-Г при и Н Н·м;
D3=Dвн – внутренний диаметр опорной обечайки мм;
а1=S3 – толщина сварного шва мм (рисунок 5.8);
S3 – исполнительная толщина стенки опорной обечайки мм;
[]оп []к – допускаемые напряжения соответственно опорной обечайки и корпуса колонны при или МПа.
В курсовом проекте принимаем что толщина опорной обечайки и соответственно толщина сварного шва равна толщине стенки цилиндрической обечайки корпуса.
Узлы соединения опорной обечайки с корпусом колонны показаны на рисунке 5.8.
Рисунок 5.8 - Узлы соединения опорной обечайки с корпусом колонны
Для рабочих условий :
Для условий испытаний
Условия выполняются следовательно прочность сварного шва обеспечивается.
Результаты проверки представлены в таблице 5.19.
Таблица 5.19 – Исходные данные и результаты проверки прочности сварного шва
Рабочее условие( = 1)
Условие испытания ( = 2)
Изгибающий момент МН м
Толщина сварного шва а мм
Допускаемое напряжение для материала опоры МПа
прочность сварного шва обеспечивается
10.3 Проверка устойчивости опорной обечайки.
Потеря устойчивости формы опорной обечайки может произойти под действием осевой сжимающей силы и изгибающего момента.
Проверка устойчивости опорной обечайки с одним отверстием проводится для сечения Д-Д проходящего через середину отверстия для рабочих условий () и для условий испытаний () по формуле 5.25
где D0 – диаметр опорной обечайки мм;
F M – расчетная осевая сжимающая сила и изгибающий момент определяемые в сечении Д-Д при и Н Н·м;
[F] [M] – соответственно допускаемая осевая сжимающая сила и изгибающий момент Н Н·м;
2 3 – коэффициенты определяемые соответственно по формулам 5.26
гдеA W Y – соответственно площадь м2 наименьший момент сопротивления м3 и координата центра тяжести м наиболее ослабленного поперечного сечения.
В ослабленном сечении расположено только одно отверстие кольцевой сварной шов находится вне зоны отверстия.
В этом случае в первом приближении можно принять 1 =12= 13 = 0.
10.3.1 Методика определения допускаемой осевой сжимающей силы.
При воздействии осевой сжимающей силы цилиндрическая оболочка может потерять устойчивость по двум вариантам в зависимости от соотношения lрD где lр – расчетная длина оболочки:
- при lрD≥10 происходит общая потеря устойчивости.
В курсовом проекте принимаем что расчетная длина оболочки равна высоте колонного аппарата т.е. lр = Н.
При местной потере устойчивости оболочек при сжатии происходит потеря устойчивости внезапно хлопком с образованием глубоких ромбических вмятин обращенных к центру кривизны согласно рисунку 5.9 а. Вдоль образующей располагаются несколько поясов вмятин. Такую форму потери устойчивости называют несимметричной. Реже наблюдается осесимметричная форма с образованием в окружном направлении одной кольцевой вмятины как на рисунке 5.9 б обычно на коротких оболочках а на длинных – при одновременном нагружении осевой силой и внутренним давлением.
а – несимметричная б – осесимметричная
Рисунок 5.9 – Формы потери устойчивости цилиндров при осевом сжатии
Для стабилизационной колонны:
>10 – общая потеря устойчивости.
При общей потере устойчивости цилиндрическая обечайка теряет устойчивость по всей длине как стержень. Допускаемое осевое сжимающее усилие из условия общей устойчивости при lрD≥10 в пределах упругости определяется по формуле
где Е- модуль упругости МПа для соответствующего расчетного условия;
nу – коэффициент запаса устойчивости;
Данный коэффициент имеет следующие значения:
- для рабочих условий nу = 24;
- для условий испытаний и монтажа nу = 18;
- гибкость определяется по формуле
Н – высота колонны м.
В курсовом проекте принимаем что для колонного аппарата расчетная схема которого представляет упруго-защемленный стержень (рисунок 5.10)
Рисунок 5.10 – Расчетная схема колонного аппарата
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости для условий испытаний ()
Разрушение сжимающего элемента может быть следствием
– потери устойчивости;
– потери того и другого.
В этом случае значение допускаемой осевой сжимающей силы определяется по формуле 5.30
где - допускаемое осевое сжимающее усилие из условия прочности Н которое определяется по формуле 5.31
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия прочности для условий испытаний ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости и условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости и условия прочности для условий испытаний ()
10.3.2 Потеря устойчивости под действием изгибающего момента.
Если обечайки нагружены изгибающим моментом то допускаемый изгибающий момент следует рассчитывать по формуле 5.32
где [М]П – допускаемый изгибающий момент из условия прочности Н·м который рассчитывается по формуле 5.33;
[М]Е – допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости Н·м который рассчитывается по формуле 5.34.
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности для условий испытаний ()
Допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости для условий испытаний ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности и условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности и условия прочности для условий испытаний ()
Проверка устойчивости опорной обечайки для рабочих условий () по формуле 5.25
Проверка устойчивости опорной обечайки для условий испытаний () по формуле 5.25
10.3.3 Результаты проверки устойчивости опорной обечайки.
Результаты проверки устойчивости представлены в таблице 5.22.
Таблица 5.22 – Исходные данные и результаты проверки устойчивости опорной обечайки
Допускаемое осевое сжимающее усилие [F] МН
Допускаемый изгибающий момент[M] МНм
Проверка устойчивости
Условие устойчивости выполняется
Расчет нижнего опорного узла заключается:
- в выборе марки бетона для фундамента;
- определении ширины нижнего опорного кольца;
- проверке на прочность и устойчивость всех элементов опорного узла (верхнего и нижнего опорных колец ребер опорной обечайки в месте соединения с верхним опорным элементом) при заданных их размерах.
11.1 Определение ширины нижнего опорного кольца опоры.
Расчет элементов опорного узла следует проводить для рабочего условия
() и условия испытания () в сечении Е-Е.
Расчет заключается в проверке прочности бетона в сечении Е-Е под суммарным воздействием F и М.
Для этого находится расчетная ширина нижнего опорного узла b1R по формуле 5.34
где Dб – диаметр окружности анкерных болтов мм;
[]бет – допускаемое напряжение бетона на сжатие МПа выбирается из таблицы 5.23.
Затем конструктивное значение ширины нижнего опорного кольца b1 сравнивается с расчетным значением b1R
где D 1 D2 – соответственно наружный и внутренний диаметры нижнего опорного кольца мм (рисунок 5.11).
Допускаемые напряжения бетона на сжатие приведены в таблице 5.23.
Таблица 5.23 – Допускаемые напряжения бетона на сжатие МПа
Вид опорной поверхности
Расчетная ширина нижнего опорного узла для рабочих условий ()
Конструктивное значение ширины нижнего опорного кольца
b1 = 2920-2450=470 ≥ 382 мм.
Расчетная ширина нижнего опорного узла для условий испытаний ()
b1 = 2920-2450=470 ≥ 60 мм.
Результаты расчета ширины нижнего опорного кольца представлены в таблице 5.24.
Таблица 5.24 – Исходные данные и результаты расчета ширины нижнего опорного кольца
Изгибающий момент Н м
Допускаемое напряжение для бетона МПа
Сравнение конструктивного и расчетного значений ширины нижнего опорного кольца мм
Рисунок 5.11 – Опорная обечайка с нижним опорным кольцом (вид снизу)
11.2 Расчет анкерных болтов.
Расчет прочности анкерных болтов производится для сечения Е-Е для условий монтажа () поскольку именно в этих условиях аппарат имеет наименьший вес и соответственно осевую сжимающую силу и положительные напряжения от изгибающего момента могут превысить отрицательные напряжения от осевой сжимающей силы часть болтов будет работать на растяжение что может привести к их разрыву.
Схема анкерного болта приведена на рисунке 5.12.
Рисунок 5.12 – Схема анкерного болта
При расчете анкерных болтов определяют работают ли они под нагрузкой (воспринимают растягивающие напряжения) или служат только для фиксации аппарата по соотношению 5.36 или 5.37
Для сечения Е-Е для условий монтажа () соотношение следующее
Так как то положительные напряжения (M) от изгибающего момента М3 в сечении Е-Е больше чем отрицательные напряжения (F) от осевой сжимающей силы F3 т. е. суммарные напряжения с наветренной стороны аппарата положительны часть болтов работает на растяжение может произойти их разрыв (рисунки 5.12) и их необходимо рассчитать на прочность.
Рисунок 5.13 – Болты в правой части опоры воспринимают растягивающие напряжения () в левой части наблюдается местная потеря
В этом случае определяется внутренний диаметр резьбы dБ рас анкерных болтов по формуле
где n=zб – число болтов;
[]бол – допускаемое напряжение материала анкерных болтов МПа;
Dб –диаметр болтовой окружности мм;
- коэффициент определяемый по рисунку 5.14 или по формуле
Рисунок 5.14 – Коэффициент
Внутренний диаметр резьбы болта должен быть не менее стандартного значения dБ т.е. должно выполняться условие dБ. dБ.рас .
Результаты расчета анкерного болта на прочность представлены в таблице 5.25.
Таблица 5.25 – Исходные данные и результаты проверки прочности анкерных болтов
Осевая сжимающая сила
Допускаемое напряжение для материала болта МПа
Диаметр болта (конструктивное значение)
Необходимо рассчитывать болты на прочность или можно выбрать конструктивно
Проверка прочности болта (сравнение расчетного значения диаметра резьбы болта dБ с заданным конструктивно) вывод
В ходе выполнения курсового проекта была сконструирована и рассчитана стабилизационная колонна установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
В первом разделе проекта в основной части сформулирована цель и задачи курсового проектирования применительно к заданному аппарату.
Во втором разделе были определены пожаровзрывоопасные свойства перерабатываемой среды в аппарате а также найден класс опасности вредных веществ которые могут воздействовать на организм человека при эксплуатации конструируемого аппарата.
Третий раздел посвящен конструированию колонного аппарата. Здесь описывается его назначение устройство принцип работы а также осуществляется конструктивная проработка аппарата технологической установки. Этот раздел содержит материалы отражающие рациональную компоновку внутренних и внешних устройств и узлов аппарата наличие основных и вспомогательных штуцеров лазов люков приспособлений для установки средств КИП предохранительных клапанов здесь же описывается конструкция и принцип действия внутренних устройств аппарата.
В четвертом разделе производится расчет аппарата на прочность под действием внутреннего давления. В процессе выполнения данного расчета рассматриваются вопросы выбора конструкционных материалов определяет основные расчетные параметры и коэффициент прочности сварного шва используя при этом сведения из нормативно-технических документов.
Пятый раздел посвящен расчету колонных аппаратов на действие ветровых нагрузок. В этом разделе проверяется прочность корпуса колонного аппарата и опорной обечайки под совместном воздействием давления осевой сжимающей силы и изгибающего момента возникающего от ветровых нагрузок.
Стабилизационная колонна рассчитанная в данном курсовом проекте отвечает всем требованиям для аппаратов подобного типа все условия прочности выполняются.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГОСТ Р 51273-99 (2006). Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.- М.: Госстандарт России 1999. - 11 с.
ГОСТ Р 51274-99 (2006). Сосуды и аппараты. Аппараты колонного типа.- М.: Госстандарт России 1999. - 11 с.
ОСТ 26 – 467 – 94. Опоры цилиндрические и конические вертикальных аппаратов.- М.: Госстандарт России 2005.- 21 с.
ГОСТ 24757 – 81. Сосуды и аппараты. Аппараты колонного типа. Нормы и методы расчета на прочность.- М.: Госстандарт России 2008.- 18 с.
ОСТ 26 – 291 – 87. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.
ОСТ 26 – 467 – 78. Расчет опор для колонных аппаратов.- М.: Госстандарт России 2003.- 15 с.
Конструкционные материалы: справочник. – М.: Машиностроение 1990. - 688 с.
Тимонин А.С. Основы конструирования и расчета химико-технологического и природоохранного оборудования: учебник для вузов в 3 т.- М.: МГУИЭ 2002. -2300 с.
Лащинский А.А. Конструирование сварных химических аппаратов: Справочник. - Л: Машиностроение 1981. - 382 с.
Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки.- М.: Химия 1999. – 568 с.
АТК 24.200.04. Опоры цилиндрические и конические вертикальных аппаратов.- М.: Госстандарт России 2005.- 11 с.
Определение весов участков и общего веса колонного аппарата
Определение периода собственных колебаний
Определение ветровой нагрузки на каждом участке
Определение изгибающего момента от действия ветровой нагрузки

перегородка.cdw

1 Неуказанные предельные отклонения отверстий
Острые кромки притупить R

2 Обоснование выбора темы.docx

2 Обоснование выбора темы
Возрастающий спрос на продукты переработки нефти и появление новых более жестких стандартов качества предъявляемых к ним мотивируют производителя внедрять новое и модернизировать старое оборудование участвующее в процессе переработки нефти.
Правильно подобранное оборудование для проведения технологического процесса позволит обеспечить необходимую глубину переработки четкость фракционного состава продуктов и производительность установки.
В данной работе была сконструирована стабилизационная колонна и был подобран кожухотрубчатый теплообменный аппарат с плавающей головкой типа ХП (с подвижной трубной решеткой) блока стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций. Анализ результатов расчетов показал что условия прочности и устойчивости для рассматриваемого в работе оборудования выполняются.

Р 7.4 Меры безопасности при эксплуатации производственного обьекта.doc

7.4. Меры безопасности которые следует соблюдать при эксплуатации
производственного объекта
Для обеспечения нормальной эксплуатации установки необходимо:
– строго выдерживать заданный технологический режим работы установки в
соответствии с нормами технологического режима;
– своевременно отбирать пробы продуктов в соответствии с графиком отбора
проб и направлять их в лабораторию на анализ;
– своевременно вносить корректировки в режим процесса в пределах норм
технологического режима. Все изменения режима проводить плавно не
допуская резких колебаний;
– следить за постоянством потоков температур и давления;
– следить за давлением топливного газа воздуха КИП воды и пара;
– постоянно следить за расходом откачиваемых продуктов;
– постоянно вести учет энергоресурсов.
В соответствии с ГОСТ 12.3.002-86 безопасность производственного
процесса обеспечивается выбором режима работы технологического процесса
оборудования размещением производственного оборудования.
Процесс осуществляется по непрерывной схеме в герметичных аппаратах.
Вся основная аппаратура располагается на открытой площадке.
Технологическое оборудование запроектировано в соответствии с
«Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под
давлением» «Сосуды и аппараты сварные стальные».
В основу разработки мероприятий по безопасному ведению
технологического процесса положены действующие нормы и правила в области
промышленной безопасности на опасных производственных объектах.
Работа установки с неисправной системой пожаротушения не допускается.
Во всех производственных помещениях в которых возможно скопление
паров и газов необходимо проводить систематический контроль за их
содержанием с помощью систем контроля довзрывных концентраций газов и
лабораторного анализа согласно графика.
Запрещается эксплуатация трубопроводов оборудования и аппаратов при
наличии неплотностей в соединениях. Все пропуски нефтепродуктов должны
немедленно устраняться.
Все технологические аппараты трубопроводы и оборудование должны иметь
отличительную маркировку и надписи.
Отключенные от технологической схемы аппараты оборудование и
трубопроводы должны быть отглушены.
В зимнее время - дороги лестницы и переходы должны быть очищены от
снега и льда и посыпаны песком.
При регулировании режима для обеспечения нормальной работы установки
необходимо контролировать технологические параметры своевременно их
корректировать и выполнять условия перечисленные ниже.
Своевременно выполнять все требования правил охраны труда и
промышленной безопасности.
Осуществлять систематический контроль за содержанием паров токсичных и
взрывоопасных продуктов в местах где возможно их скопление.
Следить за работой общеобменных вентиляционных систем.
Для предотвращения возможных ошибок в анализах продуктов необходимо
выполнять следующие условия:
– посуда для анализируемых продуктов должна быть чистой и сухой.
– при отборе пробы пробоотборные устройства должны быть тщательно
сдренированы для удаления застоявшегося продукта.
– ярлыки на сосуде должны соответствовать отбираемому продукту.
Для наиболее полного удаления остатков углеводородов из аппаратов и
трубопроводов а также для охлаждения технологической системы необходимо
произвести продувку системы азотом.
Перед вскрытием все аппараты и трубопроводы содержащие сероводород
необходимо пропаривать и продувать инертным газом.
Перед приемом углеводородного газа и рефлюкса на установку необходимо
в течении не менее 15 минут производить продувку системы инертным газом
(азотом). Содержание кислорода в инертном газе не должно превышать 05 %
4.1. Перечень оборудования продуваемого инертным газом перед заполнением
№ Наименование и номер Давление Минимально Максимально
пптехнологического блока инертного необходимое время допустимая
(аппарата трубопровода) газа на продувки секунд концентрация
линии перед кислорода в
аппаратом отходящих газах
Блок 1 02 ÷ 06 До минимально не более 05
Предварительная допус-тимой
гидроочистка сырья концентрации
риформинга кислорода в
F-101 R-101 Е-101 отходящих газах.
Рм-101АВ и трубопроводы
Блок 2 02 ÷ 06 До минимально не более 05
Блок стабилизации допус-тимой
гидрогенизата концентрации
F-102 С-101 Е-103 кислорода в
Е-104 отходящих газах.
трубопроводы обвязки
Блок 3 02 ÷ 06 До минимально не более 05
Блок риформинга допус-тимой
R-201 R-202 R-203 концентрации
F-202 F-203 Рм-201АВ отходящих газах.
Е-203АВВ-210В-211Е-20
Х-201 и трубопроводы
Блок 4 02 ÷ 06 До минимально не более 05
платформата концентрации
В-501 F-501 С-501 кислорода в
Е-502 отходящих газах.
трубопро-воды обвязки
Блок 5 02 ÷ 06 До минимально не более 05
Блок гидроочистки допус-тимой
дизельной фракции концентрации
F-301 R-301 R-302? кислорода в
Е-302 А-301 отходящих газах.
Е-303АВС Е-301 Е-306
В-301 К-301 Е-305АВ
К-302АВ Рм-301АВС и
Блок 6 02 ÷ 06 До минимально не более 05
гидроочищенной дизельной концентрации
фракции А-303 Е-305 кислорода в
В-302 С-301 А-302 отходящих газах.
Рм-302АВ и трубопроводы
Блок 7 02 ÷ 06 До минимально не более 05
Блок аминовой очистки допус-тимой
газов В-304 В-407 В-450 концентрации
В-403 В-406 Рм-401АВ отходящих газах.
Т-401 Е-405 Е-401АВ
Рм-403АВ С-403 В-402
и трубопроводы обвязки
4.2. Пожарная безопасность
Пожарная опасность установки обуславливается возможностью образования
пожаро- взрывоопасных воздушно-газовых смесей как в аппаратах так и в
производственных помещениях в результате следующих причин:
- утечки горючих газов через неплотности трубопроводов и
технологической аппаратуры через сальниковые уплотнения;
- заполнение трубопроводов технологического оборудования горючими
газами без предварительной продувки их инертным газом (или водяным паром);
- возможностью возникновения неполадок в работе технологического
Пожарная опасность установки также определяется возможностью
самовозгорания пирофорных отложений во время чистки аппаратов:
- самовоспламенения газа в условиях адиабатического истечения под
- наличием значительного количества легковоспламеняющихся и горючих
жидкостей сжиженных газов (горючих);
- наличием большого числа емкостей и аппаратов в которых находятся
пожароопасные продукты под большим давлением;
- наличием разветвлённой сети трубопроводов с многочисленной запорной
и регулирующей аппаратурой.
Основные требования по соблюдению пожарной безопасности на
технологическом объекте:
- территория установки должна содержаться в чистоте;
- не допускать розлива нефтепродуктов;
- не допускать загромождения дорог выходов из зданий и подъездов к
пожарному оборудованию пожарным гидрантам средствам пожарной связи и
- в местах расположения пожарного оборудования иметь указатели
выполненные согласно требований ГОСТ;
- для каждого пожарного объекта разрабатывается план локализации и
ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС);
- во всех производственных помещениях на видных местах должны быть
вывешены таблички с указанием номеров телефонов экстренного вызова пожарной
Для обнаружения пожара вызова на место пожара ПЧ передачи тревожных
извещений о месте и времени введения в действие автоматических систем
пожаротушения предназначены системы пожарной сигнализации. Системы
пожарной сигнализации бывают ручные и автоматические. Ручные включает
человек нажатием кнопки обеспечивая размыкание (замыкание) линий тревожной
сигнализации. Автоматические - срабатывают от воздействия проявлений
начальной стадии пожара (температура дыма излучения пламени).
На установке имеется четыре ручных пожарных извещателя расположенных:
- в проходе между холодильниками Е-203 и Е-201;
- на входе в маш. зал № 1;
- на входе в маш. зал № 2;
- на входе в маш. зал № 3;
Для обеспечения безопасности людей при пожарах в зданиях и сооружениях
предусматриваются эвакуационные пути по которым люди могут быстро покинуть
опасную зону и достичь безопасное место.
План расположения аппаратуры и оборудования с указанием путей
эвакуации людей располагается в операторной.
В качестве средств пожаротушения на установке используются:
- порошковые огнетушители ОПУ-5;
- паротушение печей F-101F-102F-201F-202F-203F-301F-501F-210;
- паровые завесы печей F-101F-102F-201F-202F-203F-301F-501F-
- лафетные стволы 5 шт.;
- кольца орошения колонн С-101 С-401 С-501;
- ящики с песком носилки лопаты кошма и резиновые шланги для
подачи пара к очагу горения.

спец ПГ.cdw

Прокладка1-800-25 ГОСТ 28759.6-90

Профиль.cdw

Задание ВКР.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(наименование кафедры)
Зав. кафедрой ТМО профессор
на выполнение выпускной квалификационной работы
группа МЗ (МД) 09-01
(фамилия имя отчество полностью)
Срок сдачи законченной ВКР 18.05.2013 г.
Исходные данные к выполнению ВКР Колонна К 501: название установки:
установка изомеризации; название аппарата: для повышения актановового
числа сырье (название)- бензиновая фракция углеводородные газы продукт
(название)- стабильный изомеризат температура среды (рабочая) Т= до 1500С
давление рабочие- Р=0422 Мпа общая высата колонны – Н=66100 мм; диаметр
–Двн.+3800мм; тип массообменных устройств – колпачковые S-образные 24 шт._
Теплообменник (холодильник) Х-501: диаметр – Д=1000мм высота общая
Н=7419мм трубное пространство: давление рабочие- Р=16 Мпа t рабочая – не
более 600С среда в трубном пространстве – вода межтрубное пространство:
давление рабочие- Р=16 Мпа t рабочая –800С_ среда в межтрубном
Объем расчетно-пояснительной записки не более 100 листов формата
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов подлежащих
2 Основные параметры процесса
3 Катализаторы гидрогенизационных процессов и механизм их действия
4 Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных
5 Устройство и принцип работы колонного аппарата и массообменных
1 Описание технологического процесса предварительной очистки
1 Назначение принцип действия колонного аппарата
2 Конструирование колонного аппарата
3 Расчет аппарата на прочность
4 Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмических
5 Проектировочный расчет теплообменного
Раздел по экологичности
Раздел по безопасности
Этические социально-политические аспекты инженерных решений при
проектировании установки
Список использованных источников
Объем и перечень иллюстрационно-графического материала (обязательных
чертежей плакатов макетов эскизов и др. (не менее 10 листов)
Технологическая схема – 1 лист_
Чертежи оборудования узлы и детали – 9 листов
Консультанты по разделам ВКР (с указанием относящихся к ним разделов)
Безопасность жизнедеятельности – для МЗМДБМЗ: О.В. Шингаркина канд.
техн. наук доц. каф. ПБ и ОТ. Для МЗЗМЗсз- Г.М. Шарафутдинова канд.
техн. наук доц. каф. ПБ и ОТ
Экологичность –Е.М.Давлетшина ст. препод. кафедры ПЭ
Технический контроль – М.И. Баязитов канд. техн. наук доцент кафедры
Нормоконтроль – С.С. Хайрудинова канд. техн. наук доцент кафедры ТМО
(подпись) (инициалы фамилия)
Задание прилагается к законченной выпускной работе и вместе с ней
представляется в ГАК
Кроме задания студент должен получить от руководителя календарный график
работы над выпускной работой (с указанием сроков выполнения и
трудоемкости отдельных этапов).

Спецификация ВО 2.cdw

36 1114 62 01 00 000СП
Гайка М24 ОСТ 26-3038-96
Гайка М30 ОСТ 26-3038-96

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТ..docx

В процессе выполнения выпускной работы был рассмотрен блок стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
В первом разделе было описано назначение процесса каталитического риформинга и его сущность.
Во втором разделе представлено обоснование выбора темы.
В третьем разделе дано описание технологического процесса приведена принципиальная технологичекая схема блока стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций. Также в данном разделе был произведен проектировочный расчет теплообменного аппарата.
В четвертом разделе представлен расчет колонного аппарата. Были определены допускаемые напряжения и расчетные толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ. Также в данном разделе произведен расчет колонного аппарата от ветровых нагрузок.
В пятом разделе были определенны основные источники загрязнений атмосферы установки каталитического риформинга бензиновых фракций и предложены мероприятия по охране окружающей среды и атмосферного воздуха.
В шестом разделе работы были рассмотрены основные опасности установки каталитического риформинга бензиновых фракций. В этом разделе также приведены меры для предотвращения и предупреждения аварийных ситуаций на установке.
В графической части представлены принципиальная технологическая схема блока стабилизации общий вид колонны и теплообменника а также сборочные чертежи и чертежи деталей тарелки и теплообменного аппарата. Указаны все необходимые размеры приведены технические характеристики и требования предъявляемые к данным аппаратам.
Таким образом в результате проделанной работы была сконструирована стабилизационная колонна и теплообменный аппарат были определены их основные конструктивные размеры и разработаны чертежи.

4 механический раздел.docx

4 Механический раздел
1 Конструирование колонного аппарата
1.1 Назначение схема обвязки и принцип действия колонного аппарата.
Стабилизационная колонна предназначена для отпарки легких углеводородов.
Аппарат работает следующим образом: в колонну поступает нестабильный риформат; из верхней части колонны выходит углеводородный газ проходит через аппарат воздушного охлаждения и поступает в качестве холодного орошения в верхнюю часть колонны; с нижней части колонны балансовое количество стабильного бензина выводится в товарный парк а часть его возвращается в нижнюю часть колонны в качестве горячего орошения.
Схема обвязки стабилизационной колонны представлена на рисунке 4.1.
– ввод нестабильного риформата; 2 – вывод стабильного бензина; 3 – вывод углеводородного газа; 4 – ввод холодного орошения; 5 – ввод горячего орошения
Рисунок 4.1 – Схема обвязки стабилизационной колонны
1.2 Конструирование и выбор основных элементов колонного аппарата.
1.2.1 Выбор основных элементов корпуса и опорной обечайки. Основные элементы и параметры колонного аппарата приведены в таблицах 4.1 4.2.
Таблица 4.1 – Основные элементы и параметры колонного аппарата
Высота кубовой зоны мм
Высота сепарационной зоны мм
Тип массообменных устройств
Жалюзийно-клапанные тарелки
Общее количество тарелок шт
Число групп тарелок шт
Число тарелок в группах шт
Расстояние между тарелками в группах мм
Количество обслуживающих площадок шт
Расстояние от поверхности земли до обслуживающих площадок мм
Юбочная цилиндрическая
Высота опорной обечайки мм
Расстояние от поверхности земли до оси лаза мм
Таблица 4.2 – Таблица люков штуцеров лазов
Проход условный Dy мм
Давление условное Ру
Ввод нестабильного риформата
Вывод углеводородного газа
Вывод стабильного бензина
Ввод горячего орошения
Ввод холодного орошения
Для предохранительного клапана
1.2.2 Устройство и принцип действия массообменных устройств. В стабилизационной колонне установки каталитического риформинга бензиновых фракций в качестве массообменных устройств используют жалюзийно-клапанные тарелки.
Жалюзийно-клапанная тарелка состоит из плоского основания с расположенными на нем жалюзийно-клапанными элементами. Основной деталью тарелки является жалюзийно-клапанный элемент состоящий из металлической рамки с отверстиями в которые входят цапфы подвижных пластинок.
При изменении расхода пара (газа) поступающего под тарелку пластинки поворачиваются на цапфах и пар (газ) проходит между ними перемещаясь над тарелкой под определенным углом. При незначительном расходе пара (газа) пластинки поворачиваются на малый угол при увеличении расхода – до упора в перегородку которой снабжена рамка. Жидкость перемещается по тарелке за счет направленного движения пара на выходе из жалюзийных элементов.
Достоинства жалюзийно-клапанных тарелок:
- высокий коэффициент полезного действия во всем интервале нагрузок по пару и жидкости;
- значительно более высокие допустимые скорости паров в сечении колоны по сравнению с колпачковыми и клапанными тарелками;
- малые потери давления;
- очень малый объем сварочных работ при изготовлении;
- легкость монтажа и демонтажа тарелок.
Жалюзийно-клапанный элемент тарелки представлен на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 – Жалюзийно-клапанный элемент
1.3 Разработка эскизного проекта.
Эскиз колонного аппарата представлен на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 – Эскиз колонного аппарата
2 Расчет аппаратов на прочность
Целью данного раздела является:
- определение толщины стенок цилиндрической обечайки и днищ из условия прочности;
- определение допускаемого внутреннего давления;
- проверка прочности цилиндрической обечайки и днищ т.е. сравнение допускаемого давления с расчетным.
2.1 Исходные данные.
Исходные данные необходимые для выполнения данного раздела приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Исходные данные
Давление рабочее Рраб МПа: внутреннее избыточное
Температура среды (рабочая) верха аппарата t рабв 0С
Температура среды (рабочая) низа t рабн 0С
2.2 Выбор материала корпуса и опорной обечайки.
Результаты выбора конструкционного материала элементов корпуса и опоры представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4 – Результаты выбора конструкционного материала элементов корпуса и опоры
Корпус колонного аппарата
Название среды в аппарате
стабильный бензин углеводородный газ
Температура среды (рабочая) 0С
Температура среды 0С
Температура наиболее холодной пятидневки 0С
Наличие переходного участка в опоре
Давление рабочее МПа
Материал переходного участка
Материал опорной обечайки
2.3 Определение расчетной температуры допускаемого напряжения и расчетного давления.
2.3.1 Расчет в рабочих условиях. Исходные данные для рабочих условий приведены в таблице 4.5 и на рисунке 4.4.
Таблица 4.5 – Исходные данные для рабочих условий
Название рабочей жидкости в кубовой части
Плотность рабочей жидкости кгм3
Высота выпуклой части (глубина) верхнего днища без учета цилиндрической части (высоты отбортовки) мм
hднв =025 Dв=025·2000=500
Глубина нижнего днища без учета цилиндрической части (высоты отбортовки) мм
hднн =025 Dв=025·2600=650
Высота кубовой части hкуб мм
Высота рабочей жидкости в корпусе hр.ж. мм
hр.ж = h ндн+ hкуб =650+2500=3150
Результаты расчета для корпуса и опорной обечайки представлены в таблице 4.6.
Таблица 4.6 – Результаты расчета для рабочих условий
Расчетная температура стенки корпуса 0С
tраскор=ma 200С=ma 2380C=238
Расчетная температура стенки опорной обечайки 0С
t рас оп.=ma 20 0C= ma 200C=20
Поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям
=1 для сварных аппаратов
Допускаемое напряжение корпуса в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор МПа
Допускаемое напряжение опорной обечайки в рабочих условиях при расчетной температуре
Допускаемое напряжение корпуса в рабочих условиях при расчетной температуре 200С МПа
[]20 кор=·20 кор =147=147
Расчетное внутреннее избыточное давление для рабочих условий МПа
=168·106+750·981·315 = 17
так как Pr не превышает 5 % от Pраб то Pr не учитываем следовательно Рtрас=168
Расчетное внутреннее избыточное давление МПа
Рисунок 4.4 – Расчетная схема аппарата с двумя жесткостями
(диаметрами) в рабочих условиях (а) и в условиях испытаний (б)
2.3.2 Расчет в условиях испытаний. Испытанию подвергается только корпус колонного аппарата.
Исходные данные для расчета приведены в таблице 4.7 и на рисунке 4.4.
Таблица 4.7 – Исходные данные для условий испытаний для корпуса колонного аппарата
Высота выпуклой части верхнего днища мм
Глубина днища нижнего мм
Высота корпуса заполненная водой при
гидроиспытании (без учета верхнего штуцера) hводы мм
hводы = hвдн + hндн + Lк + L1+L2 =500+650+1200+7700+23200
Результаты расчета корпуса колонного аппарата в условиях испытаний представлены в таблице 4.8.
Таблица 4.8 – Результаты расчета корпуса КА в условиях испытаний
Предел текучести при расчетной температуре равной 20 0С МПа
Коэффициент запаса прочности по пределу текучести
nТ =11 при гидроиспытаниях
Допускаемое напряжение в условиях испытаний при расчетной температуре равной 200 С МПа
Пробное давление МПа
Расчетное давление в условиях испытаний МПа
=Рпр +Рг воды =Рпр + ρ воды g hводы. =
=232·106+1000·981·3325=265
2.4 Определение коэффициента прочности сварного шва.
Результаты определения коэффициента прочности сварного шва представлены в таблице 4.9.
Таблица 4.9 – Результаты расчета коэффициента прочности сварного шва
Наименование параметра
Название жидкой фазы (среды)
Название газообразной фазы
Расчетное избыточное внутреннее давление корпуса в рабочих условиях МПа
Взрывопожароопасные свойства среды
взрывопожароопасная среда
Класс опасности среды
Аппарат транспортируется целиком или частями
Категория аппарата (для аппаратов транспортируемых целиком)
Длина контролируемых швов в % от общей длины
Коэффициент прочности сварного шва
2.5 Расчет исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ находящихся под воздействием внутреннего избыточного давления.
2.5.1 Определение расчетной толщины цилиндрической обечайки и днища без суммы прибавок. Расчет выполняется либо для рабочих условий либо для рабочих условий и условий испытаний.
Расчет на прочность цилиндрических обечаек и выпуклых днищ для условий испытаний проводить не требуется если расчетное давление в условиях испытаний Рирас будет меньше чем расчетное давление в рабочих условиях умноженное на т.е если
Данное условие не выполняется значит необходимо проводить расчет и для условий испытаний.
2.5.1.1 Расчет толщины стенки в рабочих условиях. Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц р и днищ Sдн р (без учета суммы прибавок С) производится соответственно по формулам (4.2) и (4.3):
- для цилиндрической обечайки
- для выпуклого эллиптического днища
где R – расчетный радиус днища м.
Для эллиптического днища R = Dв.
2.5.1.2 Расчет толщины стенки в условиях испытаний. В этом случае расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища (без учета суммы прибавок С) определяется соответственно по формулам (4.4) и (4.5):
- для цилиндрической обечайки
- для выпуклого эллиптического днища
2.5.1.3 Определение расчетной толщины. Так как не выполняется условие (4.1) то из значений найденных по формулам (4.2) – (4.5) выбираются большие для цилиндрической обечайки и днища по которым выполняются дальнейшие расчеты т.е.
Sцр = ma Sцр. (у.и)= ma 1735=1735 мм (4.6)
Sднр= ma 173=173 мм. (4.7)
2.5.2 Определение суммы прибавок к расчетной толщине. Сумма прибавок к расчетной толщине определяется как сумма прибавки для компенсации коррозии и эрозии мм которая находится по скорости коррозии металла ммгод в заданной среде. При отсутствии данных С1 может приниматься равной 2 мм. Далее учитываются прибавки для компенсации минусового допуска по толщине листа и технологическая прибавка.
Исходные данные для расчета суммы прибавок представлены в таблице 4.10.
Таблица 4.10 – Значения прибавок к расчетной толщине
Цилиндрическая обечайка
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии мм
Прибавка для компенсации минусового допуска мм
Прибавка технологическая мм
Сумма прибавок С2 и С3
С2 + С3 = 08 + 0 =08 (5% расчетной толщины Sцр)
С2 + С3 = 08 + 18= 26 (>5% расчетной толщины Sднр)
Сумма прибавок к расчетной толщине стенки мм
2.5.3 Определение исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки и днищ. Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц и эллиптического днища Sдн определяется соответственно по формулам (4.8) и (4.9)
Sц ≥ S цр + Сц=1735+2=1935 мм (4.8)
Sдн ≥ Sдн р + Сдн=173+46=219 мм. (4.9)
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища заносятся в таблицу 4.11.
Таблица 4.11 – Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки и днища
Исполнительная толщина цилиндрической обечайки мм
Исполнительная толщина эллиптического днища мм
2.6 Проверка условий применения расчетных формул.
Проверяется условие применения расчетных формул для цилиндрической обечайки корпуса аппарата которое записывается в виде
Проверяется условие применения расчетных формул для эллиптической оболочки которое записывается в виде
Так как условия выполнятся то расчеты выполнены корректно.
2.7 Выбор стандартного днища.
Параметры эллиптического днища представлены в таблице 4.12.
Таблица 4.12 – Параметры эллиптического днища
Эскиз эллиптического днища и конического перехода представлены на рисунке 4.5.
Рисунок 4.5 – Эскиз эллиптического днища (а) и конического перехода (б)
2.8 Проверка прочности.
2.8.1 Проверка прочности аппарата работающего под действием внутреннего избыточного давления. Проверка прочности заключается в определении допускаемых значений расчетных давлений в рабочих условиях [P]t и в условиях испытаний [P]и и сравнении их с расчетными Pрасt и Pраси.
2.8.1.1 Определение допускаемого давления в рабочих условиях. В рабочих условиях допускаемое внутреннее избыточное давление [P]t определяется по формулам:
- для цилиндрической оболочки
2.8.1.2 Расчет в условиях испытаний. В условиях испытаний допускаемое внутреннее избыточное давление [P]и определяется по формулам:
2.8.1.3 Проверка прочности. Проверяется условие прочности цилиндрической обечайки и днищ по следующим формулам:
- в рабочих условиях
Pрасt ≤ [P]t ; (4.17)
- в условиях испытаний
Pраси ≤ [P]и ; (4.18)
Условия (4.17) и (4.18) выполняются.
Результаты проверки прочности цилиндрической обечайки и днищ приведены в таблице 4.13.
Таблица 4.13 – Результаты проверки прочности обечайки и днища
Расчет в рабочих условиях
Расчет в условиях испытаний
Днище эллиптическое
Результаты расчетов приведены в таблице 4.14.
Таблица 4.14 – Результаты расчетов
Сумма прибавок к расчетной толщине С мм
Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки без учета суммы прибавок мм
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки по ГОСТ мм
Расчетная толщина стенки эллиптического днища без учета суммы прибавок мм
Исполнительная толщина эллиптического днища по ГОСТ мм
3 Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и
сейсмических воздействий
Работа высоких колонных сооружений на технологических установках проходит в тяжелых условиях при совместном воздействии:
- давления (внутреннего или наружного);
- осевой сжимающей силы от собственного веса аппарата;
- изгибающих моментов возникающих от ветровых и сейсмических нагрузок.
Толщина же стенки обычно рассчитывается при воздействии только внутреннего избыточного давления. Поэтому возникает необходимость проверить прочность и устойчивость основных элементов колонного аппарата при суммарном воздействии всех нагрузок которые могут действовать на аппарат.
3.1 Область применения цель и задачи расчета исходные данные.
Расчет аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмического воздействия производится по ГОСТ Р 51273-99 (2006) [2] и 51274-99 (2006) [3].
В курсовом проекте рассчитывается отдельно стоящий аппарат колонного типа – стабилизационная колонна С-501 установки каталитического риформинга бензиновых фракций.
Цели расчета в курсовом проекте:
- проверка прочности корпуса колонного аппарата в сечении В-В под совместным воздействием внутреннего давления Ррас осевой сжимающей силы F от собственного веса и изгибающего момента МV возникающего от ветровых нагрузок (в курсовом проекте сечение В-В совмещается с сечением Г-Г);
- проверка прочности сварного шва (сечение Г-Г) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F;
- проверка устойчивости опорной обечайки в наиболее ослабленном отверстиями сечении (сечение Д-Д) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F;
- расчет элементов опорного узла в месте присоединения нижнего опорного кольца (сечение Е-Е) под воздействием изгибающего момента МV и осевой сжимающей силы F:
а) определение ширины нижнего опорного кольца (проверка прочности бетона);
б) расчет на прочность анкерных болтов (определение внутреннего диаметра резьбы анкерных болтов).
Необходимость в проверке прочности возникает вследствие того что толщина стенки корпуса была определена только под действием внутреннего или наружного расчетного давления без учета дополнительного воздействия осевой сжимающей силы и изгибающего момента напряжения от которых могут достигать больших величин и привести к разрушению колонного аппарата.
Исходные данные необходимые для выполнения данного раздела приведены в таблицах 4.5-4.8 4.14 и 4.15.
Таблица 4.15 - Исходные данные при расчете колонного аппарата на воздействие ветровых нагрузок
Территориальный район установки аппарата
Диаметр колонны наружный (без изоляции) Dн=Dв+2Sгост мм
Толщина стенки опорной обечайки Sоп
Модуль упругости ЕtПа при расчетной температуре tрас для рабочих условий
Модуль упругости Е20 Па при расчетной температуре tрас = 20 0С
Коэффициент неравномерности сжатия грунта Cf Нм3(выбирается в зависимости от типа грунта)
Общее число тарелок шт.
Учет сейсмических нагрузок
Расстояние от поверхности земли до обслуживающей площадки i мм:
- первой; (нумерация сверху вниз)
Расстояние от поверхности земли до оси лаза Х 0Д-Д мм
3.2 Порядок расчета колонных аппаратов от ветровых нагрузок.
Расчет на ветровую нагрузку по стандарту состоит из двух частей в первой из которых определяются изгибающие моменты от ветровых нагрузок в каждом расчетном сечении по ГОСТ 51273-99 [2] а во второй - производится расчет на прочность и устойчивость отдельных элементов аппарата по ГОСТ 51274-99 [3].
Порядок расчета колонного аппарата от ветровой нагрузки следующий:
- определяются исходные данные;
- разрабатывается расчетная схема аппарата определяется количество участков z и их параметры (высота участка hi расстояние от поверхности земли до центра тяжести i-го участка –
- определяется период собственных колебаний для трех расчетных условий = 1; 2; 3;
- находятся ветровые нагрузки Р 2; 3;
- определяются изгибающие моменты Мv в каждом из расчетных сечений аппарата (Г-Г Д-Д Е-Е) для = 1; 2; 3;
- проводится проверка прочности стенки корпуса колонного аппарата для = 1; 3 в поперечных сечениях переменных по диаметру или толщине стенки под суммарным воздействием Ррас F и М (в КП ведется расчет только для сечения Г-Г);
- выбирается тип опорной обечайки и определяются все размеры опорного узла;
- производится проверка прочности сварного шва в сечении Г-Г под суммарным воздействием F и М для = 1; 2;
- производится проверка устойчивости опорной обечайки в сечении Д-Д под суммарным воздействием F и М для = 1; 2;
- проводится расчет элементов опорного узла для = 1; 2;
- расчет анкерных болтов.
3.3 Выбор расчетной схемы и определение расчетных сечений аппарата.
3.3.1 Расчетная схема аппарата. В качестве расчетной схемы аппарата колонного типа принимают упруго защемленный стержень.
Из-за непостоянства скорости ветра аппарат по высоте разбивается на z участков высота каждого из которых не должна превышать hz ≤ 10 м нумерация участков производится сверху вниз.
При этом высоты участков могут быть как равны друг другу (h1=h2=hi=hz) так и не равны (h1h2hihz).
Расстояние от поверхности земли до центра тяжести соответствующего участка обозначается через xi (таблица 4.16).
Таблица 4.16 – Исходные данные для составления расчетной схемы
Внутренний диаметр колонны на участке Dвi мм
К центру тяжести каждого из z участков прикладываются нагрузки – ветровые Рi и весовые Gi которые рассматриваются как сосредоточенные силы. Нагрузку от веса Gi прикладывают вертикально а ветровые и сейсмические Рi нагрузки прикладываются горизонтально.
3.3.2 Расчетные сечения. При расчете колонного аппарата с переменным поперечным сечением устанавливаются следующие расчетные сечения:
а) сечения В1-В1 и В2-В2 в местах изменения диаметра КА;
б) сечение Г-Г – поперечное сечение корпуса и опорной обечайки в месте их присоединения друг к другу (рисунок 4.7);
в) сечение Д-Д – поперечное сечение опорной обечайки в местах расположения отверстий;
г) сечение Е-Е – поперечное сечение опорной обечайки в месте присоединения нижнего опорного кольца.
Расстояние от земли до соответствующего расчетного сечения обозначается через х0 (таблица 4.17).
Таблица 4.17 – Определение координат расчетных сечений
Расчетная схема аппарата приведена на рисунке 4.6.
Рисунок 4.6 – Расчетная схема аппарата
Рисунок 4.7 – Стандартная цилиндрическая опора
3.4 Расчетные условия.
Все расчеты аппарата необходимо проводить параллельно для трех расчетных условий:
- рабочее условие (условное обозначение - = 1);
- условия испытания ( = 2);
- условия монтажа ( = 3).
Расчетные условия отличаются набором исходных параметров которые определяются следующим образом:
- рабочее условие ( = 1). В этом случае:
а) вес аппарата - G1 включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств рабочей среды;
б) расчетное давление в рабочих условиях - ррас=рtрас;
в) расчетная температура - tрас;
г) допускаемое напряжение при расчетной температуре - []t;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас - Еt;
- условие испытания ( = 2). Для этих условий:
а) вес аппарата – G2 включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств воды;
б) расчетное давление в условиях испытаний равно пробному с учетом гидростатического от столба воды - рирас=рпр+ Рг.в.;
в) расчетная температура - tрас = 20°С;
г) допускаемое напряжение - где nт = 11 в условиях гидроиспытания;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас=20 0 С – Е 20;
- условие монтажа ( = 3). Для этих условий:
а) вес имеет два значения:
) G3 – максимальный вес аппарата в условиях монтажа
) G4 – минимальный вес аппарата в условиях монтажа после установки его в вертикальное положение т.е. только вес колонного аппарата со штуцерами и люками без внутренних устройств изоляции рабочей среды площадок;
б) расчетное давление равно нулю т.е. ррас=0;
г) допускаемое напряжение - где nт= 12;
д) модуль упругости первого рода при расчетной температуре tрас=20 0 С – Е 20.
Расчет проводится параллельно для трех условий поскольку для каждого из них характерно опасное сочетание параметров:
- для рабочих условий – это возможность осуществления процесса при высокой рабочей температуре и соответственно допускаемые напряжения будут иметь низкие значения;
- для условий испытаний – это высокое расчетное давление (сумма пробного и давления столба воды) которое больше чем расчетное в рабочих условиях минимум в 125 раза а также большое значение осевой сжимающей силы из- за веса воды в корпусе;
- для условий монтажа – это минимальный вес аппарата. В этом случае могут преобладать растягивающие напряжения от изгибающего момента над сжимающими напряжениями от веса КА что очень опасно для анкерных болтов.
3.5 Определение веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы
Вес колонны находится для каждого расчетного условия т.е. для = 1; 2; 3. Для определения общего веса колонны G рассчитывается вес каждого участка Gi который сосредоточен в середине участка.
Осевая сжимающая сила F находится как сумма весов всех участков т.е.:
Вес каждого участка в зависимости от условий работы складывается из веса корпуса аппарата Gк веса изоляции Gиз веса рабочей жидкости Gр.ж. или веса воды Gв веса внутренних устройств Gвн.у. веса внешних устройств. В курсовом проекте принимаем что вес внешних устройств (площадок штуцеров фланцев люков лазов) составляет приблизительно 18 % от собственного веса стального корпуса Gк и опоры.
В таблице 4.18 представлены исходные данные для расчета в таблице 4.19 – сочетание параметров для трех расчетных условий.
Таблица 4.18 – Исходные данные для расчета
Толщина изоляции Sиз мм
Плотность изоляции Нм3
Методика расчета приведена в пунктах 4.3.5.1 4.3.5.2. Результаты расчета представлены в таблицах 4.20 и 4.21.
Вес каждого участка и общий вес колонны для каждого расчетного состояния был определен компьютерным расчетом.
Все исходные данные промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в приложении А.
Таблица 4.19 – Сочетание параметров для трех расчетных условий
Расчетное условие индекс
Расчетное давление Р МПа
Вес колонного аппарата
G1включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств рабочей среды
G2включает вес корпуса и опорной обечайки обслуживающих площадок изоляции внутренних устройств воды
Вес имеет два значения:
) G4 – минимальный вес аппарата в условиях монтажа после установки его в вертикальное положение т.е. только вес колонного аппарата со штуцерами и люками без внутренних устройств изоляции рабочей среды площадок.
3.5.1 Методика расчета веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы.
Определение веса колонного аппарата и осевой сжимающей силы осуществляется по следующей методике для трех расчетных условий.
Для рабочих условий () вес i-го участка колонного аппарата рассчитывается по формуле:
Gi1 = Gк.i + Gиз.i + Gр.ж.i+ Gвн.y.i + 018Gк. (4.20)
8Gк.i- вес штуцеров площадок люков который в КП принимаем равным 18% веса Gк.i.
Вес материала корпуса и опоры аппарата определяется по формуле
Gk.i = Gцил.i + Gдн.i (4.21)
Gдн.i – вес металла днища i-го участка аппарата Н.
Теплоизоляционный материал – стекловата. Толщина изоляции Sиз определяется исходя из диаметра аппарата и рабочей температуры.
В качестве внутренних устройств в стабилизационной колонне выступают тарелки.
При определении веса тарелок сначала они распределяются группами по высоте аппарата в зависимости от расположения люков и штуцеров ввода сырья вывода продукта и т.д. Тип и общее количество тарелок задаются в задании. Далее конструктивно определяется количество тарелок на каждом участке и определяется их вес.
В стабилизационной колонне установлено 35 тарелок.
Расположение группы тарелок в корпусе колонного аппарата представлено на рисунке 4.8.
Рисунок 4.8 – Группа тарелок в корпусе колонного аппарата
Для условий испытаний () вес i-го участка рассчитывается следующим образом:
Gi2 = Gk.i+ Gиз.i + Gв.i+ Gвн.y.i + 018Gк.i (4.22)
гдеGв.i- вес воды на i-м участке Н.
Для условий монтажа () принимаем что аппарат пустой без изоляции но с обслуживающими площадками и штуцерами.
Вес i-го участка в этом случае определяется по формуле
Gi3 = Gк.i+ 018Gк.i. (4.22)
3.5.2 Результаты определения осевой сжимающей силы. Результаты расчета представлены в виде таблиц 4.20 и 4.21.
Таблица 4.20 – Геометрические характеристики аппарата и весовые нагрузки по участкам
Наружный диаметр DH мм
Расстояние от земли до центра тяжести i-го участка хi м
Число тарелок на участке
Вес i-го участка Gi Н
Общий вес колонны Gv =Gi н
Таблица 4.21- Значение осевой сжимающей силы для трех расчетных условий
Осевая сжимающая сила F= Gv Н
Условие гидроиспытания = 2
3.6 Определение ветровых нагрузок.
Одна из задач при проведении расчета колонного аппарата от ветровых нагрузок заключается в определении непосредственно силы ветра (ветровой нагрузки).
При этом если несущие конструкции зданий и строительных сооружений обычно рассчитывают в предположении действия установившегося ветра такое предположение оказывается недостаточным при расчете вертикальных цилиндрических аппаратов нефтеперерабатывающих заводов устанавливаемых на открытом воздухе.
Сила ветра складывается:
- из установившегося потока который оказывает статическое действие;
- динамической составляющей являющейся функцией пульсации скоростного напора и периода колебаний колонного аппарата.
Поэтому прежде чем рассчитать ветровые нагрузки необходимо определить период собственных колебаний аппарата.
3.6.1 Определение периода основного тона собственных колебаний аппарата. Период основного тона собственных колебаний определяется либо для аппаратов постоянного поперечного сечения либо переменного в зависимости от расчетной схемы.
Величина Т для каждого расчетного состояния определена компьютерным расчетом.
Исходные данные необходимые для расчета представлены в таблице 4.22.
Таблица 4.22 – Исходные данные для расчета
Коэффициент неравномерности сжатия грунта СF Нм3
Наружный диаметр корпуса (без изоляции) Dн мм
Толщина стенки опорной обечайки Sоп мм
Внутренний диаметр опорной обечайки Dоп мм
Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в приложении Б.
Определение периода собственных колебаний аппарата осуществляется по следующей методике: для аппаратов переменного сечения период собственных колебаний Т с определяется для трех расчетных условий работы по формуле
где СF – коэффициент неравномерности сжатия грунта;
– относительное перемещение i-го участка
Результаты расчета периода собственных колебаний аппарата представлены в таблице 4.23.
Таблица 4.23 – Результаты расчета периода собственных колебаний для различных расчетных условий
3.6.2 Определение ветровой нагрузки на каждом участке. Ветровая нагрузка состоит из двух составляющих:
- статической (по ГОСТ Р 51273 – 99 (2006) [2] – это средняя составляющая ветровой нагрузки);
- динамической (по ГОСТ Р 51273 – 99 (2006) [3] – это пульсационная составляющая ветровой нагрузки).
Таким образом ветровая нагрузка Рi на i-м участке находится как сумма двух слагаемых:
-- средняя составляющая ветровой нагрузки на
- - пульсационная составляющая ветровой нагрузки на i-м участке Н.
Ветровые нагрузки определены компьютерным расчетом.
Исходные данные необходимые для выполнения расчета приведены в таблице 4.24.
Таблица 4.24 – Исходные данные для расчета ветровой нагрузки
Ветровой район установки аппарата
Нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м
Аэродинамический коэффициент К
Количество жесткостей аппарата (рисунок 4.9)
Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в Приложении В.
Рисунок 4.9 – Аппарат с тремя жесткостями I1 I2 I3 (с тремя разными диаметрами)
3.6.2.1 Методика расчета ветровой нагрузки. Ветровая нагрузка Рi на i-м участке для трех расчетных условий () находится как сумма двух слагаемых по формуле:
Средняя составляющая ветровой нагрузки рассчитывается по формуле
гдеqist – нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки на середине i-го участка Нм2 которое определяется по формуле
где q0 – нормативное значение ветрового давления на высоте 10 м над поверхностью земли Нм2 определяется в зависимости от ветрового района в котором установлен аппарат г. Омск относится ко второму ветровому району;
- коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте аппарата определяется по отношению
К – аэродинамический коэффициент учитывающий решетчатую пространственную конструкцию площадок и зависящий от формы площадки.
В курсовом проекте для колонного аппарата принимаем К = 085 поскольку отсутствуют точные данные о форме площадки и нет возможности рассчитать значение .
Пульсационная составляющая ветровой нагрузки определяется по формуле
где - коэффициент учитывающий пространственную корреляцию пульсации давления ветра;
– коэффициент динамичности при ветровой нагрузке;
- приведенное относительное ускорение центра тяжести i-го участка.
3.6.2.2 Результаты расчета ветровой нагрузки. Результаты расчета представлены в таблице 4.25.
Таблица 4.25 – Определение ветровой нагрузки для трех расчетных условий
3.7 Определение расчетного изгибающего момента от ветровой нагрузки и сейсмического воздействия.
Значения изгибающих моментов находятся для сечений Г-Г Д-Д и Е-Е (рисунок 4.10).
Рисунок 4.10 – Расчетные сечения
Изгибающий момент от ветровой нагрузки определен компьютерным расчетом. Промежуточные вычисления и результаты компьютерного расчета приведены в Приложении Г.
Исходные данные необходимые для выполнения расчета представлены в таблицах 4.26 и 4.27.
Таблица 4.26 – Исходные данные для расчета изгибающего момента
Расстояние от поверхности земли до расчетного сечения х0 мм
Таблица 4.27 – Исходные данные по обслуживающим площадкам
Номер площадки (нумерация сверху вниз)
Расстояние от поверхности земли до
Высота ограждения обслуживающей площадки
КА с изоляцией Dн мм
3.7.1 Определение расчетного изгибающего момента от ветровой нагрузки. Расчетный изгибающий момент складывается из двух составляющих:
- изгибающий момент от действия Р
- изгибающий момент от действия ветра на обслуживающие площадки и лестницы .
Таким образом расчетный изгибающий момент в сечении на высоте x0 определяют по формуле
где n – число участков над рассматриваемым расчетным сечением;
m – число площадок над рассматриваемым расчетным сечением;
– изгибающий момент в расчетном сечении на высоте х0 от поверхности земли возникающий от действия ветровой нагрузки на
Mvj – изгибающий момент в расчетном сечении на высоте х0 от действия ветровой нагрузки на j – ю обслуживающую площадку Нм определяемый по формуле
Аппарат имеет 5 обслуживающих площадок но для выполнения расчета принимаем что их количество равно 4. Расположены на расстоянии 08 м ниже оси люка.
Параметры обслуживающих площадок представлены на рисунке 4.11.
Рисунок 4.11 – Параметры обслуживающих площадок
3.7.2 Результаты определения расчетного изгибающего момента от ветровых нагрузок.
Результаты расчета представлены в таблицах 4.28 и 4.29.
Таблица 4.28 – Геометрические характеристики обслуживающих площадок и результаты расчета изгибающего момента на обслуживающие площадки
Диаметр площадки DПЛJ
Высота площадки hплj
Расстояние от земли до низа площадки xj
Таблица 4.29 – Определение расчетных изгибающих моментов от ветровых нагрузок для трех расчетных сечений и трех расчетных условий
Изгибающий момент от ветровой нагрузки Нм
на обслуживающие площадки
аппарат (без площадок)
суммарный изгибающий момент
3.8 Сочетание нагрузок (P F M) для каждого расчетного условия. Сочетание нагрузок для трех расчетных условий работы аппарата и для трех расчетных сечений приведены в таблице 4.30.
Таблица 4.30 – Сочетание нагрузок для трех расчетных условий работы аппарата и для трех расчетных сечений
3.9 Проверка на прочность и устойчивость стенки корпуса аппарата
Необходимость в проверке прочности и устойчивости возникает вследствие того что толщина стенки корпуса была определена только под действием внутреннего или наружного расчетного давления без учета дополнительного воздействия осевой сжимающей силы F и изгибающего момента Mv напряжения от которых могут достигать больших величин и привести к разрушению колонного аппарата. Поэтому стенка корпуса аппарата должна быть проверена на прочность и устойчивость.
Для колонн работающих под действием внутреннего избыточного давления или без давления производится только проверка прочности стенки корпуса проверка устойчивости не производится.
3.9.1 Проверка прочности стенки корпуса аппарата. Проверку прочности в соответствии со стандартом следует проводить для рабочего условия и условия монтажа в сечении где корпус присоединяется к опорной обечайке (сечение Г-Г) под суммарным воздействием Ррас Fи М;
Продольные (меридиональные) напряжения возникают от всех трех нагрузок Ррас Fи М и определяются на наветренной и подветренной сторонах соответственно по следующим формулам:
Кольцевые (тангенциальные) напряжения возникают только от внутреннего (наружного) давления и рассчитываются по формуле
Для рабочего условия:
Для условия монтажа :
Рассчитываются эквивалентные напряжения на наветренной и подветренной сторонах для и по формулам
Для рабочего условия :
Производится проверка прочности:
- на наветренной стороне по формуле
- на подветренной стороне по формуле:
Так как условия (4.37) и (4.38) выполняются то нет необходимости увеличивать толщину стенки корпуса.
3.9.2 Результаты проверки прочности стенки корпуса. Результаты проверки прочности стенки корпуса колонного аппарата представлены в таблице 4.31.
Таблица 4.31 – Исходные данные и результаты проверки прочности стенки корпуса колонного аппарата
Расчетное внутреннее давление МПа
Расчетный изгибающий момент Н м
Осевая сжимающая сила Н
Исполнительная толщина стенки корпуса Sгост мм
Допускаемое напряжение для материала корпуса МПа
(сравнение допускаемых напряжений с эквивалентными) вывод
3.9.3 Проверка устойчивости стенки корпуса колонного аппарата. По ГОСТ Р 51274-99 [3] проверку устойчивости стенки колонного аппарата следует проводить для рабочих условий и условий испытания в сечении Г-Г.
Так как стабилизационная колонна работает под внутренним избыточном давлением проверка устойчивости стенки корпуса не проводится. Расчет на устойчивость ведется только для опорной обечайки.
3.10 Расчет опорной обечайки.
Опорную обечайку проверяют на прочность для рабочего условия (=1) и условия испытания (=2).
Расчет опорной обечайки заключается в выборе стандартной опоры и проверке прочности сварного шва соединяющего корпус колонны с опорной обечайкой в сечении Г- Г.
Прежде чем рассчитывать опорную обечайку необходимо выбрать тип опоры.
3.10.1 Выбор стандартной опоры колонного аппарата. В соответствии с ОСТ 26-467-94 [4] разработано пять типов стандартных опор пределы применения которых зависят от внутреннего диаметра колонны DB и минимальной приведенной нагрузки Qmin.
Минимальные Qmin и максимальные Qmax приведенные нагрузки определяются соответственно по формулам
где М1 М2 М3 – расчетные изгибающие моменты в нижнем сечении опорной обечайки (Е-Е) соответственно при Нм;
F1= F2= F3=G3 – осевые сжимающие силы действующие в сечении Е-Е соответственно при Н.
Результаты выбора типа опоры представлены в таблице 4.32.
Таблица 4.32 – Результаты выбора типа и размеров опоры
Юбочная цилиндрическая опора с кольцевым опорным поясом представлен на рисунке 4.12.
Рисунок 4.12 –Юбочная цилиндрическая опора с кольцевым опорным поясом
3.10.2 Проверка прочности сварного шва. Прочность сварного шва проверяется в сечении Г-Г прии по формуле
где F M – расчетная осевая сжимающая сила и изгибающий момент определяемые в сечении Г-Г при и Н Н·м;
D3=Dвн – внутренний диаметр опорной обечайки мм;
а1=S3 – толщина сварного шва мм (рисунок 4.13);
S3 – исполнительная толщина стенки опорной обечайки мм;
[]оп []к – допускаемые напряжения соответственно опорной обечайки и корпуса колонны при или МПа.
В курсовом проекте принимаем что толщина опорной обечайки и соответственно толщина сварного шва равна толщине стенки цилиндрической обечайки корпуса.
Узлы соединения опорной обечайки с корпусом колонны показаны на рисунке 4.13.
Рисунок 4.13 - Узлы соединения опорной обечайки с корпусом колонны
Для рабочих условий :
Для условий испытаний
Условия выполняются следовательно прочность сварного шва обеспечивается.
Результаты проверки представлены в таблице 4.33.
Таблица 4.33 – Исходные данные и результаты проверки прочности сварного шва
Рабочее условие( = 1)
Условие испытания ( = 2)
Изгибающий момент МН м
Толщина сварного шва а мм
Допускаемое напряжение для материала опоры МПа
прочность сварного шва обеспечивается
3.10.3 Проверка устойчивости опорной обечайки. Потеря устойчивости формы опорной обечайки может произойти под действием осевой сжимающей силы и изгибающего момента.
Проверка устойчивости опорной обечайки с одним отверстием проводится для сечения Д-Д проходящего через середину отверстия для рабочих условий () и для условий испытаний () по формуле 4.42
где D0 – диаметр опорной обечайки мм;
F M – расчетная осевая сжимающая сила и изгибающий момент определяемые в сечении Д-Д при и Н Н·м;
[F] [M] – соответственно допускаемая осевая сжимающая сила и изгибающий момент Н Н·м;
2 3 – коэффициенты определяемые соответственно по формулам 4.43
гдеA W Y – соответственно площадь м2 наименьший момент сопротивления м3 и координата центра тяжести м наиболее ослабленного поперечного сечения.
В ослабленном сечении расположено только одно отверстие кольцевой сварной шов находится вне зоны отверстия.
В этом случае в первом приближении можно принять 1 =12= 13 = 0.
3.10.3.1 Методика определения допускаемой осевой сжимающей силы. При воздействии осевой сжимающей силы цилиндрическая оболочка может потерять устойчивость по двум вариантам в зависимости от соотношения lрD где lр – расчетная длина оболочки:
- при lрD≥10 происходит общая потеря устойчивости.
В курсовом проекте принимаем что расчетная длина оболочки равна высоте колонного аппарата т.е. lр = Н.
При местной потере устойчивости оболочек при сжатии происходит потеря устойчивости внезапно хлопком с образованием глубоких ромбических вмятин обращенных к центру кривизны согласно рисунку 4.14 а. Вдоль образующей располагаются несколько поясов вмятин. Такую форму потери устойчивости называют несимметричной. Реже наблюдается осесимметричная форма с образованием в окружном направлении одной кольцевой вмятины как на рисунке 4.14 б обычно на коротких оболочках а на длинных – при одновременном нагружении осевой силой и внутренним давлением.
а – несимметричная б – осесимметричная
Рисунок 4.14 – Формы потери устойчивости цилиндров при осевом сжатии
Для стабилизационной колонны:
>10 – общая потеря устойчивости.
При общей потере устойчивости цилиндрическая обечайка теряет устойчивость по всей длине как стержень. Допускаемое осевое сжимающее усилие из условия общей устойчивости при lрD≥10 в пределах упругости определяется по формуле
где Е- модуль упругости МПа для соответствующего расчетного условия;
nу – коэффициент запаса устойчивости;
Данный коэффициент имеет следующие значения:
- для рабочих условий nу = 24;
- для условий испытаний и монтажа nу = 18;
- гибкость определяется по формуле
Н – высота колонны м.
В курсовом проекте принимаем что для колонного аппарата расчетная схема которого представляет упруго-защемленный стержень (рисунок 4.15)
Рисунок 4.15 – Расчетная схема колонного аппарата
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости для условий испытаний ()
Разрушение сжимающего элемента может быть следствием
– потери устойчивости;
– потери того и другого.
В этом случае значение допускаемой осевой сжимающей силы определяется по формуле 4.47
где - допускаемое осевое сжимающее усилие из условия прочности Н которое определяется по формуле 4.48
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия прочности для условий испытаний ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости и условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемая осевая сжимающая сила из условия устойчивости и условия прочности для условий испытаний ()
3.10.3.2 Потеря устойчивости под действием изгибающего момента.
Если обечайки нагружены изгибающим моментом то допускаемый изгибающий момент следует рассчитывать по формуле 4.49
где [М]П – допускаемый изгибающий момент из условия прочности Н·м который рассчитывается по формуле 4.50;
[М]Е – допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости Н·м который рассчитывается по формуле 4.51.
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности для условий испытаний ()
Допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости для условий испытаний ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности и условия прочности для рабочих условий ()
Допускаемый изгибающий момент из условия прочности и условия прочности для условий испытаний ()
Проверка устойчивости опорной обечайки для рабочих условий () по формуле 4.42
Проверка устойчивости опорной обечайки для условий испытаний () по формуле 4.42
3.10.3.3 Результаты проверки устойчивости опорной обечайки. Результаты проверки устойчивости представлены в таблице 4.34.
Таблица 4.34 – Исходные данные и результаты проверки устойчивости опорной обечайки
Допускаемое осевое сжимающее усилие [F] МН
Допускаемый изгибающий момент[M] МНм
Проверка устойчивости
Условие устойчивости выполняется
3.11 Расчет элементов нижнего опорного узла.
Расчет нижнего опорного узла заключается:
- в выборе марки бетона для фундамента;
- определении ширины нижнего опорного кольца;
- проверке на прочность и устойчивость всех элементов опорного узла (верхнего и нижнего опорных колец ребер опорной обечайки в месте соединения с верхним опорным элементом) при заданных их размерах.
3.11.1 Определение ширины нижнего опорного кольца опоры. Расчет элементов опорного узла следует проводить для рабочего условия () и условия испытания () в сечении Е-Е.
Расчет заключается в проверке прочности бетона в сечении Е-Е под суммарным воздействием F и М.
Для этого находится расчетная ширина нижнего опорного узла b1R по формуле 4.52
где Dб – диаметр окружности анкерных болтов мм;
[]бет – допускаемое напряжение бетона на сжатие МПа выбирается из таблицы 4.35.
Затем конструктивное значение ширины нижнего опорного кольца b1 сравнивается с расчетным значением b1R
где D 1 D2 – соответственно наружный и внутренний диаметры нижнего опорного кольца мм (рисунок 4.16).
Допускаемые напряжения бетона на сжатие приведены в таблице 4.35.
Таблица 4.35 – Допускаемые напряжения бетона на сжатие МПа
Вид опорной поверхности
Расчетная ширина нижнего опорного узла для рабочих условий ()
Конструктивное значение ширины нижнего опорного кольца
b1 = 2920-2450=470 ≥ 382 мм.
Расчетная ширина нижнего опорного узла для условий испытаний ()
b1 = 2920-2450=470 ≥ 60 мм.
Результаты расчета ширины нижнего опорного кольца представлены в таблице 4.36.
Таблица 4.36 – Исходные данные и результаты расчета ширины нижнего опорного кольца
Изгибающий момент Н м
Допускаемое напряжение для бетона МПа
Сравнение конструктивного и расчетного значений ширины нижнего опорного кольца мм
Рисунок 4.16 – Опорная обечайка с нижним опорным кольцом (вид снизу)
3.11.2 Расчет анкерных болтов. Расчет прочности анкерных болтов производится для сечения Е-Е для условий монтажа () поскольку именно в этих условиях аппарат имеет наименьший вес и соответственно осевую сжимающую силу и положительные напряжения от изгибающего момента могут превысить отрицательные напряжения от осевой сжимающей силы часть болтов будет работать на растяжение что может привести к их разрыву.
Схема анкерного болта приведена на рисунке 4.17.
Рисунок 4.17 – Схема анкерного болта
При расчете анкерных болтов определяют работают ли они под нагрузкой (воспринимают растягивающие напряжения) или служат только для фиксации аппарата по соотношению 4.54 или 4.55
Для сечения Е-Е для условий монтажа () соотношение следующее
Так как то положительные напряжения (M) от изгибающего момента М3 в сечении Е-Е больше чем отрицательные напряжения (F) от осевой сжимающей силы F3 т. е. суммарные напряжения с наветренной стороны аппарата положительны часть болтов работает на растяжение может произойти их разрыв (рисунки 4.18) и их необходимо рассчитать на прочность.
Рисунок 4.18 – Болты в правой части опоры воспринимают растягивающие напряжения () в левой части наблюдается местная потеря
В этом случае определяется внутренний диаметр резьбы dБ рас анкерных болтов по формуле
где n=zб – число болтов;
[]бол – допускаемое напряжение материала анкерных болтов МПа;
Dб –диаметр болтовой окружности мм;
- коэффициент определяемый по рисунку 4.19 или по формуле
Рисунок 4.19 – Коэффициент
Внутренний диаметр резьбы болта должен быть не менее стандартного значения dБ т.е. должно выполняться условие dБ. dБ.рас .
Результаты расчета анкерного болта на прочность представлены в таблице 4.37.
Таблица 4.37 – Исходные данные и результаты проверки прочности анкерных болтов
Осевая сжимающая сила
Допускаемое напряжение для материала болта МПа
Диаметр болта (конструктивное значение)
Необходимо рассчитывать болты на прочность или можно выбрать конструктивно
Проверка прочности болта (сравнение расчетного значения диаметра резьбы болта dБ с заданным конструктивно) вывод
4 Расчет на прочность элементов теплообменного аппарата
- тип теплообменного аппарата: с плавающей головкой ХП;
- назначение теплообменного аппарата: охлаждение продукта;
- диаметр кожуха внутренний мм: 800;
- диаметр распределительной камеры внутренний мм: 800;
- общая длина аппарата мм: 7550;
- расстояние между опорами мм: 3000;
- длина трубного пучка мм: 6000;
- число ходов по трубам: 4;
- расположение труб в трубных решетках: по вершинам квадратов;
- количество трубок общее шт: 356;
- крепление труб в трубных решетках: развальцовка с канавками;
- поверхность труб: гладкая;
- наружный диаметр труб мм: 25;
- толщина стенки трубок мм: 2;
- температура в трубном пространстве °С:
- температура в межтрубном пространстве °С:
б) на выходе 100 °С;
- среда в трубном пространстве: вода;
- среда в межтрубном пространстве: легкие углеводороды.
4.1 Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов.
Необходимые пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных параметров представлены в таблице 4.38.
Таблица 4.38 – Пояснения и результаты выбора конструктивных и расчетных параметров
Давление условное МПа
- в трубном пространстве
- в межтрубном пространстве
Шаг расположения труб в трубных решетках номинальный мм
Исполнение по материалу
- распределительной камеры и крышки 16ГС;
- теплообменных труб Сталь 10
Форма диаметр поперечных перегородок (зазор между перегородками и кожухом).
Расстояние между перегородками.
- Форма перегородок – сегментные;
- зазор между перегородками и кожухом – 25 мм;
- диаметр поперечных перегородок 795 мм;
- число перегородок – 11;
- расстояние между перегородками 390 мм
D = 800 мм S п = 10 мм
Диаметр и количество стяжек для перегородок
Размеры плавающей головки мм
0 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И
4.2 Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.
Исходные данные и результаты расчета приведены в таблицах 4.39 – 4.42. Расчет производится только для рабочих условий.
Таблица 4.39 – Определение толщины стенки кожуха ТОА типа ХП
Внутренний диаметр кожуха Dвн мм
Материал стенки кожуха
Расчетная температура стенки кожуха tрас кор °С
tрас кор= ma20 °С= ma20 °С= 145
Допускаемое напряжение кожуха в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор МПа
[]tкор=·*t = 1·171=171 ( =1 для сварных аппаратов поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям; *t нормативное значение допускаемого напряжения при расчетной температуре tрас кор )
Расчетная толщина стенки цилиндрической обечайки без учета суммы прибавок С
Таблица 4.40 – Значения прибавок к расчетной толщине
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии мм
Прибавка для компенсации минусового допуска мм
Прибавка технологическая мм
(для цилиндрической обечайки принимаем С3 =0)
Сумма прибавок С2 и С3 мм
Сц=С1+С2 +С3= 2 + 04 = 24
Таблица 4.41 – Результаты определения исполнительной толщины стенки цилиндрической обечайки для рабочих условий
Исполнительная толщина стенки цилиндрической обечайки Sц гост= SГОСТ мм
Sц ≥ S црас + Сц = 38 + 24 = 62
По ГОСТ 10885-85 [19] принимаем
Таблица 4.42 – Определение толщины стенки трубной решетки
Средний диаметр прокладки фланцевого соединения Dп.ср мм
Dп.ср =815 мм – прокладка плоская металлическая (из стали 08кп) для фланцевого соединения шип-паз
Материал трубной решетки
Расчетная температура трубной решетки tр °С
Допускаемое напряжение трубной решетки в рабочих условиях при расчетной температуре tрас кор МПа
(*t - нормативное значение допускаемого напряжения при расчетной температуре tрас кор )
Расчетное давление Ррас МПа
Коэффициент прочности сварного шва
Расчетная толщина стенки трубной решетки S тр. реш мм
4.3 Подбор штуцера (вход продукта в кожух теплообменного аппарата).
Присоединение трубной арматуры к аппарату а также технологических трубопроводов для подвода и отвода различных жидких и газообразных продуктов производится с помощью штуцеров или вводных труб которые могут быть разъемными и неразъемными. По условию ремонтопригодности применяются разъемные соединения (фланцевые штуцера). Неразъемные соединения (на сварке) применяются при блочной компоновке аппаратов в кожухе заполненном тепловой изоляцией где длительное время не требуется осмотра соединения.
Стальные фланцевые штуцера стандартизированы и представляют собой трубки из труб с приваренными к ним фланцами или кованные заодно с фланцами. В зависимости от толщины стенок патрубки бывают тонкостенные и толстостенные что вызывается необходимостью укрепления отверстия в стенке аппарата патрубком с разной толщиной его стенки.
Конструкция штуцера зависит от Рy и Ду где Ру – условное давление Ду – условный диаметр. Условное давление выбирается в зависимости от температуры среды и наибольшего рабочего давления затем по условному давлению Ру и условному диаметру Ду выбирается тип штуцера.
Условный диаметр штуцеров в теплообменном аппарате можно определить по объемному расходу жидкой фазы по формуле
гдеV- объемный расход паровой или жидкой фазы м3с;
скорость движения паровой или жидкой фазы мс.
Скорость движения = 1 мс.
Общий расход газосырьевой смеси теплообменного аппарата =185 кгс. Плотность газосырьевой смеси = 66602 кг м3. Отсюда объемный расход равен
Определим диаметр штуцера
Величину условного прохода штуцера по ГОСТ 28338-89 принимаем =200 мм.
Условное давление Рy = 25 МПа.
Таким образом выбираем штуцер с фланцем стальным приварным в стык Dу=200 мм на Ру=25 МПа типа 2 исполнения 1с длиной патрубка 180 мм фланец из стали 16ГС патрубок из 16ГС: Штуцер 200-25-2-1-180-16ГС АТК 24.218.06-90
4.4 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения.
В химических аппаратах для разъемного соединения составных корпусов и отдельных частей применяются фланцевые соединения преимущественного круглой формы. На фланцах присоединяются к аппаратам трубы арматура и т.д. Фланцевые соединения должны быть прочными жесткими герметичными и доступными для сборки разборки и осмотра. Фланцевые соединения стандартизированы для труб и трубной арматуры и отдельно для аппаратов.
Конструкция стандартных стальных приварных фланцевых штуцеров изображена на рисунке 4.19.
а – с приварным плоским фланцем и тонкостенным патрубком; б – с приварным фланцем встык и тонкостенным патрубком; в – кованый толстостенный; г – с приварным фланцем встык и толстостенным патрубком; д – вариант конструкции сварного толстостенного
Рисунок 4.19 – Конструкции стандартных стальных фланцевых штуцеров
Конструкция фланцевого соединения принимается в зависимости от рабочих параметров аппарата: плоские приварные фланцы – при МПа и числе циклов нагружения за время эксплуатации до 2000; приварные встык фланцы – при МПа и . В связи с указанными условиями выбираем приварные встык фланцы. Размеры приведены в таблице 4.43
Таблица 4.43 – Параметры фланцевого соединения типа «гладкие»
Условное обозначение стального плоского приварного встык фланца с Dу = 200 мм на Pу = 25 МПа: Фланец 1-200-25 16ГС ГОСТ 12821-80
Выбираем конструкцию и материал прокладки по рекомендациям по выбору прокладок ОСТ 26-373-78.
Выбираем прокладку плоскую которая рассчитана на Ру > 25 МПа и температуры от – 200 до 300.
Материал прокладок ПОН ГОСТ 481-80.
Прокладка устанавливается между уплотненными поверхностями и позволяет обеспечивать герметичность при относительно небольшом усилии затяжки болтов.
Прокладка должна отвечать следующим основным требованиям: при сжатии с возможно малым давлением заполнять все микронеровности уплотнительных поверхностей сохранять герметичность соединения при упругих перемещениях элементов фланцевого соединения (для этого материал прокладки должен обладать упругими свойствами); сохранять герметичность соединения при его длительной эксплуатации в условиях воздействия коррозионных сред при высоких и низких температурах; материал прокладки не должен быть дефицитным.
В качестве крепежных элементов применяем болты так как Ру 4МПа и температура t 300 °С. Для отверстия диаметром d = 26 мм подбираем болты и гайки к ним М24 в количестве 12 штук. Чтобы предотвратить срыв резьбы болтов для них необходимо материал выбирать прочнее чам у гаек поэтому болты из стали 35Х а для гаек – стали 25.
4.5 Сводная таблица по результатам расчетов.
Результаты расчетов приведены в таблице 4.44.
Таблица 4.44 – Результаты расчетов
Толщина стенки кожуха S
Толщина стенки трубной решетки Sтр.реш
Условный проход штуцера Dу
Штуцер 200-25-2-1-180-16ГС АТК 24.218.06-90
Приварной встык. Тип 1 «гладкий» ГОСТ 12821-80
ПОН ГОСТ 481-80 с шириной 15мм.
М24×25-6g×90 ГОСТ 7798-70 из стали 35Х 12шт.

спец общего вида Линар (2).cdw

Камера распределительная
Пояснительная записка
Фланец 3-800-25 ГОСТ 28759.3-90
Днище 800-8-200 ГОСТ 6533-78
Днище 900-8-225 ГОСТ 6533-78
Прокладка1-800-25 ГОСТ 28759.6-90
Прокладка1-900-25 ГОСТ 28759.6-90
Болт М20 х 180 ГОСТ 7798-70
Болт М20 х 220 ГОСТ 7798-70
Гайка М20 ГОСТ 5915-70
Шайба 20 ГОСТ 11371-78

Р 1Общая характеристика.doc

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА
1 Комбинированная установка каталитического риформинга бензина и
гидроочистки дизельной фракции предназначена для переработки бензиновых
фракций на блоке риформинга и дизельной фракции на блоке гидроочистки.
2 Производительность установки по выработке бензина каталитического
риформинга 1 млн. тонн в год по дизельному топливу 195 млн. тонн в год.
3 Установка введена в эксплуатацию 12 сентября 1970 года.
4 Установка состоит из блока каталитического риформинга бензина (блок
предварительной гидроочистки бензина - секция 100;блок каталитического
риформинга - секция 200;блок стабилизации бензина- секция 500) блока
гидроочистки дизельной фракции ( блок гидроочистки дизельной фракции-
секция 300; блок очистки газов аминами- секция 400) блок парополучения -
секция 600 узел осушки водородсодержащего газа.
5 Проект установки выполнен французской компанией по проектированию и
В июле 1998 года произведена модернизация технологической схемы
установки с целью обеспечения отдельной независимой работы блоков
гидроочистки дизельной фракции и каталитического риформирования бензина.
проект № 5766526-5877-3025-ТМ.
В феврале 2003 года смонтирован узел осушки водородсодержащего газа
блока риформинга и адсорбер сероорганических соединений на блоке
предварительной гидроочистки сырья блока риформинга по проекту ГУП
«Башгипронефтехим» № 5766526-У2335-3025-ТХ11.
В сентябре 2005 года на установке выполнены работы согласно следующих
проектов ГУП «Башгипронефтехим»:
№ 5766526-У4347-3025-ТМ10 «Ремонт установки. Агрегатирование К-201».
№ 5766526-У4347-3025-ЭП «Ремонт установки. Подстанция № 151».
№ 5766526-У4347-3196-ЭС «Ремонт установки. Подключение подстанции № 151».
№ 5766526-У4347-3025-ЭС «Ремонт установки. Замена высоковольтных кабелей».
№ 5766526-У4347-3025-ЭМ2 «Ремонт установки. Замена щита ВТ-1 на подстанции
№ 5766526-2017-3025-ЭМ «Ремонт установки. Замена реле защит в ячейках 6 кВ
№5766526-2019-3025-ЭТ «Ремонт установки. Подключение энергопотребителей в
№ 5766526-2018-3025-ЭМ «Автоматическое отключение насосов по сигналам
схемы ПАЗ: Рм-103В Рм-302А Рм-302В Рм-502В Рм-403А Рм-403В».
№ 5766526-У4347-3025-ЭМ. «Приведение к нормам эвакуационного освещения.
Замена ЗУК на устройство «BENNING»
№ 5766526-У3323-3025-ТМ1 «Ремонт установки. Монтаж участка трубопровода
стабильного платформата».
№ 5766526-У4347-3025-ТМ8 «Ремонт установки. Замена В-661».
№ 5766526-У4347-3025-ТМ2 «Ремонт установки. Замена Рм-103А».
№ 5766526-У4347-3025-ТМ4 «Ремонт установки. Замена Рм-203А 203В 203С».
№ 5766526-У4347-3025-ТМ5 «Ремонт установки. Замена Рм-401А».
№ 5766526-У4347-3025-ТМ7 «Ремонт установки. Замена Рм-502А».
№ 5766526-У4347-3025-АТП «Ремонт установки. Модернизация АСКУЗ компрессоров
№ 5766526-2001-3025-ТХ1 -ТХ2 -ТХ3 -ТХ4 -ТХ5 -ТХ6.Проектная
организация: «ХНИЛ КК МАХП УГНТУ».
В 2006 году по проекту ССП УГНТУ ХНИЛ «КК МАХП» № 5766526-2018-3025-
ТХ1 смонтирована схема откачки рефлюкса стабилизационной колоны С-501 на
установку «Сероочистки и Производства серы».
В мае 2009 года на установке выполнены работы по проектам ГУП
№ 05766528-У8311-3025-ТХ1 «Техперевооружение установки «Жекса» Монтаж
№ 05766528-У8311-3025-ТХ2 «Техперевооружение установки «Жекса»
включает в себя следующие работы:
- замена сырьевых теплообменников Е-301Е-303АВС;
- монтаж трубопровода дренирования с Л-1Л-2 в В-661 ;
- монтаж трубопровода углеводородного газа из В-102 на установку
- ликвидация тупиковых участков на блоке парополучения
6 Генеральный проектировщик предприятия ГУП "Башгипронефтехим"

содержание.doc

Общая характеристика производственного объекта . 1
Характеристика исходного сырья материалов реагентов
катализаторов полуфабрикатов изготовляемой 3
Описание технологического процесса и технологической схемы
производственного объекта .. 23
1. Теоретические основы технологического процесса основные реакции
основные параметры реакций тепловые эффекты реакций 23
2. Описание технологического процесса в полном соответствии с 39
принципиальной технологической схемой производственного
2.1.Блок предварительной очистки бензина (секция 100) .. 39
2.2.Блок каталитического риформинга бензина (секция 200) и блок
стабилизации бензина (секция 40
2.3.Блок гидроочистки дизельной фракции (секция 300) 43
2.4.Блок очистки газов аминами (секция 400) 45
2.5.Блок получения и распределения пара (секция 600) 46
2.6.Блок осушки ВСГ . 49
2.7.Блок подготовки теплофикационной воды 50
3. Описание технологической схемы производственного 52
3.1.Блок предварительной очистки бензина (секция 100) 52
3.2.Блок каталитического риформинга бензина (секция 200) и блок
стабилизации бензина (секция 56
3.3.Блок гидроочистки дизельной фракции (секция 300) 62
3.4.Блок очистки газов аминами (секция 400) 68
3.5.Блок получения и распределения пара (секция 600) 70
3.6.Блок осушки ВСГ 74
3.7 Блок подготовки теплофикационной воды .. 75
3.8 Промывка сырьевых теплообменников на секции 100 .. 76
3.9.Подача и приготовление хлорорганического соединения на секции 77
3.10Подача сульфидирующего реагента . 78
3.11Подача воздуха и циркуляции щелочного раствора на секции 78
3.12Схема распределения ВСГ 78
3.13Схемы адсорбера серуорганических соединений В-110 на секции 79
3.14Схема сбора конденсата водяного пара . 79
3.15Факельная система 79
3.16Дренажная система . 80
3.17Схема канализации . 81
3.18Описание схемы топливной системы на установке . 81
Нормы технологического режима .. 83
Контроль технологического процесса 89
1. Аналитический контроль технологического процесса 89
2. Перечень блокировок и сигнализаций 97
3. Перечень минимально необходимых средств контроля и регулирования 139
при отказе которых необходима аварийная остановка производственного
объекта или перевод его на циркуляцию .
Основные положения пуска и остановки производственного объекта при 142
нормальных условиях. Особенности остановки и пуска в зимнее
1 Подготовка установки к пуску 142
1.1.Прием на установку воздуха КИП и технического воздуха 145
1.2.Прием азота на установку 145
1.З.Прием оборотной воды 146
1.4.Прием отопительной теплофикационной воды из общемагистрального 146
трубопровода завода
1.5.Прием водяного пара 147
1.6 Прием электроэнергии 148
2. Подготовка реакторов и загрузка 149
2.1 Удаление влаги из реакторов блока каталитического 149
3. Пуск установки . 150
3.1.Общее положение 150
3.2.Пуск блока предварительной гидроочистки бензина (секция 100) 150
3.2.Заполнение реакторного блока водородсодержащим газом (ВСГ) сушка 150
катализатора сульфидирование катализатора ..
3.2.Приёма сырья по пусковой схеме налаживания холодной циркуляции 152
3.2.Подача сырья и вывод блока предварительной гидроочистки бензина 154
(секции 100) на технологический режим .
3.3.Пуск блока каталитического риформинга (секция 200) .. 155
3.3.Заполнение реакторного блока водородсодержащим газом (ВСГ) . 155
3.3.Проведение стадии восстановление катализатора каталитического 156
3.3.Проведение стадии сульфидирования катализатора риформинга .. 156
3.3.Последовательность операции ввода сырья .. 157
3.4 Пуск блока стабилизации платформата (секция 500) .. 159
3.5.Пуск блока гидроочистки дизельного топлива (секция 300) .. 160
3.5.Заполнение реакторного блока водородсодержащим 160
3.5.Сушка катализатора 161
3.5.Циркуляция дизельной фракции через колонну С-301 .. 161
3.5.Активация (сульфидирование) катализатора секции 300 .. 163
3.5.Вывод на режим секции 300 .. 165
3.6.Пуск секции моноэтаноламиновой очистки (секция 167
3.6.Заполнение блока раствором МЭА . 167
3.6.Включение в работу колонны С-401С-403 сепаратора В-450 168
3.7.Пуск блока парополучения (секция 600) 169
3.8.Включение в работу узла осушки водородсодержащего газа 173
3.9.Включение в работу адсорбера серосодержащих соединений В-110 174
4. Нормальная остановка установки 175
4.1.Остановка блока предварительной гидроочистки бензина и блока 175
каталитического риформинга ..
4.2 Остановка блока предварительной гидроочистки бензина и блока 176
Каталитического риформинга ..
4.3 Регенерация катализатора на блоке предварительной гидроочистки 178
4.3.Подготовка к регенерации катализатора предварительной гидроочистки 178
4.3.Регенерация катализатора предварительной гидроочистки 178
4.3.Проведение пассивации катализаторов предварительной гидроочистки 180
4.4 Регенерация катализатора на блоке каталитического 181
4.5 Процедура удаления серы с катализатора риформинга 185
4.6 Процедура удаления сульфатов .. 186
4.7.Выгрузка просеивание и повторная загрузка катализатора 188
5. Остановка блока гидроочистки дизельного топлива 189
5.1.Остановка реакторного блока гидроочистки дизельного 189
5.2.Снижение температуры и загрузки на блоке гидроочистки дизельного 189
5.3 Водородная обработка катализатора блока гидроочистки дизельного 189
5.4 Паро-воздушная регенерация катализатора блока гидроочистки 190
дизельного топлива ..
5.4.Подготовка к регенерации катализатора блока гидроочистки дизельного190
5.4.Проведение регенерации катализатора секции 300 . 191
5.5 Остановка отпарной колонны С-301 . 192
5.6.Остановка блока моноэтаноламиновой очистки . 192
5.6.Остановка колонны С-401 .. 192
5.6.Остановка сепаратора В-450 .. 193
5.6.Остановка десорбера С-403 . 193
5.7 Проведение пассивации катализаторов блока гидроочистки дизельного 194
5.7.Подготовка реакторного контура к проведению пассивации 194
5.7.Проведение пассивации катализатора 194
5.8.Меры безопасности при выгрузке катализаторов . 195
6. Остановка секции парополучения .. 196
6.1.Остановка работы испарительных пакетов F-301 . 196
6.2.Остановка работы испарительных пакетов комбинированной печи ..196
7. Особенности пуска и остановки установки в зимнее время 197
8. Пуск эксплуатация и остановка печей при нормальных условиях 198
8.1.Подготовка к пуску .. 198
8.2 Пуск печей . 199
8.3.Сушка футеровки печей 200
8.4.Нормальная эксплуатация печей 201
8.5.Нормальная остановка печей . 202
9. Пуск эксплуатация остановка регенерация цеолита NaX узла осушки202
водородсодержащего газа
9.1.Пуск эксплуатацияостановка узла осушки водородсодержащего газа 202
9.2.Регенерация адсорбента (цеолита NaX) на блоке осушки ВСГ 204
10. Пуск эксплуатация остановка регенерация адсорбера серосодержащих205
соединений В-110 (ловушки серы) .
10.1Включение в работу адсорбера серосодержащих соединений В-110 .205
10.2Остановка адсорбера В-110 регенерация адсорбента .. 206
11. Снабжение установки сырьем электроэнергией паром водой 206
техническим воздухом и другими материалами и ресурсами взаимосвязь
11.1Получаемая продукция 206
11.2Реагенты и катализаторы . 207
11.3Снабжение установки техническим воздухом и воздухом КИП и А .. 207
11.4Снабжение топливом 208
11.5Водоснабжение . 208
11.6Электроснабжение 209
11.7Теплоснабжение 209
11.8Снабжение установки инертным газом . 209
12 Подготовка основного оборудования установки к ремонту 210
Безопасная эксплуатация производства 214
1. Характеристика опасностей производства . 214
1.1.Характеристика пожаро- взрывоопасных и токсичных свойств сырья 217
материалов реагентов катализаторов полуфабрикатов
изготовляе-мой продукции и отходов производств .
1.2.Классификация по взрывоопасности технологических блоков .. 228
1.3.Взрывопожарная опасность санитарная характеристика зданий и 229
помещений наружных установок
1.4.Категория электроприёмников производственного объекта .. 231
1.5.Обеспечение надежности электроснабжения производственного 231
1.6.Энергетическое обеспечение и технические средства обеспечения 232
систем контроля управления сигнализации и противоаварийной
автоматической защиты технологического процесса
2. Возможные инциденты аварийные ситуации способы их предупреждения 233
3. Защитатехнологических процессов и оборудования от аварий . 244
4 Меры безопасности которые следует соблюдать при эксплуатации 246
производственного объекта .
4.1.Перечень оборудования продуваемого инертным газом перед 248
заполнением ЛВЖ ГЖ и ГГ .
4.2.Пожарная безопасность 249
5. Методы и средства защиты работающих от производственных 251
5.1.Методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных251
веществ в воздухе рабочей зоны .
5.2.Периодичность и методы контроля за образованием в процессе 251
эксплуатации производственного обьекта побочных взрывоопасных
5.3.Периодичность и порядок выполнения работ по уборке взрывоопасных 251
пылей в производственных помещениях и вентиляционных
6. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации 252
6.1.Безопасные методы обращения с термополимерами пирофорными 252
отложениями и продуктами металлоорганическими и другими
потенциально опасными соединениями
6.2.Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при 253
6.3.Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих . 253
6.3.Средства индивидуальной защиты работающих .. 254
6.3.Средства коллективной защиты работающих 256
6.4.Возможность электризации с образованием опасных потенциалов 258
6.5.Безопасные методы удаления продуктов производства из 259
технологических систем и отдельных видов
6.6.Перечень основных опасностей применяемого оборудования и 260
трубопроводов их ответственных узлов
6.7.Меры безопасности при складировании и хранении сырья 263
полуфабрикатов и готовой продукции обращении с ними а также при
упаковке и перевозке готовой продукции ..
Отходы образующиеся при производстве продукции сточные воды 264
выбросы в атмосферу методы их утилизации переработки ..
1. Твердые и жидкие отходы 264
2. Сточные воды 264
3. Выбросы в атмосферу .. 265
4. Нормы и требования ограничивающие вредное воздействие процессов 267
производства и выпускаемой продукции на окружающую среду
Краткая характеристика технологического оборудования регулирующих 268
предохранительных клапанов ..
1. Краткая характеристика технологического оборудования .. 268
2. Краткая характеристика регулирующих и отсекающих клапанов . 302
3 Краткая характеристика предохранительных клапанов 312
Перечень обязательных инструкций нормативной и технической 313
Технологическая схема производства продукции (графическая часть).
Принципиальная технологическая схема блока предварительной очистки
бензина (секция 100) .. 325
Принципиальная технологическая схема блока каталитического
риформинга бензина (секция 200) и блока стабилизации бензина 326
Принципиальная технологическая схема блока гидроочистки дизельной
фракции (секция 300) и блока очистки газов аминами (секция 327
Принципиальная технологическая схема блока получения и
распределения пара (секция 600) 328
Принципиальная технологическая схема блока осушки .. 329
Принципиальная технологическая схема блока подготовки
теплофикационной воды . .. 330
Блок предварительной очистки бензина (секция 100). Схема
технологическая с КИП 331
Блок каталитического риформинга бензина (секция 200) и блока
стабилизации бензина (секция 500). Схема технологическая с 332
Блок гидроочистки дизельной фракции (секция 300) и блока очистки
газов аминами (секция 400). Схема технологическая с КИП 333
Блок получения и распределения пара (секция 600). Схема
технологическая с КИП 334
Блок осушки ВСГ. Схема технологическая с КИП . 335
Блок подготовки теплофикационной воды. Схема технологическая с 336
Топливная система. Схема технологическая с КИП . 337
Факельная система. Схема технологическая с КИП . 338
Дренажная система. Схема технологическая с КИП . 339
Принципиальная схема электроснабжения установки «Жекса» . 340
Схема канализации установки «Жекса» .. 341
План расположения оборудования . 342

Спец корпус.cdw

Корпус теплообменного
Фланец 1-200-25 16ГС
Фланец 1-800-25-16ГС
Прокладка А-200-25-ПОН-А

3 Технологический раздел.docx

3 Технологический раздел
1 Описание технологической схемы блока стабилизации бензина
Принципиальная технологическая схема блока стабилизации установки каталитического риформинга бензиновых фракций приведена на рисунке 3.1.
Нестабильный риформат из секции риформинга из сепаратора В-201 поступает в теплообменник Е-502(ВА) и затем в стабилизационную колонну С-501. С верха С-501 углеводородный газ через КВО А-503 (2 секции) и холодильник Е-510 поступает в емкость В-502.
С верха В-502 углеводородный газ через клапан-регулятор давления поступает в емкость В-501. С верха В-501 углеводородный газ через клапан-регулятор давления поступает в топливную сеть (В-631).
Температура в В-502 регулируется изменением угла наклона лопастей КВО А-503 и воздействием на жалюзи.
Углеводородный конденсат с В-501 сбрасывается в линию стабильного платформата через клапан-регулятор.
С низа емкости В-502 газовый конденсат забирается насосом Рм-502(АВ) и через клапан-регулятор расхода подается на орошение верха колонны С-501.
С низа С-501 часть стабильного бензина поступает на прием насоса Рм-505(АВ) и прокачивается через печь F-501 для поддержания температуры низа колонны С-501.
Температура нагрева в печи регулируется подачей топлива к форсункам печи клапаном-регулятором расхода с коррекцией по температуре продукта на выходе из печи.
Балансовое количество стабильного бензина с низа С-501 через теплообменник Е-502(АВ) КВО А-501 (1 секция) холодильник Е-509 и клапан-регулятор уровня с температурой не выше 40 °С выводится в товарный парк.
При проведении пуско-наладочных мероприятий существует схема вывода некондиционного бензина из колонны С-501 в товарный парк по линии некондиции.
Температура стабильного бензина на выходе с установки регулируется изменением угла наклона лопастей КВО А-501 и воздействием на жалюзи.
Для поддержания давления в колонне С-501 в период проведения пуско-наладочных мероприятий существует схема подач ВСГ из сепаратора В-201 в емкость В-502.
– нестабильный риформат; 2 – стабильный бензин; 3 – углеводородный газ в топливную сеть; 4 – горячее орошение; 5 – холодное орошение; 6 – стабильный бензин в товарный парк
Рисунок 3.1 – Принципиальная технологическая схема блока стабилизации бензина
2 Проектировочный расчет теплообменного аппарата
2.1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата.
Для того чтобы рассчитать поверхность теплообмена нам необходимы исходные данные представленные в таблицах 3.1 и 3.2.
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета ТО
Межтрубное пространство
Трубное пространство
Среда фазовое состояние
Таблица 3.2 – Физико-химические характеристики сред
Вязкость динамическая Пас
Вязкость кинематическая м2с
Удельная теплоемкость Ср Дж(кгК)
Коэффициент теплопроводности λ Вт(мК)
2.2 Определение поверхности нагрева и предварительный выбор типа теплообменного аппарата по каталогу.
Составим уравнение теплового баланса
Подставив исходные данные получим
Количество передаваемого тепла
Поверхность теплообменного аппарата определяется по формуле
где Кор - ориентировочный коэффициент теплопередачи Вт(м2К);
tср - средний арифметический температурный напор между теплоносителями определяется по формуле (3.4) °С;
Q- тепловой поток в аппарате.
Для предварительного выбора теплообменного аппарата принимаем К= 200 Вт(м2К) как при передаче тепла от органических жидкостей.
Величины температурных перепадов на концах аппарата Δtб и Δtм
Δtб = 100 – 40 = 60 °C;
Δtм =145 – 90 = 55 °C;
Подставив полученные данные рассчитаем площадь поверхности теплообмена аппарата
Произведем подбор по каталогу [1] всех типов теплообменных аппаратов которые могут быть применены при заданной поверхности теплообмена.
Выберем теплообменный аппарат типа ХП у которого:
- диаметр кожуха внутренний D=800 мм;
- число ходов по трубам 4;
- наружный диаметр труб d=25 мм;
- поверхность теплообмена при длине прямого участка труб
- площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0027 м2;
- площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0135 м2.
2.3 Уточненный расчет поверхности теплообменника и окончательный выбор типа теплообменного аппарата.
Поверхность теплообменного аппарата вычисляется по формуле
где Кут - уточненный коэффициент теплопередачи без учета загрязнений который вычисляется по формуле
где α1 и α2 - коэффициенты теплоотдачи на внутренней и наружной поверхностях трубок;
Sст и λст - толщина стенки и теплопроводность материала. В расчетах принимаем = 30 Вт(мК) [7].
Коэффициенты α1 и α2 зависят от режима движения теплоносителя и физических свойств самих продуктов.
Произведем уточненный расчет поверхности теплообмена по уточненной теплоотдаче в трубном пространстве.
Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формулам
где Gтр - расход воды кгс;
ρтр - плотность воды кг м3;
fтр - площадь проходного сечения по трубам м2.
Подставив данные получим
Режим потока устанавливается в зависимости безразмерного критерия Рейнольдса который определяется по формуле
Так как критерий Рейнольдса >10000 – движение турбулентное.
Для турбулентного режима рекомендуется следующая зависимость
где - критерий Нуссельта
Критерий Прандтля определяется по формуле
Коэффициент теплопередачи от внутренней поверхности трубок определим по формуле
Произведем уточненный расчет поверхности теплообмена по уточненной теплоотдаче в межтрубном пространстве.
Рассчитаем линейные скорости движения потоков по формуле
где Gмтр- расход стабильного бензина кгс;
ρмтр- плотность углеводородного конденсата кг м3;
fмтр- площадь проходного сечения по межтрубному пространству м2.
Так как Re > 103 то критерий Нуссельта находится по следующей формуле:
где с n – коэффициенты зависящие от способа размещения труб. Для труб расположенных по вершинам квадратов с=038 n=06;
φ – коэффициент зависящий от многоходовости для стандартных теплообменных аппаратов φ = 06.
Найдем значение критерия Прандтля по формуле
Рассчитаем уточненный коэффициент теплопередачи
Найдем уточненную поверхность теплообменного аппарата
Таким образом уточненная площадь теплообмена оказалась меньше площади теплообмена по каталогу поэтому принимаем решение использовать выбранный тип теплообменного аппарата.
2.4 Разработка эскиза теплообменного аппарата.
Теплообменные аппараты с плавающей головкой типа ХП (с подвижной трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных аппаратов (эскиз приведен на рисуноке 3.2). Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В аппаратах этой конструкции температурные напряжения могут возникать лишь при существенном различии температур трубок.
В теплообменных аппаратах подобного типа трубные пучки сравнительно легко могут быть удалены из корпуса что облегчает их ремонт чистку или замену.
Для обеспечения свободного перемещения трубного пучка внутри кожуха в аппаратах диаметром 800 мм и более трубный пучок снабжают опорной платформой.
Рисунок 3.2 – Эскиз теплообменного аппарата
Наиболее важный узел теплообменников с плавающей головкой соединение плавающей трубной решетки с крышкой. Это соединение должно обеспечивать возможность легкого извлечения пучка из кожуха аппарата а также минимальный зазор Δ между кожухом и пучком труб. Вариант показанный на рисунке 3.2 позволяет извлекать трубный пучок благодаря размещению плавающей головки внутри крышки диаметр которой больше диаметра кожуха что позволяет уменьшить зазор Δ между кожухом и пучком труб.
2.5 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата.
Результаты расчетов теплообменного аппарата сведены в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 - Результаты расчетов теплообменного аппарата
Тип теплообменного аппарата
Давление в трубном пространстве МПа
Давление в межтрубном пространстве МПа
Температура в трубном пространстве ºС
Температура в межтрубном пространстве ºС
Диаметр кожуха внутренний D мм
Число ходов по трубам
Наружный диаметр труб d мм
Длина прямого участка труб l мм
Поверхность теплообмена F м2
Площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр м2
Площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр м2
В данном разделе были приведены технологическая схема процесса стабилизации бензина и ее описание. В результате проведенных расчетов был выбран теплообменный аппарат с плавающей головкой 800 ХПГ-1-25-М125Г-6-К-4-У-И по ТУ 3612-023-00220302-01 Холодильник с плавающей головкой горизонтальный (ХПГ) с диаметром кожуха D = 800 мм на условное давление в трубах Pу = 1 Мпа и в кожухе Pу = 25 Мпа материального исполнения М1 с гладкими теплообменными трубками диаметром d = 25мм длиной L = 6м расположенными по вершинам квадратов 4-х ходовой по трубному пространству умеренного климатического исполнения с креплениями для теплоизоляции у которого поверхность теплообмена составляет F = 163 м2 площадь проходного сечения одного хода по трубам fтр=0027 м2 площадь проходного сечения по межтрубному пространству fмтр=0135 м2. Также был составлен эскиз выбранного аппарата.

Колонна стабилизационная ВО.cdw

Технические требования
На аппарат распространяется ПБ-03-576-03 "Правила устройства
и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением".
Выбор материала реконструкцию испытание и приемку аппарата
провести в соответствии с ПБ-03-576-03 ОСТ 26 291-94 и техни-
ческими требованиями чертежей.
Аппарат подвергнуть гидравлическому испытанию пробным давле-
Аппарат изолируется от теплопотерь. Толщина изоляции 180 мм.
Плотность изоляции 200 Нм
Колонна предназначена для отпарки легких
Углеводородный газ стабильный бензин
Взрывоопасная пожароопасная
Средняя наиболее холодной
пятидневки района установки
Материал обечайки корпуса и днищ
Прибавка для компенсации коррозии мм
Материал штуцеров фланцев с условным диаметром
до 200 мм включительно
По скоростному напору ветра
С сейсмичностью баллы
При рабочих условиях
Вывод углеводородного газа
Вывод стабильного бензина
Ввод горячего орошения
Ввод холодного орошения
Для предохранительного
Колонна стабилизационная
Таблица штуцеров люков лазов
Техническая характеристика
Схема расположения штуцеров люков лазов

Спец трубный.cdw

Решетка трубная неподвижная
Решетка трубная подвижная
Гайка М16 ГОСТ 5915-70

Р 5.2 Перечень блокировок рабочий вариант.doc

5.2. ПЕРЕЧЕНЬ БЛОКИРОВОК И СИГНАЛИЗАЦИЙ
№ Наименование Наименование КритическоеПредаварийная Блокировка Операции по отключению
пп оборудования параметра номер значение сигнализация уровень уровень включению переключению и
номер позиции на позиции средства параметра параметра параметра другому воздействию
схеме измерения на схеме
К-201 Появление взрывоопасного газа
% НКПВ (Н2) -- -- 10 -- 20 1. Срабатывание световой и звуковой
Автоматическое включение аварийной вентиляции. 2 Компрессор
К-301 Появление взрывоопасного газа
Автоматическое включение аварийной вентиляции. 3 Компрессор
К-302А Появление взрывоопасного газа % НКПВ (Н2)
QISA-5004 -- -- 10 -- 20 1. Срабатывание световой и звуковой
Автоматическое включение аварийной вентиляции. 4 Компрессор
К-302В Появление взрывоопасного газа % НКПВ (Н2)
QISA-5005 -- -- 10 -- 20 1. Срабатывание световой и звуковой
Автоматическое включение аварийной вентиляции. 5 Компрессор
К-201 Температура внутреннего подшипника элдв.
Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Автоматическая остановка компрессора К-201с задержкой по времени - 3
К-201 Температура полевого подшипника элдв.
К-201 Температура опорного полевого подшипника К-201 ºС.
8 Компрессор К-201 Температура упорного подшипника К-201 ºС.
сек. 9 Компрессор К-201 Температура внутреннего подшипника
сек. 10 Компрессор К-201
Система смазки. Температура масла на выходе из
TIA-8 -- -- 50 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 11 Компрессор К-201 Температура масла с подшипника с
полевой стороны К-201 ºС.
TIA-17 -- -- 80 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 12 Компрессор К-201 Температура уплотнительного масла с
TIA-18 -- -- 95 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 13 Компрессор К-201
Температура уплотнительного масла со стороны нагнетания
TI-19 -- -- 95 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 14 Компрессор К-201 Температура масла с подшипника со
стороны нагнетания К-201 ºС.
TI-20 -- -- 80 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
Система уплотнения. Температура масла в маслобаке К-201.В1 ºС.
TIА-28 -- -- 60 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 16 Компрессор К-201
Система смазки. Температура масла в маслобаке КТ-201.В1 ºС.
TIА-29 -- 5 65 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 17 Компрессор К-201
Система уплотнения. Температура масла из
TIА-30 -- -- 50 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 18 Компрессор К-201
Система смазки. Температура масла на выходе из КТ-201.Е1АВ в КТ-
TIА-33 -- -- 46 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
Система уплотнения. Температура масла на выходе из К-201.Е1АВ в К-
TIА-34 -- -- 46 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 19 Компрессор К-201 Температура подшипника № 1
сек. 20 Компрессор К-201 Температура подшипника № 2 мультипликатора
2 3 4 5 6 7 8 9 21 Компрессор К-201 Температура
оборотной воды прямой на элдв. Км-201 ºС.
TIА-43 -- -- 27 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 22 Компрессор К-201 Температура оборотной воды обратной
TIА-44 -- -- 47 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 23 Компрессор К-201
Система уплотения. Температура оборотной воды обратной из
TIА-202 -- -- 47 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 24 Компрессор К-201
Система смазки. Температура оборотной воды обратной из
TIА-205 -- -- 47 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 25 Компрессор К-201 Температура ВСГ из В-201 на прием К-
TIА-276 -- -- 40 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 26 Компрессор К-201 Температура ВСГ на выкиде К-201 ºС.
TIА-277 -- -- 80 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 27 Компрессор К-201 Температура воды в
TIА-35 -- -- 26 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 28 Компрессор К-201 Температура воды из
TIА-36 -- -- 40 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 29 Компрессор К-201 Температура масла из мультипликатора
-- -- 85 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-201 Температура статора элдв. Км-201 ºС.
-- 1. Срабатывание световой и звуковой сигнализации 31 Компрессор К-
1 Температура масла с подшипников элдв. с внутренней стороны
поз. TIА-23 -- -- 55 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
сигнализации 32 Компрессор К-201 Температура масла с подшипников
элдв. с полевой стороны
поз. TIА-24 -- -- 55 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-201 Давление масла смазки К-201 Км-201
мультипликатора кгсм2.
1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
При 1 кгсм2 – автоматическое включение дополнительного маслонасоса.
При 08 кгсм2 - автоматическая остановка К-201 с задержкой по времени
При 16 кгсм2 – при включенном гл. электродвигателе автоматическое
отключение пускового маслонасоса КТ-201.Р-1В. 34 Компрессор К-201
Давление воздуха поддува в коллекторе после вентиляторов Па.
-- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Включение резервного вентилятора
2 3 4 5 6 7 8 9 35 Компрессор К-201
Давление воздуха в кожухе для масленых и конденсатных насосов Па.
PIА-12 -- 200 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-201 Давление поддува воздуха главного
электродвигателя Км-201 Па.
Автоматическая остановка компрессора К-201с задержкой по времени - 180
сек. 37 Компрессор К-201 Давление на приеме компрессора К-201 кгсм2.
1. Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Автоматическая остановка компрессора К-201.
Запрет пуска 38 Компрессор К-201 Давление на выкиде компрессора К-
Система смазки. Перепад давления на фильтрах
PdIА-7 -- -- 15 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Система уплотнения. Перепад давления на фильтрах
PdIА-8 -- -- 15 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Система уплотнения. Перепад давления «запорное масло-газ» кгсм2.
PdIА-10 -- 035 08 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
2 3 4 5 6 7 8 9 42 Компрессор К-201
Расход воды в холодильник Х-201 м3ч.
FIА-5 -- 50 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Система уплотнения. Расход воды в холодильники К-201.Е1АВ м3ч.
FISА-1 -- 8 -- -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
Запрет пуска 44 Компрессор К-201
Система смазки. Расход воды в холодильники
FISА-2 -- 8 -- -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
Запрет пуска 45 Компрессор К-201
Расход воды обратной от элдв. К-201 м3ч.
FIА-6 -- 8 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-201 Понижение уровня в маслобаке системы смазки КТ-
1В1 %LIA-1 -- 30 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-201 Понижение уровня в маслобаке системы уплотнения К-
Компрессор К-201 Повышение уровня в напорном баке
LA-3 -- -- 60 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-201 Понижение уровня в напорном баке
Автоматическое включение насоса
Автоматическая остановка К-201 с задержкой по времени - 5 сек.
2 3 4 5 6 7 8 9 50 Компрессор К-201 Повышение
уровня в баке регенерации масла
LIA-7 -- -- 60 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-201.Р1А (насос уплотнения) Низкое давление наддува
вспомогательного электродвигателя
PIA-12 -- 20 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
В-201 Повышение уровня в
LSA-5 -- -- 95 -- 95 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Автоматическая остановка компрессора К-201 53 Компрессор К-201 Ток
потребления элдв. К-201 (I скорость) А
IR-1 -- -- 312 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-201 Ток потребления элдв. К-201 (II скорость) А
-- -- 560 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-201 Вибрация компрессора ммc.
Компрессор К-201 Продольное смещение ротора мм.
Компрессор К-301 Температура полевого подшипника компрессора К-301 ºС
Автоматическая остановка компрессора К-301с задержкой по времени - 3
сек. 58 Компрессор К-301 Температура полевого подшипника компрессора К-
сек. 59 Компрессор К-301 Температура внутреннего подшипника
компрессора К-301 ºС
сек. 60 Компрессор К-301 Температура масла в мультипликатор ºС
TI-6 -- -- 70 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура уплотнительного масла на вых. с
TI-7 -- -- 95 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура масла с подшипника с полевой стороны
TI-8 -- -- 70 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура уплотнительного масла на вых. со
стороны нагнетания ºС
TI-9 -- -- 95 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
2 3 4 5 6 7 8 9 64 Компрессор К-
1 Температура масла с подшипника с полевой стороны ºС
TI-10 -- -- 70 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура масла в маслобаке
TI-11 -- -- 60 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура ВСГ из
TI-12 -- -- 50 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура воды на выходе из хол-ков
-- -- 47 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Компрессор К-301 Температура масла смазки от К-301.S1АВ в К-301
Автоматическая остановка компрессора К-301
Запрет пуска 69 Компрессор К-301 Температура масла на выходе из
TIA-31 -- -- 70 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-301 Температура воды на входе в хол-ники
TIRA-33 -- -- 30 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
4 5 6 7 8 9 71 Компрессор К-301 Понижение давления масла в
системе смазки К-301 кгсм2
Автоматическое включение маслонасоса смазки К-301.Р1В.
Автоматическая остановка К-301 с задержкой по времени - 8 сек. Запрет
пуска. 72 Компрессор
К-301 Давление поддува главного электродвигателя К-301 Па.
Автоматическая остановка компрессора К-301с задержкой по времени – 180
Запрет пуска. 73 Компрессор К-301 Давление поддува вспомогательных
электродвигателей Па.
РIA-12 -- 200 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-301 К-201 Давления воды на входе в охладители
поз. РIA-333 -- 15 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Компрессор К-301 К-201 Давления воды на выходе из охладителей
кгсм2 РIA-333А -- 10 -- -- -- 1.Срабатывание световой и
звуковой сигнализации
К-301 Давление на приеме компрессора К-301 кгссм2
Автоматическая остановка компрессора К-301с задержкой по времени – 3
Запрет пуска. 77 Компрессор
К-301 Давление на выкиде компрессора К-301 кгссм2
Запрет пуска. 78 Компрессор
К-301 Перепад давления «запорное масло – газ» кгссм2 PdIRA-8
-- 035 08 -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Запрет пуска. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 79 Компрессор
К-301 Перепад давления на маслофильтрах
PdIA-13 -- -- 15 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
К-302АВ Давление в коллекторе после вентиляторов поддува двигателя
Автоматическое включение резервного вентилятора. 81 Компрессор
К-301 Расход ВСГ на приеме компрессора К-301 нм3ч. FI-304 -- 70 000 --
-- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-301 Расход ВСГ на выкиде компрессора К-301 нм3ч. FI-302 -- 70 000
-- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-301 Расход воды на охладители К-301.Е1АВ м3ч.
FISA-1 -- 8 -- -- -- 1. Срабатывание световой и звуковой
Запрет пуска. 84 Компрессор К-301 Уровень в маслобаке К-301В1 %
Компрессор К-301 Уровень в напорном баке К-301.В2 %
Автоматическая остановка компрессора К-301.
Автоматическое включение маслонасоса К-301.Р2В 86 Компрессор К-301
Уровень в баке регенерации масла К-301.В5 % LR-8 -- -- 60 -- --
К-301 Вибрация опорного полевого подшипника мкм
2 3 4 5 6 7 8 9 88 Компрессор
К-301 Вибрация опорного внутреннего подшипника мкм
К-301 Осевой сдвиг ротора
К-302АВ Температура всас. 1-го клапана 1-го цилиндра ºС TI-1 -- -
- 45 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-302АВ Температура всас. 2-го клапана 1-го цилиндра ºС TI-2 -- -
К-302АВ Температура всас. 1-го клапана 2-го цилиндра ºС TI-3 -- --
К-302АВ Температура всас. 2-го клапана 2-го цилиндра ºС TI-4
-- -- 45 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-302АВ Температура всас. 1-го клапана 3-го цилиндра ºС TI-9 -- --
К-302АВ Температура всас. 2-го клапана 3-го цилиндра ºС TI-10 -- --
К-302АВ Температура всас. 1-го клапана 4-го цилиндра ºС TI-11 -- --
К-302АВ Температура всас. 2-го клапана 4-го цилиндра ºС TI-12 -- --
К-302АВ Температура выкид.
-го клапана 1-го цилиндра ºС TISA-5 -- -- 140 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 1 2 3 4 5 6 7
-го клапана 1-го цилиндра ºС TISA-6 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 100 Компрессор
-го клапана 2-го цилиндра ºС TISA-7 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 101 Компрессор
-го клапана 2-го цилиндра ºС TISA-8 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 102 Компрессор
-го клапана 3-го цилиндра ºС TISA-13 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 103 Компрессор
-го клапана 3-го цилиндра ºС TISA-14 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 104 Компрессор
-го клапана 4-го цилиндра ºС TISA-15 -- -- 140-142 -- 148
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 105 Компрессор
-го клапана 4-го цилиндра ºС TISA-16
-- -- 140-142 -- 148 1.Срабатывание световой и звуковой
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 106 Компрессор
К-302АВ Температура воды на выходе с 1-го цилиндра ºС TI-17 -- --
К-302АВ Температура воды на выходе со 2-го цилиндра ºС TI-18 -- --
К-302АВ Температура воды на выходе с 3-го цилиндра ºС TI-19 -- -
К-302АВ Температура воды на выходе с 4-го цилиндра ºС TI-20 -- --
2 3 4 5 6 7 8 9 110 Компрессор
К-302АВ Температура воды в охладитель Е-1 ºС TI-21 -- -- 30 -- --
К-302АВ Температура воды из охладителя Е-1 ºС TI-22 -- -- 47 -- --
К-302АВ Температура масла в охладитель Е-1 ºС TI-23 -- -- 90 -- --
Срабатывание световой и звуковой сигнализации 113 Компрессор
К-302АВ Температура масла из охладителя Е-1 в компрессор ºС TI-24 -- -
- 60 -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-302АВ Температура подшипника вала кривошипа № 1 компрессора ºС
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 115 Компрессор
К-302АВ Температура подшипника вала кривошипа № 2 компрессора ºС
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 116 Компрессор
К-302АВ Температура подшипника вала кривошипа № 3 компрессора ºС
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 117 Компрессор
К-302АВ Температура подшипника вала кривошипа № 4 компрессора ºС
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 118 Компрессор
К-302АВ Температура выносного подшипника электродвигателя ºС
9 119 Компрессор К-302АВ Аварийно высокая температура ВСГ на
0 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ 120 Компрессор
К-302АВ Давление масла в системе смазки кгсм2
Срабатывание световой и звуковой сигнализации.
Автоматическая остановка компрессора К-302АВ с задержкой по времени
Запрет пуска. 121 Компрессор
К-302АВ Давление ВСГ на приеме компрессора кгсм2
1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации.
Запрет пуска. 122 Компрессор
К-302АВ Давление ВСГ на выкиде компрессора кгсм2
Запрет пуска. 123 Компрессор
К-302АВ Давление в кожухе главного электродвигателя Па
Запрет пуска. 124 Компрессор
К-302АВ Давление в кожухе вспомогательных электродвигателей Па PIA-13
-- 200 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации
К-302АВ Перепад давления в маслофильтре кгсм2 PdIRA-6 -- -- 15 --
-- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации 126 Компрессор
К-302АВ Расход воды на охлаждение компрессора м3ч
FISA-1 -- 8 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой
Запрет пуска. 127 Компрессор
К-302АВ Расхода масла в системе смазки цилиндров
FA-2 -- 2 -- -- -- 1.Срабатывание световой и звуковой сигнализации

Фрагмент.frw

Р 6.4 Остановка установки Эдуард.doc

6.4. Нормальная остановка установки
Полная нормальная остановка установки в целом или по отдельности
каждого блока может быть вызвана необходимостью регенерацией
катализаторов проведения ремонтов технологического оборудования заменой
катализаторов или остановкой на консервацию.
4.1. Остановка блока предварительной гидроочистки бензина и блока
каталитического риформинга.
Остановка реакторного блока предварительной гидроочистки бензина
заключается в проведении следующих операций:
- снижение температур и загрузок;
- прием ВСГ со стороны снятие сырья с потока;
- циркуляция ВСГ по реакторному контуру для удаления углеводородов с
- охлаждение катализатора;
- регенерация катализатора;
- выгрузка пересев загрузка катализатора.
Примечание: процедура регенерации катализатора может быть заменена на
процедуру пассивации катализатора т.е подготовка катализатора к выгрузке и
проведения его регенерации вне установки.
Остановка реакторного блока каталитического риформинга бензина
- процедура удаления серы с катализатора риформинга (если данная
процедура требуется);
- процедура удаления сульфатов с катализатора риформинга (если данная
Одновременно с остановкой реакторного блока предварительной
гидроочистки бензина и реакторного блока каталитического риформинга
производится остановка отпарной колонны С-101 и стабилизационной колонны С-
1 с охлаждением печей F-102 и F-501с последующим освобождением от
бензина пропаркой и подготовкой оборудования к ремонту.
4.2 Остановка блока предварительной гидроочистки бензина и блока
Понижение загрузки по сырью и температуры на блоке каталитического
риформинга и блоке предварительной гидроочистки бензина.
Температуру на входе в реакторы риформинга R-201R-202R-203 понизить
до 460°С со скоростью 25ОСчас и одновременно понизить загрузку сырья до 60
% от нормы. Снижение загрузки производить медленно во избежание
температурных деформаций змеевиков печей и выполнять с интервалами
(выдержками). Прекратить подачу хлорорганического соединения.
Одновременно понизить температуру до 320 ОС и загрузку сырья блока
предварительной очистки бензина.
Принять ВСГ со стороны в трубопровод нагнетания или при отсутствии
конденсата в трубопровод приема компрессора К-201для поддержания давления
ВСГ в реакторном контуре блока предварительной гидроочистки бензина и
Когда на входе в реактор R-101 будет достигнута температура 320°С
закрыть поступление сырья от насоса Рм-101АВ в реакционную секцию
клапанном FRCV-102 FRCV-104 бензин от насоса Рм-101АВ направить в
колону С-101 по пусковой схеме.
Одновременно закрыть сырье в реакционную секцию блока каталитического
риформинга от сырьевого насоса Рм-201АВ клапанном FRCV-201 FRCV-202
и направить по пусковой линии в стабилизационную колонну С-501.
Удаление углеводородов из аппаратов секций предварительной
гидроочистки и секции риформинга
После прекращения подачи сырья через блок риформинга продолжать
циркуляцию ВСГ при помощи компрессора К-201. Эта циркуляция поддерживается
в течение 2-х часов при температуре 460ОС.
После прекращения подачи сырья на блок предварительной очистки
поддерживать циркуляцию водородсодержащего газа при температуре 320°С в
течении часа. Давление и необходимую концентрацию водорода в циркулирующем
газе поддерживать подачей ВСГ со стороны.
После удаления углеводородов с катализатора блока предварительной
гидроочистки бензина понизить температуру на входе реактора R-101 до
0°С со скоростью 25ОСчас
После удаления углеводородов с катализатора блока каталитического
риформинга бензина можно понижать температуру на входе реактора R-201 R-
2 R-203 до 350°С со скоростью 50ОСчас
Остановка колонн С-101 и С-501
Во время циркуляции ВСГ на секции предварительной гидроочистки
тяжелые углеводороды конденсируются и собираются в емкости В-101. После
прекращения конденсации продукт из емкости В-101 откачать в колонну С-101
и на линии из емкости В-101 в теплообменник Е-104 установить заглушку.
Одновременно нагрев печи F-102 прекратить циркуляцию бензина через печь
поддерживать максимальной. Дать максимум орошения в С-101 из емкости В-102
до полного удаления продукта. Бензин перевести по линии не кондиции
после охлаждения колон С-101и С-501остановить циркуляцию бензина остаток с
низа колонны С-101 перекачать в колонну С-501 колонну С-101 поставить под
В течение всего времени циркуляции ВСГ через секцию риформинга жидкие
углеводороды собирающиеся в емкости В-201 перепустить в колонну С-501. До
остановки колонны С-501 потушить форсунки печи F-501. При этом поддерживать
циркуляцию через печь. Дать максимум орошения в колонну С-501 до полного
удаления продукта из емкости В-502. Из колонны С-501 продукт откачать в
резервуар некондиционного продукта.
Колонны С-101 и С-501 и связанные с ними аппараты продуть через
клапаны-регуляторы давления PRCV-103 и PRCV-501 соответственно в систему
топливного газа а затем на факел.
В течение этих продувок не закрывать воду в холодильники Е-102 Е-
После остановки печей следить за давлением в колоннах С-101 и С-501.
4.3 Регенерация катализатора на блоке предварительной гидроочистки
Целью процесса регенерации алюмокобальтмолибденового катализатора
является выжиг кокса серы и тяжелых углеводородов отложившихся на
Регенерация производится паровоздушной смесью при температуре в слое
катализатора до 540°С.
4.3.1 Подготовка к регенерации катализатора предварительной гидроочистки
После того как реакционная секция предварительной гидроочистки будет
продута ВСГ с целью удаления углеводородов при температуре 320°С и
охлажден до 250 ОС необходимо остановить циркуляцию ВСГ потушить форсунки
печи F-101 и сбросить давление из системы в сеть топливного газа или на
Реакционную секцию отглушить заглушками от трубопроводов: поступления
сырья от секции ректификации от поступления ВСГ.
Снять заглушку на линии поступления азота в реакционную секцию на
входе в теплообменник Е-105 и продуть секцию для удаления ВСГ и
углеводородов через В-101 на факел. Еще дважды поднять давление в секции
инертного газа до 3 кгссм2 и продуть на факел потом оставить секцию под
давлением азота (01÷02 кгссм2) убедиться что содержание горючих в
системе не превышает 05 % об. Затем приступить к непосредственной
подготовке секции для регенерации. Для этого необходимо:
- установить заглушку на линиях ( 6 входа в печь F-101 - 4 шт.
- повернуть поворотное колено на выходе из реактора R-101 и соединить
его с линией регенерации;
- снять заглушки на паропроводах и технического воздуха во входные
линии печи F-101 ( 4( и общий ( 8(.
4.3.2 Регенерация катализатора предварительной гидроочистки бензина.
Все описанные выше операции по продувке инертным газом по установке
и снятию заглушек производить как можно быстрее чтобы сократить скорость
охлаждения слоя катализатора в реакторе R-101.
Как только будет готова система зашуровать форсунки печи F-101 и
поднять температуру перевала до 250°С принять пар до входа в печь продуть
конденсат и уже сухой пар дать в змеевики печи F-101 не допуская
гидравлических ударов.
Далее произвести следующие операции:
- подачу пара постепенно увеличить до 20 тчас;
- подъем температуры на выходе из печи F-101 поднять до 400 ОС по
Когда будет достигнута температура 400°С в верхних слоях катализатора
R-101 дать воздух в поток пара. Во избежании резкого подъема температур от
горения кокса первую порцию воздуха дать минимально не более 05 %об. на
входе в реактор. Не допускать подъема температуры по слоям катализатора
выше 480°С в противном случае убавить расход воздуха. Если горение
нормальное то повысить расход воздуха.
Подачу воздуха контролировать по температуре по слоям катализатора по
Во время горения кокса фронт пламени перемещается по высоте реактора
сверху вниз окончание выгорания обнаруживается по увеличению концентрации
кислорода в продуктах горения на выходе из реактора.
Когда выгорание завершено необходимо увеличить подачу воздуха до 3
% кислорода и наблюдать за температурой в слоях. При этом возможно
повторное загорание кокса. Подъем температуры не допускать выше 480°С.
После того как горение больше не возобновляется температуру на
входе в реактор поднять до 480°С в течение 2-х часов. Следить за возможным
повторением горения при необходимости уменьшить подачу кислорода чтобы не
превышать температуру в слое выше 540°С.
Если при достижении 480°С в слое не будет наблюдаться повторное
горение увеличить содержание кислорода до 8 % об. и продолжать подачу пара
и воздуха в течение 4-х часов.
После этого понизить температуру на выходе из печи F-101 по 50°С в
час до 250°С после чего прекратить подачу пара и потушить форсунки печи.
Расход воздуха в змеевики печи увеличить до максимума для охлаждения
катализатора в R-101 до 30°С после чего подачу воздуха прекратить
установить заглушки на линиях подачи пара воздуха снять верхнее и нижнее
Реактор проветривается берется анализ воздуха из реактора на
содержание кислорода на ПДК углеводородных газов. При положительном
анализе приступить к вскрытию реактора ревизии реактора и катализатора.
4.3.3 Проведение пассивации катализаторов предварительной гидроочистки
Пассивация катализаторов загруженных в реакторы R-101 проводится с
целью подготовки катализаторов к выгрузке и отправке для дальнейшей
(установка регенерации катализаторов).
Пассивация катализаторов проводится в два этапа:
- первый этап заключается в циркуляции ВСГ без подачи сырья по
реакторному блоку при температуре до 250ºС в течении 4÷5 часов.
- второй этап заключается в циркуляции азота по реакторному контуру
при температуре 100÷130ºС и содержании кислорода не более 05 % об. до
достижения концентрации углеводородов в газе не более 005 % масс.
Подготовка реакторного контура к проведению пассивации катализаторов.
охлажден до 250 ОС необходимо продолжить циркуляцию ВСГ в течении 4÷5
часов. Циркуляцию ВСГ на блоке предварительной гидроочистки бензина
проводить компрессором К-201 или при необходимости компрессором К-302АВ.
Затем температуру на входе в реакторы R-101 снизить до 100÷130ºС со
скоростью не более 20÷40ºСчас и остановить компрессоры. Давление ВСГ
сбросить в топливную систему а затем на факел. Установить заглушки на
линиях подачи сырья поступления ВСГ со стороны. Снять заглушку на линии
поступления азота в реакционные секции продуть систему не менее 2-х раз
азотом со сбросом на факел (содержание водорода 0.5 % об.).
Принять азот в систему реакторного блока до давления не менее 35
кгсм2 пустить компрессоры Км-302АВ и приступить к процессу пассивации
катализатора в среде инертного газа.
Проведение пассивации катализатора.
После замены ВСГ на инертный газ настроить циркуляцию азота по
реакторному контору и наладить подачу воздуха довести содержание
кислорода в инертном газе до 0.5÷0.6 % об на входе в реактор R-101. При
этих условиях произвести пассивациюв течение 20÷24 часов. Производить
анализ циркуляционного газа на содержание углеводородов.
По окончании выдержки и при содержании углеводородов 005 % масс.
приступить к снижению температуры до 30÷40ºС со скоростью снижения
температуры 15÷20 ºСчас.
Произвести перевод работы системы «на проток» (одновременный прием
свежего азота и сброс из системы смеси азота и углеводородов) до достижения
концентрации углеводородов в газе не более 0.05 % масс.
После охлаждения реактора R-101 остановить компрессор К-302АВ
сбросить давление азота на свечу и приступить к вскрытию реакторов для
выгрузки катализаторов.
4.4 Регенерация катализатора на блоке каталитического риформинга.
Подготовка к регенерации катализатора блока каталитического риформинга.
Окислительная регенерация катализатора риформинга RG-682 заключается в
выжиге отложившегося на нем кокса при строго контролируемой температуре в
среде инертного газас определением содержания кислорода в газе до и после
Как правило проведение регенерации катализатора рекомендуется начинать
после того как на катализаторе увеличено содержание хлора. В конце цикла в
течении двух последних недель работы подача хлора должна быть увеличена до
вес. ррм в пересчете на расход сырья в весовых единицах с тем чтобы
достигнуть или поддерживать содержание хлора на уровне не менее 1 % масс.
во всех слоях катализатора.
После проведения процедуры удаления углеводородов с катализатора
произвести охлаждение системы до 350°С по 50°С в час остановить компрессор
Сбросить давление ВСГ из реакторного блока на факел сброс произвести
Продуть реакторный блок каталитического риформинга азотом не менее
Произвести отглушение реакторного блока с целью изоляции риформинга
от всех линий которые могут содержать углеводороды и ВСГ.
Подготовить места отбора проб газа на выходах из реакторов R-201 R-
2 R-203 на выкиде К-201.
Подготовить линию подачи воздуха продуть ее несколько раз для
удаления влаги проверить клапан и расходомер.
Проверить работу насоса Рм-203 и линию подачи хлорорганического
Подготовить контур циркуляции водного раствора NaOH (5 % вес.).
Проведение регенерации катализатора блока каталитического риформинга
- Набрать в реакционном контуре азот до давления 5 кгссм2. Среднее
давление в реакторном контуре при регенерации катализатора рекомендуется
держать в пределах 5÷15 кгсм2в зависимости от давления подачи
технического воздуха. Повышение давление значительно сокращает время
- Пустить компрессор К-201 наладить циркуляцию азота по реакторному
- Начать подъем температуры на входе в реактора R-201 R-202 R-203
до 400°С со скоростью 50°Счас.
- При температуре 350°С включить в работу антикоррозионный контур
циркуляции водного раствора NaOH по схеме:
В-201 ( Рм-501АВ ( Ам-201 ( Е-203АВ ( В-201
с расходом на каждый поток по 30-35 м3час рН раствора поддерживать на
Прежде чем будет установлен уровень раствора каустической содыв
сепараторе В-201 произвести циркуляцию чистой воды (деремнезированной)в
контуре промывки произвести дренирование из сепаратора В-201.
Концентрация водного раствора NaOH поддерживать на уровне 4 % масс.
- При температуре 350°С начать подачу хлорорганического соединения для
поддержания молярного соотношения Н2О:НCl = 20:1 в зависимости от давления
и температуры в сепараторе В-201:
= 072 л тетрахлорэтилена
= 085л трихлорэтилена
= 096 л трихлорэтана
= 119 л дихлорэтана
Подачу хлорорганического соединения продолжать до завершения стадии
- Продолжать подъем температуры на входах до 400°С. При достижении
этой температуры по всему слою катализатора реактора R-201 открыть подачу
воздуха на прием компрессора К-201 клапаном FRCV-205 (первая стадия
- В процессе горения кокса необходимо выдерживать перепад температуры
по слою катализатора не более 40°С. Среднюю температуру по фронту движения
горения в слое выдерживать 430°С (не более 450°С). Для того чтобы
ограничить рост температур концентрацию кислорода в газе на входе в
реакторы выдерживать в пределах 03÷05 % объемных (не более 08 % об.).
- В случае повышения температуры выше 450°С немедленно уменьшить
- На протяжении всего этапа выжига расход воздуха корректируется таким
образом чтобы подъем температур ни в коем случае не превышал 50°С или
температура на выходе из реакторов была не выше 440°С.
- В ходе выжига регулярно контролируется содержание О2 СО СО2 в
циркулирующем газе на входе и выходе реактора анализы отбираются ежечасно.
- Следить за циркуляцией раствора щелочи и проверять с помощью
лакмусовой бумаги рН раствора он должен быть не ниже 75 при
необходимости добавлять свежий раствор NaOH.
- Для поддержания нормального горения кокса необходимо непрерывно
отводить продукты горения из В-201 через воздушник.
- Выжиг выполняется последовательно реактор за реактором фронт
горения движется по первому реактору затем переходит во второй и третий.
Стадия выжига считается законченной когда исчезнет перепад температур в
последнем реакторе и концентрация кислорода на выходе из реактора станет
равной концентрации на входе но не более 1 % об.
- Затем в течении 4 часов температуру увеличивают до 480°С при
концентрации кислорода 1% об (переход на вторую стадию выжига).
- В случае возобновления горения рост температуры свыше 510°С не
допускать. Локальное превышение температуры в слое катализатора не более
- По завершении возможного вторичного выжига температуру на входе в
реакторы повысить до 510°С в течении одного часа концентрация кислорода 1%
об. Если наблюдаются признаки возобновления горения кокса температуру
понизить на входе в реактора риформинга до 480ОС. Повторный подьем
температуры возможен только при отсутствии увеличения температуры в
реакторах риформинга.
- Если не планируется проведение ремонтных работ связанных с выгрузкой
катализатора то проводится стадия оксихлорирования катализатора.
- Если планируется проведение ремонтных работ и выгрузка катализатора
для просеивания то операции выполняются после завершения выжига кокса. В
этом случае прекращают подачу хлорорганического соединения и циркуляцию
раствора каустической соды. Произвести дренирование раствора с дренажа
сепаратора В-201 затем промыть щелочной контур чистой водой произвести
дренирование воды со всех низких точек. Произвести охлаждение катализатора
до 50÷80 ОС концентрацию кислорода в циркулирующем газе в период
охлаждения катализатора поддерживать не менее 30 % об. По окончании
охлаждения катализатора останавливается компрессор К-201 давление азота
сбрасывается в атмосферу через воздушник и дренаж сепаратора В-201.
Подготовить реактора риформинга к вскрытию и выгрузки катализатора.
- После проведение процедуры выгрузки просеивания и загрузки
катализатора риформинга в реактора R-201 R-202 R-203и начала стадии
оксихлорирования катализатора необходимо произвести набор давления азота в
реакторном контуре пустить компрессор К-201 и начать подьем температуры до
0 ОС со скоростью 50 ОС. При температуре 350 ОС наладить циркуляцию
раствора каустической соды по щелочному контуру. Наладить подачу хлор
орагнического соединения на вход в реактор R-201 для поддержания молярного
соотношения Н2О:НCl = 20:1 в зависимости от давления и температуры в
сепараторе В-201. При температуре 400 ОС произвести подачу воздуха и
довести содержание кислорода в циркулирующем газе до 1 % об.
- По окончании стадии горения и когда температура будет 510°С
концентрацию кислорода увеличивают до 5 % об. в течении 2 часов. При этом
следят чтобы не начинался повторный выжиг если необходимо прекращают
подачу воздуха. Следить за тем чтобы концентрация СО2 оставалась ниже 10%
- Выдержать температуру 510°С в течении 4 часов при содержании
кислорода 5 % об. при этом каждый час проверяют что содержание HCI в
циркулирующем газе на выходе из каждого реактора была выше 40 об ррм
анализ производится трубками «Дрегер» (стадия оксихлорирование
- Если горение не возобновляется в течении 1 часа увеличить
концентрацию О2 до 12 % об. и циркулировать в течении 6-ти часов при
температуре входа в реактора R-201 R-202 R-203 равной 510 ОС при этом
температура на выходе из реакторов не должна превышать 520 ОС. Следить за
тем чтобы концентрация СО2 оставалась ниже 5% об (стадия прокаливания
- В конце стадии прокаливания катализатора при температуре слоя 510 ОС
и температуре на входе в реакторах 520 ОС прекратить циркуляцию щелочного
раствора в антикоррозийном контуре произвести дренирование раствора
каустической соды из дренажа сепаратора В-201. Затем контур необходимо
помыть чистой водой. Остановить подачу хлорорганического соединение в
- Циркуляцию газа при температуре на входе в реакторах риформинга 520
ОС держать до тех пор пока суммарное количество воды дренируемое с
сепаратора В-201 не будет менее 005 % от массы катализатора загруженных в
реактора R-201 R-202R-203. Ориентировочное время дренирование 4 часа но
- Производится охлаждение катализатора до 350 ОС со скоростью 50
ОСчас с содержание кислорода в циркуляционном газе не менее 3 % об.
- При температуре 350 ОС останавливается компрессор К-201
сбрасывается давление азота из системы реакторного контура производится
подготовка контура к приему ВСГ и проведение стадии восстановление и
сульфидирование катализатора с дальнейшим пуском.
- Если по каким либо причинам восстановление катализатора не может
быть произведено сразу после заключительной стадии прокалки и осушки то
катализатор следует охладить до 180 ОС ( циркуляцией компрессором К-201)
поддерживая концентрацию кислорода на уровне 5 % об. Продувка азотом
выполняется только в том случае если известны сроки выполнении операций
восстановление и пуска.
4.5 Процедура удаления серы с катализатора риформинга.
Данная процедура используется если в результате работы блока
предварительной гидроочистки бензина общее содержание серы в сырье
риформинга превышает 1 ррм масс. в течение продолжительного периода
Содержание серы на катализаторе может быть снижено в результате
циркуляции ВСГ с высоким содержание водорода при высокой температуре при
этом серосодержащие соединения превращаются в Н2S который затем удаляется
на этапе отмывки каустической содой.
Поскольку атомы серы и хлора конкурентно связываются с
каталитическими центрами добавление хлорорганического соединения на этапе
удаления серы будет способствовать выносу серы.
При значительном отравлении серой катализатора ее удаление до начала
выжига кокса имеет огромное значение так как позволяет предотвратить
образование больших количеств сульфатов в ходе выжига. Удалить сульфаты
связавшиеся с носителем катализатора очень трудно или не возможно. Чем выше
закоксованность катализатора тем труднее происходит удаление серы.
При температуре 460 ОС после прекращения подачи сырья температуру на
входе реакторов R-201 R-202 R-203 поднимают до 510 ОС и поддерживают на
данном уровне в течении 2 часов чтобы обеспечить отгонку углеводородов и
вывод жидкой фазы с сепаратора В-201 в колонну С-501.
Далее температуру на входе в реактора понижают до 400 ОС понизить
давление в реакционном контуре до минимально возможного при которой
наблюдается устойчивая безопасная работа компрессора К-201.
Принять ВСГ из внешних источников в реакционный контур с последующим
обновление циркулирующего ВСГ с целью обеспечения содержания углеводородов
Производится удаление с последующим дренирование жидких углеводородов
из сепаратора В-201.
Ввести в действие антикоррозионный контур циркуляции водного раствора
Начать подачу хлорорганического соединения для поддержания молярного
Поднимают температуру на входе в реактора до 530 ОС со скоростью 40
ОСчас температура в слое катализатора 525 ОС.
Производится замер уровня сероводорода в циркулирующем ВСГ трубками
Когда содержание сероводорода будет менее 2 об ррм считается что
сера удалена полностью.
Производится остановка щелочного контура и подача хлорорганического
соединения производится охлаждение катализатора до 350 ОС. Производится
подготовка к проведению стадии регенерации катализатора.
4.6 Процедура удаления сульфатов.
В случае неудовлетворительного выполнения процедуры удаления серы на
что указывает очень низкая концентрация сероводорода в циркулирующем ВСГ
после стадии выжига кокса на катализаторе требуется удаление сульфатов.
Процедура удаление сульфатов аналогична процедуре удаления серы.
Следует отметить что во время выжига кокса сера частично удаляется в форме
а оставшаяся сера превращается в сульфаты и оксиды серы.
Процедуру удаления сульфатов проводят после проведения второй стадии
регенерации катализатора при температуре 510 ОС и содержании кислорода в
газе рецикла 1 % об.
В этом случае прекращают подачу хлорорганического соединения и
циркуляцию раствора каустической соды. Производится дренирование раствора с
дренажа сепаратора В-201 затем промывается щелочной контур чистой водой
производится дренирование воды со всех низких точек.
Производится охлаждение катализатора до 350 ОС останавливается
компрессор К-201 давление азота сбрасывается в атмосферу через воздушник и
дренаж сепаратора В-201.
Реакционный контур продувается азотом не менее трех раз до содержания
кислорода в отдувочном газе не более 03 об %.
Производится установка и снятие заглушек для приема ВСГ газа в
С3+ ниже 5 % об. при наличии ВСГ с PSA принять данный водород.
соединения производится охлаждение катализатора до 480 ОС.
Производится остановка компрессора К-201 сбросывают давления ВСГ на
Производится отглушение контура от возможного попадание углеводородов.
Набрать в реакционном контуре азот до давления 5 кгссм2.
Пустить компрессор К-201 наладить циркуляцию азота по реакторному
Начать подъем температуры на входе в реактора R-201 R-202 R-203 до
0°С со скоростью 40°Счас.
Возобновить циркуляцию щелочного контура и подачу хлорорганического
соединения в реактор R-201 для поддержания молярного соотношения Н2О:НCl =
:1 в зависимости от давления и температуры в сепараторе В-201
Возобновить подачу технического воздуха с целью получения концентрации
кислорода в циркулирующем газе 1 % об. Обратить внимание ан то что
возможно «остаточное горение» которое спровоцировано углеводородами
присутствующими в хлорорганическом соединении используемого на стадии
После исчезновения признаков повторного возгорания в слое катализатора
выполняется стадия оксихлорирования прокаливания и осушки катализатора.
4.7. Выгрузка просеивание и повторная загрузка катализатора
Выгрузка катализатора риформинга для просеивания проводится как
правило после проведения третей регенерации или по усмотрению руководства
газокаталитического производства если необходимо произвести ревизию
внутренних устройств реактора.
Катализатор выгружается через нижний люк реактора предназначенный для
Выгрузка катализатора с помощью «пылесоса» (вакуумная система) как
правило не рекомендуется в следствие большого боя катализатора.
Просеивание катализатора производится с помощью сит просеивание
необходимо производить осторожно и со скоростью для наименьшего истирание
Собранная пыль и битый катализатор складируется в бочки и сдается на
Согласно данных поставщика катализатора выгрузка катализатора через
нижний люк реактора вызывает потери катализатора порядка 5 % от массы
загруженного катализатора. Выгрузка катализатора «пылесосом» доводит потери
Загрузка катализатора производится как правило «рукавным методом»
через верхнюю горловину реактора. При загрузке катализатора следить за тем
чтобы истирание катализатора было как можно меньше не допускать
свободного падения катализатора более одного метра.
Загрузка катализатора может быть выполнена методом «плотной загрузки»
с помощью загрузочного устройства. Загрузка производится технологическим
персогналом установки в присутствии специализированной фирме по загрузке
катализатора. Данная загрузка позволяет произвести увеличить загрузку
реактора как правило на 10-12 % больше чем рукавный метод.
5. Остановка блока гидроочистки дизельного топлива
5.1.Остановка реакторного блока гидроочистки дизельного топлива.
Остановка реакторного блока гидроочистки дизельного топлива
- водородная обработка катализатора с целью удаления углеводородов с
5.2. Снижение температуры и загрузки на блоке гидроочистки
Понизить температуру на входе в реактор R-301 до 320°С со скоростью
°С в час затем постепенно снизить подачу сырья до 60 % от нормальной
загрузки (прибор FRС-301). Эти операции необходимо выполнять тщательно
чтобы не было температурных деформаций и коксования змеевика печи.
Отключить циркуляцию ВСГ от блока МЭА очистки для увеличения
концентрации сероводорода в циркулирующем ВСГ во избежание восстановления
катализатора на промежуточной стадии. Произвести открытие байпаса на
колонне С-401 задвижку входа ВСГ в колонну С-401 закрыть.
При достижении 60 % от нормальной загрузки по сырью закрыть
регулирующий клапан расхода FRCV-301 и задвижки возле него дизельное
топливо направить в колонну С-301 по пусковой схеме.
5.3 Водородная обработка катализатора блока гидроочистки дизельного
После прекращения подачи сырья необходимо постоянно поддерживать
подачу в реакционную секцию циркулирующего ВСГ и ВСГ подпитки от
компрессоров К-301 и К-302АВ чтобы обеспечить циркуляцию через змеевики
печи F-301 и реактора R-301R302.
С целью максимального удаления углеводородов находящихся на
поверхности катализатора проводится водородная обработка катализатора при
температуре 350 ОС (если планируется выгрузка катализатора для регенерации
или утилизации) или при температуре 250 ОС (если в дальнейшем планируется
пуск установки без выгрузки катализатора и регенерации).
Водородную обработку необходимо производить в течении 24 часов.
При остановке блока гидроочистки дизельного топлива без проведения
процедуры регенерации катализатора с целью предотвращения восстановления
катализатора охлаждение катализатора проводят до 100÷150 ОC. В случае
замены ВСГ на азот катализатор охлаждают до 200 оС.
5.4 Паро-воздушная регенерация катализатора блока гидроочистки дизельного
5.4.1 Подготовка к регенерации катализатора блока гидроочистки дизельного
Паро-воздушная регенерация катализатора проводится после согласования
данной процедуры с поставщиком катализатора в каждом конкретном случае
(подготовка катализатора к выгрузке для замены его на новый катализатор).
В качестве каталитической системы блока гидроочистки дизельной
фракции используется послойная загрузка основного катализатора HR-626 1.6
мм и катализаторов защитного слоя ACT 069 ACT 077 ACT 645 ACT 945.
После проведения водородной обработки катализатора при температуре 350
ОС в течении 24 часов температуру снизить до 200°С на входе в реактор R-
1 и R-302 остановить компрессор К-301 и прием добавочного ВСГ от
компрессора К-302АВ.
Сбросить давление из системы в сеть топливного газа и затем на факел.
Давление в реакционной секции понижать в течение часа при помощи
клапана-регулятора PRCV-302 сбросом давления в систему топливного газа
(при этом ВСГ должен быть пущен по байпасу колонны С-401) давление
понизить до 02÷03 кгссм2.
Жидкие углеводороды с сепаратора В-301удалить продувкой в подземную
После сброса давления необходимо продуть систему азотом (компрессоры
должны быть отключены задвижками) и подготовить реакторный блок к паро-
воздушной регенерации для чего необходимо:
– установить заглушки на линии поступления сырья и ВСГ на реакторный
– установить заглушки на входе сырья в печь F-301 (8 шт.);
– снять заглушки на линии подачи пара среднего давления на потоки (8
и одна на общей линии).
– развернуть поворотное колено на выходе с реактора R-302 к
трубопроводу регенерации;
– снять заглушку на линии подачи воздуха;
Все операции производятся в кратчайший срок для предотвращения
охлаждения катализатора.
5.4.2 Проведение регенерации катализатора секции 300
По окончании всех подготовительных мероприятий поднять температуру
перевала печи F-301 до 250°С. Принять пар в линию на входе в печь F-301
продуть трубопровод от конденсата и уже сухой пар дать в змеевики печи не
допуская гидравлических ударов.
Затем подачу пара постепенно увеличить до 20 тнчас температуру на
входе в реактор поднять до 400°С со скоростью 50 °Счас.
Когда на входе в реактор будет достигнута температура 400°С открыть
подачу воздуха довести содержание кислорода в водяном паре на входе в
реактор до 1% об. Контролировать подачу воздуха чтобы температура в слое
катализатора не превышала 480°С.
Ход горения контролировать при помощи термопар помещенных в слое
катализатора. В процессе горения фронт пламени перемещается по высоте
реактора завершение выгорания кокса характеризуется увеличением
концентрации кислорода в продуктах сгорания на выходе из реактора.
Когда горение прекратилось ступенчато увеличить содержание кислорода
до 3 % при этом возможно повторное загорание кокса. В этом случае не
допускать роста температуры в слое катализатора выше 480°С.
Далее температуру в реакторе довести в течении 2-х часов до 480°С. В
этот период возможно повторное загорание кокса в этом случае уменьшить
подачу воздуха не превышая температуру в слое 540°С.
Когда будет достигнута температура 480°С содержание кислорода довести
до 8 % об. при данных параметрах циркуляцию проводить в течении 4-х часов.
После выдержки понизить температуру на выходе из печи F-301 до 250°С
со скоростью 50°Счас потушить форсунки и прекратить подачу пара в
змеевики печи. Подачу воздуха в змеевики печи F-301 продолжить в
максимальном количестве для охлаждения катализатора в реакторе до 30°С.
При достижении этой температуры подача воздуха прекращается
устанавливаются на линиях пара и воздуха снимаются верхнее и нижнее
поворотные колена на реакторе. Реактора R-301 и R-302 проветривается
отбирается анализ воздуха из реактора на содержание кислорода.
При положительном анализе приступить к проведению работ по выгрузке
катализатора и ревизии реакторов.
По окончании работ по ревизии ремонту и загрузке катализатора
реактора закрыть собрать технологическую схему реакторного блока и
продуть азотом. Реакторный блок готова к проведению пусковых
5.5 Остановка отпарной колонны С-301.
Одновременно с прекращением подачи сырья в реакционную секцию
освободить емкость В-301 до минимального уровня.
При достижении этого уровня питание колонны С-301 из емкости В-301
прекратить и отглушить поворотной заглушкой.
Питание колонны С-301 от насоса Рм-301АВС по пусковой схеме
прекратить после полного охлаждения колонны и охлаждения реакторного
контура. Подачу водяного пара в колонну С-301 прекратить.
При прекращении подачи пара среднего давления в С-301открыть дренажи
перед задвижками для спуска конденсата и пара во избежания замораживания
Насос орошения Рм-302АВ нагрузить как можно больше чтобы
освободить сепаратор В-302. Дизельную топливо из колонны С-301 направить в
резервуар некондиционного продукта сразу же после снижения температур в
С целью недопущения замораживания линии сброса ДТ в товарный парк
необходимо в течении нескольких часов (не менее двух часов) продолжать
подавать неочищенное ДТ в колонну и выдавливать его в товарный парк с
помощью поддавливания водородом из В-301. Произвести освобождение от
дизельного топлива ЭРГ-1ЭРГ-2. Следить за не допущением прорыва ВСГ в
Остановить конденсаторы воздушного охлаждения А-302 и А-303.
Бензином от насоса РМ-301 прокачать линию бензин отгон с В-302 на
установку ЛЧ-24-7 с целью освобождение трубопровода от обводненного бензин-
5.6. Остановка блока моноэтаноламиновой очистки
5.6.1 Остановка колонны С-401
При остановке блока гидроочистки дизельной фракции после прекращения
подачи сырья количество сероводорода в газе снижается и поэтому газ
необходимо направить мимо колонны С-401.
Помимо С-401 газ необходимо направить и при неполадках в колонне. Во
всех остальных случаях:
- поддержать давление в колонне С-401;
- остановить циркуляцию раствора МЭА по колонне вручную закрыв
клапан-регулятор расхода FRCV-401;
- откачать раствор МЭА из нижней части колонны С-401 в колонну С-403
до низкого уровня по схеме С-401В-406Е-401С-403;
- медленно сбросить давление из колонны С-401 на факел и остатки МЭА
из колонны перепустить в емкость В-406. После этого колонну можно ставить
5.6.2 Остановка сепаратора В-450.
Шнековый смеситель Э-450 и сепаратор В-450 где очищается
углеводородный газ блока гидроочистки дизельного топлива останавливаются
одновременно с остановкой блока МЭА.
Остановить циркуляцию раствора МЭА вручную закрыв клапан-регулятор
расхода FRCV-402. Перепустить уровень с низа сепаратора В-450 в емкость
раствора МЭА В-406 затем после достижения низкого уровня перекачать МЭА в
Откачать продукт из емкостей В-403 В-407 медленно сбросить давление
из сепаратора В-450 на факел.
После этого шнековый смеситель Э-450 и сепаратор В-450 готовы к
5.6.3 Остановка десорбера С-403.
Десорбер С-403 останавливается одновременно с остановкой колонны
абсорбера С-401 смесителя Э-450 и сепаратора В-450 с их остановкой
прекращается питание десорбера С-403 моноэтаноламином.
Поддерживать давление в десорбере С-403.
Отключить пар на регенерацию в рибойлер Е-402.
Продолжить подачу орошения в колонну С-403 пока имеется уровень в
емкости В-402. Затем остановить насос Рм-403АВ и перекрыть задвижки.
После понижения температуры верхнего продукта десорбера С-403 до
÷40°С остановить холодильник А-401. Откачать продукт из емкости В-402
из колонны С-401 С-403 и сепаратора В-450 насосом Рм-403АВ в резервуар Т-
После откачки остановить насос Рм-403АВ и перекрыть задвижки.
Медленно сбросить давление из десорбера С-403 на факел сероводорода
через клапан-регулятор давления PRCV-407.
Закрыть все задвижки на линиях входа и выхода десорбера С-403
отглушить и поставить колонну под пропарку.
Отглушить блок очистки моноэтаноламином от всех коммуникаций
5.7 Проведение пассивации катализаторов блока гидроочистки дизельного
Пассивация катализаторов загруженных в реакторы R-301 и R-302
проводится с целью подготовки катализаторов к выгрузке и отправке для
«Уфанефтехим» (установка регенерации катализаторов).
реакторному блоку при температуре до 350ºС в течении 4÷5 часов.
5.7.1 Подготовка реакторного контура к проведению пассивации
После того как реакционная секция блока гидроочистки дизельного
топлива будет продута ВСГ с целью удаления углеводородов при температуре
0°С в течении 24 часов и охлажден до 100 ОС необходимо остановить
компрессора К-301 и К-302АВ.
Давление ВСГ сбросить в топливную систему а затем на факел.
Установить заглушки на линиях подачи сырья поступления ВСГ со стороны.
Снять заглушку на линии поступления азота в реакционные секции продуть
систему не менее 2-х раз азотом со сбросом на факел.
Произвести отглушение реакторного блока гидроочистки дизельного
топлива с целью не допущения попадание углеводородов извне.
Принять азот в систему реакторного блока до давления не менее 80
кгсм2 пустить компрессор Км-301 и приступить к процессу пассивации
5.7.2 Проведение пассивации катализатора.
После замены ВСГ на азот налаживании циркуляции азота по реакторному
контору и наладить подачу воздуха довести содержание кислорода в инертном
газе до 05÷06 % об на входе в реактор R-301. При этих условиях произвести
пассивацию катализатора в течение 20÷24 часов. Производить анализ
циркуляционного газа на содержание углеводородов.
После охлаждения реакторов R-301 и R-302 остановить компрессор К-301
5.8 Меры безопасности при выгрузке катализаторов
- при выгрузке просеивании катализатора персонал должен быть в
спецодежде и спецобуви пользоваться респираторами защитными очками
рукавицами и соблюдать требования безопасности при обращении с
катализатором в соответствии с техническими условиями поставщика
- выполняется отглушение реактора и вскрытие выгружного люка по наряду-
допуску на газоопасные работы согласно инструкции по организации
- работа по выгрузке катализатора проводится по наряду-допуску на
газоопасные работы согласно инструкции по организации безопасного
- персонал занятый выгрузкой катализатора должен быть снабжен
двусторонней телефонной или громкоговорящей связью;
- выгрузка пассивированного катализатора производится при непрерывной
подаче азота в реактор через верхний люк лаз с помощью гибких шлангов;
- катализатор высыпается через регулирующую заслонку и желоб в
контейнер или 200 литровую бочку. Во время наполнения в контейнер или
бочку по гибкому шлангу подается азот для вытеснения воздуха;
- после заполнения вынимается шланг плотно закрывается крышкой и
автопогрузчиком вывозится на специальную площадку;
- в случае окисления (выделения дыма) пассивированного катализатора
случайно рассыпанного на площадку необходимо его поливать водой до
полного прекращения выделения дыма после чего рассыпанный катализатор
собрать в тару (бочку);
- разборка защитных распределительных устройств и зачистка реакторов
от катализатора должна проводится по отдельным нарядам-допускам согласно
инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ на
- по окончании операций по выгрузке катализатора спецодежда должна
быть очищена от катализаторной пыли и сдана в стирку. Просыпавшийся на
площадку катализатор должен быть убраны.
6 Остановка секции парополучения
Остановка секции порополучения может быть произведена частично или
Остановка испарительных пакетов печи F-301 в связи с остановкой блока
гидроочистки дизельной фракции (остановка печи F-301).
Остановка испарительных пакетов комбинированной печи в связи с
остановкой блоков каталитического риформинга и блока гидроочистки
дизельного топлива (остановка печей F-101 F-202 F-201 F-203 F-501 F-
6.1 Остановка работы испарительных пакетов F-301
В течение периода снижения температуры в печи F-301 следить за
температурой на выходе пара высокого и низкого давления из змеевиков
испарительных пакетов по приборам ТI-604 и ТI-605.
Параллельно уменьшать подачу воды через клапаны-регуляторы расхода
FRCV-618 и FRCV-619 для поддержания температуры на выходе из змеевиков.
Когда подача воды достигнет 20÷30 % от расхода согласно норм
технологического режима открыть воздушники на выходе из змеевиков высокого
и низкого давления и закрыть разъединительные задвижки на линиях входа
после этих змеевиков в емкости В-612 и В-613.
Когда температура дымовых газов после змеевика высокого давления (VH)
будет около 150°С закрыть поступление воды в оба змеевика и продуть их
6.2 Остановка работы испарительных пакетов комбинированной печи
Остановка работы испарительных пакетов производится одновременно с
остановкой комбинированной печи F-101 F-201 F-202 F-203.
В период снижения температуры в печах параллельно сокращать подачу
воды через клапаны-регуляторы расхода FRCV-615 и FRCV-616 для сохранения
постоянной температуры на выходе из змеевиков высокого и низкого давления
на приборах ТI-602 и ТI-603.
Когда подача воды сократится до 20÷30 % от расхода согласно норм
технологического режима :
- открыть сброс в атмосферу через клапаны-регуляторы расхода FALSV-
5618 для пара высокого давления и FALSV-616619 для пара низкого
- закрыть задвижки на линиях поступления пара высокого и низкого
давления из аккумуляторов В-612 и В-613 в коллектор установки;
Когда температура дымовых газов в зоне перегрева будет около 150°С
остановить насосы Рм-612АВ и Рм-613АВ и перекрыть задвижки. Остановить
насос Рм-611АВ. Закрыть задвижки на линии возврата воды с выкида насоса
Рм-611АВ в деаэратор В-611 закрыть все задвижки на насосе. Затем
остановить насос Рм-616. Продуть линии пара высокого и низкого давления и
открыть спусковые дренажи.
Сдренировать воду из емкостей В-611 В-612 В-613.
7. Особенности пуска и остановки установки в зимнее время.
Перед пуском установки в зимний период необходимо проверить состояние
аппаратов трубопроводов и запорной арматуры фланцевых соединений на
целостность работоспособность обогрева.
Необходимо усиленно вести наблюдение за местами подвергающимся
замораживанию (низкие места тупиковые участки трубопроводы периодического
Следить чтобы в период пуска и остановки дренажные вентили на
паропроводах были приоткрыты. Вести постоянный контроль за выходом
пароконденсата с установки через конденсатоотводчики в линию
Забор воздуха к вентиляторам общеобменной вентиляции осуществлять
только через калориферы.
Своевременно дренировать аппараты от воды (в весенне-летний осенне-
зимний период через каждые два часа). Через каждые 2 часа в смену следить
за состоянием дренажных отводов не допускать их замерзания.
В связи с возможностью подмерзания трубок к приборам КИП проверить их
показания по дублирующим приборам а регуляторы уровня по стеклам. В случае
расхождения показаний немедленно сообщить дежурному прибористу о том чтобы
немедленно были приняты меры к разогреву трубок. Проверив работу
обогревающих устройств на аппаратах трубопроводах вентиляционных
системах записывать в вахтовый журнал их техническое состояние.
Следить за поступлением химочищенной и теплофикационной воды на
установку. Перед открытием пара в аппараты сдренировать из паропровода
конденсат для предотвращения разрыва паропровода от гидравлического удара.
При остановке установки необходимо перевести работу обогревов и
паропроводов на использование пара из общезаводской сети. Организовать
постоянный контроль за работой обогрева трубопроводов топливного газа
сероводорода и факельного коллектора.
В период морозов также необходимо вести контроль за состоянием общей
территории установки и соблюдать следующие правила:
- не допускать скопления снега и льда на площадках и лестницах а также на
территории установки и крышах зданий;
- сосульки с аппаратов металлоконструкций должны постоянно удаляться;
- проходы к пожарным гидрантам и ящикам держать постоянно очищенными от
- пешеходные дорожки и подходы к технологическому оборудованию посыпать
- крышки колодцев пожарных гидрантов необходимо укрыть изоляционным
материалом во избежании размораживания пожарного водовода;
- систематически очищать от снега все подъездные дороги к установке.
При обнаружении замороженного участка трубопровода перед тем как его
отогревать - необходимо осмотреть и отключить этот участок от действующего
трубопровода. Отогрев производится водяным паром горячей водой. Отогрев
трубопровода необходимо начинать с самого нижнего участка начиная от
дренажей. Периодически дренировать конденсат из отогретого участка
трубопровода через дренажный вентиль а при его отсутствии разболтить
фланцы трубопровода.
8. Пуск эксплуатация и остановка печей при нормальных условиях
8.1. Подготовка к пуску
До начала розжига печей должны быть закончены все работы по ремонту
печей: F-101 F-102 F-201 F-202 F-203 F-301 F-501 и прилегающих
- система отвода продуктов горения из всех печей - дымопроводы
шибера дымовая труба;
- трубопроводы топливного газа пара;
- приборы контроля автоматики блокировки и сигнализации как местные
так и расположенные на щитах в операторной.
Кроме того до начала розжига печей должны быть закончены работы по
продуктовым коммуникациям и схемам циркуляции в той степени которая
необходима для подачи соответствующего продукта в змеевики печей.
Следует обратить особое внимание на то чтобы в продуктовых
коммуникациях не оставалась грязь и посторонние предметы во избежание
закупорки отдельных параллельных ветвей змеевика и вследствие этого
До начала розжига печей должно быть обеспечено бесперебойное
снабжение установки электроэнергией паром инертным газом и топливом.
Поскольку отопление печей газовое то до начала розжига печей после
капитального ремонта необходимо выполнить следующие подготовительные
- произвести внутренний и наружный осмотр печей с проверкой состояния
поверхности футеровки исправности и правильности монтажа горелок
гляделок люков клапанов и регулировочных шиберов целостность взрывных
мембран; проверить центровку горелок а также правильность установки
термопар на перевалах печей;
- произвести наружный осмотр всех трубопроводов печного отделения с
проверкой наличия исправности и легкости открывания - закрывания всей
- 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 соответствующего продукта. Розжиг и пуск печей при
отсутствии предусмотренных проектом приборов контроля сигнализации
блокировок и автоматики ЗАПРЕЩАЕТСЯ;
- произвести осмотр дымоходов проверить действие шиберов;
- принять топливо на установку непосредственно перед подачей к печам
топливного газа продуть инертным газом все газопроводы;
Включение газопроводов топливного газа производится непосредственно
перед началом подачи газа на горелки печей.
Сушка футеровки печей выполняется в соответствии с производственными
До начала розжига горелок должны быть выполнены работы указанные в
разделе «Подготовка к пуску». Кроме того необходимо выполнить следующие
- проверить закрыты ли все задвижки вентили и дроссели перед
- сдренировать паровые линии;
- проверить готовность к пуску секции парополучения (с.600);
- приготовить факел для розжига пилотных горелок.
Розжиг горелок печи можно производить только в том случае если по
трубам змеевика налажен нормальный расход продукта - инертного газа
циркуляционного ВСГ нефтепродукта.
Непосредственно перед розжигом горелок необходимо тщательно
провентилировать и продуть камеры сгорания паром не менее 30 минут. При
отсутствии продувки и вентиляции или ее небрежном выполнении может быть
хлопок или даже взрыв печи в момент розжига горелок.
При розжиге горелок печей шиберы на дымоходах держать в открытом
состоянии. Наличие тяги проверяется по затягиванию факела поднесенного к
воздушным отверстиям горелок. После окончания всех вышеуказанных работ
следует начинать розжиг горелок. Заглушки с линий топливного газа у каждой
горелки разрешается снимать только перед ее розжигом.
Зажигать горелки следует при помощи зажженного факела.
КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ зажигать горелку от соседней.
Розжиг горелок начинается с пилотных горелок.
После розжига пилотных горелок следует начинать розжиг основных
горелок. Наблюдение за воспламенением основных горелок необходимо вести
только через смотровые лючки.
Если газ по какой-либо причине не загорелся закрыть рабочий вентиль
продуть камеру сгорания паром не менее 15 минут и повторить розжиг горелок.
Увеличивать интенсивность горения следует только после включения в
работу по возможности всех горелок чтобы заданный температурный режим
достигался равномерным горением топлива.
8.3 Сушка футеровки печей
Принудительная сушка футеровки печей осуществляется после проведения
ремонтных работ во избежание растрескивания футеровки в результате
быстрого испарения влаги при включении горелок.
Перед началом сушки произвести очистку печи от посторонних предметов
опрессовать змеевик.
Закрыть лазовые люки на верху печи и внизу.
Поставить мембраны на взрывных окнах.
С площадок и вокруг печи убрать горючие материалы.
Смонтировать термопары для контроля температуры низа и средней части
печи. По змеевику печи в это время проходит продукт.
После зажигания форсунок необходимо постоянно наблюдать за
температурой и давлением продукта на выходе из печи а также за
температурой дымовых газов «на перевале» в нижней и средней части и на
выходе из печи. При сушке футеровки температуру в камере сгорания повышать
медленно согласно «Инструкции по сушке футеровки печей».
В процессе сушки печи обслуживающий персонал должен:
а) строго следить и выдерживать график сушки не допуская отклонений
б) следить за горением форсунок не допуская прекращения горения (в
случае прекращения горения закрыть задвижки на линии подачи топливного газа
к форсункам) вновь произвести только после продувки камеры радиации паром
мин. до появления пара из дымовой трубы;
в) вести вахтовый журнал где записывать все замечания по работе
печи а также через каждый час записывать показания температур в режимном
8.4. Нормальная эксплуатация печей.
Нормальный технологический режим работы печей поддерживается путем
правильной организации горения топлива в горелках.
Температура продукта поддерживается путем автоматического
регулирования подачи топлива сжигаемого в печи. Повышение температуры
нагрева продукта в печах выше нормы недопустимо т.к. это может привести к
выходу из строя змеевика печи или к коксованию продукта в трубах змеевика.
Температура на «перевале» должна поддерживаться минимально возможной
за счет обеспечения равномерности работы всех горелок.
Равномерность работы горелок поддерживается регулированием вручную.
Во время эксплуатации печей необходимо вести систематическое
наблюдение за горением топлива.
Кроме того при эксплуатации печей нужно иметь в виду следующие
показатели работы печи определяемые визуально:
- факел должен быть соломенного цвета ярким и полупрозрачным;
- пламя должно обволакивать устье форсунки.
Признаки горения с недостатком воздуха:
- дымовые языки в конце факела;
- темно-желтая окраска;
- темная окраска дымовых газов на выходе из трубы.
Признаки горения с увеличенным против нормы избытком воздуха:
- укорочение факела;
- ослепительная окраска с синим цветовым проблеском.
Горелки следует систематически чистить и продувать.
Время в течение которого горелки могут работать без чистки зависит
от топлива правильности их установки и регулировки.
8.5. Нормальная остановка печей.
Перед остановкой печей необходимо управление печами перевести на
При нормальной остановке любой печи сначала производится постепенное
снижение температур нагрева продукта а затем печь полностью прекращает
работу. Начало остановки скорость снижения температур и момент полного
прекращения работы печи определяются правилами остановки секции.
Снижение температур во время остановки производится дистанционно из
операторной при помощи приборов автоматического регулирования температур
нагрева продукта подающих импульсы на клапаны регулирующие расход
Полное прекращение работы печи производится путем последовательного
отключения всех работающих горелок. После этого надо продуть камеры паром
для охлаждения футеровки и провентилировать каждую печь в течении 8÷10
минут путем естественной вентиляции за счет тяги дымовой трубы при открытых
При всякой остановке связанной с внутренним ремонтом печи надо
установить заглушки на линиях подачи топливного газа к каждой форсунке и
трубопроводе подачи водяного пара в камеру сгорания.
При каждой длительной остановке связанной с охлаждением печи
рекомендуется производить осмотр змеевика и внутренних поверхностей
футеровки а также делать ревизию горелок.
9. Пуск эксплуатация остановка регенерация цеолита NaX узла осушки
водородсодержащего газа
9.1. Пуск эксплуатация остановка узла осушки водородсодержащего газа
Перед включением в работу одного из адсорберов В-210 или В-211
необходимо произвести проверку:
– правильности сборки технологической схемы;
– установки запорной и запорно-регулирующей арматуры;
– включение системы «трех вентилей» на линии подвода азота к адсорберу;
– установки приборов КИП.
Узел осушки ВСГ используется для осушки ВСГ с блока изомеризации
бензиновых фракций установки Л-35-111000 путем удаления влаги в одном из
адсорберов В-210 (В-211) при прохождении слоя адсорбента – цеолита NaX
Для включения одного из адсорберов В-210 (211) в работу необходимо:
– закрыть задвижки на линиях подвода водородсодержащего газа к
адсорберу В-210 (211) использовать систему «трех вентилей»;
– перед приемом ВСГ предварительно адсорбер продуть азотом для
инертизации системы со сбросом на факел через байпас помимо СППК;
– после продувки набрать давление азота в адсорбере до 1 кгсм2
закрыв задвижку на байпасе помимо СППК. На линии подвода азота
задействовать систему «трех вентилей».Давление в аппарате
контролировать по манометру;
– водород с блока изомеризации установки Л-35-111000 принимать плавным
открытием задвижки ( 400) на линии подачи ВСГ на узел осушки.
Произвести заполнение трубопровода и адсорбера В-210 (В-211)
водородсодержащим газом до выравнивания давления с давлением контура
– произвести открытие задвижки ( 400) на линии ВСГ после узла осушки в
линию возврата ВСГ на прием В-302 блока изомеризации установки Л-35-
1000. Байпас помимо узла осушки плавно закрыть.При закрытии байпаса
следить за работой компрессора К-301АВ блока изомеризации действия
согласовывать со старшим оператором установки Л-35-111000.
– наладить циркуляцию ВСГ блока изомеризации через адсорбер В-210 (В-
Общий контроль за работой адсорбера (содержание влаги в циркулирующем
ВСГ) осуществляется по приборам контроля влаги установленным на установке
При насыщении цеолита NaX влагой в одном из адсорберов В-210 (211)
производится переключение на резервный адсорбер В-211 (210). Переключение
производится в ручном режиме для этого необходимо проделать следующие
– резервный адсорбер В-211 (210) перед включением в работу продуть
азотом со сбросом газа на факел через байпас помимо СППК.
– набрать давление азота в адсорбере до 1 кгсм2 закрыв задвижку на
байпасе помимо СППК. После набора давления подачу азота закрыть на
линии подвода азота использовать систему «трех вентилей». Давление в
аппарате контролировать по манометру.
– принять водород плавным открытием задвижки ( 400) на входе в
адсорбер. Произвести заполнение водородсодержащим газом резервного
адсорбера В-211 (210) до выравнивания давления с давлением в рабочем
адсорбере В-210 (В211).
– убедиться в устойчивой работе двух адсорберов В-210 и В-211 и затем
приступить к отключению рабочего адсорбера В-210 (В-211).
– закрыть задвижки ( 400) на входе и выходе ВСГ из адсорбера В-210 (В-
1) на обоих линиях использовать систему «трех вентилей».
– давление водородсодержащего газа из отключенного задвижками адсорбера
сбрасывается на факел через байпас помимо СППК.
– приступить в ручном режиме к подключению адсорбера с насыщенным
влагой цеолитом В-210 (211) к контуру регенерации.
9.2 Регенерация адсорбента (цеолита NaX) на блоке осушки ВСГ
Перед включением в работу узла регенерации необходимо проверить:
- правильности сборки технологической схемы;
- установки запорной и запорно-регулирующей арматуры
- установки и исправность приборов КИП и А;
- установки предохранительной арматуры.
Регенерация отработанного цеолита в отключенном адсорбере производится
циркуляции горячего азота компрессором К-501 нагретом в печи F-201 до
0÷300ºС. Перед началом регенерации производится продувка адсорбера
холодным азотом помимо печи не менее 1 часа. Азот на регенерацию
- из общезаводской сети завода;
- из буллитов В-641А В-641В установки «ЖЕКСА»;
- из буллита D-508 установки Л-35-111000.
Температура на выходе из печи F-210 регулируется клапаном (поз. FRCV-
3) установленным на линии подачи топливного газа в печь. Предусмотрена
сигнализация при повышении температуры перевала печи свыше 650ºС (TRAH-
После прохождения адсорбера В-210 (В-211) насыщенный влагой
инертный газ (азот) охлаждается в АВО Х-104 и водяном холодильнике Е-210 и
поступает в сепаратор В-212 где происходит разделение инертного газа и
сконденсировавшейся влаги. Охлажденный газ направляется в сепаратор В-619 и
далее на прием компрессора К-501 избыточное количество сбрасывается с В-
2 на свечу через клапан-регулятор давления PRCV-001 а влага дренируется
в промышленную канализацию. При попадании влаги в сепаратор В-619 сброс ее
производится в ручном режиме через дренаж в промышленную канализацию
Температура прогрева адсорберов контролируется с помощью приборов поз.
TRAH-003 в В-210 и TRAH-004 в В-211 установленных на выходе их аппаратов.
При температуре 250ОС сделать выдержку в течении часов и приступить
к охлаждению цеолитов до 150ОС.
Давление в сепараторе В-212 поддерживается в пределах 2÷4 кгсм2 для
обеспечения стабильной работы компрессора К-501. Давление в сепараторе В-
2 контролируется с помощью прибора PRC-001 при повышении давления более
кгссм2 срабатывает сигнализация.
При появлении уровня в В-212 в ручном режиме производится
периодическое дренирование воды в промканализацию. При повышении уровня в В-
2 более 80 % срабатывает сигнализация (LRAH-001).
После охлаждения цеолита до150ОС останавливается компрессор К-
1производится продувка цеолита азотом на проток до температуры 40÷50 ОС.
Предусмотрена сигнализация по превышению температуры азота на выходе
из печи – выше 450ºС на каждом потоке (TRAH-001 TRAH-002). При снижении
расхода азота в печь на одном из потоков ниже 400 нм3час предусмотрена
сигнализация (FRCAL-001 FRCAL-002) при снижении расхода ниже 250 нм3час
предусмотрена блокировка – прекращается подача топливного газа в печь F-
0. (автоматическое закрытие FRCV-003 PV-007 ПО-1). Для паровой защиты
печи предусмотрена дистанционная подача водяного пара в топочное
10. Пуск эксплуатация остановка регенерация адсорбера серосодержащих
соединений В-110 (ловушки серы)
10.1. Включение в работу адсорбера серосодержащих соединений В-110
Перед включением в работу В-110 необходимо произвести проверку:
- установки запорной арматуры;
Включение в работу адсорбера В-110 в работу производится по следующей
– перед приемом бензина адсорбер В-110 продуть азотом для инертизации
системы со сбросом на факел через байпас помимо СППК.
– после продувки на линии подвода азота установить заглушку.
– произвести плавное открытие задвижки ( 150) на линии от Е-104 к
адсорберу В-110 и произвести плавное заполнение бензином адсорбера.
– произвести плавное открытие задвижки на линии от адсорбера В-110 к
теплообменнику Е-104.Контроль за прогревом адсорбента производить по
термопарам установлены на входе в адсорбер TI -1115 и термопаре на
выходе из адсорбера ТI -1112
– после выравнивания давления в Е-104 и В-110 произвести плавное
закрытие байпаса помимо адсорбера В-110.
При эксплуатации адсорбера В-110 необходимо производить контроль
перепада давления между входом и выходом из адсорбера по месту с целью не
допущения повышения перепада давления более 3 кгсм2.
10.2 Остановка адсорбера В-110 подготовка и выгрузка адсорбента.
Отключение В-110 от технологической схемы производится путем открытия
байпаса помимо адсорбера и перекрытие задвижек на входе и выходе.
Производится сброс давления бензина и опорожнение адсорбера в
подземную емкость В-661.
Адсорбент продувается от углеводородов азотом на факел производится
охлаждение адсорбента и отглушение адсорбера от действующих коммуникаций.
Адсорбент PURASPEC-6085 и PURASPEC-6448 загруженный в В-110 по мере
окончания срока эксплуатации о чем свидетельствует анализы гидрогенизата
на выходе из адсорбера (более 05 ррм по сере) готовится к выгрузке с
последующей заменой на новый адсорбент. Адсорбент PURASPEC-6085 и PURASPEC-
48 не восстанавливает свои свойства путем регенерации.
Производится пропарка адсорбента паром с последующим охлаждением и
выгрузкой через выгружной люк.
11. Снабжение установки сырьем электроэнергией паром водой
техническим воздухом и другими материалами и ресурсами взаимосвязь секций
11.1 Получаемая продукция
Бензин каталитического риформинга (платформат) по трубопроводу (
0) выводится в товарный парк или в качестве сырья установки 224.
Дизельное топливо гидроочищенное выводится в товарный парк по
трубопроводу ( 200) и используется в качестве компонента товарного
продукта или сырья блока выделения фракции 200÷315ОС из дизельного топлива
составной части АВТм-9
Водородсодержащий газ получаемый на блоке риформинга используется
на блоке предварительной гидроочистки бензина (с.100) гидроочистке
Углеводородный газ очищенный от сероводорода сжигается в печах
установки в качестве топлива а избыток направляется в систему топливного
Газ сухой вырабатываемый на боке риформинга используется в качестве
газа завода. Полученный сероводород на блоке МЭА направляется на установку
«Производства серы».
Отгон бензин с блока гидроочистки дизельного топлива выводится в
качестве сырья установки ЛЧ-247 или АГФУ-1.
11.2 Реагенты и катализаторы
На блоке каталитического риформинга используются импортные
катализаторы марки RG-682 и RG-682 А 1.6.
На секции предварительной гидроочистки бензина используются
отечественные катализаторы марок: РК-231 ГО-70 КГМ-70 РК-014 и
катализатор фирмы «Хальдор ТОПСЕ АО» ТК-574.
На блоке гидроочистки дизельного топлива применяется импортный
катализатор основного слоя HR-626 и защитные слои АСТ 961 АСТ 645 АСТ
На блоке гидроочистки дизельного топлива (очистка газов аминами ) в
качестве адсорбента применяется 10÷15 %-ный раствор моноэтаноламина (МЭА).
Для предотвращения вспенивания раствора МЭА применяется жидкость ПМС-200А.
Низкомолекулярные диалкилдисульфиды (с установки «Мерокс») –
используются при сульфидировании катализаторов блока предварительной
гидроочистки бензина.
Диметилдисульфид (ДМДС) – используются при сульфидировании
катализаторов блока каталитического риформинга и блока гидроочистки
Перхлорэтилен углерод четыреххлористый дихлорэтан –
используются на секции 200 на стадии проведения регенерации катализатора и
непосредственно в процессе риформинга для поддержания кислотной функции
Натр едкий (щелочь NaOH) – используется для нейтрализации кислот
образующихся в процессе регенерации и оксихлорирования катализаторов.
Антизагрязнитель ЕС3021А - используется для предотвращения
коксообразования в сырьевых теплообменниках блока предварительной
гидроочискти Е-105 Е-101.
Адсорбент PURASPEC-6448 PURASPEC-6085 – используются в качестве
адсорбента серосодержащих соединений в аппарате В-110 (ловушка серы) на
блоке предварительной гидроочистки бензина.
Синтетический цеолит NaХ – используется в качестве адсорбента
влаги (осушителя) в адсорберах В-210 В-211 на блоке осушки ВСГ блока
изомеризации установки Л-35-111000 и ВСГ блока каталитического
Спирт этиловый синтетический денатурированный – используется для
прокачки технологических трубопроводов в зимнее время года.
11.3 Снабжение установки техническим воздухом и воздухом КИП и А
Технический воздух с давлением 6 кгссм2 поступает на установку по
трубопроводу 100 из заводской системы воздухоснабжения в период ремонта
а также используется при регенерации катализаторов установки. Качество
воздуха соответствует ГОСТ 17433-80 13 класс загрязненности (воздух без
Воздух для КИП и А поступает с давлением 5 кгссм2 по трубопроводу
Качество воздуха соответствует ГОСТ 17433-80 1 класс загрязненности
(воздух с точкой росы не выше минус 40°С).
Прием технического воздуха и воздуха КИП и А осуществляется после
подачи заявки по телефону мастеру сменному участка теплоснабжения
сервисного производства.
11.4 Снабжение топливом
В пусковой период установка снабжается топливным газом из
общезаводской топливной системы (15000 ккалнм3 а во время нормальной
работы в качестве топлива используется смесь углеводородных газов из
сепараторов: В-102 В-302 В-403 В-502 В-501 В-406 для поддержания
давления в топливной системе предусмотрена подпитка ВСГ с В-101 В-201 В-
Поступающий к технологическим печам топливный газ из емкости В-631
проходит двумя параллельными потоками через фильтры Ф-400 и Ф-401 где
происходит очистка газа от механических примесей и поступает в
теплообменник Е-631. Теплообменник Е-631 служит для предварительного
подогрева топливного газа перед технологическими печами установки. Подогрев
топливного газа - увеличивает полноту сгорания топлива обеспечивая тем
самым сокращение выбросов продуктов горения и уменьшение потребления
Нагрев газа в теплообменнике Е-631 производится паром низкого давления
(VB) поступающего с блока парополучения установки.
Возможна подача топливного газа одновременно через оба фильтра Ф-400
Ф-401. При этом существует схема подачи топливного газа через один из
фильтров (второй отключается задвижками для чистки и ремонта) и схема
подачи топлива помимо фильтров.
Снабжение установки водой обеспечивается общезаводской системой
водоснабжения. На установку подается оборотная вода 1-ой системы.
Оборотная вода поступает с водоблока № 7 сервисного производства.
Параметры оборотной воды: температура 15-20 ОС давление 62-68
Оборотная вода 1-ой система поступает по трубопроводу 300 и далее
поступает к технологическому оборудованию:
- в холодильники Е-102Е-103Е-203АВ Е-306Е-509Е-510Х-201 для
охлаждения нефтепродуктов;
- в холодильник Е-404 для охлаждения сероводорода;
- в холодильник Е-405 для охлаждения МЭА;
- в холодильник Е-210 для охлаждения азота;
- в холодильники Х-2А Х-2В для захолаживания пара;
- для охлаждения бачков торцового уплотнения насосов РМ-101АВ
Рм-102АВСРм-103АВРм-201АВРм-301АВСРм-302АВРм-401АВ
Рм-403АВРм-502АВРм-505АВ;
- для охлаждения картеров насосов Рм-102АВСРм-103АРм-201АРм-
1ВС Рм-401А Рм-505АВРм-611АВРм-612АВРм-613АВ;
- для охлаждения системы смазки и цилиндров компрессора К-302АВ;
- для охлаждения системы смазки и цилиндров компрессора К-501;
- для охлаждения системы смазки и подшипников электродвигателя компрессора
- для охлаждения системы смазки и охлаждение воздуха обдува
электродвигателя компрессора К-201.
11.6 Электроснабжение
На установку подается электроэнергия по двум вводам напряжением 6 кВ.
Первый ввод приходит от ЦРП-3 электрических сетей участка электроснабжения.
Второй ввод приходит с ГПП-4 электрических сетей участка электроснабжения.
Для приема распределения и преобразования электроэнергии на территории
установки имеются две распределительно - трансформаторных подстанции:
- № 149 где установлены четыре трансформатора по 1600 кВ;
- № 151 где установлены два РУ-6кВ.
Теплофикационная вода для отопительно-вентиляционных нужд поступает по
трубопроводам 150 в зависимости от температурного графика с параметрами
0°С 70°С из сети участка теплоснабжения.
На установке также существует блок теплоснабжения установок ЖЕКСА и Л-
-111000 который служит для обеспечения теплофикационной водой
теплоспутников и обогревов технологических установок ЖЕКСА и Л-35-111000 в
период отопительного сезона.
На установке вырабатывается и применяется водяной пар со следующими
Наименование Давление Температура
пар среднего давления 13÷23кгссм2 250 ÷ 300 °С
пар низкого давления 2÷45 кгссм2 100 ÷ 152°С
Водяной пар среднего давления с давлением 13÷23 кгссм2 и температурой
0÷300°С по трубопроводу 200 подается на отпарку от сероводорода
дизельного топлива в колонне С-301 в колонну С-502 для подогрева
теплофикационной воды и используется для подпитки сети пара низкого
Пар среднего давления по трубопроводу 250 с давлением 13÷23 кгссм2
и температурой 250÷300°С с блока парополучения поступает в
распределительный коллектор и направляется:
) в змеевики пара среднего давления для предохранения их от прогара
в случае прекращения подачи воды (поз. FISA-615 FISA-618).
) в линию перепуска пара из системы среднего давления в систему пара
низкого давления через редуцирующее устройство (клапан-регулятор поз. PV-
Водяной пар низкого давления 2÷45 кгсм2 и температурой 100÷152°С
используется для пароспутников хозяйственных нужд поступает из В-613 и
распределяется по трубопроводу 200.
11.8 Снабжение установки инертным газом
прием компрессоров К-503АВ установки Л-35-111000.
Компрессора закачивают азот в баллоны В-641А В-641В. Из баллонов В-
1А В-641В азот через редуктор используется при пуске и остановке
установки для продувки аппаратов и трубопроводов для удаления воздуха и
углеводородных газов для регенерации катализатора риформинга на установку
Л-35-111000 для регенерации цеолитов на блоке осушки ВСГ и другие
установки газокаталитического производства.
12. Подготовка основного оборудования установки к ремонту
Для обеспечения нормальной работы установки все технологическое
оборудование: аппараты трубопроводы и насосно-компрессорное оборудование
подвергаются техническому освидетельствованию текущим и капитальным
ремонтам. Одной из основных обязанностей технологического персонала
является своевременная подготовка оборудования к освидетельствованию и
Подготовка аппаратов трубопроводов насосно-компрессорного
оборудования к ремонту ведётся согласно действующих общепроизводственных
Основной задачей при подготовке к ремонту является создание таких
условий которые бы исключали возможность загораний взрывов и получения
травм рабочими при производстве работ.
Проведение ремонтных работ аппаратов и их элементов находящихся под
давлением не допускается.
Сброс газа из аппаратов допускается только через трубопроводы сброса
газа на факел. Запрещается осуществлять сброс газа через зазор разболченных
При разбалчивании фланцевых соединений для установки заглушек
раздвигать фланцевые соединения необходимо осторожно убедившись в
отсутствии давления и остатков продукта. Разбалчивание производить с
противоположной от исполнителя работ стороны.
Слесарный инструмент должен быть из металла не дающего при ударе
искр (искробезопасным).
Приступать к ремонту оборудования разрешается только после разрешения
ответственного за производство работ и выдачи наряда-допуска на ремонтные
При этом необходимо выполнять все требования предусмотренные
инструкцией по организации безопасного производства ремонтных работ.
Подготовка технологического оборудования к ремонту производится при
остановке отдельных секций или установки полностью. При этом все аппараты и
коммуникации освобождаются от нефтепродуктов путём циркуляции
водородсодержащего газа через реакторные блоки.
Нефтепродукты из сепараторов по мере накопления дренируются по
нормальной схеме. После снижения температуры в реакторах производится
продувка системы инертным газом до содержания горючих в системе не более
При получении положительных анализов производится сброс давления из
системы до атмосферного.
Следует помнить что попадание жидкой влаги в реакторы приводит к
выводу из строя футеровки реакторов и катализаторов. Поэтому при подготовке
аппаратов реакторных блоков к ремонту вместо пропарки применяется продувка
12.1 Подготовка колонн к ремонту:
– произвести освобождение колонны от нефтепродукта согласно
технологической схемы;
– произвести сброс давления углеводородов в топливо затем на
– произвести отключение колонны от технологической схемы задвижками
подготовить колону к пропарке водяным паром;
– разглушить дренажи;
– пропарить колонну водяным паром по окончании пропарки
сдренировать конденсат сбросить давление в колонне;
– открытие люков колонны производить сверху вниз;
– проветрить и охладить колонну до температуры 40°С;
– работу внутри колонны проводить согласно: «Инструкции по
организации безопасного проведения газоопасных работ на объектах
12.2 Подготовка центробежного насоса к ремонту
– пустить резервный насос;
– закрыть выкидную задвижку на трубопроводе;
– закрыть задвижку на приемном трубопроводе;
– разглушить дренажный вентиль и освободить насос от
нефтепродукта сбросить давление;
– вызвать сменного электромонтера обесточить электродвигатель
отсоединить токоведущие жилы кабеля от электродвигателя замкнуть
накоротко заземлить и заизолировать после чего на
распределительных щитах и пусковых кнопках вывесить плакат «НЕ
ВКЛЮЧАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ»;
– отглушить насос от действующих трубопроводов.
12.3. Подготовка компрессорных установок к проведению ремонта
– медленно открывать задвижку на байпасной линии затем закрыть
задвижку на нагнетательной линии;
– остановить компрессор выключив электродвигатель компрессора;
– закрыть задвижку на всасывающей линии;
– остановить электродвигатель блока циркуляционной смазки;
– закрыть задвижку подачи охлаждающей воды;
– продуть компрессор азотом;
ВКЛЮЧАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ».
12.4. Подготовка к ремонту теплообменного оборудования
– открыть байпасы теплообменника на охлаждаемом и нагреваемом
потоке наполовину. Через 10 минут работы в таком положении закрыть
задвижки на входе охлаждаемого и нагреваемого потока наполовину.
Закрытие задвижек производить со скоростью 1 виток в минуту;
– открыть байпасы теплообменника полностью. Закрыть задвижки на
входе охлаждаемого и нагреваемого потока полностью со скоростью 2
– охладить теплообменник в течение 1 часа после чего закрыть
задвижки на выходе охлаждаемого и нагреваемого потока.
– отключить теплообменник от охлаждаемого потока;
– отключить теплообменник от нагреваемого потока;
– охладить теплообменник до температуры не более 45ºС;
– освободить теплообменник от продукта;
– отглушить теплообменник от действующих трубопроводов;
– пропарить теплообменник через дренажи по межтрубному и трубному
– отглушить дренажи.