Открытое акционерное общество «Газпромнефть - Омский НПЗ» УТВЕРЖДАЮ Заместитель генерального директора, технический директор ОАО «Газпромнефть - ОНПЗ» _____________ А.В. Глазов «____»___________2008 г. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ комплекс по производству ароматических углеводородов (орто-, параксилолов и бензола) Установка С-200/300 гидроочистка узкой фракции бензина и платформинг с непрерывной регенерацией катализатора СОГЛАСОВАНО: Главный технолог, начальник УГТ _______________ А.П. Кубарев «____»______________2008 г. Начальник ЛТК ___________ Ю.В. Голованов «____»_____________2008 г. Начальник управления ПКПБ и ООС ________________ А.В. Орлов «____»______________2008 г. Начальник управления заказчика ИТАТ ______________ В.Н. Федоров «____»_____________2008 г. Главный механик _____________ А.С. Пидсадний «____»______________2008 г. И.о.начальника технологического отдела _______________ Д. В. Храпов «____»______________2008 г. Главный энергетик, начальник управления по техническому обслуживанию энергооборудования ______________ Ю.Н. Чурсин «____»____________2008 г. Индекс регламента: ТР-2-009-702-08 Срок действия до «___»__________2013 г. С ОД Е Р Ж А Н И Е 1 Общая характеристика производственного объекта .............................................. 3 2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции ......................................... 4 3 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта .................................................................................... 13 4 Нормы технологического режима ...................................................................... 129 5 Контроль технологического процесса ............................................................... 141 6 Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях. Особенности остановки и пуска в зимнее время ....................................................................................................................... 185 7 Безопасная эксплуатация производства ............................................................ 210 8 Отходы, образующиеся при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки............................ 261 9 Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов ............................................. 268 10 Перечень обязательных инструкций, нормативной и технической документации ......................................................................................................... 297 11 Технологическая схема производства продукции (графическая часть) .......... 324 12 Зоны, электрооборудование и вид защиты ......................................................... 329 2 1 О БЩ А Я ХА Р А К Т Е Р И С Т И КА П Р О И З В О ДС Т В Е Н Н О Г О О БЪ Е КТ А Установка С-200/300 – гидроочистка узкой фракции бензина и платформинг с непрерывной регенерацией катализатора – предназначена для гидроочистки узкой фракции (фр. 85-140 оС) прямогонного бензина с последующим осуществлением процесса каталитического риформирования стабильного гидрогенизата с целью получения высокоароматизированного сырья для экстракции сульфоланом (установка С-400) и высокооктанового компонента для приготовления товарных бензинов. Ввод установки в эксплуатацию – 1983 г. Проект установки С-200/300 разработан фирмой Литвин (Франция) по технологии фирмы ЮОПи (США). Строительная часть проекта (генплан, строительные, сантехнические и т.п.) выполнена Ленгипронефтехимом. Проект реконструкции реакторно–печного блока платформинга установки разработан фирмой Лентеп в 1993 г. Производительность установки по сырью 1000080 т/г, (количество часов работы в год – 8000). Технологическая схема установки однопоточная. Установка С-200/300 состоит из двух секций: С-200 – гидроочистки узкой фракции бензина; С-300 – платформинга с непрерывной регенерацией. Секции разделены на блоки по принципу законченности технологических стадий. Секции 200 и 300 состоят из следующих взаимосвязанных блоков: - С-200: - блока гидроочистки – каталитическое превращение соединений, содержащих серу, азот, кислород; - блока стабилизации гидрогенизата – отгонка летучих соединений серы, азота и отпарка воды из гидрогенизата; - блока кислых вод – удаление сероводорода из воды перед ее сбросом в промышленную канализацию. - С-300: - блока платформинга – каталитическое риформирование гидроочищенной фракции 85-140 оС; - блока стабилизации платформата – отгонка низкомолекулярных углеводородов из нестабильного платформата; - блока компримирования – компримирование избыточного водородсодержащего газа платформинга; блока непрерывной регенерации катализатора – регенерация катализатора платформинга при достижении предельных значений определенных параметров процесса. 3 2 ХА Р А КТ Е Р И С Т И КА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, КАТАЛИЗАТОРОВ, ПОЛУФАБРИКАТОВ, ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ Таблица 1 Наименование сырья, материалов, реагентов, № катализаторов, п/п полуфабрикатов, готовой продукции 1 2 2.1 1. Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта Организации 3 Показатели качества, подлежащие проверке Норма по нормативному документу (заполняется по необходимости) Область применения готовой продукции 4 5 6 ИСХОДНОЕ СЫРЬЕ Фракция СТО 7.401701- 1. Внешний вид о 85-140 С уста2001 новки C-100 изм. 1…3 КПА 2 Фракционный состав: - температура начала перегонки, оС, не ниже - конец кипения, оС, не выше Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая воды и механических примесей 90,0 150,0 4 1 2 2.2 3 4 5 6 ИЗГОТОВЛЯЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ 2. Платформат СТО 7.40170295 изм. 1, 2 Бесцветная жидкость, не соа) сырье блока эксдержащая воды и механических тракции секции 400 примесей КПА б) компонент то2. Фракционный состав: о варных бензинов в - температура начала перегонки, С, товарном произне ниже 55,0 о водстве - температура конца кипения, С, не выше 190,0 3. Массовая доля суммы нафтенов и парафинов, %, не более 35,00 3. Газ водородсодержащий СТО 7.401703-95 изм. 1 1. Содержание водорода, % об., не менее 4. Рефлюкс СТО 1. Углеводородный состав: 7.401103-2000 массовая доля углеводородов изм. 1 - фракции С2, %, не более - фракции С6, %, не более 5. Газ сухой углеводородный СТО 7.401102-2001 1. Внешний вид 1. Массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более 75 Используется в технологических процессах секций 200, 800, а после дополнительной очистки – на секциях 500, 600 КПА Сырье ГФУ-2 установки 5,0 5,0 5,0 Используется в качестве топлива в 5 1 2 3 изм. 1÷5 4 2. Содержание сероводорода, % об., не более 5 6 печах 0,005 2.3 ПОЛУФАБРИКАТЫ 6. Фракция 85-140 оС, гидроочищенная СТО 7.401702-95 изм. 1, 2 1. Внешний вид 2. Массовая доля серы, %, не более Бесцветная жидкость, не соИспользуется в кадержащая воды и механических честве сырья секпримесей ции С-300 0,00005 2.4 РЕАГЕНТЫ, КАТАЛИЗАТОРЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 7. Керамические шарики фирмы UOP TM 1 Насыпная плотность, кг/м3, не менее 2 Размер: (диаметр), мм 8. Катализатор гидроочистки, марка S-120 Сертификат качества 9. Диметилдисульфид (DMDS) Сертификат 1. Внешний вид фирмы «Chevron Phillips» 2. Цвет - Состав (металлы) Средняя насыпная плотность, кг/м3 Диаметр, мм Форма 1360 3, 6, 19 В технологическом процессе гидроочистки как подложка катализатора Кобальт/молибден 750 1,6 экструдат Используется в технологическом процессе гидроочистки фракции 85-140 оС Прозрачная жидкость Для осернения катализатора гидроочистки S-120 От бесцветного до слегка желтого 6 1 2 3 4 5 3. Содержание - DMDS, не менее, % - метилмеркаптана, не более, % - воды, не более, ррm 99 0,1 600 10. Сферический гамма оксид алюминия SAB-2 Требования 1. Состав техники безопасности при 2. Внешний вид обращении с материалами (91/155/ЕС;93/ 112ЕС) 11. Катализатор платформинга, марка R-264 Сертификат 1. Насыпная плотность, г/см3 фирмы «UOP» 2. Форма сферическая, диаметр, мм 3. Содержание платины, вес. % 12. Насадки кислотоупорные керамические (цилиндрические насадки класса А, марки 1, размером 25 мм) ГОСТ 17612-89 изм. 1 1. Водопоглащение, %, не более 2. Кислотостойкость, %, не менее 3. Щелочестойкость, %, не менее 4. Термическая стойкость, количество теплосмен, не менее 6 Оксид алюминия (не волокнистый) Белые гранулы В технологическом процессе платформинга как подложка катализатора 0,67+0,03 1,6 0,25 Используется в технологическом процессе риформинга гидроочищенной фракции 85-140 оС 0,5 99,0 Не нормируется, определяется для накопления данных 8 В процессе гидроочистки в колонне 20DT-231 7 1 2 3 4 5 13. Ингибитор корроТУ У 24.11. Внешний вид* Жидкость от желтого до темнозии ТАЛ-М 00135390-114коричневого или темно(ТАЛ-25-13-Р) 2002 красного цвета 2. Защитное действие, %, не менее 90 3. Смешение с топливом ТС-1 или Полное осветительным керосином 4. Температура застывания, о С, не выше Минус 25 5. Содержание воды, %, не более 5 6. Вязкость кинематическая при 20 о С, мм2/с, не более* 100 * Показатели по пп. 1, 6 таблицы не являются браковочными, определяются для набора данных. 14. 1,2-дихлорэтан технический (первый сорт) ГОСТ 1942-86 1. Массовая доля 1,2-дихлорэтана, %, не изм. 1 менее 2. Цветность (по Хазену) по платиново-кобальтовой шкале, не более 3. Массовая доля воды, %, не более 4. Массовая доля кислот в пересчете на НСl, %, не более 5. Массовая доля нелетучего остатка, %, не более 6. Массовая доля железа, %, не более 15. Натр едкий тех- ГОСТ 2263-79, нический изм.1, 2 6 Используется для защиты оборудования секции 200 от коррозии Для восстановления хлоридного баланса катализатора платформинга 99,4 10 0,05 0,002 0,002 0,0004 Марка РД (1 сорт) РР Марка РД используется 10%-й весо- 8 1 2 3 4 1. Внешний вид 2. Массовая доля гидроксида натрия, %, не менее 3. Массовая доля углекислого натрия, %, не более 4. Массовая доля хлористого натрия, %, не более 5. Массовая доля железа в пересчете на Fe2O3, %, не более 6. Сумма массовых долей окислов железа, алюминия, %, не более 7. Массовая доля кремниевой кислоты в пересчете на SiО2, %, не более 8. Массовая доля сульфата натрия, %, не более 9. Сумма массовых долей кальция и магния в пересчете на Са, %, не более 10. Массовая доля хлорноватокислого натрия, %, не более 11. Сумма массовых долей тяжелых металлов, осаждаемых Н2S, в пересчете на Pb, %, не более 5 Бесцветная или окрашенная жидкость, допускается выкристаллизованный осадок Бесцветная прозрачная жидкость 44,0 42,0 0,8 0,5 3,8 0,05 0,02 Не нормируется Не нормируется Не нормируется Не нормируется 0,0015 0,3 0,01 Не нормируется 0,003 6 вой раствор на установке С200/300 при регенерации катализаторов; марка РР используется на установке С-200/300 для защиты аустенитных сталей от коррозии 0,02 0,008 0,03 0,003 9 1 2 3 4 12. Массовая доля ртути, %, не более 13. Массовая доля меди, % 16. Азот газообраз- ГОСТ 9293-74 1. Объемная доля азота, %, не менее ный повышенизм. 1÷3 ной чистоты 2. Объемная доля кислорода, %, не первый сорт более 3. Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более 4. Содержание масла в газообразном азоте 5. Объемная доля водорода, % 6. Объемная доля суммы углеродсодержащих соединений в пересчете на СН4, % 17. Маслотеплоноситель МТ-300 ОМ ТУ 38.301-19- 1. 103-2001 2. Вязкость кинематическая при 100 о С, мм2/с, не менее Фракционный состав, оС: - до 5 % выкипает, не ниже - до 95 % выкипает, не ниже 3. Показатель преломления при 20 о С, не менее 4. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже 5. Температура самовоспламенения, о С, не ниже 5 6 Не нормиру0,0005 ется Не нормируется 99,99 0,001 0,0015 Выдерживает испытание по п.3.7 Не нормируется Не нормируется 5,2 Не нормируется, определение обязательно Применяется для продувки технологического оборудования, в процессе регенерации катализатора, в качестве циркулирующего газа Используется как теплоноситель 1,5350 175 375 10 1 2 3 4 6. Температура застывания, оС, не выше 7. Кислотное число, мг КОН/1 г масла, не более 8. Содержание воды, %, не более 9. Массовая доля механических примесей, % не более 10. Плотность при 20 оС, кг/м3, не менее 5 Минус 23 6 0,09 Отсутствие Отсутствие 945 2.5 ТОПЛИВО ДЛЯ ПЕЧЕЙ 18. Топливо технологическое для собственных нужд СТО 1. 7.401405-2001 изм. 1÷3 2. 3. 4. 5. 6. 7. Вязкость условная при 80 оС, градусы ВУ, не более: Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС, не ниже Массовая доля серы, %, не более Содержание механических примесей, %, не более Зольность, %, не более Коксуемость, %, не более Массовая доля воды, %, не более 6,0 90 Используется в качестве топлива в технологических печах 1,3 0,5 0,04 8,0 1,0 8. 9. Содержание водорастворимых кислот и щелочей Температура застывания, оС, не выше Отсутствие 25 11 1 2 19. Газ сухой углеводородный 3 4 5 10. Теплота сгорания (низшая) в пересчете на сухое топливо (не браковочная), Кдж/кг (ккал/кг), не ме40740 нее (9730) о 3 11. Плотность при 20 С, г/дм Не нормируется Примечание – допускается с 1 октября до 1 апреля – температура вспышки топлива не ниже 65 оС. СТО 1. Массовая доля углеводородов 7.401102-2001 фракции С5 и выше, %, не более с изм. 1÷5 2. Содержание сероводорода, % об., не более 5,0 6 Используется в качестве топливного газа в печах 0,005 Обязательная проверка показателей качества заключается в установлении соответствия результатов анализов по документам качества предприятия изготовителя выше указанным нормам. 12 О П И С А Н И Е Т Е ХН О ЛО Г И Ч Е С КО Г О П Р О Ц Е С С А И 3 Т Е ХН О ЛО Г И ЧЕ С КО Й С ХЕ М Ы П Р О И З В О ДС Т В Е Н Н О Г О О БЪ Е КТ А 3.1 Описание технологического процесса гидроочистки Целью процесса гидроочистки узкой бензиновой фракции 85-140 оС является превращение и удаление нежелательных соединений содержащих серу, азот, кислород, которые являются ядами для катализатора платформинга. Кроме вышеуказанных соединений в процессе гидроочистки подвергаются превращению и удалению органические галоиды, непредельные углеводороды и металлы. Летучие продукты – сероводород, аммиак, вода, хлористый водород удаляются путем отпарки гидрогенизата в отпарной колонне. Металлы отлагаются на поверхности катализатора. Процесс гидроочистки проводится на катализаторе в среде водорода. 3.1.1 3.1.1.1 Основные реакции процесса гидроочистки Реакции превращения сернистых соединений В зависимости от строения сернистых соединений скорости реакций гидрообессеривания различны. Так, устойчивость вышеуказанных сернистых соединений увеличивается в следующем ряду: меркаптан дисульфид сульфид тиофен. При температуре выше 390 оС возможно образование меркаптанов за счет реакции: С – С – С = С – С - + Н2 S → С – С – С – С – С – С + Н 2 | S 13 Для предотвращения этой реакции температуру на входе в реактор гидроочистки необходимо поддерживать на уровне (315…340) оС. В данном интервале температур обеспечиваются приемлемые скорости требуемых реакций гидрирования, и нет заметного повышения рекомбинации олефин – сероводород. Выше указанная реакция также зависит от вида сырья, рабочего давления, объемной скорости. 3.1.1.2 Реакции превращения азотистых соединений 3.1.1.3 Реакции превращения кислородсодержащих соединений Кислородсодержащие соединения бензинов (спирты, эфиры, перекиси, фенолы), а также растворенный кислород в условиях гидроочистки переходят в воду. 14 3.1.1.4 Реакции превращения непредельных углеводородов При гидроочистке олефины гидрируются, превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды: CH3—CH=CH—CH2—CH2—CH3 + H2 C6H14 Остаточное содержание олефинов в гидрогенизате не должно превышать 0,5 % масс. 3.1.1.5 Реакции превращения органических галоидов Органические галоиды (обычно хлор) в процессе гидроочистки разлагаются с образованием хлористого водорода. Разложение органических галоидов идет гораздо сложнее обессеривания. Предполагается, что максимальное удаление галоидов составляет 90 %, но в рабочих условиях, предусмотренных для удаления серы и азота, фактическое удаление значительно меньше. Поэтому необходимо периодически выполнять анализ гидрогенизата на содержание хлоридов, с целью регулирования содержания хлора на катализаторе платформинга. Типовая реакция разложения органического хлорида представлена ниже: CH3—CHCl—CH2—CH2—CH2—CH3 + H2 C6H14 + HCl Остаточное содержание хлоридов в гидрогенизате не более – 0,5 ppm. 3.1.1.6 Удаление металлов В прямогонных бензинах содержатся в небольших количествах различные металлы (мышьяк, железо, кальций, свинец, кремний, медь и др.). Применяемый катализатор в рабочем интервале температур улавливает, имеющиеся металлы, которые отлагаются на его поверхности. При достижении на катализаторе некоторого объема металлов (примерно 2…3 % масс.), катализатор начинает терять активность и может произойти «пробой» – пропускание металлов через катализатор, что может привести к отравлению катализатора платформинга. 3.1.2 - Скорости и теплота реакций Ниже приводятся относительные скорости трех основных реакций: Обессеривание 100 Насыщение олефинов 80 15 Удаление азота 20 Выделяемое тепло данных реакций в КДж на кг сырья на м3 потребляемого водорода составляет: - Обессеривание 8,1 - Насыщение олефинов 40,6 - Удаление азота 0,8 - Из вышеприведенных данных видно, что обессеривание является самой быстрой реакцией, а насыщение олефинов дает самое высокое выделение тепла. По мере увеличения содержания серы в сырье – выделение тепла за счет этой реакции также увеличивается. При гидроочистке прямогонных бензинов тепло реакций будет лишь компенсировать потери тепла в реакторе, поэтому температуры на выходе и входе реактора будут почти одинаковыми. Превращение органических хлоридов и окисленных соединений по сложности соответствует реакции удаления азота. При более высоком содержании данных примесей – необходимы и более жесткие рабочие условия. В процессе гидроочистки наряду с реакциями, перечисленными выше, протекают реакции, приводящие к образованию кокса. Кроме того, при повышенных температурах возможно частичное дегидрирование нафтеновых углеводородов. 3.1.3 - Основные параметры процесса гидроочистки Основными факторами, влияющими на процесс гидроочистки, являются: температура; давление; объемная скорость подачи сырья; кратность циркуляции водородсодержащего газа. 3.1.3.1 Температура Правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность межрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Для всех видов сырья сохраняется закономерность: степень обессеривания возрастает с повышением температуры при том же уровне активности катализатора. Однако рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температуры, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса. Рабочими температурами для прямогонных бензинов являются температуры в диапазоне от 315 оС до 385 оС. Максимальная температура не выше 415 оС. 16 3.1.3.2 Давление Давление в реакторе выбирается исходя из срока службы катализатора, качества и количества получаемого продукта. Повышение давления (точнее парциального давления водорода, поскольку процесс протекает в среде водорода) способствует увеличению глубины очистки и увеличению срока службы катализатора. Рабочее давление данной секции – 38,8 кгс/см2 (изб.) на входе в реактор. Давление является независимым регулируемым параметром и должно постоянно поддерживаться на определенном уровне для каждой технологической установки, процесса. 3.1.3.3 Объемная скорость подачи сырья Объемная скорость - VL (ч-1) - определяется отношением объема сырья, подаваемого в реактор в час, к объему катализатора. Уменьшение объемной скорости приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, к углублению протекания реакций как основных, так и побочных, с возрастанием коксообразования. Увеличение объемной скорости влияет с точностью наоборот. На данной установке объемная скорость составляет 8,0 ч-1. 3.1.3.4 Кратность циркуляции ВСГ С точки зрения химизма процесса, определяющим является молярное соотношение водород/сырье (Н2/НС). На практике пользуются понятием «кратность циркуляции», т.е. отношение общего количества ВСГ (в м3/ч при н.у.), подаваемого на смешение, к сырью (в м3/ч). Уменьшение кратности циркуляции ВСГ приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, повышению очистки и увеличению реакций коксообразования. Повышение кратности циркуляции аналогично повышению давления в реакторе, т.е. увеличивается парциальное давление Н2, стабилизируется активность катализатора, снижается протекание реакции коксообразования. Для секции 200 «кратность циркуляции» составляет – 71,4 нм3/м3. 3.2 Описание технологического процесса платформинга В процессе платформинга происходит коренное преобразование углеводородного состава бензиновых фракций, что позволяет получить риформат, направляемый либо для получения индивидуальных ароматических углеводородов, либо для использования в качестве компонента высокооктановых бензинов. Платфор17 минг – сложный химический процесс, включающий в себя разнообразные реакции. Основой процесса служат три типа реакций – дегидрирование шестичленных нафтенов, дегидроизомеризация пятичленных нафтенов, дегидроциклизация (ароматизация) парафинов. Кроме того протекают и такие реакции, как: гидрокрекинг, изомеризация углеводородов, гидрогенолиз парафиновых углеводородов, гидродеалкилирование ароматических углеводородов, реакции приводящие к образованию кокса на поверхности катализатора и др. 3.2.1 3.2.1.1 Основные реакции процесса платформинга Реакции дегидрирования шестичленных нафтеновых углеводородов Реакция превращения циклогексанов в соответствующие ароматические углеводороды протекает крайне быстро и практически количественно. Очевидно нафтены являются наиболее желательными компонентами сырья, так как в этом случае наблюдается высокий выход ароматических углеводородов, а также и водорода. Реакция дегидрирования нафтенов – высокоэндотермична; катализируется металлическими центрами катализатора; ее протеканию способствуют высокая температура и низкое давление. 3.2.1.2 Дегидроизомеризация алкилциклопентанов В условиях платформинга пятичленные нафтены подвергаются изомеризации и реакциям, приводящим к раскрытию циклопентанового кольца. Реакции 18 изомеризации могут сопровождаться либо перегруппировкой алкильных заместителей, либо приводить к превращению пятичленных нафтенов в шестичленные, которые в свою очередь в условиях процесса платформинга дегидрируются до ароматических. Реакция дегидроизомеризации катализируется, как кислотными так и металлическими центрами катализатора. Преобразованию пятичленных нафтенов в ароматические способствуют высокая температура и пониженное парциальное давление водорода. 3.2.1.3 Дегидроциклизация парафиновых углеводородов Дегидроциклизация парафиновых углеводородов протекает через промежуточную стадию образования алкилциклопентанов, алкилциклогексанов с последующим дегидрированием алкилциклогексанов до ароматических углеводородов. Дегидроциклизация (ароматизация) парафинов является наиболее трудно катализируемой реакцией риформинга. С повышением молекулярного веса парафинов их циклизация облегчается, вследствие увеличения статистической вероятности образования нафтенов. В ароматизации парафинов участвуют как кислотные, так и металлические центры катализатора; протеканию реакции способствуют высокая температура и низкое давление. 19 3.2.1.4 Гидрокрекинг Этой реакции подвергаются в первую очередь парафиновые и в меньшей степени нафтеновые углеводороды. Гидрокрекинг идет в несколько стадий, среди продуктов реакции преобладает пропан, бутан и более высокомолекулярные парафиновые углеводороды. Реакция активизируется кислотными центрами катализатора; протеканию реакции способствуют высокая температура и высокое давление. При гидрокрекинге выделяется тепло, то есть реакция является экзотермической; расходуется водород; снижается выход платформата. С8Н18 + Н2 С3Н8 + С5Н12 С8Н18 + Н2 2С4Н10 3.2.1.5 Гидрогенолиз Реакция гидрогенолиза обычно протекает только при очень жестких условиях платформинга (высокие температуры и давление). Эта реакция может иметь место в период пуска установки на свежем или регенерированном катализаторе. В целях ее подавления применяют: - ввод второго металла в состав катализатора, а также процесс осернения катализатора платформинга (для риформинга с периодической регенерацией). Гидрогенолиз активизируется металлическим центром катализатора; в отличие от гидрокрекинга ведет к преимущественному образованию газообразных углеводородов, особенно метана. С8Н18 + Н2 С7Н16 + СН4 20 3.2.1.6 Гидродеалкилирование ароматических углеводородов Реакции гидродеалкилирования ароматических углеводородов подобны реакциям гидрогенолиза ароматики, отличаясь лишь размером радикала, отбираемого от кольца. Если боковая алкильная цепочка достаточно велика, то эту реакцию можно представить, как катализируемый кислотными центрами крекинг боковой цепи. Протеканию реакции способствуют высокие давление и температура. Поскольку в сырье платформинга парафины и нафтены входят в широком наборе соединений, а скорости реакций значительно различаются в зависимости от числа атомов углерода в молекуле, то эти реакции протекают последовательно и параллельно по отношению друг к другу, образуя довольно сложную общую картину реакций. 21 3.2.2 Скорости и теплота реакций Относительные скорости реакций углеводородов класса С6 и С7 приведены в ниже указанной таблице. Тип углеводородов Тип реакции Изомеризация - парафинов - нафтенов Дегидроциклизация Гидрокрекинг Дециклизация (раскрытие кольца) Дегидрирование Парафины Алкилциклопентаны С6 С7 С6 С7 Относительная скорость реакций* Циклогексаны С6 С7 10 1,0 3,0 - 13 4,0 4,0 - 10 5,0 13 3,0 - - - - - - 100 120 * - Все скорости реакций соотнесены к скорости дегидроциклизации нормального гексана Таким образом видно, что парафины имеют самую низкую реакционную способность и наиболее низкую селективность превращений в ароматику. Алкилциклопентаны, хотя и являются более реактивными и селективными, чем парафины, но не обеспечивают количественного выхода ароматических. Алкилциклогексаны дают быстрое и количественное превращение в ароматические углеводороды. Теплота реакций Реакции: Парафин Нафтен Гидрокрекинг нафтен аромат. у/в ∆ Н (ккал/моль Н2) + 10,5 } эндо+ 16,9 } термические - 13,5 экзотермическая Дегидроциклизация парафинов и дегидрирование нафтенов являются высокоэндотермическими реакциями, что проявляется в большом перепаде температур в первых двух реакторах по ходу газосырьевой смеси. Обычно в последнем реакторе имеют место реакции дегидроциклизации и гидрокрекинга парафиновых углеводородов и суммарный тепловой эффект в этом реакторе может быть эндотермическим или экзотермическим в зависимости от условий процесса, характеристик сырья и катализатора. 3.2.3 Химизм процесса регенерации катализатора платформинга 22 В процессе эксплуатации катализаторы платформинга постепенно дезактивируются, главным образом в результате отложения на них кокса. Потерю активности компенсируют повышением температуры процесса. Необходимость в проведении процесса регенерации возникает при достижении: - максимальных разрешенных входных температур реакторов; - в увеличении содержания Н + П в стабильном платформате; - в снижении выхода стабильного платформата; - в наборе кокса на катализаторе в пределах 3,0 ÷ 6,0 % масс. Регенерация катализатора на установке с непрерывной регенерацией включает в себя следующие стадии: - выжиг кокса, - хлорирование, - окисление, - сушка, - восстановление. Все стадии регенерации, кроме восстановления, осуществляются в колонне регенерации 32DB-349, причем стадия хлорирования и окисления проходят в одной зоне колонны регенерации 32DB-349. Стадия восстановления – в зоне восстановления, расположенной в верхней части реактора 31DR-311. 3.2.3.1 Выжиг кокса Выжиг коксовых отложений с поверхности катализатора осуществляется в азотной среде, с регулируемой подачей кислорода (0,6 ÷ 1,3 % об.), при температурах (440…540) оС. Коксовые отложения в основном состоят из 50 мольных процентов углерода и 50 мольных процентов атомарного водорода. При горении коксовых отложений образуются двуокись углерода и вода, проходящую при этом реакцию можно выразить следующим образом: (–СН–) 2N + 5n/2 O 2 2n CO 2 +n H2O Платина катализатора является хорошим катализатором окисления и это позволяет проводить процесс выжига кокса, как можно при более низких температурах, при этом моноокись углерода образуется в небольших количествах. 3.2.3.2 Хлорирование Образующаяся вода в процессе выжига кокса, вымывает хлор с поверхности катализатора. Потеря хлора приводит к ослаблению реакций, идущих посредством кислотных центров катализатора, также хлор не позволяет адсорбироваться соединениям серы на его поверхности, тем самым предотвращает потерю активности катализатора, за счет блокирования металла катализатора серой. Восстановление 23 хлора на катализаторе осуществляется подачей хлорорганического соединения – дихлорэтана. Подача дихлорэтана производится из расчета (0,7…1,8) л/ч, обеспечивая при этом содержание хлора на катализаторе в пределах 0,8 ÷ 1,3 % масс. Температура газа на входе в зону (500…510) оС, на выходе не выше 525 оС, объемная доля содержание кислорода в циркуляционном газе не более 1,3 %. Окисление 3.2.3.3 В процессе окисления происходит полное исчерпывающее сжигание углерода и достигается высокая дисперсность (образование мелких кристаллов) платины на поверхности катализатора. Этому способствует высокая температура, более высокое парциальное давление кислорода, оптимальное соотношение – вода/хлорид. Реакция окисления платины выражается следующим уравнением: 2 Pt + O2 2 PtO Температура газа на входе в зону (500…510) оС, на выходе не выше 525 оС, объемная доля содержание кислорода в циркуляционном газе не более 1,3 %. 3.2.3.4 Сушка Стадия сушки предназначена для удаления воды, образовавшейся как во время регенерации, так и добавленной в зоне окисления. Нагретый до (530…540) оС, отфильтрованный, сухой (содержание влаги не более 5 ppm) воздух подается в низ колонны регенерации DB-349. Подаваемый воздух не только удаляет воду, но и частично восстанавливает содержание кислорода в зоне регенерации. 3.2.3.5 Восстановление Завершающим этапом регенерации катализатора платформинга является процесс восстановления. Процесс осуществляется на входе в первый реактор в специальной восстановительной зоне. При температуре (480…510) оС, в среде водорода, происходит восстановление окисленной платины. PtO + H2 Pt + H2 O После восстановления – катализатор готов к работе в реакционном цикле. На всех стадиях регенерации катализатора, его пребывание в каждой из зон одинаковое и составляет 2 часа. 24 - 3.2.4 Основные технологические параметры процесса платформинга с непрерывной регенерацией катализатора 3.2.4.1 Независимые технологические параметры К основным независимым параметрам относятся: температура на входе в реакторы; давление в системе платформинга; объёмная скорость подачи сырья; соотношение водород/сырье; содержание хлора на катализаторе. Температура Температура на входе в реакторы является основным регулируемым параметром процесса. Эта температура должна поддерживаться на минимально возможном уровне, обеспечивающем получение платформата заданного качества (с заданным содержанием ароматических углеводородов или заданным октановым числом). Постепенным повышением температуры компенсируется естественное снижение активности катализатора. При повышении температуры на входе в реакторы увеличивается жесткость процесса, и ускоряются все основные реакции, однако наиболее чувствительны к повышению температур реакции гидрокрекинга. Повышение температуры ускоряет образование кокса на катализаторе, снижает выход платформата и концентрацию водорода в циркуляционном газе платформинга. Максимально допустимая температура на входе в реакторы – 532 оС. Давление Давление в системе платформинга выбирается при проектировании установки в зависимости от фракционного состава перерабатываемого сырья, свойств применяемого катализатора, срока службы катализатора, качества и количества получаемого платформата. В ходе эксплуатации давление для конкретной установки обычно варьируется в незначительных пределах и оно, как правило, не считается регулируемым параметром. В тоже время даже сравнительно небольшое изменение давления оказывает определенное влияние на процесс. Повышение давления снижает скорость коксообразования, но одновременно усиливает гидрокрекинг и подавляет образование ароматических углеводородов. Снижение давления заметно увеличивает селективность процесса платформинга: повышается степень ароматизации сырья, растет выход водорода, при этом увеличивается скорость коксообразования. Для данной установки давление поддерживается на уровне равным 7,5 кгс/см2 (давление в сепараторе 31 DB-311). 25 Объемная скорость подачи сырья Объемная скорость подачи сырья измеряется отношением объема жидкого сырья, подаваемого в реакторы в течение часа, к объему загруженного катализатора. Увеличение объемной скорости снижает степень ароматизации сырья (за счет недостаточного времени контакта сырья с катализатором), увеличивает выход платформата. Для получения платформата необходимого качества требуется повышение температур в реакторах, что в конечном итоге ведет к снижению межрегенерационного цикла. Уменьшение объемной скорости в большей мере способствует гидрокрекингу, чем ароматизации, что приводит при неизменной температуре к снижению выхода платформата, но в тоже время за счет удаления газообразных продуктов реакции гидрокрекинга – к повышению содержания ароматических углеводородов в дебутанизированном платформате. Также ускоряются побочные реакции, способствующие закоксовыванию катализатора. Объемная скорость подачи сырья на данной установке равна 1,89 ч–1. Соотношение водород / сырье Соотношение водород / сырье (Н2/НС) – определяется, как отношение количества молей циркулирующего водорода к количеству молей, поступающего сырья. Как и в процессе гидроочистки, так и в процессе риформирования чаще применяют понятие кратность циркуляции ВСГ. Кратность циркуляции ВСГ – это отношение объема водородсодержащего газа к объему сырья, подаваемых в реактор за один промежуток времени. Повышение кратности циркуляции ВСГ способствует снижению коксообразования, поддержанию стабильности катализатора на определенном уровне, при этом выход и качество платформата изменяются в положительную сторону незначительно. Снижение кратности циркуляции ВСГ приводит к увеличению селективности процесса, а значит к увеличению выхода ароматических углеводородов, но в тоже время резко возрастает скорость закоксовывания катализатора. На данной установке мольное отношение (Н2/НС) – принято равным – не менее 2,4. Кратность циркуляции ВСГ, не менее – 400 нм3 ВСГ/ м3 сырья. Содержание хлора на катализаторе Cодержание хлора на катализаторе также является важным параметром, наряду с вышеуказанными. Наличие хлора на катализаторе определяет его кислотную функцию, посредством которой осуществляются такие важные реакции процесса риформинга, как дегидроциклизация и гидрокрекинг парафинов, дегидроизомеризация пятичленных нафтенов. Изменение содержания хлора на катализаторе в меньшую или в большую сторону, соответствующим образом будет воздействовать на скорости кислотно – катализируемых реакций. Для каждого типа катализаторов установлен свой оптимальный уровень содержания хлора на катализаторе. Для катализатора R-264 он составляет – 0,8 ÷ 26 0,9 % масс. при работе в режиме «Высокого выхода» и 1,0÷1,3 % масс. при работе в режиме «Высокой активности». Увеличение содержания хлора на катализаторе выше приведенных уровней – повышает активность катализатора т.е. для получения платформата заданного качества, возможно поддерживать более низкие температуры, но при этом также значительно возрастают реакции гидрокрекинга, приводящие к уменьшению выхода платформата, уменьшению выхода ВСГ, увеличению выхода сухого газа и увеличению скорости коксообразования. Пониженное содержание хлора на катализаторе – понижает активность катализатора и для получения платформата требуемого качества, потребуется повышение температур, с вытекающими последствиями (см. подраздел «Температура»). Для поддержания содержания хлора на катализаторе на оптимальном уровне в реакционном цикле – влажность циркулирующего ВСГ необходимо поддерживать на уровне – 15 ÷ 25 ppm, а содержание хлора в ВСГ – должно составлять – следы ÷ 0,5 ppm, но не более 3,0 ppm. 3.2.4.2 Зависимые технологические параметры К основным зависимым параметрам относятся: – активность, – селективность, – стабильность катализатора. Активность – это та наименьшая температура при которой катализатор обеспечивает выход и качество продукта. Селективность – способность катализатора катализировать реакции, приводящие к образованию ароматических углеводородов относительно других реакций, во всем диапазоне режима работы установки. Стабильность – способность катализатора сохранять свою работоспособность по мере накопления кокса на катализаторе. Если селективность и стабильность катализатора в течение реакционного цикла практически остаются неизменными, то активность катализатора – величина не постоянная. С целью получения платформата необходимого качества приходится постоянно производить повышение температуры, тем самым, поддерживая активность катализатора на заданном уровне. 3.3 3.3.1 Описание технологической схемы производства Описание схемы С-200 – гидроочистки узкой фракции бензина Сырьё – фракция 85-140 оС насосом 10GP-137 А/В, с расходом 85…182 м3/ч (поз. 20FRC-44), подается с установки С-100 (четкая ректификация широкой фракции бензина НК-180 оС) в тройник смешения с циркуляционным газом от компрессоров 20GC-211А/В. Расход ВСГ должен составлять не менее 60 м3/ч при н.у. на м3 сырья. 27 Смесь сырья и газа нагревается в межтрубном пространстве теплообменников 20ЕТ-211А, B, C, D, Е до температуры 260…337 оС (поз. 20TI-46) потоком газопродуктовой смеси из реактора 20 DR-211. Далее газосырьевая смесь нагревается до температуры реакции в печи 20BH-211 и поступает в реактор 20DR-211, где при температуре 315…415 оС (поз. TI-28) и давлении 35…45 кгс/см2 (поз. PI-36) происходит гидрирование сернистых, азотистых, кислородосодержащих и непредельных соединений. Расход сырья на смешение измеряется и поддерживается регулятором расхода поз. 20FRC-44, клапан которого установлен перед тройником смешения. Расход циркуляционного водородсодержащего газа на смешение с сырьем регистрируется прибором поз. 20FR-42, давление циркуляционного ВСГ регистрируется прибором поз.20PR-40. Температура газосырьевой смеси контролируется приборами: поз. 20ТI-46 после 20ЕТ-211А на входе в печь 20ВН-211, поз. 20ТI-29 на входе в реактор 20DR211 и регулируется прибором поз. 20ТRC-28 на выходе печи 20ВН-211. Давление газопродуктовой смеси контролируется: после реактора 20DR-211 местным прибором поз. 20РI-37; на выходе из теплообменника 20ET-211Е местным прибором поз. 20PI-359. Давление газосырьевой смеси перед теплообменником 20ET-211Е контролируется местным прибором поз. 20PI-360, на выходе из теплообменника 20ET-211А контролируется местным прибором поз. 20PI-358; перепад давления в реакторе 20DR-211 измеряется прибором поз. 20PDI-319. Газопродуктовая смесь из реактора 20DR-211 проходит трубное пространство 20ET-211А, B, C, D, Е, где отдаёт тепло газосырьевому потоку, конденсируется в воздушных холодильниках 20ЕА-211 А/В, охлаждается в водяном холодильнике 20ЕТ-212 и с температурой не выше 50 оС поступает на разделение в сепаратор высокого давления 20DB-211. Температура продукта после 20ЕА-211 А/В измеряется прибором поз. 20TI-51, регулируется изменением скорости вращения лопастей вентилятора аппарата воздушного охлаждения 20ЕА-211 А/В. Температура продукта на выходе из 20ЕТ-212 контролируется прибором поз. 20TI-61. В линию выхода газопродуктовой смеси из 20ЕТ-211 Е предусмотрена подача охлажденного парового конденсата для промывки 20ЕА-211 от возможного образования и отложения аммонийных солей. Паровой конденсат от С-1000, поступает в емкость 20DК-211, откуда насосом 20GР-212, с расходом 1,7…3,0 % от загрузки, подается на смешение с газопродуктовой смесью. Уровень в емкости 20DK-211 регулируется с помощью клапана поз. 20LV-49, установленного на линии подачи воды в емкость. Для защиты от размораживания трубок, при пуске аппарата в холодное время года, пакеты 20ЕА-211 оборудованы паровым змеевиком для нагрева охлаждающего воздуха. При работе аппарата, с помощью системы верхних и боковых жалюзи, обеспечивается положительная температура внутри короба аппарата, при этом подача пара в змеевик не производится. Предусмотрена сигнализация по низкой температуре внутри короба 20ЕА-211 поз. 20ТAL-300 – ниже плюс 15 оС. Для предотвращения закоксовывания катализатора в 20DR-211 и защиты оборудования от превышения расчетных температур предусматриваются следующие блокировки: 28 – по низкому расходу сырья (75 м3/ч) поз. 20FSLL-44.1; 20FSLL-44.2 – автоматически останавливаются сырьевые насосы 10GР-137А/В, закрывается клапанотсекатель на линии подачи сырья поз. 20UV-48; – по низкому расходу циркуляционного газа (4800 м3/ч при н.у.) поз. 20FSLL42.1; 20FSLL-42.2 – автоматически останавливаются сырьевые насосы 10GР-137 А/В, закрывается клапан-отсекатель поз. 20UV-48 на линии подачи сырья, прекращается подача топлива в печь 20ВН-211, закрываются клапаныотсекатели поз.: 20PV-24, 20UV-2, 20UV-3.1, 20UV-3.2 и открывается клапан поз. 20UV-4 сброс газа на факел. В продуктовом сепараторе 20DB-211 смесь разделяется на газ и жидкость. Основная часть газа из 20DВ-211, через сепаратор 20DB-213, подаётся на приём циркуляционного компрессора 20GC-211А/В, и в качестве циркулирующего ВСГ возвращается в реакторный блок на смешение с сырьём. Для регулирования содержания сероводорода в циркулирующем ВСГ предусмотрен вывод части потока ВСГ в линию топливного газа или на факел. Расход газа, регулируется запорной арматурой (задвижкой), регистрируется прибором поз. 20FR-67. Схемой предусмотрен вывод части циркуляционного ВСГ с нагнетания компрессора 20GC-211А/В на С-500; расход ВСГ измеряется и регулируется на С-500. Давление в 20DB-211 (34…38 кгc/см2) регулируется прибором поз. 20PRC-63, с помощью клапана поз. 20PV-63.1, который установлен на линии подпиточного водородсодержащего газа платформинга от компрессора 31GC-321А/В в газопродуктовую смесь после 20ЕА-211. Расход подпиточного ВСГ регистрируется прибором поз. 20FR-55. В верхней части сепаратора 20DB-211 установлены две тарелки и каплеотбойная сетка, которые служат для уменьшения выноса жидкой фазы потоком циркуляционного газа. Уровень гидрогенизата в 20DB-211 регулируется клапаном поз. 20LV-65 установленным на трубопроводе выхода гидрогенизата из сепаратора. Вода, с нижней части 20DB-211, сбрасывается в емкость 20DB-231, раздел фаз регулируется клапаном поз. 20LV-66. Жидкий продукт (нестабильный гидрогенизат) из сепаратора высокого давления 20DB-211 поступает в сепаратор низкого давления 20DB-212, который предназначен для дополнительного выделения газообразных продуктов из гидрогенизата перед отпарной колонной 20DT-221. В этот же сепаратор производится сброс углеводородов от 20DB-213, уровень в 20DB-213 регулируется клапаном поз. 20LV-149 и регистрируется прибором поз. 20LT-149. Давление в сепараторе 20DB-212 (в пределах 13,5…18 кгс/см2) поддерживается регулятором поз. 20РRС-79 с помощью клапана поз. 20РV-79, который установлен на линии газа из сепаратора в систему топливного газа или на факел, расход газа регистрируется прибором поз. 20FR-78. Уровень в 20DВ-212 регулируется прибором поз. 20LIC-81 с помощью клапана поз. 20LV-81 установленного на линии питания отпарной колонны 20DT-221. Уровень воды в 20DB-212 измеряется прибором поз. 20LТ-315. Сброс воды из емкости 20DB-212 к емкости кислых вод 20DB-231 производится ручной запорной арматурой. Нестабильный гидрогенизат из сепаратора 20DB-212 подается в теплообменники 20ЕТ-221А/В, где нагревается кубовым продуктом колонны 20DT-221, за29 тем нагревается в теплообменнике 20ЕТ-221С (теплоноситель – масло МТ-300 Ом) нагревается до температуры не выше 186 oС и поступает на восьмую тарелку колонны 20DT-221. Температура нестабильного гидрогенизата после теплообменников 20ЕТ-221 А/В замеряется прибором поз. 20TI-23. Температура после 20ЕТ-221С замеряется прибором поз. 20TI-24 и регулируется клапаном поз. 31FV-321, установленным на линии выхода теплоносителя (масла МТ-300 Ом) из 20ЕТ-221С. Расход теплоносителя регулируется прибором поз. 20FRC-321. Верхний продукт колонны 20DT-221 – головка стабилизации (углеводороды, сероводород и вода) после конденсации и охлаждения в воздушном конденсаторехолодильнике 20ЕА-221 до температуры не выше 50 oС поступает в емкость орошения 20DB-221. Давление перед 20ЕА-221 (не более 14,1 кгс/см2) измеряется прибором поз. 20РR-110, давление в емкости орошения регулируется регулятором давления поз. 20РRC-109, клапан которого поз. 20PV-109 установлен на линии углеводородного газа из емкости 20DB-221 в линию топливного газа на С-1000. Расход углеводородного газа регистрируется прибором поз. 20FRC-108. Общий расход газа из 20DB-(211, 212, 221) регистрируется прибором поз. 20FR-351, температура газа измеряется прибором поз. 20ТI-354. Кроме того, предусмотрен сброс части головки стабилизации, помимо 20ЕА221, в систему топливного газа комплекса, расход замеряется прибором поз. 20FRC-192, регулируется клапаном поз. 20РV-192, температура контролируется прибором поз. 20TI-192. Жидкость – флегма из емкости 20DB-221 насосами 20GР-221А/В подается в качестве орошения в колонну 20DT-221. Схемой предусмотрен сброс избытка флегмы через перемычку в линию нестабильной головки от дебутанизатора 31DТ331. Расход орошения в колонну 20DT-221 регулируется регулятором поз. 20FRC104 (клапан поз. 20FV-104 установлен на трубопроводе орошения колонны) с коррекцией по уровню жидкости в емкости 20DB-221, от регулятора уровня поз. 20LIC-112. Сброс воды из емкости 20DB-221 к емкости кислых вод 20DB-231 производится по уровню, клапаном поз. 20LV-327, который установлен на трубопроводе кислых вод из 20DB-221. Для предотвращения коррозии в шлемовую трубу колонны предусмотрена подача ингибитора коррозии насосом 20GР-223, предварительно разбавленным небольшим количеством флегмы. Необходимое количество тепла для отпарки в колонну 20DT-221 подводится циркуляцией кубового продукта через рибойлер 20ЕТ-222. В трубное пространство 20ЕТ-222 подается теплоноситель с установки С-1000. Количество теплоносителя регулируется с помощью клапана поз. 20FV-99, который установлен на трубопроводе горячего масла из рибойлера отпарной колонны 20ЕТ-222. Основная часть стабильного гидрогенизата из куба колонны 20DТ-221, после охлаждения в теплообменниках 20ЕТ-221А/В, насосом 31GР-311А/В подается в качестве сырья на секцию платформинга. Кроме того, часть стабильного гидрогенизата (до 20 % расчетной загрузки) через воздушный холодильник 20ЕА-222 поступает в резервуары (1664…1666) 30 ТРХ (товарно-реагентное хозяйство) тит. 205/1. Расход регистрируется и регулируется прибором поз. 20FRC-88, клапан которого поз. 20FV-88, установлен на линии гидроочищенного бензина в парк ТРХ. Назначение этого потока: – накопление гидрогенизата для обеспечения гидроочищенным сырьем секции платформинга, при остановке секции гидроочистки для проведения регенерации катализатора или аварийной остановке секции гидроочистки; – вывод стабильного гидрогенизата с установки при аварийной остановке секции платформинга. Гидрогенизат из резервуаров откачивается на установку насосом Н-1/1А. Расход регистрируется прибором поз. 20FRC-82 и регулируется клапаном поз. 20FV-82, установленным на линии гидрогенизата из парка ТРХ. Кислые стоки из сепараторов гидроочистки 20DB-211, 20DB-212, емкости орошения 20DB-221, загрязненной углеводородами воды с установки С-400 (экстракция сульфоланом) поступают на блок кислых вод, в емкость 20DB-231. В емкости 20DB-231 за счет низкого давления и системы перегородок происходит отделение углеводородов от воды. С верха емкости 20DB-231 легкие углеводороды направляются на сжигание в печь 20ВН-211, через клапан поз. 20FV-117, установленный на линии сброса в печь. Тяжелые углеводороды из емкости 20DB231 периодически откачивается насосом 20GP-242 в 20DB-212. Кислая вода из буферной емкости 20DB-231 насосом 20GP-231А/В, через теплообменник 20ES-231, подаётся в отпарную колонну 20DТ-231. Отпарная колонна кислой воды 20DТ-231 служит для отпарки сероводорода и углеводородов из стоков кислых вод. Кислая вода подается вверх колонны 20DТ-231, в низ подается пар среднего давления. Для эффективного контактирования кислой воды и пара, в колонну загружен слой керамической насадки. Отпаренные сероводород и углеводороды с верха колонны направляются в камеру радиации печи 20ВН-211, для сжигания. С низа колонны вода отдает свое тепло в сырьевом теплообменнике 20ES-231 – кислой воде, поступающей в колонну 20DТ-231, охлаждается в водяном холодильнике 20ES-233 и сбрасывается в систему промливневой канализации. Расход кислой воды в колонну регулируется прибором поз. 20FRC-120, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса GP-231А/В. Давление в колонне 20DТ-231 (не более 5,0 кгс/см2) регулируется прибором поз. 20РRC-130, клапан которого установлен на линии сброса паров из колонны в печь 20ВН-211. Температура верха 130…145 оС измеряется прибором поз.TI-132. Расход пара среднего давления регистрируется прибором поз. 20FRC-133 и регулируется клапаном поз. 20FV-133, который установлен на линии подачи пара в колонну 20DT-231. Уровень в колонне регулируется клапаном поз.20LV-127, который установлен на линии сброса отпаренной воды в канализацию. 3.3.1.1 Трубчатая печь 20ВН-211 31 Газосырьевая смесь поступает в печь после предварительного подогрева в теплообменниках 20ЕТ-211А/Е. Температура смеси после теплообменников замеряется прибором поз. 20ТI-46, давление – манометром поз. 20РI-358. Смесь проходит последовательно конвекцию, а затем радиантную часть змеевика четырьмя параллельными потоками. Температура на выходе из каждого потока замеряется приборами поз. 20ТI-30, 20ТI-31, 20ТI-32, 20ТI-33. После объединения потоков на выходе из печи смесь направляется в реактор гидроочистки 20DR-211. Температура нагрева газосырьевой смеси в печи регулируется и регистрируется прибором поз. 20TRC-28, воздействием на прибор давления поз. 20PIC-146, клапан которого поз. 20PV-146 установлен на трубопроводе топливного газа или воздействием на прибор давления поз. 20PIC-13, клапан которого поз. 20PV-13 установлен на трубопроводе жидкого топлива. Постоянный перепад давления между паром распыления и мазутом поддерживается с помощью клапана поз. 20PDV-17, установленного на линии пара распыления. Топливный газ к печам установки С-200/300 поступает с установки С-1000. На линии топливного газа к пилотным горелкам печи 20ВН-211 установлены: регулирующий клапан поз. 20PV-24; фильтры 20DF-207А/В; редуктор давления поз. 20PСV-25. Давление пилотного газа после фильтров замеряется манометром поз. 20PI-24.1, а после редуктора манометром поз. 20PI-26. Давление основного газа в общей линии замеряется манометром поз. 20PI-22 и перед одной из горелок манометром поз. 20PI-23. Для отключения подачи газа к печи, при срабатывании блокировок, на линии основного газа установлен автоматический отсекающий клапан поз. 20UV-2, на линии пилотного газа в данной ситуации происходит закрытие клапана-регулятора поз. 20PV-24. Суммарный расход газа на установку С-200/300 замеряется прибором поз. 20FI-15, давление – манометром поз. 20PI-17. Жидкое топливо с установки С-1000 поступает к печи по циркуляционной схеме. Давление жидкого топлива в кольце у печи замеряется манометром поз. 20PI-14. Для прекращения подачи мазута к печи, при срабатывании блокировок, установлены отсекающие клапаны поз.20UV-3.1; 20UV-3.2. Измерение общего расхода жидкого топлива на установку С-200/300 осуществляется на линии прямого мазута прибором поз. 31FR-11, обратного – прибором поз. 31FR-13. Давление пара распыления перед печью 20ВН-211 измеряется манометром поз. 20PI-19. В печи 20ВН-211 сжигается газ из верхней части отпарной колонны кислых вод 20DT-231 и буферной емкости 20DВ-231. Подача этого газа ввиду низкого давления осуществляется не в горелки, а в отверстие в поду печи в непосредственной близости от горелок. Для предотвращения проскока пламени в линию сбросного газа, на данной линии перед печью установлены огнепреградители поз. 20ХХ-19; 20ХХ-20, а для прекращения поступления газа в печь, при срабатывании блокировок, отсекающий трехходовой клапан поз. 20UV-4, переключающий сброс газа на факел. Температура продуктов сгорания на переходе из радиантной камеры в конвекционную регистрируется прибором поз. 20ТR-328, на выходе из печи после конвекционной камеры – поз. 20ТI-329. 32 Разряжение дымовых газов измеряется в трех зонах: у пода печи, под сводом печи и перед регулирующим шибером с помощью прибора (вакуумметра) поз. 20DG-332. Для отбора дымовых газов на анализ предусмотрены пробоотборники до и после конвекционной камеры поз. 20PE-202 и поз. 20PE-201, соответственно. 3.3.2 Описание схемы С-300 – платформинга Гидрогенизат с низа колонны 20DT-221 под давлением 9…11 кгс/см2 с расходом 90…180 м3/ч поступает на прием сырьевых насосов 31GP-311 А/В, далее направляется двумя параллельными потоками в тройник смешения с водородсодержащим газом (ВСГ), поступающим от компрессора 31GC-311. Расход ВСГ должен составлять не менее 400 м3/ч при н.у. на м3 сырья. Расход сырья на установку регистрируется приборами поз. 31FR-99 и 31FR-101 и поддерживается постоянными регуляторами расхода поз. 31FIC-99 и 31FIC-101, клапаны, которых установлены на нагнетании насосов 31GP-311А/В. Расход циркуляционного ВСГ на смешение с сырьем регистрируется прибором поз. 31FR-104. Температура смеси перед 31ЕТ-311А/В замеряется приборами поз. 31TI-100, 31TI-102. Газосырьевая смесь нагревается в трубном пространстве параллельно работающих, вертикальных теплообменников 31ЕТ-311А/В за счет тепла газопродуктовой смеси выходящей из реактора 31DR-314. Для достижения сбалансированности в работе теплообменников 31ЕТ-311А/В на линии циркуляционного газа к каждому теплообменнику установлены заслонки 31НV-246А/В, как правило, уставку открытия данных заслонок устанавливают на 75 %. Газосырьевая смесь после сырьевых теплообменников 31ЕТ-311А/В поступает в печь 31ВН-311, где нагревается до температуры реакции (не выше 532 оС) перед входом в реактор 31DR-311. После первого реактора 31DR-311 газосырьевая смесь поступает в печь 31ВН-312, в которой происходит предварительный нагрев (не выше 492 оС), далее, для сообщения смеси температуры реакции, поток подается в печь 31ВН-314 после которой с температурой не выше 532 оС поступает в реактор 31DR-312. После 31DR-312 поток поступает в печь 31ВН-315 и с температурой не выше 532 оС поступает в реактор 31DR-313. Из 31DR-313 смесь поступает в печь 31ВН-313, где нагревается до температуры не выше 532 оС и подается в реактор 31DR-314. Реакторы 31DR-311÷314 выполнены с радиальным вводом сырья, скомпонованы в один аппарат, расположены один над другим, это дает возможность катализатору перемещаться сверху вниз со скоростью, зависящей от скорости вывода его в секцию регенерации. Для предотвращения закоксовывания реакторного блока и защиты оборудования от превышения расчетных температур предусматриваются следующие блокировки: по низкому расходу сырья (36 м3/ч по каждому потоку) поз. 31FSLL-99.1, 31FSLL-99.2, 31FSLL-101.1, 31FSLL-101.2 – автоматически останавливаются 33 сырьевые насосы 31GР-311А/В, закрывается клапан-отсекатель на линии подачи сырья поз. 31UV-45; по низкому расходу циркуляционного газа (30000 м3/ч при н.у.) поз. 31FSLL-104.1, 31FSLL-104.2 - автоматически останавливаются сырьевые насосы 31GР-311А/В, закрывается клапан-отсекатель на линии подачи сырья поз. 31UV-45, прекращается подача топлива в печи 31ВН-311315, закрываются клапаны-отсекатели поз.: 31PV-12, 31UV-1, 31UV-2.1, 31UV-2.2 Давление на входе в реакторы 31DR-311÷314 замеряется местными приборами поз. 31PI-74, 31PI-77, 31PI-80, 31PI-83 после реакторов – поз. 31PI-75, 31PI-78, 31PI-81, 31PI-85. Температура на входе в реакторы регулируется приборами поз. 31TRC-66, 31TRC-68, 31TRC-72, 31TRC-230, 31TRC-70. Регулирующие клапаны поз. 31PV-15, 31PV-26, 31PV-60, 31PV-234, 31PV-48 установлены на линии подачи топливного газа к печам 31ВН-311÷315. Температура газосырьевой смеси на выходе из печей 31ВН-311315 контролируется приборами поз. 31TI-67, 31TI-69, 31TI-73, 31TI-229, 31TI-71; на выходе из реакторов 31DR-311÷314 – поз. 31TI-76, 31TI-79, 31TI-82, 31TI-84. Для поддержания содержания хлора на катализаторе (0,8…1,3 % масc.) предусмотрена подача 10 % раствора дихлорэтана насосом 31GP-313В из резервуара 31DK-312 на входе газосырьевой смеси в теплообменник 31ЕТ-311В. Для поддержания влажности циркулирующего ВСГ в реакторном блоке платформинга (15…25 ррm), в газосырьевой поток после теплообменников 31ЕТ-311А/В предусмотрена подача холодного конденсата насосом 31GP-313А из резервуара 31DK-311. Расход хлорорганики и конденсата регулируется вручную изменением хода поршней соответствующих насосов 31GP-313В и 31GP-313А. Уровень хлорорганики в 31DK-312 замеряется местным прибором (стеклянным уровнемером) поз. 31LG-2, давление – местным прибором поз. 31PI-641. Давление в емкости создается азотом, поступающим через дроссельную шайбу FО332. Уровень конденсата в 31DK-311 замеряется местным прибором (стеклянным уровнемером) поз.31LG-1. Избыток конденсата через переливную трубу сбрасывается в канализацию. В резервуар 31DK-312 предусмотрена подача легкого платформата с установки С-400 для приготовления раствора хлорорганики. Дихлорэтан в резервуар 31DK-312 поступает из емкости 31DB-312. В 31DB-312 дихлорэтан закачивается переносным насосом из бочек. Уровень в 31DB-312 замеряется местным прибором (стеклянным уровнемером) поз. 31LG-09. Давление в емкости создается азотом и замеряется местным прибором поз. 31PI640. Газопродуктовая смесь из реактора 31DR-314 двумя параллельными потоками поступает в межтрубное пространство теплообменников 31ЕТ-311А/В, где отдает тепло газосырьевой смеси. Температура газопродуктовой смеси на выходе из 31ЕТ-311А/В контролируется приборами поз. 31TI-87, 31TI-95. Далее газопродуктовая смесь охлаждается в воздушных холодильниках 31EA-311А/В после которых, двумя потоками поступают в водяной холодильник 31ЕТ-312, где охлаждается до температуры не выше 45 оС. Перед 31ЕТ-312 в газопродуктовый поток подается циркуляционный газ антипомпажной системы компрессора 31GC-311. 34 После 31ЕТ-312 газопродуктовая смесь поступает в сепаратор 31 DB-311, где при температуре не выше 45 oС и давлении 7,0…8,5 кгс/см2 происходит разделение на газовую (ВСГ) и жидкую (платформат) фазы. Температура после 31EA-311А/В измеряется приборами поз. 31TI-112, 31TI-114 и регулируется изменением скорости вращения лопастей вентиляторов поз. 31HIC-113, 31HIC-115, 31HIC-334, 31HIC-335, после водяного холодильника 31ЕТ-312 температура потока измеряется прибором поз. 31TI-88. В сепаратор 31 DB-311 также поступают жидкие углеводороды от каплеотбойников 32SF-342, 32SF-343 узла регенерации катализатора. ВСГ из сепаратора 31DВ-311 поступает на прием центробежного компрессора 31GC-311 и с нагнетания 31GC-311 подается в тройник смешения. Часть циркуляционного газа, по линии байпаса (антипомпажная система), перепускается с нагнетания на прием 31GC-311 через 31ЕТ-312, 31 DB-311. Этот поток регулируется клапаном поз. 31FV-248. Давление на приеме и нагнетании компрессора 31GC-311 замеряется приборами поз. 31PI-130, 31PI-131, температура на нагнетании компрессора замеряется прибором поз.31TI-132. Перепад давления на компрессоре (между приемом и нагнетанием) измеряется прибором поз.31 PDI-249. Общий расход ВСГ на приеме компрессора замеряется с помощью диафрагмы поз. 31FI-248. Предусмотрена подача части ВСГ после компрессора 31GC-311 в секцию регенерации катализатора платформинга через каплеотбойник 32SF-342. Давление в сепараторе 31 DB-311 и соответственно в реакторном блоке регулируется прибором поз. 31PRC-120, клапаны которого установлены: – поз. 31PV-120.2 на линии сброса ВСГ из сепаратора на факел (открывается при превышении давления выше установленного в 31 DB-311), расход регистрируется прибором поз. 31FR-136; – поз. 31PV-120.1 на линии перепуска ВСГ от нагнетания на прием первой ступени компрессора 31GC-321А/В; Влажность ВСГ измеряется анализатором влажности поз. 31АТ-123, содержание водорода – анализатором поз. 31АТ-216. Избыточный ВСГ после сепаратора 31 DB-311 направляется на блок компримирования, где компрессором 31GC-321 А/В в две ступени сжимается до давления не более 54 кгс/см2. ВСГ после первой ступени охлаждается в воздушном холодильнике 32ЕА-322, водяных холодильниках 31ЕТ-321А/В и после отделения от жидкости в сепараторе 31DB-322 поступает на вторую ступень сжатия. Давление в сепараторе 31DB-322 регулируется прибором поз. 31PRC-157 клапаны которого установлены: – поз. 31PV-120.1 – на линии перепуска ВСГ с нагнетания на прием первой ступени компрессора 31GC-321 А/В. – поз. 31PV-157 – на линии перепуска ВСГ с нагнетания на прием второй ступени компрессора 31GC-321 А/В. Уровень в сепараторе 31DB-322 регистрируется и регулируется прибором поз. 31LRC-159, клапан которого установлен на линии сброса жидкой фазы из сепаратора в дебутанизатор 31DT-331. Температура ВСГ после холодильников 31ЕТ-321А/В замеряется прибором поз. 31ТI-155. 35 ВСГ после второй ступени охлаждается в воздушном холодильнике 31ЕА-321А/В, поступает в межтрубное пространство теплообменника 31ЕТ-322, после отделения от жидкости в сепараторе 31DB-323 и пройдя трубное пространство 31ЕТ-322 поступает к потребителям: на блок гидроочистки; на непрерывную регенерацию катализатора секции 300; на секцию “Изомар” (С-800); на секцию термического гидродеалкилирования (С-500); на секцию “Таторей” (С-600), при не работающей С-500; в сеть предприятия; в систему топливного газа комплекса. Общий расход ВСГ после теплообменника 31ЕТ-322 регистрируется прибором поз. 31FR-166. Расход ВСГ в сеть предприятия регистрируется прибором поз. 31FR-170. Расход ВСГ в сеть топливного газа регулируется прибором поз. 31FRC-171 клапан которого поз. 31FV-171 установлен на линии ВСГ в сеть топливного газа. В эту же линию производится сброс газа из емкости орошения 31DB-331 стабилизационной колонны 31DT-331. Суммарное количество сбрасываемых газов регистрируется прибором поз. 31FR-315. Регулирование температуры ВСГ осуществляется за счет изменения скорости вращения лопастей вентилятора воздушного холодильника 31ЕА-321.1 поз. 31HIC-160. Уровень в сепараторе 31DB-323 регистрируется и регулируется прибором поз. 31LRC-174, клапан которого установлен на линии сброса жидкой фазы из сепаратора в дебутанизатор 31DT-331. Давление в сепараторе 31DB-323 регулируется прибором поз. 31PRC-172 клапаны которого установлены: – поз. 31PV-172 на линии ВСГ в сеть предприятия; – поз. 31PV-157 на линии перепуска ВСГ с нагнетания на прием второй ступени компрессора 31GC-321А/В. Нестабильный платформат из сепаратора 31 DB-311 насосом 31GP-312 А/В подается в теплообменник 31ЕТ-331А/В, где нагревается за счет тепла отводимого с установки стабильного платформата, затем в теплообменнике 31ЕТ-331 С (теплоноситель – масло МТ-300 Ом) нагревается до температуры не выше 186 oС и поступает на 16 тарелку колонны 31DT-331. Уровень в 31 DB-311 регулируется прибором поз. 31LRC-122 клапан которого установлен на линии нагнетания насоса 31GР-312А/В. В сырьевой поток 31DT-331, перед теплообменниками 31ЕТ-331А/В, подаются шлёмовые продукты отпарной колонны секции “Таторей” и дегептанизатора секции “Изомар”, а после 31ЕТ-331С жидкие углеводороды из 31DВ-322, 31DВ-323. Температура нестабильного платформата до и после теплообменника 31ЕТ-331А/В замеряется приборами поз. 31ТI-177, 31ТI-263. Температура масла после 31ЕТ-331С замеряется прибором поз. 31TI-261 и регулируется клапаном поз. 31FV-260 установленным на линии выхода теплоносителя из 31ЕТ-331С. Расход теплоносителя регулируется прибором поз. 31FRC-260. Верхний продукт дебутанизатора – рефлюкс (головка стабилизации) после конденсации и охлаждения в воздушном конденсаторе–холодильнике 36 31ЕА-331 A/B до температуры не выше 50 oС поступает в рефлюксную емкость 31DB-331. Технологической схемой предусмотрен сброс части головки стабилизации колонны 31DT-331, помимо 31ЕА-331, в систему топливного газа комплекса расход замеряется прибором поз. 31FRC-192, регулируется клапаном поз. 31РV-192, температура контролируется прибором поз. 31TI-192. Давление в колонне 31DT-331(не более 14,1 кг/см2) регулируется прибором поз. 31PRC-195, клапан которого установлен на линии углеводородного газа из емкости 31DB-331 в линию топливного газа на С-1000. Расход газа регистрируется прибором поз. 31FR-200. Температура газа замеряется прибором поз. 31TI-202, а давление – поз. 31PI-201. Температура вверху колонны измеряется прибором поз. 31TI-181. Часть нестабильной головки – рефлюкс (не менее 45 м3/ч) из 31DB-331 насосом 31GP-331А/В подается на орошение колонны 31DT-331, избыток этим же насосом откачивается с установки. Расход орошения регистрируется прибором поз. 31FRC-194 и регулируется клапаном поз. 31FV-183, установленным на линии орошения. Уровень в колонне 31DT-331 регулируется прибором поз. 31LRC-204 клапан которого поз. 31LV-190 установлен на линии откачки избытка рефлюкса с установки. В линию откачки рефлюкса с установки, после клапана поз. 31FV-190, предусмотрен сброс легких углеводородов из емкости орошения отпарной колонны 20DB-221. Кроме того, предусмотрен сброс части рефлюкса от насоса 31GP-331 А/В: – в отпарную колонну 20DT-221 для поддержания в ней давления; – в систему топливного газа комплекса, расход замеряется прибором поз. 31FR-191. Необходимое количество тепла в колонну 31DT-331 осуществляется циркуляцией кубового продукта через рибойлер 31ЕТ-332. В трубное пространство 31ЕТ-332 подается теплоноситель с установки С-1000. Количество теплоносителя регулируется с помощью прибора поз. 31FRC-189, клапан которого поз. 31FV-189 установлен на выходе горячего масла из рибойлера 31ЕТ-332. Температура горячего масла после рибойлера 31ЕТ-332 замеряется прибором поз. 31TI-188. Температура горячей струи в колонну 31DT-331 контролируется прибором поз. 31TI-187. Стабильный платформат с низа колонны 31DT-331, поступает в теплообменники 31ЕТ-331 А/В, где отдает свое тепло нестабильному платформату, поступающему в 31DT-331 и направляется на С-400. Температура стабильного платформата контролируется на выходе из колоны 31DT-331 прибором поз. 31TI-186, после теплообменников 31ЕТ-331 А/В прибором поз. 31TI-178. Расход платформата на секцию 400 регулируется прибором поз. 31FRC-179 с коррекцией по уровню жидкости в колонне 31DT-331 от регулятора уровня поз. 31LRC-185. Регулирующий клапан поз. 31FV-179 установлен на линии откачки стабильного платформата на С-400. В случае избытка, либо остановки установки С-400, стабильный платформат направляется на установку С-100, где после охлаждения в воздушном холодильни37 ке 10ЕА-413 направляется в Товарное производство (ТП) в качестве высокооктанового компонента бензинов. Расход потока стабильного платформата направляемого в ТП регистрируется прибором поз. 31FR-6. При этом регулятор поз. 31FRC-179 переводится на местное управление, переключением кнопки поз. HS-185, регулирование уровня жидкости в колонне 31DT-331 поз. 31LRC-185 осуществляется клапаном поз. 31РV-151, расположенным на линии вывода стабильного платформата в ТП. (Кнопка HS-185 производит переключение регулирования уровня в 31DT-331 либо регулятором поз. 31FRC-179 либо клапаном поз. 31PV-151) 3.3.2.1 Трубчатые печи 31ВН-311 ÷ 315 Нагрев газосырьевой смеси платформинга перед реактором 20DR-211 и промежуточный подогрев перед реакторами 31DR-312 ÷ 314 осуществляется в радиантных камерах трубчатых печей 31ВН-311 ÷ 315. В конвекционных камерах происходит нагрев теплоносителя подаваемого от С-1000. Количество теплоносителя подаваемого в змеевик поддерживается постоянным с помощью регулятора и клапана установленного на линии горячего масла 31ВН-311÷314 – поз. 31FRC-1, 31ВН-315 – поз. 31FRC-226. Температура масла на выходе из камеры конвекции печей 31ВН-311314 каждого потока горячего масла контролируется приборами поз. 31TI-632635, конвекции печи 31ВН-315 приборами поз. 31TI-225.1, 31TI-225.2. Разрежение дымовых газов в радиантных камерах, в каналах между конвекционной и радиантной камерами, перед регулирующим и отсекающим шиберами измеряется прибором поз. 31DG-368. Во избежание забивания змеевиков конвекционной камеры продуктами неполного сгорания топлива, печи 31ВН-311 ÷ 315 оборудованы системой газоимпульсной очистки (далее ГИО). Топливный газ к печам 31ВН-311÷315 поступает с установки С-1000. На линии топливного газа к пилотным горелкам установлены фильтры поз. DF-309 А/В, работающие поочередно. Давление пилотного газа контролируется манометром поз. 31PI-14, основного газа - манометром поз. 31PI-96. Для отключения подачи газа к печи, при срабатывании блокировок, на линии основного газа установлен автоматический отсекающий клапан поз. 31UV-1, на линии пилотного газа в данной ситуации происходит закрытие клапана- отсекателя поз. 31PV-12. Жидкое топливо к печам 31ВН-311 ÷ 315 поступает с установки С-1000 по циркуляционной схеме. Для прекращения подачи жидкого топлива к печам, при срабатывании блокировок, на линиях прямого и обратного мазута установлены отсекающие клапаны поз. 31UV-2.1, 31UV-2.2. Кроме того, в печи 31ВН-311 и 31ВН-312 сжигаются газы продувки из бункеров катализатора 32DВ-342 и 32DВ-347. Подача этого газа, ввиду низкого давления, осуществляется не в горелки, а в отверстие в поду печей в непосредственной близости от горелок. Для предотвращения проскока пламени на линиях подачи продувочного газа установлены специальные клапаны поз. МS-340 и МS-341. 38 Технологические параметры работы печей 31ВН-311 ÷ 315 регистрируемые, регулируемые соответствующими контрольно-измерительными приборами сведены в сводную таблицу контрольно-измерительных приборов блока печей С-300. Сводная таблица контрольно-измерительных приборов блока печей С-300 Контролируемые параметры печей 1 Температура продукта на входе, поз. 31ВН-311 31ВН-312 31ВН-314 31ВН-315 31ВН-313 2 3 4 5 6 31TI-244, 31TI-245 31TI-76 31TI-69 31TI-79 31TI-82 31PI-636 перед печью 31PI-75 на выходе из 31PI-79 на выходе из 31DR-312 31PI-81 на входе из 31DR-313 31TI-201 - 31TI-229 31TI-71 31TRC-230 31TRC-70 31PV-234 31PV-48 31PIC-234 31PIC-48 31PV-236 31PV-44 31PIC-236 31PIC-44 31PDIC241 31PDIC41 31PDV-241 31PDV-41 31PI-240 31PI-39 31PI-233 31PI-49 Давление на входе, поз. 31DR-311 Температура на переходе из первого трубного экрана во второй (в переходном коллекторе), поз. 31TI-630 31TI-631 Температура нагрева продукта в печи: - измерение, поз. 31TI-229 31TI-69 31TI-73 - регистрация и регу31TRC-66 31TRC-68 31TRC-72 лирование, поз. а) воздействием на клапан линии: 1) топливного газа, 31PV-15 31PV-26 31PV-60 поз. - с коррекцией по 31PIC-15 31PIC-26 31PIC-60 давлению, поз. 2) жидкого топли31PV-20 31PV-31 31PV-57 ва, поз. - с коррекцией по 31PIC-20 31PIC-31 31PIC-57 давлению, поз. Перепад между паром распыления и мазутом: - регулирование, поз. 31PDIC31PDIC31PDIC- воздействием на кла36 35 51 пан линии пара распыления, поз. 31PDV-36 31PDV-35 31PDV-51 Давление пара распыления в коллекторах перед форсунками: - измерение, поз. 31PI-24 31PI-37 31PI-52 Давление основного газа: - измерение, поз. 31PI-17 31PI-28 31PI-92 - перед одной из горе- 39 Контролируемые параметры печей 1 лок, поз. Давление жидкого топлива измерение, манометр поз. Давление пара распыления к печам измерение поз. 31PI-11: - перед каждой печью, поз. Температура продуктов сгорания на выходе из радиантных камер: - измерение, поз. - регистрация, поз. Температура на выходе из конвекционной камеры: - измерение, поз. 3.3.3 31ВН-311 31ВН-312 31ВН-314 31ВН-315 31ВН-313 2 31PI-18 3 31PI-29 4 31PI-61 5 31PI-232 6 31PI-50 31PI-21 31PI-32 31PI-58 31PI-237 31PI-45 31PI-24 31PI-37 31PI-52 31PI-239 31PI-39 31PI-25 31PI-38 31PI-53 Для 31PI-240 31PI-40 Для 31ВН-313 31ВН-314 31ВН-3133 1ВН-314 – общая 31TI-328 31TI-326 31TI-327 31TR-307 31TR-308 – общая 31TI-328 31TR-309 31TI-313, 31TI-314 31TI-313, 31TI-314 31TI-313, 31TI-314 31TI-326 31TR-307 31TI-359 31TR-309 31TI-313, 31TI-314 Непрерывная регенерация катализатора платформинга На блоке регенерации катализатора платформинга осуществляется непрерывная регенерация катализатора R-264, поступающего из реакторов платформинга. Возможность осуществления непрерывной регенерации позволяет работать установки без остановок на проведение данной операции. Узел регенерации состоит из: - системы транспорта закоксованного катализатора; - регенератора; - системы транспорта регенерированного катализатора. Транспортировка дезактивированного и регенерированного катализатора осуществляется малыми порциями на полунепрерывной основе. Расход катализатора по всей системе регулируется изменением потока, проходящего через колонну регенерации 32DB-349. Регулирование потока катализатора осуществляется через бункер регулирования расхода катализатора 32DB-345. Дезактивированный катализатор транспортируется из реактора в регенератор с помощью системы транспортировки дезактивированного катализатора, а регенерированный катализатор возвращается в реакторы с помощью системы транспортировки регенерированного катализатора. Каждая система состоит из нескольких взаимосвязанных элементов оборудования. Транспортировка регулируется двумя логическими системами с использованием КИП, таймеров и шаровых клапанов, соединенных с программируемым логическим контроллером (ПЛК). Логическая система регулирования для дезактивированного катализатора называется логическим регулятором шлюзового бункера № 1, а для регенерированного катализатора – логическим регулятором шлюзового бункера № 2. 40 Транспортировка катализатора осуществляется в определенной последовательности, состоящей из чередующихся логических стадий, которые запрограммированы в логических регуляторах. Регенерация катализатора осуществляется в регенераторе. Регенератор состоит из аппаратов: - расходного бункера 32DB-344; - колонны регенерации 32DB-349; - бункера регулирования расхода катализатора 32DB-345; - коллектора регенерированного катализатора 32DB-346 (буферный бункер). Работа регенератора, сортировщика катализатора 32DB-359 и зоны восстановления (верхняя часть реактора платформинга 31DR-311) контролируются и регулируются посредством ПЛК. Для регулировки потока в секции непрерывной регенерации катализатора используется три типа автоматических клапанов “G”, “B”, “VEE”. Каждый клапан оснащен исполнительным механизмом, который управляется логическим автоматом транспортной системы. Клапан действует только в полностью открытом или полностью закрытом положениях. Каждый клапан, управляемый логической системой регулирования, имеет два граничных выключателя, которые действуют как индикаторы положения клапана. Во всех случаях, когда поток катализатора должен быть остановлен, используется специальный шаровой клапан типа “vi-boll”. Он позволяет проводить остановку потока катализатора без разрушения катализаторных шариков. Клапан этого типа не обеспечивает герметичности по отношению к потоку газа. Шаровые клапаны Masaneilan “В”, наоборот, обеспечивают герметичность по отношению к давлению газа, но не предназначены для перекрытия потока катализатора, т.к. их закрытие приводит к повреждению не только катализатора, но и седел и шаровой головки самого клапана, в результате чего образуются течи. Газовый клапан типа “G” применяется только на газовых линиях. Клапан с двойным седлом и сконструирован таким образом, что сначала закрывается жесткое седло, а потом мягкое. Эти клапаны являются надежными, но после большого количества рабочих циклов в них может обнаружиться течь. Для обнаружения течи на спускных трубопроводах шлюзовых бункеров устанавливаются индикаторы потока, которые будут выдавать аварийный сигнал, если течь станет чрезмерной. Система транспорта закоксованного катализатора Закоксованный катализатор с содержанием кокса 3…6 % масс. по десяти равноотстоящим трубопроводам диаметром 50 мм с нижней части последнего реактора платформинга 31DR-314 под действием силы тяжести поступает в сборник катализатора 32DB-341. В верхнюю часть сборника катализатора 32DB-341 постоянно подается водородсодержащий газ продувки от компрессора 31GC-311, который проходит через каплеотбойник 32SF-342 и на входе в сборник катализатора 32DB-341 подогревается паровой рубашкой. Жидкие углеводороды из каплеотделителя 32SF-342 сбрасываются через дроссельную шайбу поз. FO-19 в сепаратор платформинга 31 DB-311. 41 Непрерывный поток ВСГ, поступающий из каплеотбойника циркуляционного газа в сборник 32DB-341 предотвращает скопление и конденсацию паров углеводородов в сборнике. Расход контролируется прибором поз. 32FI-302 (не менее 59 м3/ч). При загрузке катализатора в шлюзовой бункер 32DB-342 проводится продувка сборника 32DB-341 большим расходом водородсодержащего газа, этот поток обеспечивает газовый “затвор” между сборником и реактором и служит для предотвращения попадания потока катализатора из реактора в сборник. После освобождения сборника 32DB-341 в шлюзовой бункер 32DB-342, поток продувки перекрывается, а сборник будет заполнен следующей порцией катализатора из реактора. Расход водородсодержащего газа регистрируется прибором поз. 32FR-301. Если блок регенерации катализатора при пуске платформинга не будет готов к работе, то ВСГ продувки с низким расходом будет подаваться в сборник катализатора 32DB-341 по байпасной линии через дроссельную шайбу поз. FО-20. В этом случае его расход не контролируется. Из сборника катализатора 32DB-341 катализатор поступает в шлюзовой бункер катализатора 32DB-342 (шлюзовой бункер № 1). До загрузки шлюзового бункера № 1 в нем создается давление водородсодержащим газом, поступающим от компрессора 31GC-311, равное давлению в сборнике катализатора 32DB-341. Перепад давления между сборником катализатора 32DB-341 и шлюзовым бункером № 1 контролируется прибором поз. 32PDI-303. Уровень катализатора замеряется радиоактивным местным уровнемером поз. 32LI-307. После заполнения шлюзового бункера № 1 катализатором, происходит его продувка азотом. Азот подается в нижнюю часть шлюзового бункера № 1 через дроссельную шайбу поз. FO-04 по трубопроводу, имеющему паровую рубашку. Количество продувок задается оператором с МОД-300 (обычно 3…7). Расход азота на продувку контролируется прибором поз. 32FR-304 (не менее 22 м3/ч при н.у.). После продувки шлюзового бункера № 1 азотом и создания в нем заданного давления (0,14 кгc/см2), которое контролируется прибором поз. 32PI-305, катализатор из шлюзового бункера № 1 поступает в транспортную емкость закоксованного катализатора 32DB-343, подхватывается циркулирующим транспортирующим азотом и в псевдоожиженном состоянии поступает в расходный бункер закоксованного катализатора 32DB-344. Расход циркулирующего азота в транспортную емкость закоксованного катализатора 32DB-343 контролируется прибором поз. 32FR-306 (не менее 64 м3/ч при н.у.). Циркулирующий азот вместе с катализаторной мелочью с верхней части расходного бункера 32DB-344 направляется в пылеуловитель 32DB-355. С верхней части пылеуловителя 32DB-355 азот поступает на прием компрессора транспорта закоксованного катализатора 32GC-341, затем в транспортную емкость 32DB-343. Содержание водорода и углеводородов в транспортирующем азоте контролируется анализатором поз. 32АТ-388. Давление на нагнетании компрессора 32GC-341 регулируется клапаном поз. 32PV-390, установленным на линии перепуска азота с нагнетания на прием компрессора. 42 Расход транспортирующего азота для отмучивания (отделения пыли и крошки) контролируется прибором поз. 32FI-396. В пылеуловителе 32DB-355 происходит осаждение катализаторной мелочи, которая выгружается в бочки. Освобождение пылеуловителя 32DB-355 происходит посредством двух шаровых клапанов поз. 32UV-82.1 и 32UV-82.2, и установленного между ними дозатора. Привод клапанов осуществляется переключателем поз. НS-35, расположенным по месту таким образом, что одновременное открытие двух клапанов невозможно. При возрастании перепада давления в пылеуловителе, о чем свидетельствует срабатывание сигнализации (свет, звук) поз. 32РDАН-386, необходима очистка пылеуловителя противоточным потоком азота путем нажатия на переключатель поз. HS-401, расположенного по месту. Для предотвращения аварийных ситуаций (т.е. попадания водорода в регенератор и коллектор азота) на линиях транспорта закоксованного катализатора из сборника катализатора 32DB-341 в шлюзовой бункер № 1 и из шлюзового бункера № 1 в транспортную емкость 32DB-343, между отсеченными шаровыми клапанами, предусмотрены линии контроля утечки газов со специальными коническими клапанами типа “G” (газ) со сбросом утечки газов через емкости выбросов 32DB-356 и 32DB-357 в радиантную камеру печи 31ВН-311. Через емкость выбросов 32DB-357 также предусмотрен сброс газов утечки с линии подачи ВСГ в шлюзовой бункер № 1. Расход газов утечки из емкости выбросов 32DB-356 контролируется прибором поз. 32FI-318, из емкости выбросов 32DB-357 – прибором поз. 32FI-308. Работа всех клапанов регулируется регулятором шлюзового бункера № 1. Для предотвращения аварийных ситуаций, положение всех клапанов заблокировано в определенной последовательности. Обычно цикл начинается, когда шлюзовой бункер частично или полностью заполнен дезактивированным катализатором, находящимся под давлением в среде ВСГ. Транспортировка закоксованного катализатора из шлюзового бункера № 1 проходит следующие стадии: Основная стадия Операции ГОТОВ Шлюзовой бункер № 1 заполнен катализатором и находится под давлением водорода ПРОДУВКА Производится сброс давления из шлюзового бункера № 1 и продувка его азотом РАЗГРУЗКА Катализатор выгружается в транспортную емкость 32DB-343 и транспортируется в регенератор ДАВЛЕНИЕ В шлюзовой бункер № 1 подается ВСГ и начинается продувка сборника катализатора 32DB-341 под высоким напором ЗАГРУЗКА Продолжается продувка под высоким напором сборника катализатора 32DB-341 и катализатор загружается в шлюзовой бункер № 1 В конце стадии «ЗАГРУЗКИ» шлюзовой бункер № 1 возвращается в стадию «ГОТОВ». 43 Цикл транспортировки закоксованного катализатора из шлюзового бункера № 1 Описание последовательности стадий при транспортировке катализатора из шлюзового бункера № 1 дается в сжатом виде и включает только те позиции, которые оператор может контролировать для обеспечения правильной работы цикла транспортировки. Положение «СТОП» (см. рис. 1) Когда шлюзовой бункер № 1 остановлен, то шаровые клапаны закрыты, за исключением выпускного клапана азотной продувки поз. 32UV-11 и выпускного клапана разгрузки поз. 32UV-15. Эти клапаны открываются для изоляции (т.е. двойной блокировки и дренажа) системы, в которых имеется азот и водород. Логическая кнопка на видеограмме панели управления НРК на МОД-300 поз. LH-1 светится красным цветом. Клапаны поз. 32UV-11 и 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Положение «ГОТОВ» стадии 0 – «ГОТОВ» Положение “готов” соответствует логической стадии 0. Шлюзовой бункер № 1 переходит в это положение при включении автомата (логического регулятора шлюзового бункера № 1) и остается в этом положении между циклами транспортировки катализатора. Стадия 0 – «ГОТОВ» (см. рис. 2) При включении автомата шлюзового бункера № 1 логическая кнопка поз. LH-1 отображается зелёным цветом, и индикатор текущей стадии на программной панели показывает положение “готов”. Клапаны сброса давления поз. 32UV-11 и 32UV-15 остаются открытыми. В нормальных условиях стадия 0 следует за стадией 14; помимо открытия клапана поз. 32UV-7, загрузочные клапаны поз. 32UV-3 и 32UV-5 закрыты. При открытых выпускных клапанах поз. 32UV-7, 32UV-11 и 32UV-15 шлюзовой бункер № 1 изолирован от всей системы, за исключением сборника катализатора 32DB-341. Поскольку шлюзовой бункер № 1 заполнен катализатором и находится под давлением водорода, нет необходимости в его изоляции от сборника катализатора 32DB-341. Клапаны поз. 32UV-7, 32UV-11, 32UV-15, 32UV-1 находятся в положении “открыто”. Цикл транспортировки катализатора начинается автоматически при наличии уровня в расходном бункере 32DB-344. Стадии «ПРОДУВКИ» 44 Логические стадии 1, 2 и 3 являются стадиями “ПРОДУВКИ” (программа). На стадиях 1 и 3 происходит переключение клапанов, а продувка осуществляется на стадии 2. Стадия 1 – «ПРОДУВКА» (см. рис. 4, 5) Спускной клапан загрузки поз. 32UV-4 открывается для изоляции шлюзового бункера № 1 от сборника катализатора 32DB-341, а выпускной клапан шлюзового бункера № 1 поз. 32UV-9 открывается для сброса давления шлюзового бункера. Индикатор состояния “готов” гаснет и загорается индикатор “продувка”, клапан поз.32UV-1 закрывается. После того, как давление в шлюзовом бункере № 1 понизится до уставки 0,14 кгс/см2 на приборе поз. 32PI-305, закрывается воздушный клапан азотной продувки поз. 32UV-11, для подготовки к продувке азотом. Клапаны поз. 32UV-4, 32UV-7, 32UV-9 и 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 2 – «ПРОДУВКА» (см. рис. 6, 7) Первый клапан продувки поз. 32UV-10 открывается, и начинается промежуточная стадия (подпрограмма) продувки. Промежуточная стадия продувки протекает следующим образом: открывается второй клапан продувки поз.32UV-12 и в шлюзовой бункер № 1 начинает поступать поток азота, включается таймер азотной продувки. Когда этот таймер сработает (обычно через 35 секунд), клапан поз. 32UV-12 закроется. Ограничительные диафрагмы продувки и выпуска азота обеспечивают повышение давления при продувке. После этого давление в шлюзовом бункере № 1 понижается через клапан поз.32UV-9, и когда оно падает ниже значения уставки на приборе поз. 32PI-305, клапан поз. 32UV-12 вновь открывается, и продувка возобновляется. Промежуточная стадия продувки продолжается до достижения числа, установленного на селекторном переключателе продувки (обычно 3…7). Когда давление в шлюзовом бункере № 1 вновь падает до уставки на приборе поз. 32PI-305, цикл переходит на стадию 3. Клапаны поз. 32UV-4, 32UV-7, 32UV-9, 32UV-10, 32UV-15 находятся в положении “открыто”, клапан поз. 32UV-12 находится на подпрограмме и закрывается в конце стадии. Стадия 3 – «ПРОДУВКА» (см. рис. 8) Воздушный клапан поз. 32UV-9, клапан продувки поз. 32UV-10 и спускной клапан разгрузки поз. 32UV-15 закрываются. Клапаны поз. 32UV-4 и 32UV-7 находятся в положении “открыто”. 45 Стадии «РАЗГРУЗКИ» Логические стадии 4…7 являются стадиями “РАЗРУЗКИ”, непосредственно разгрузка происходит на стадии 5. Стадия 4 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 9) Спускной клапан продувки поз. 32UV-11 открывается для обеспечения полной изоляции коллектора азота от шлюзового бункера. Клапаны поз. 32UV-14 и 32UV-16 открываются для подготовки к разгрузке. Индикатор состояния “продувка” гаснет, индикатор “разгрузка” загорается. Клапаны поз. 32UV-4, 32UV-7, 32UV-11, 32UV-14 и 32UV-16 находятся в положении “открыто”. Стадия 5 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис.10) Клапан “vi-boll“ поз.32UV-13, оставшийся закрытым на трубопроводе разгрузки катализатора, открывается, включается таймер разгрузки. Когда таймер срабатывает, цикл прекращается. Клапаны поз. 32UV-4, 32UV-7, 32UV-13, 32UV-14 и 32UV-16 находятся в положении “открыто”. 46 Стадия 6 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 11) Клапан поз. 32UV-13 закрывается, выключается таймер осаждения мелочи. В этот промежуток времени происходит осаждение мелочи катализатора (с целью уменьшения повреждения седел клапанов). После срабатывания таймера (обычно 15 секунд), цикл продолжается. Клапаны поз. 32UV-4, 32UV-7, 32UV-11, 32UV-14 и 32UV-16 находятся в положении “открыто”. Стадия 7 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 12) После осаждения катализаторной мелочи, клапаны поз. 32UV-14 и 32UV-16 закрываются, и счетчик транспортной емкости 32DB-343 перемещается на одну цифру. Клапаны поз. 32UV- 4, 32UV-7 и 32UV-11 находятся в положении “открыто”. Стадии «ДАВЛЕНИЯ» Стадии “ДАВЛЕНИЯ” включают логические стадии 8…11, непосредственно набор давления в шлюзовом бункере № 1 происходит на стадии 10. Стадия 8 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 13) Спускной клапан разгрузки поз. 32UV-15 открывается для завершения изоляции системы транспортной емкости DB-343 от шлюзового бункера № 1. Спускной клапан загрузки поз. 32UV-4 и выпускной клапан давления поз.32UV-7 закрываются для подготовки к набору давления шлюзового бункера № 1. Индикатор состояния “разгрузка” гаснет, а индикатор “давление” загорается. Клапаны поз. 32UV-11, 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 9 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 14) Расположенный вторым по потоку ВСГ, клапан давления поз. 32UV- 8 открывается. Клапаны поз. 32UV-8; 32UV-11; 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 10 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 15) Открывается клапан высоконапорной продувки поз. 32UV-1 для начала продувки сборника катализатора 32DB-341. Клапан загрузки поз. 32UV-5 и расположенный первым по потоку ВСГ клапан давления поз. 32UV-6 открываются для наддува шлюзового бункера № 1 водородом. Водород поступает в шлюзовой бун47 кер № 1 до тех пор, пока давление в нем и в сборнике катализатора 32DB-341 не станет равным, в соответствии с показанием прибора поз. PDI-303. Клапаны поз. 32UV-1, 32UV-5, 32UV-6, 32UV-8, 32UV-11, 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 11 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 16) При равном давлении в шлюзовом бункере № 1 и в сборнике катализатора 32DB-341 клапаны давления поз. 32UV-6 и 32UV-8 закрываются. Клапаны поз. 32UV-1, 32UV-5, 32UV-11, 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадии «ЗАГРУЗКИ» Логические стадии 12…14 являются стадиями “загрузки”. Непосредственно загрузка происходит на стадии 13. После последней стадии “загрузки” (стадия 14) шлюзовой бункер № 1 возвращается в положение “готов” стадии 0. Стадия 12 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 17) Второй клапан загрузки поз. 32UV-3 открывается, индикатор состояния “давление” гаснет, а индикатор “загрузка” загорается. Клапаны поз. 32UV-1, 32UV-3, 32UV-5, 32UV-11, 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 13 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 18) Клапан загрузки “vi-boll” поз. 32UV-2 открывается. Цикл продолжается, когда шлюзовой бункер № 1 заполнится, загорается уровень поз. LI-307. Клапаны поз. 32UV-1, 32UV-2, 32UV-3, 32UV-5, 32UV-11, 32UV-15 находятся в положении “открыто”. Стадия 14 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис.19) Клапан поз. 32UV-2 на трубопроводе загрузки катализатора закрывается, включается таймер осаждения мелочи. Когда таймер срабатывает (обычно через 15 секунд) закрываются клапаны загрузки поз. 32UV-3 и 32UV-5, шлюзовой бункер № 1 возвращается на стадию 0. Помимо программы цикла транспортировки катализатора шлюзовой бункер № 1 включает схему выявления отклонений при транспортировке, которая предусматривает: 1. проверку клапанов и блокировку во избежание неправильных положений клапанов; 48 2. систему замедленной остановки для предотвращения закрывания шаровых клапанов на катализаторе, если автомат остановлен в цикле транспортировки; 3. сигнализацию аномальной загрузки для индикации неисправностей при загрузке катализатора в шлюзовой бункер; 4. систему контроля выходных контуров КИП для выявления неисправностей (сигнал длинного цикла). Проверка положения клапанов и их блокировки Во избежание возникновения опасной ситуации в результате неправильного срабатывания какого-нибудь компонента логической системы, в нее включены системы проверки клапанов и их блокировки. Положение клапанов должно проверяться на каждой стадии до перехода цикла на следующую стадию. Единственным исключением из этого требования для автомата шлюзового бункера № 1 является переход со стадии 13 на стадию14 на этапе “загрузка”. Это объясняется возможностью переполнения шлюзового бункера и закрытия клапанов поз. 32UV-3 и 32UV- 5 на катализаторе. При любом расхождении между требуемыми и действительными положениями клапанов (с учетом времени на изменение положения клапана) будет срабатывать сигнализация проверки. Система блокировки клапанов предотвращает некоторые комбинации клапанов, которые могут привести к опасным ситуациям. Иными словами, для открытия какого-либо клапана, обязательно должны быть соблюдены определенные условия (положения отдельных клапанов). Условия, необходимые для открытого положения клапанов шлюзового бункера № 1 представлены в таблице № 1. 49 Сигнализация анамальной загрузки Сигнал аномальной загрузки срабатывает при несоблюдении нормального времени заполнения шлюзового бункера № 1. В нормальных условиях время загрузки должно оставаться постоянным. Для обнаружения неполадок при загрузке шлюзового бункера № 1, при открывании загрузочного клапана “vi-boll” поз. 32UV-2 (стадия 13), включается таймер “укороченной загрузки”, отрегулированный таким образом, что он будет срабатывать незадолго до истечения нормального времени загрузки шлюзового бункера № 1. Таймер “длинной загрузки” настроен на срабатывание вскоре после истечения нормального времени загрузки. Если шлюзовой бункер № 1 заполняется, согласно индикации поз. 32LI-307, до срабатывания таймера “укороченной загрузки” или если таймер “длинной загрузки” срабатывает до того, как поз. 32LI-307 покажет, что шлюзовой бункер № 1 заполнен, то цикл автоматически переходит на стадию 14, на которой клапан поз. 32UV-2 закрыт. Таким образом, предотвращается возможность переполнения шлюзового бункера № 1 и закрытия загрузочных клапанов поз. 32UV-3 и 32UV- 5 на катализаторе. При срабатывании звукового сигнала аномальной загрузки, световой сигнал будет продолжать гореть до стадии 7 следующего цикла. Сигнал аномальной загрузки срабатывает только на стадиях 13 и 14. Изменение уровня на других стадиях не оказывает никакого воздействия. Меры, которые должны приниматься при срабатывании звукового сигнала аномальной загрузки, описаны в разделе “устранение неисправностей”. Сигнал продолжительного цикла Сигнал продолжительного цикла оповещает оператора о неполадках в цикле транспорта катализатора. Сигнал срабатывает под воздействием таймера “длинного цикла”, который срабатывает вскоре после истечения нормального времени транспортного цикла. Таймер включается в начале транспортного цикла (т.е. на стадии 1) и отключается и сбрасывается в конце этого цикла, когда шлюзовой бункер № 1 возвращается на стадию “готов” (т.е. стадия 0) Если таймер срабатывает до завершения цикла, то сработает звуковой сигнал «длинного цикла». Нормальная продолжительность цикла является относительно постоянной, однако для обнаружения неисправностей КИП, в схему автомата шлюзового бункера включена система контроля. При обнаружении неисправности транспортный цикл останавливается, срабатывает таймер “длинного цикла” и соответственно, звуковой сигнал “длинного цикла”. Все неполадки, вызывающие срабатывание звукового сигнала “длинного цикла”, подробно описываются в разделе «устранение неисправностей» 50 Подтверждение состояния клапана Таблица 1 – Условия необходимые для открытого положения клапанов шлюзового бункера № 1 № клапана 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 2 3 4 О 5 6 7 8 10 11 12 С С О С С О С С С 13 14 15 16 С С О С О О С С С С О О С С О С С С С О С С С О С С С С С С С С 9 О О С С С С О С О С С С О С С С О С С О С О С О С С О С С С С С О С О С С О С С С О С С О С С С О С С С О – открыт С – закрыт Иллюстрации к логическим стадиям (рис. 1…19) Клапаны, поменявшие свое положение, обведены кружком. Открытые клапаны – белые, закрытые – черные. 51 Рисунок № 1 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: СТОП 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 к 31ВН-311 Условные обозначения 16 Клапан открыт Азот от32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 52 Рисунок № 2 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 0-ГОТОВ (из положения стоп) 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32PDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 Азот от 32GC-341 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 53 Рисунок № 3 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 0-ГОТОВ (из стадии 14) 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от32GC-341 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 54 Рисунок № 4 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия:1А-ПРОДУВКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 Азот отGC341 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 55 Рисунок № 5 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 1В-ПРОДУВКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 Азот от 32GC-341 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 56 Рисунок № 6 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 2-ПРОДУВКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от32GC-341 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 57 Рисунок № 7 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 2-ПРОДУВКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 Азот от 32GC-341 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 58 Рисунок № 8 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 3-ПРОДУВКА 31DR-314 ВСГ FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 Азот от 32GC-341 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 59 Рисунок № 9 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 4-РАЗГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 Азот от 32GC-341 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 60 Рисунок № 10 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 5-РАЗГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 31FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 61 Рисунок № 11 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 6-РАЗГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 31GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 62 Рисунок № 12 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 7-РАЗГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 32GC-341 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 63 Рисунок № 13 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 8-ДАВЛЕНИЕ 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 64 Рисунок № 14 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 9-ДАВЛЕНИЕ 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 65 Рисунок № 15 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 10-ДАВЛЕНИЕ 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от32GC-341 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 66 Рисунок № 16 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 11-ДАВЛЕНИЕ 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 к 31ВН-311 Условные обозначения 16 Клапан открыт Азот от 32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 67 Рисунок № 17 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 12-ЗАГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 к 31ВН-311 Условные обозначения 16 Клапан открыт Азот от32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 68 Рисунок № 18 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 13-ЗАГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 31DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 FI 306 к 31ВН-311 Условные обозначения 16 Клапан открыт Азот от 32GC-341 Клапан закрыт 32DВ-343 Смена положения клапана 69 Рисунок № 19 - Автомат шлюзового бункера № 1. Стадия: 14-ЗАГРУЗКА 31DR-314 ВСГ 32FI 302 Газопродуктовая смесь FО FО 32LI 349 32DВ-341 1 32DВ-344 32РDI 303 к 31ВН-311 2 7 32РI 305 FО 6 к 31ВН-311 8 3 4 к 31ВН-311 5 9 FО 32LI 307 32DВ-342 32FI 304 FО 10 12 Азот 13 11 14 15 к 31ВН-311 32FI 306 16 к 31ВН-311 Условные обозначения Клапан открыт Азот от 32GC-341 32DВ-343 Клапан закрыт Смена положения клапана 70 Регенератор В состав регенератора входят следующие аппараты: - расходный бункер 32DB-344; - колонна регенерации 32DB-349; - бункер регулирования расхода катализатора 32DB-345; - коллектор регенерированного катализатора 32DB-346 (буферный бункер); - шлюзовой бункер № 2 (32DB-347); - транспортная емкость 32DB-348; - сортировщик катализатора 32DB-359; - зона восстановления катализатора, расположенная в верхней части реактора платформинга. Работой регенератора можно управлять вручную, однако она находится под контролем автомата, который немедленно отключает систему в случае какойнибудь неполадки. Регенерация катализатора платформинга требует проведения четырех основных операций: - выжиг кокса; - окисление и хлорирование; - сушка; - восстановление. Первые три операции выполняются в колонне регенерации, а четвертая – в зоне восстановления в верхней части 31DR-311. Закоксованный катализатор с содержанием кокса 3…6 % масс., с расходом не более 318 кг/ч, транспортирующим азотом подается в расходный бункер 32DB-344, где отделяется катализаторная мелочь, которая вместе с транспортирующим азотом поступает в пылеуловитель 32DB-355. Для удаления катализаторной мелочи в расходный бункер 32DB-344 через дроссельную шайбу подается поток азота от компрессора 32GC-341. Расход этого потока контролируется прибором поз. 32FI-396. Очищенный от пыли катализатор по восьми трубопроводам D у 50 мм поступает в зону регенерации колонны 32DB-349. Уровень катализатора в расходном бункере 32DB-344 замеряется радиоактивным уровнемером поз. 32LI-349 и контролируется групповым регулятором (главным автоматом). Перепад давления между расходным бункером 32DB-344 и зоной регенерации (250 мм вод. ст) регулируется прибором поз. 32PDRC-354 клапан, которого установлен на линии подачи азота в трубопровод транспортирующего азота, на входе в пылеуловитель 32DB-355. 71 Зона регенерации В зоне регенерации в среде циркулирующего газа с содержанием объемной доли кислорода 0,6…1,3 %, осуществляется выжиг кокса с катализатора. Температура в зоне регенерации замеряется многозонными термопарами и контролируется приборами поз.32TI-369 (1-8). Температура циркулирующего газа в зоне регенерации регулируется прибором поз. 32TRC-373, корректирующим нагрузку печи регенерации 32ВН-342. Газы регенерации из верхней части зоны с температурой 440…540 оС проходят воздушный холодильник 32ЕА-341, где охлаждаются потоком воздуха от вентилятора 32GV-344 и поступают на прием вентилятора регенерации 32GV-343. Расход циркулирующего потока газа регенерации регистрируется прибором поз. 32FR-382. Если этот расход становится слишком низким, срабатывает аварийная сигнализация и групповой автоматический регулятор отключает регенератор. Избыток газа регенерации после воздушного холодильника ЕА-341 сбрасывается через свечу в атмосферу. Температура газов регенерации на выходе из зоны замеряется прибором поз. 32TI-370. Если температура выходящего газа регенерации повышается до 525 оС, срабатывает сигнал высокой температуры поз. 32ТАН-371, групповой автоматический регулятор остановит регенератор для предотвращения повреждения оборудования и катализатора. Анализатор поз. 32ARC-383, определяющий содержание кислорода в газе регенерации, подключен с напорной стороны воздуходувки регенерации 32GV-343. Регулятор температур поз.32TI-373 регулирует входную температуру зоны регенерации по каскаду – либо регулированием положения дроссельного клапана на воздухе, охлаждаемом в холодильнике регенерации - либо регулированием мощности, подаваемой на электрическую печь регенерации 32ВН-343. На печи предусмотрены блокировка по высокой температуре и аварийная сигнализация поз.32TSH-374 – для предотвращения перегрева внутренних элементов (тэнов). Приток свежего кислорода обеспечивается подачей воздуха в две точки: - верхний воздух горения подается на прием воздуходувки регенерации 32GV-343; - нижний воздух горения подается в зону сушки через воздушную печь 32ВН-343. Количество верхнего воздуха горения регулируется расходомером поз. 32FRC-379 с коррекцией по анализатору кислорода поз. 32АТ-383. Клапан поз. 32FV-379 установлен на линии воздуха к 32GV-343. Нижний воздух горения регулируется прибором поз. 32FRC-380 с обеспечением постоянного расхода, достаточного для сушки окисленного катализатора. Клапан поз. 32FV-380 установлен после узла осушки воздуха силикагелем на линии к 32ВН-343. Из зоны сушки воздух проходит в зону хлорирования, где он смешивается с циркуляционным газом хлорирования, нагнетая чистый поток циркуляционного газа хлорирования в зону регенерации. Таким образом, свежий кислород подается в зону регенерации с потоком нижнего воздуха горения. Минимальный расход нижнего воздуха горения ограничивается количеством (36,9 м3/ч при н.у.), требуемым для защиты элементов печи (тэнов) воздушной печи 32ВН-343. Если расход ниже этого значения, блокировка поз. 32FRC-380 остановит 72 регенератор. Так как анализатор кислорода расположен в системе циркулирующего газа регенерации, изменения в подаче нижнего воздуха горения не вызовут мгновенного изменения содержания кислорода в газе регенерации, поэтому верхний воздух более удобен для регулирования содержания кислорода в зоне регенерации. Режим работы зоны регенерации Содержание кокса на катализаторе, % масс Содержание объемной доли кислорода в газе регенерации, % Температура газа на входе в зону регенерации, оС Температура газа на выходе из зоны регенерации, оС Время пребывания катализатора в зоне регенерации, ч Скорость циркуляции катализатора, кг/ч, не более 3…6 0,6…1,3 440…540 440…540 2 318 Зона окисления и хлорирования По мере продвижения катализатора по регенератору 32DВ-349 он поступает из зоны регенерации в зону окисления и хлорирования. В зоне окисления и хлорирования нагретый циркуляционный газ с содержанием кислорода не более 1,5 % мол., содержащий дихлорэтан, контактирует с катализатором зоны регенерации. В результате происходит окисление металлов катализатора и осаждение на нем хлоридов. Циркуляция газов хлорирования и окисления обеспечивается воздуходувкой хлорирования 32GV-342, а нагрев – печью хлорирования 32ВН-341. Расход газа из зоны контролируется прибором поз. 32FR-363. При понижении расхода газа на выходе из зоны окисления и хлорирования менее 436,8 м3/ч (поз. 32FRAL-363) групповой автоматический регулятор отключает регенератор. Температура зоны хлорирования (поз. 32TRC-365) изменяется путем регулирования мощности, подаваемой на электрическую печь хлорирования 32ВН-341. Предусмотрена остановка печи 32ВН-341: - при высокой температуре газов хлорирования выше 525 оС (поз. 32TAH-365); - при повышении температуры тэнов печи выше 650 оС (поз. 32ТХАН-364) для предотвращения перегрева элементов печи. Температура слоев катализатора в зоне замеряется многозонными термометрами и контролируется прибором поз. 32TI-369. 6. 7. 8. Температура на выходе из печи регистрируется прибором поз. 32ТRС-368. При температуре циркуляционного газа зоны окисления и хлорирования выше 525 оС срабатывает сигнализация высокой температуры поз. 32ТSН-365, которая подает сигнал на групповой автоматический регулятор, для отключения регенератора. Высокие температуры в этой зоне могут быть достигнуты лишь в том случае, если катализатор, входящий в эту зону, содержит слишком много кокса (более 0,2 % масс.). Непосредственно в поток циркулирующего газа после печи 32ВН-341 подается азот и дихлорэтан. Дихлорэтан в зону подается из емкости 31DB-312 дозировочным насосом 32GP-341. В емкости поддерживается азотная подушка (с целью 73 сдувки образовавшихся паров дихлорэтана на факел). Расход азота замеряется прибором поз. 32FI-397 и контролируется групповым регулятором. Расход дихлорэтана регистрируется прибором поз. 32FR-362 и регулируется изменением хода поршня насоса 32GP-341. Расход дихлорэтана устанавливается с таким расчетом, чтобы катализатор на выходе из зоны сушки содержал 0,8…1,3 % масс. хлора. Для открытия клапана расхода дихлорэтана поз. 32UV-73 и пуска насоса 32GP-341, клапан поз. 32UV-72 должен быть открыт, прибор поз.32TI-365 должен указывать температуру выше 315 oС, расходомер поз. 32FI-397 должен указывать наличие потока азота, и катализатор должен перемещаться. Кроме того, в случае остановки регенератора групповым автоматическим регулятором клапан поз.32UV73 закроется и остановит инжекционный насос хлорида. Режим работы зоны окисления и хлорирования Температура газа на входе в зону, oС Температура газа на выходе из зоны, oС, не выше Расход дихлорэтана (по содержанию хлора на катализаторе на выходе из зоны), л/ч Время пребывания катализатора в зоне, ч 500…510 525 0,7…1,8 2 74 Зона сушки катализатора По мере продвижения регенерированного катализатора по колонне регенерации 32DВ-349, окисленный катализатор из зоны окисления и хлорирования поступает в зону сушки. В зоне сушки нагретый, отфильтрованный и сухой воздух КИП, называемый нижним воздухом горения, используется для удаления влаги, скопившейся на катализаторе в зонах регенерации и хлорирования. Во время сушки небольшое количество хлорида удаляется с катализатора, что предусмотрено – необходимой подачей дихлорэтана в зоне окисления и хлорирования. Нижний воздух горения нагревается в электрической печи 32ВН-343 и через воздушный распределитель подается в нижнюю часть колонны регенерации 32DВ349. Расход воздуха составляет 90…120 м3/ч при н.у.. Температура нагрева воздуха в печи составляет 530…540 оС и замеряется прибором поз. 32TRC-375. Работа печи регулируется групповым регулятором. При снижении расхода газа подаваемого в воздушную печь 32ВН-343 до 36,9 м3/ч, прибор поз. 32FRC-380 остановит регенератор. Когда регенератор остановлен, клапан азотной продувки поз. 32UV-71, расположенный на линии азотной продувки к воздушной печи, откроется, а клапан поз. 32UV-72 закроется. За счет высокой объемной скорости воздуха, поступающего в зону сушки, наряду с сушкой, происходит также и охлаждение катализатора. Режим работы зоны сушки Температура воздуха на входе в зону сушки, оС Содержание хлора в катализаторе на выходе из зоны, % масс.. Время пребывания катализатора в зоне сушки, ч 530…540 0,7…1,8 2 Система транспортировки регенерированного катализатора Система транспортировки регенерированного катализатора обеспечивает транспорт регенерированного катализатора в окисленном состоянии из буферного бункера 32DB-346 в верхнюю часть реакторов, где катализаторная мелочь отводится в обход систем реакторов посредством сортировщика катализатора 32DB-359, а не содержащий мелочи катализатор восстанавливается водородсодержащим газом при высокой температуре в зоне восстановления. Окисленный регенерированный катализатор из колонны регенерации 32DВ349 попадает в бункер регулирования потока катализатора 32DВ-345. До и после емкости установлены специальные шаровые клапаны поз. 32UV-75 и поз. 32UV-76, соответственно, управляемые групповым регулятором. Поочередное срабатывания этих клапанов обеспечивает загрузку бункера регулирования потока катализатора 32DB-345 из зоны сушки и разгрузку бункера регулирования потока катализатора 32DB-345 в буферный бункер 32DB-346. 75 Уровень катализатора в буферном бункере 32DB-346 регистрируется радиоактивным прибором поз. 32LR-340. В буферном бункере 32DB-346 происходит охлаждение окисленного катализатора холодной водой, проходящей по пластинчатым батареям в бункере - так как шаровые клапаны, расположенные в транспортной системе регенерированного катализатора не рассчитаны на работу при высокой температуре. В нижнюю часть бункера 32DB-346 подается азот для удаления кислорода, занесенного с катализатором. Расход азота замеряется прибором поз. FI-341 и контролируется групповым регулятором. Газы продувки из верхней части буферного бункера 32DB-346 по уравнительной линии давления поступают в зону сушки колонны регенерации 32DB-349. В связи с тем, что в результате транспорта катализатор истирается и выводится из системы, предусмотрена возможность дозагрузки свежего катализатора в буферный бункер 32DB-346, через емкость 32DB-352, посредством двух шаровых клапанов поз. 32UV-81.1 и 32UV-81.2 с приводом от кнопки поз. HS-347, установленной по месту. Из буферного бункера 32DB-346 катализатор поступает в шлюзовой бункер № 2. Перед загрузкой шлюзового бункера № 2 катализатором он продувается азотом от ВСГ. Количество продувок задается от 0 до 9 селекторным переключателем продувок. Обычно достаточно 3 продувок. Газы продувки с верхней части шлюзового бункера № 2 через дроссельную шайбу поз. FО -11 сбрасываются в камеру сгорания печи 31ВН-312. Азот на продувку подается в нижнюю часть шлюзового бункера № 2 через дроссельную шайбу поз. FО-12. Расход азота контролируется прибором поз. 32FI-344 (не менее 22 м3/ч при н.у.). Давление в шлюзовом бункере № 2 контролируется прибором поз. 32PI-345, уровень контролируется радиоактивным уровнемером поз. 32LI-347. Продувка азотом шлюзового бункера № 2 будет осуществляться до тех пор, пока не будет достигнуто заданное количество продувок и на приборе поз. 32PI-345 не будет достигнуто давление менее 0,14 кгс/см2. После загрузки шлюзового бункера № 2 катализатором, вновь производится продувка его азотом для удаления кислорода, которые могли попасть в шлюзовой бункер № 2 с катализатором. Продувка проводится аналогично процессу, описанному выше. После продувки шлюзового бункера азотом, в нем создается давление ВСГ равное давлению в транспортной емкости катализатора 32DB-348 ВСГ на создание давления подается из линии транспортирующего ВСГ через дроссельную шайбу поз. FО-14. Перепад давления между шлюзовым бункером № 2 и транспортной емкостью 32DB-348 контролируется прибором поз. 32PDI-343. При перепаде давления на приборе поз. 32PDI-343, равному 0 кгс/см2, регенерированный катализатор поступает в транспортную емкость 32DВ-348, подхватывается транспортирующим ВСГ и в псевдоожиженном состоянии через сортировщик катализатора 32DB-359 поступает в зону восстановления катализатора верхнюю часть реактора 31DR-311. Транспортировка катализатора в шлюзовой бункер № 2 и из него, включая продувку и контрольные проверки, регулируется логической системой регулирования шлюзового бункера № 2 пневмотранспортной системы. 76 ВСГ для транспорта регенерированного катализатора подается от дожимных компрессоров 31GC-321А/В, проходит каплеотбойник 32SF-343, где отделяются жидкие углеводороды, после этого ВСГ подогревается паровой рубашкой и через дроссельную шайбу поз. FО-14 с давлением 12,2 кгс/см2 поступает в транспортную емкость 32DB-348. Жидкие углеводороды из 32SF-343 через дроссельную шайбу сбрасываются в сепаратор платформинга 31 DB-311. Расход водородсодержащего газа в транспортную емкость 32DB-348 регистрируется прибором поз. 32FR-346, а давление поддерживается клапаном поз. 32PV-408, установленным на линии ВСГ к транспортной емкости 32DB-348. Для предотвращения аварийных ситуаций (т.е. заполнения системы азота водородом и попадания водорода в регенератор) на линии транспорта регенерированного катализатора из буферного бункера 32DB-346 в шлюзовой бункер № 2 между отсеченными шаровыми клапанами типа “UV” предусмотрена линия утечки газов со специальными клапанами. Газы утечки сбрасываются через емкость выбросов 32DB-353 в камеру сгорания печи 31ВН-312. Расход газов утечки контролируется прибором поз. 32FI-342. Аналогично предусмотрена линия утечки газов на линиях транспорта регенерированного катализатора из шлюзового бункера № 2 в транспортную емкость 32DB-348 по линии создания давления в шлюзовом бункере № 2. Эти газы утечки через емкость выбросов 32DB-354 также сбрасываются в камеру сгорания печи 31ВН-312. Расход газов утечки контролируется прибором поз. 32FI-348. Работа всех клапанов регулируется логическим регулятором шлюзового бункера № 2 и положение всех клапанов заблокированы в необходимой последовательности для предотвращения аварийных ситуаций. Зона восстановления Из сортировщика катализатора 32DB-359 окисленный катализатор поступает в зону восстановления, расположенную в верхней части реактора 31DR-311. Восстановление проходит в водородной среде. Водород восстановления представляет собой смешанный поток транспортирующего газа и поток водорода, поступающего от компрессора 31GC-311 в верхнюю секцию зоны восстановления. Верхняя секция зоны восстановления имеет цилиндрическую форму и крепится на стояк в верхней части реактора 31DR-311, служит как буферное пространство для катализатора, который поступает из сортировщика катализатора 32DB-359. Катализатор и водородсодержащий газ проходит через многочисленные вертикальные трубы в секцию цилиндрического сборника, который обеспечивает время удержания катализатора, достаточное для его восстановления. Катализатор и водород нагреваются теплом от комбинированного сырья реактора, которое проходит перпендикулярно вертикальным трубам в верхней части зоны восстановления. Необходимо постоянно поддерживать непрерывную продувку зоны восстановления ВСГ. Если на какое-то время поток продувки прекращается, катализатор в зоне восстановления может закоксоваться, что приведет к забивке входа катали- 77 затора в реактор. Расход продувки ВСГ измеряется прибором поз. 32FR-313 и составляет (300…400) м3/ч при н.у.. Температура катализатора в нижней части зоны восстановления замеряется прибором поз. 32TI-312. Перед входом в зону восстановления ВСГ подогревается в паровой рубашке. Восстановленный катализатор поступает в верхнюю часть реактора платформинга 31DR-311, проходит сверху вниз реакторы 31DR-311314 и с нижней части реактора 31DR-314 вновь транспортируется в регенератор 32DB-349. Режим работы зоны восстановления Температура катализатора на выходе из зоны, oС Расход ВСГ в зону, м3/ч при н.у. Время пребывания катализатора в зоне, ч 480…540 300…400 2 78 Цикл транспортировки регенерированного катализатора состоит из стадий: Основная стадия ГОТОВ ПРОДУВКА 1 ДАВЛЕНИЕ РАЗГРУЗКА ПРОДУВКА 2 ЗАГРУЗКА Операция Шлюзовой бункер № 2 заполнен катализатором и находится под небольшим избыточным давлением Шлюзовой бункер № 2 продувается азотом от кислорода В шлюзовой бункер № 2 подается давление водорода Катализатор выгружается в транспортную емкость 32DB-348 и транспортируется в сортировщик катализатора 32DB-359 Сброс давления из шлюзового бункера № 2, продувка его азотом от ВСГ Катализатор загружается в шлюзовой бункер № 2 из буферного бункера 32DB-346 В конце стадии «ЗАГРУЗКИ» шлюзовой бункер № 2 возвращается в стадию «ГОТОВ». При срабатывании сигнала об отсутствии уровня в 32DB-344 поз. 32LI-349 цикл повторяется. На видеограмме управления имеется панель программирования с обозначением основных стадий. При выполнении шлюзовым бункером № 2 определенных стадий, индикатор на этой панели указывает на какой стадии находится цикл. Для того чтобы легче было проследить срабатывание клапанов и логическую последовательность смотри рисунки 20…43, где представлены положения клапанов на каждой логической стадии. 79 Рисунок № 20 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: СТОП 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 80 Рисунок № 21 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 0-ГОТОВ (из положения СТОП) 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 81 Рисунок № 22 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 0-ГОТОВ (из стадии 17) 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 82 Рисунок № 23 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 1А-ПРОДУВКА 1 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 83 Рисунок № 24 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 1В-ПРОДУВКА 1 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 32ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 84 Рисунок № 25 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 2-ПРОДУВКА 1 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 85 Рисунок № 26 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 2-ПРОДУВКА 1 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 86 Рисунок № 27 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 3-ПРОДУВКА 1 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 48 44 к 31ВН-312 45 49 к 31ВН-312 43 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 87 Рисунок № 28 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 4-ДАВЛЕНИЕ 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 88 Рисунок № 28 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 4-ДАВЛЕНИЕ 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 89 Рисунок № 30 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 6-ДАВЛЕНИЕ 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 90 Рисунок № 31 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 7-РАЗГРУЗКА 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 32ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 91 Рисунок № 32 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 8-РАЗГРУЗКА 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 92 Рисунок № 33 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 9-РАЗГРУЗКА 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 93 Рисунок № 34 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 10-РАЗГРУЗКА 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 94 Рисунок № 35 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 11А-ПРОДУВКА 2 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 95 Рисунок № 36 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 11В-ПРОДУВКА 2 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 96 Рисунок № 37 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 12-ПРОДУВКА 2 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 97 Рисунок № 38 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 12-ПРОДУВКА 2 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 98 Рисунок № 39 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 13-ПРОДУВКА 2 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 48 44 к 31ВН-312 45 49 к 31ВН-312 43 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 99 Рисунок № 40 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 14- ЗАГРУЗКА 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН-312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 100 Рисунок № 41 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 15- ЗАГРУЗКА 32DВ-359 32LI 349 32DВ-346 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 101 Рисунок № 42 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 16- ЗАГРУЗКА 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 55 к 31ВН-312 32FI 346 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 102 Рисунок № 43 - Автомат шлюзового бункера № 2. Стадия: 17- ЗАГРУЗКА 32LI 349 32DВ-346 32DВ-359 к 31ВН-312 ВСГ 42 31DR-311 47 32РI 345 FО 46 к 31ВН-312 48 43 44 к 31ВН-312 45 49 FО 32LI 347 32DВ-347 32FI 344 FО 10 52 Азот 53 51 54 к 31ВН312 32FI 346 55 к 31ВН-312 32РDI 343 56 32DВ-348 Условные обозначения Клапан открыт Клапан закрыт Смена положения клапана 103 Описание последовательности стадий при транспортировке регенерированного катализатора в сортировщик катализатора 32DB-359 Положение «СТОП» (см. рис. 20) В положении “стоп” все шаровые клапаны закрыты, за исключением спускного клапана загрузки поз. 32UV-44 и спускного клапана азотной продувки поз. 32UV-51. Эти клапаны открываются для изоляции (т.е. двойного отсечения и дренажа) секций системы с наличием азота и водорода. Красная лампочка “стоп” в кнопке поз. LH-2 зажжена, а на программной панели не горит ни одна лампа. Клапаны поз. 32UV-44 и 32UV-51 находятся в положении “открыто”. Положение «ГОТОВ» стадии 0 – «ГОТОВ» Положение “готов” соответствует логической стадии - 0. Шлюзовой бункер оказывается в этом положении при включении логического регулятора и удерживается в этом положении между циклами транспортировки катализатора. Стадия 0 – «ГОТОВ» (см. рис. 21, 22). При включении автомата (логического регулятора шлюзового бункера № 2) загораются зеленая лампочка на кнопке поз. LH-2 и лампочка “готов” на программной панели. Спускной клапан давления поз. 32UV-47 и спускной клапан разгрузки поз. 32UV-55 открываются. Клапаны поз. 32UV-44 и 32UV-51 остаются открытыми. Таким образом, шлюзовой бункер № 2 полностью изолирован от всех систем. В нормальных условиях стадия 0 следует за стадией 17, при этом клапаны поз. 32UV-47 и 32UV-55 уже открыты, а клапан поз.32UV-44 на стадии 17 закрыт, поэтому клапан поз. 32UV-44 на стадии 0 открывается. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-51, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Цикл транспортировки катализатора начинается автоматически при наличии нижнего уровня в сортировщике катализатора 32DB-359 над зоной восстановления. 104 Стадии «ПРОДУВКИ 1» На стадиях “продувки 1” происходит продувка шлюзового бункера № 2 азотом, перед транспортировкой катализатора в сортировщик катализатора 32DB-359. Стадии “продувки 1” соответствуют логическим стадиям 1…3. На стадиях 1 и 3 происходит переключение клапанов. Непосредственно продувка происходит на стадии 2. Стадия 1 – «ПРОДУВКА 1 » (см. рис. 23, 24) а) Воздушный клапан шлюзового бункера № 2 поз. 32UV-49 открыт для полного сброса давления из шлюзового бункера № 2. Индикатор “готов” гаснет и загорается индикатор “продувка 1” б) Когда давление в шлюзовом бункере № 2 упадет до уставки поз. 32PI-345 (обычно 0,14 кгс/см2), спускной клапан азотной продувки поз. 32UV-51 закрывается для подготовки к продувке азотом. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-49, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Стадия 2 – «ПРОДУВКА 1» (см. рис. 25, 26) Первый клапан азотной продувки поз. 32UV-50 открывается и начинается подпрограмма (промежуточная стадия) продувки. Подпрограмма продувки заключается в следующем: второй клапан азотной продувки поз. 32UV-52 открывается и поток азота начинает поступать в шлюзовой бункер № 2. Когда индикатор расхода поз. 32FI-344 покажет нужный расход азота (обычно 22 м3/ч при н.у.) и истечет время продувки (обычно 35 секунд), клапан поз. 32UV-52 закрывается. В ходе продувки ограничительные диафрагмы продувки и сброса воздуха обеспечивают повышение давления в шлюзовом бункере № 2. Когда давление упадет до уставки поз. 32PI-345 (0,14 кгc/см2), подпрограмма продувки возобновляется. Когда достигается число продувок (обычно 3), клапан поз. 32UV-52 закрывается. Когда давление падает обратно до уставки поз. 32PI-345, цикл переходит на стадию 3. Положение клапанов поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-49, 32UV-50, 32UV55 открыто, клапан поз. 32UV-52 находится на подпрограмме и закрывается в конце стадии. 105 Стадия 3 – «ПРОДУВКА 1» (см. рис.27) Спускной клапан давления поз. 32UV-47, воздушный клапан поз. 32UV-49, клапан азотной продувки поз. 32UV-50 и спускной клапан разгрузки поз. 32UV-55 закрываются, завершая стадии “ продувки” и подготавливая стадии “давления”. Клапан поз. 32UV-44 находится в положении “открыто”. Стадии «ДАВЛЕНИЯ» На стадиях “давления” в шлюзовом бункере № 2 создается давление водорода, равное давлению в транспортной емкости 32DB-348. Стадии “давления” соответствуют логическим стадиям 4…6. На стадиях 4 и 6 происходит переключение клапанов. Давление в шлюзовом бункере № 2 создается на стадии 5. Стадия 4 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 28) Нижний клапан давления поз. 32UV-48, спускной клапан азотной продувки поз.32UV-51 и верхний клапан разгрузки поз. 32UV-54 открываются, тем самым азотный коллектор изолируется и шлюзовой бункер № 2 готов к вводу водорода. Индикатор “продувка 1” гаснет, а индикатор “давление” загорается. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-48, 32UV-51, 32UV-54 находятся в положении “открыто”. Стадия 5 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 29) Открывается второй клапан давления поз. 32UV-46, впуская водород в шлюзовой бункер № 2. Наддув шлюзового бункера № 2 ВСГ происходит до тех пор, пока давление в нем не сравнится с давлением транспортной емкости 32DB-348, согласно показаниям поз. 32PDI-343. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-46, 32UV-48, 32UV-51, 32UV-54 находятся в положении “открыто”. Стадия 6 – «ДАВЛЕНИЕ» (см. рис. 30) Клапаны давления водорода поз. 32UV-46, 32UV-48 закрываются для завершения стадии “давление”. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-51 и 32UV-54 находятся в положении “открыто”. 106 Стадии «РАЗГРУЗКИ» На стадиях “разгрузки” катализатор из шлюзового бункера № 2 выгружается в транспортную емкость 32DB-348. Стадии “разгрузка” соответствуют логическим стадиям 7…10. Фактически освобождение шлюзового бункера № 2 происходит на стадии 8. На других стадиях происходит переключение клапанов. Стадия 7 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 31) Спускной клапан давления поз. 32UV-47 и разгрузочный клапан поз. 32UV56 открываются, тем самым коллектор водорода изолируется единственным клапаном поз. 32UV-53 “vi-boll”, который остается закрытым на трубопроводе выгрузки. Индикатор “давление” гаснет и загорается индикатор “разгрузка”. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-51, 32UV-54, 32UV-56 находятся в положении “открыто”. Стадия 8 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 32) Клапан “vi-boll” поз. 32UV-53 открывается и включается таймер выгрузки. Когда он срабатывает (обычно через 180 сек.), шлюзовой бункер № 2 должен быть пустым и цикл продолжается. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-51, 32UV-53, 32UV-54, 32UV-56 находятся в положении “открыто”. Стадия 9 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 33) Клапан поз. 32UV-53 закрывается и включается таймер осаждения мелочи. За время осаждения происходит очистка трубопровода от катализаторной мелочи, что уменьшает износ седел шаровых клапанов. Когда таймер осаждения мелочи срабатывает (обычно через 15 секунд), цикл продолжается. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-51 находятся в положении “открыто”. 107 Стадия 10 – «РАЗГРУЗКА» (см. рис. 34) Клапаны разгрузки поз. 32UV-54, 32UV-56 закрываются и счетчик транспортной емкости 32DB-348, являющийся суммирующим регистратором транспортируемых загрузок, продвигается на одну цифру. Клапаны поз. 32UV- 44, 32UV- 47, 32UV- 51 находятся в положении “открыто”. Стадии «ПРОДУВКИ 2» На стадиях “продувки 2” происходит сброс давления из шлюзового бункера № 2 и продувка его азотом, для удаления остатков водорода. Стадиям “продувки 2” соответствуют логические стадии 11…13. Сброс давления из шлюзового бункера № 2 происходит на стадии 11, а продувка на стадии 12. На стадии 13 происходит переключение клапанов. Стадия 11 – «ПРОДУВКА 2» (см. рис. 35, 36) а) Воздушный клапан поз. 32UV-49 открывается, позволяя сбросить давление из шлюзового бункера № 2 Выпускной клапан разгрузки поз. 32UV-55 открывается для изоляции шлюзового бункера № 2 от системы водородного транспортирующего газа. Индикатор “разгрузка” гаснет и загорается - “продувка 2”. б) Сброс давления из шлюзового бункера № 2 через клапан поз. 32UV-49 происходит до тех пор, пока давление не упадет до уставки поз. 32PI-345 (обычно 0,14 кгс/см2), после чего закрывается выпускной клапан азотной продувки поз. 32UV-51, делая возможным использование азотного трубопровода. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-49, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Стадия 12 – «ПРОДУВКА 2» (см. рис. 37, 38) Верхний клапан азотной продувки поз. 32UV-50 открывается и повторяется подпрограмма продувки (согласно описанию для стадии 2), на которой происходит открытие и закрытие второго клапана азотной продувки поз. 32UV-52, до достижения заданного числа продувок. В конце продувок клапан поз. 32UV-52 закрывается, давление в шлюзовом бункере № 2 вновь падает до уставки поз. 32PI-345 (обычно 0,14 кгс/см2) и цикл продолжается. Клапаны поз. 32UV-44, 32UV-47, 32UV-49, 32UV-50, 32UV-55 находятся в положении “открыто”, клапан поз. 32UV-52 на подпрограмме, закрывается в конце стадии. Стадия 13 – «ПРОДУВКА 2» (см. рис. 39) 108 Выпускной клапан загрузки поз. 32UV-44, воздушный клапан поз. 32UV-49 и клапан азотной продувки поз. 32UV-50 закрываются. Клапаны поз. 32UV-47, 32UV- 55 находятся в положении “открыто”. Стадии «ЗАГРУЗКИ» На стадиях “загрузки” шлюзовой бункер № 2 заполняется катализатором из буферного бункера 32DB-346. Этим стадиям соответствуют стадии логики 14…17. Непосредственно загрузка шлюзового бункера № 2 происходит на стадии 15. Стадия 14 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 40) Клапаны загрузки поз. 32UV-43, 32UV-45 и выпускной клапан азотной продувки поз. 32UV-51 открываются, в результате трубопровод загрузки готов к транспортировке катализатора, коллектор азота изолируется от шлюзового бункера № 2. Индикатор “продувка 2” гаснет и загорается индикатор "загрузка". Клапаны поз. 32UV-43, 32UV-45, 32UV-51, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Стадия 15 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 41) Клапан загрузки “vi-boll” поз. 32UV-42 открывается, обеспечивая поступление катализатора из буферного бункера 32DB-346. Стадия 15 продолжается до заполнения шлюзового бункера № 2, о чем будет свидетельствовать показания уровня поз. 32LI-347. Клапаны поз. 32UV-42, 32UV-43, 32UV-45, 32UV-47, 32UV-51,32UV-55 находятся в положении “открыто”. 109 Стадия 16 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 42) Клапан загрузки “ vi-boll ” поз. 32UV-42 закрывается и включается таймер осаждения мелочи, обеспечивая очистку трубопровода от катализаторной крошки. Когда таймер осаждения мелочи срабатывает (обычно через 15 с), цикл продолжается. Клапаны поз. 32UV-43, 32UV-45, 32UV-47, 32UV-51, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Стадия 17 – «ЗАГРУЗКА» (см. рис. 43) Клапаны загрузки поз.32UV-43, 32UV-45 закрываются, шлюзовой бункер № 2 возвращается на стадию 0, на которой открывается выпускной клапан загрузки поз. 32UV-44. Клапаны поз. 32UV-47, 32UV-51, 32UV-55 находятся в положении “открыто”. Помимо программы транспортного цикла шлюзовой бункер № 2 включает схемы контроля и выявления отклонений от нормальных условий при транспортировке. Эти схемы обеспечивают: 1) проверку клапанов и блокировку во избежание опасных положений клапанов; 2) сигнализацию по уровню поз. 32LAHL-309 в реакторе 31DR-311, расположенную на сортировщике катализатора 32DB-359, во избежание нарушения уплотнения слоя катализатора в реакторе 31DR-311; 3) сигнализацию по обратному потоку из реактора 31DR-311 при обнаружении и для предотвращения обратного потока продукта из реактора в трубопровод транспортировки регенерированного катализатора; 4) последовательность замедленной остановки, для предотвращения закрытие шаровых клапанов на катализаторе, при остановке логического регулятора в ходе цикла транспортировки; 5) сигнализацию отклонений при загрузке катализатора в шлюзовой бункер № 2; 6) систему контроля выходных контуров КИП для выявления неисправностей (сигнал длинного цикла). Проверка положения клапанов и их блокировки Во избежание риска возникновения опасной ситуации, вследствие неисправности какого-нибудь компонента логической системы, в логическую схему включены системы проверки клапанов и их блокировки. Положение клапанов должно проверяться на каждой стадии до перехода транспортного цикла на следующую стадию. Исключениями из этого требования являются для логического регулятора шлюзового бункера № 2 переход со стадии 15 на стадию 16 на этапе “загрузка” и переход со стадии 5 на стадию 6. Переход со стадии 15 на стадию 16 не блокирует110 ся из-за возможности переполнения шлюзового бункера № 2 и закрытия клапанов поз. 32UV-43 и 32UV-45 на катализаторе. Переход со стадии 5 на стадию 6 не блокируется вследствие возможности создания критического давления в шлюзовом бункере № 2. Система блокировки клапанов предотвращает некоторые комбинации клапанов, которые могут привести к возникновению опасных ситуаций. Иными словами, для открытия какого-либо клапана, обязательно должны быть соблюдены определенные условия (положения отдельных клапанов). Условия, необходимые для открытого положения клапанов шлюзового бункера № 2 представлены в таблице № 2. Сигнализация по уровню в реакторе Для обеспечения нормальной работы секции платформинга реакторы должны быть заполнены катализатором. Если в результате какой-нибудь неполадки цикл шлюзового бункера № 1 будет идти, а цикл шлюзового бункера № 2 будет остановлен, то уровень в верхней части реактора 31DR-311 может исчезнуть. Сигнал по уровню в реакторе 31DR-311 служит для предотвращения этой неисправности. Когда согласно показанию поз. 32LI-309, уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 понижается, включается таймер уровня в реакторе 31DR-311. Если уровень остается низким, таймер сработает на вызов срабатывания звукового сигнала поз. 32LTHL-309. После короткой выдержки селектор шлюзового бункера № 1 остановит транспортировку катализатора из реакторов (т.е. шлюзовой бункер № 1 завершит свой цикл и будет удерживаться на стадии 0). Пока уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 будет оставаться низким, катализатор не сможет выводится из реакторов. Когда шлюзовой бункер № 2 загрузит достаточное количество катализатора в сортировщик катализатора 32DB-359 и обеспечит прежний уровень, таймер будет сброшен на ноль и шлюзовой бункер № 1 возобновит нормальную работу. Отсутствие питания на контакте уровня или отключение логического регулятора шлюзового бункера № 2 приводит к тем же результатам, как и наличие низкого уровня в сортировщике катализатора. В нормальных условиях каждый раз, когда из нижней части реакторов забирается партия катализатора, уровень в верхней части реактора 31DR-311 понижается. Если датчик уровня показывает высокий уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 и он таким остается при транспортировке 4-х партий катализатора шлюзовым бункером № 1 из нижней части реакторов, то либо датчик уровня пришел в неисправность, либо произошло забивание зоны восстановления в верхней части реакторов. В обоих случаях счетчик включает сигнал высокого уровня поз. 32LAH349 в сортировщике катализатора 32DB-359. Если уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 понижается до четырехкратного забора катализатора шлюзовым бункером № 1, то счетчик сбрасывается на ноль и звуковой сигнал не срабатывает. При пуске или незначительных колебаниях расхода катализатора могут создаваться условия для срабатывания сигнала высокого уровня, что связано с коле- 111 баниями объемной средней плотности слоев катализатора в реакторе, при наличии потока катализатора. В любом случае такая аварийная ситуация не должна продолжаться более одного часа; в любом случае шлюзовой бункер № 1 должен быть остановлен и должны быть приняты меры для определения и устранения причины ее возникновения. С целью предотвращения закоксовывания катализатора в зоне восстановления, предусмотрена подача ВСГ от компрессора 31GC-311 с постоянным расходом 300…400 м3/ч при н.у., контролируемого прибором поз. 32FRCAL-313. Сигнализация по обратному потоку из реактора При появлении заметной течи на клапанах поз. 32UV-55 или 32UV-56, между шлюзовым бункером № 2 и транспортной емкостью 32DB-348, возникает риск обратного потока продукта из реактора 31DR-311 в транспортный трубопровод. Для предотвращения такой ситуации, в паровой зоне, над уровнем катализатора в восстановительной зоне устанавливается термопара поз. 32(TI-TAH-311). Если эта термопара показывает температуру выше нормы (выше 100 оС, что говорит о наличии обратного потока из реактора в транспортный трубопровод), то логический регулятор шлюзового бункера № 2 отключается. При отключении логического регулятора спускной клапан разгрузки поз. 32UV-55 и клапаны разгрузки поз. 32UV-54, 32UV-56 закрываются, перекрывая обратный поток. Последовательность принудительной остановки Во избежание возможного повреждения поверхности седел шаровых клапанов, при закрытии на катализаторе, в случае остановки транспортного цикла на стадиях “разгрузки” или “загрузки”, в схему логического регулятора шлюзового бункера № 2 включена последовательность принудительной остановки. При нажатии кнопки, для остановки системы, немедленно загорается красная лампочка в кнопке, для оповещения об этой операции. Если система работает в последовательности принудительной остановки, зеленая лампочка продолжает гореть до завершения последовательности. Последовательность принудительной остановки обеспечивает закрытие клапанов “vi-boll” в трубопроводах загрузки или разгрузки катализатора, очистку трубопровода от катализатора, закрытие всех шаровых клапанов шлюзового бункера № 2 (поз. 32UV-42, 32UV-43, 32UV-45, 32UV-53, 32UV-54, 32UV-56) за исключением газовых клапанов поз. 32UV-44 и 32UV-51. Сигнализация отклонений при загрузке Звуковой сигнал отклонений в режиме загрузки срабатывает при несоблюдении нормального времени заполнения шлюзового бункера № 2. Время, требующееся для заполнения шлюзового бункера № 2, определяется экспериментально. В отсутствие отклонений, время загрузки остается относительно постоянным. Для детекции отклонений при разгрузке шлюзового бункера № 2, при открывании клапа112 на загрузки “vi-boll” поз. 32UV-42 (стадия 15) срабатывает таймер “укороченной загрузки”. Таймер “укороченной загрузки” срабатывает незадолго до истечения нормального времени загрузки. Если шлюзовой бункер № 2 заполняется согласно показаниям поз. 32LI-347, до срабатывания таймера “укороченной загрузки” или, если таймер “удлиненной загрузки” срабатывает до того, как поз. 32LI-347 покажет, что шлюзовой бункер заполнен, срабатывает звуковой сигнал “аномальной загрузки”. В дополнение к сигналу, при срабатывании таймера “удлиненной загрузки”, цикл автоматически переходит на стадию 16, на которой происходит закрытие клапана “vi-boll”. Тем самым предотвращается возможность переполнения шлюзового бункера № 2 и закрытия клапанов загрузки поз. 32UV-43 и 32UV-45 на катализаторе. При срабатывании звукового сигнала, сигнальный индикатор будет продолжать гореть до стадии 10 следующего цикла. Сигнал “аномальной загрузки” в шлюзовом бункере № 2 срабатывает только на стадии 15 и 16. Изменения уровня в шлюзовом бункере № 2 на других стадиях не оказывает никакого воздействия на ход цикла транспортировки. Меры, принимаемые при срабатывании звукового сигнала “аномальной загрузки”, описаны в разделе “Выявление и устранение неисправностей”. Сигнал «длинного цикла» Сигнал “длинного цикла” предупреждает оператора о неполадках в ходе цикла транспортировки катализатора. Сигнал приводится в действие таймером “длинного цикла”, который срабатывает вскоре после истечения нормального времени транспортного цикла. Таймер включается в начале транспортного цикла (т.е. на стадии 1) и отключается в конце цикла, когда шлюзовой бункер № 2 возвращается в состояние “готов” (т.е. стадия 0). Если таймер срабатывает до завершения цикла, то срабатывает звуковой сигнал “длинного цикла”. Нормальное время цикла является относительно постоянным, однако в схему логического регулятора шлюзового бункера № 2, включается система контроля для обнаружения неполадок в работе выходных контуров КИП. При обнаружении неисправности, транспортный цикл приостанавливается и срабатывает таймер “длинного цикла”, приводя в действие звуковой сигнал “длинного цикла”. Эта и другие проблемы, вызывающие срабатывание звукового сигнала “длинного цикла”, подробно описаны в разделе “Устранение неисправностей”. Подтверждение состояния клапанов Таблица № 2 Условия необходимые для открытого положения клапанов шлюзового бункера № 2 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 № клапана 42 О О 43 С С О С С С О С С О С 44 С С 45 С С О С С С О С С О C 46 С О С С С С О С 113 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 С С С С О С С С С С С С С О О С С С О С О С О С О С С С С О С С С О О C C С О О C O С С С С С О С С С С О С С С О С C С О - открыт С - закрыт Иллюстрации к логическим стадиям (рис. 20…43) Клапаны, меняющие свое положение, обведены кружком. Открытые клапаны – белые, закрытые – черные. Групповой автоматический регулятор (Главный автомат) Остановка и пуск Любой сигнал, отключающий групповой автоматический регулятор, останавливает работу регенератора и включает азотную продувку в нижней части колонны регенератора. В случае, когда раздается любой сигнал остановки или нажата кнопка “пуск – стоп регенератора”, групповой автоматический регулятор обеспечит выполнение следующих операций: Выполняемая операция Начало азотной продувки в колонне регенерации 32DB-349 Прекращение подачи воздуха Прекращение подачи хлорида Остановка печей: (регенерации – 32ВН-342, хлорирования – 32ВН-341 и воздушной – 32ВН-343) Прекращение транспортировки дезактивированного катализатора (после завершения транспортного цикла) Прекращение подачи регенерированного катализатора в буферный бункер 32DB-346 позиция клапан поз. 32UV-71 открывается клапан поз.32UV-72 закрывается клапан поз. 32UV-73 закрывается прекращается подача напряжения на печь снимается отпирающий сигнал ступени 1 LH-1 клапаны поз.32UV-75 и 32UV-76 закрываются Ситуации вызывающие остановку работы регенератора: Ситуация Прибор, поз.+ 114 Ситуация Высокая температура газа, выходящего из зоны регенерации Высокая температура газа, выходящего из зоны хлорирования Низкий расход газа регенерации Низкий расход газа хлорирования Низкий перепад давления между расходным бункером 32DB-344 и регенератором DB-349 Низкий расход продувки буферного бункера 32DB-346 Анализатор Н2/НС в буферном бункере 32DB-346 - водород Анализатор Н2/НС в буферном бункере 32DB-346 - углеводород Низкий расход азота в регенераторе 32DB-349 Низкий расход пробы на анализатор О2 Остановка воздуходувки холодильника регенерации 32GV-344А Кнопка “пуск-стоп регенератора” кнопка-выключатель “пуск – стоп регенератора” (аварийная остановка) Прибор, поз.+ 32ТАН-371 32ТАН-365 32FRAL-382 32FRAL-363 32PDRCAL-354 32FIAL-341 32ARAHL-355 (Н2) верх 32ARAHL-355 (HC) низ 32FRCAL-380 32FAL-384 32ХAL-385 логическая кнопка логическая кнопка Логическая кнопка “пуск-стоп регенератора” или любое вышеуказанное устройство сигнализации отключит групповой автоматический регулятор, но не отключит регуляторы шлюзовых бункеров № 1 и № 2. Шлюзовой бункер № 2 будет продолжать транспортировку регенерированного катализатора до тех пор, пока радиоактивный уровнемер поз. 32LI-309 не покажет наличие уровня в сортировщике катализатора 32DB-359, что будет означать наличие катализатора в верхней части реактора 31DR-311 (то есть центральная труба не будет оголена). Однако транспортировка дезактивированного катализатора остановится, так как селекторная система шлюзового бункера № 1 отключится вместе с групповым автоматическим регулятором. Должны быть соблюдены следующие условия, прежде чем станет возможным пуск регенератора от кнопки “пуск-стоп регенератора”: - система должна питаться переменным током (т.е. автомат замкнут) - устройства сигнализации не должны быть в аварийном положении: 32ТАН - 371 32FIAL - 341 32TAH - 365 32ARAHL - 355 32FRAL - 382 32FRCAL - 380 32FRAL - 363 32FAL - 384 32PDRCAL - 354 32XAL - 385 - кнопка-выключатель “пуск – стоп регенератора” должна находиться в “рабочем” положении (т.е. должна быть включена). Селекторная система газа 115 Селекторные кнопки вызывают срабатывание шаровых клапанов на линии подачи азота, воздуха и хлорорганики к колонне регенерации 32DB-349. Клапаны азота поз. 32UV-71 и воздуха поз. 32UV-72 срабатывают от отдельных кнопок “азот“ и “воздух”, клапан хлорорганики поз.32UV-73 срабатывает от кнопки “хлорид”. Клапаны на азоте и воздухе срабатывают независимо, однако для срабатывания клапана “хлорид“ - должна быть нажата кнопка “воздух” (т.е открыт клапан поз. 32UV-72), прежде чем сработает кнопка “хлорид”. Когда регенератор остановлен, все клапаны закрыты, за исключением клапана поз. 32UV-71 (клапан “азота“), который открывается для автоматической азотной продувки в колонне регенерации 32DB-349. Кнопка “пуск – стоп регенератора” охватывает и блокирует все кнопки группового автоматического регулятора в том случае, когда она находится в положении “стоп”. Остановка электрических печей Напряжение на электрические печи: регенерации 32ВН-342, хлорирования 32ВН-341, сушки - 32ВН-343 – подается отдельными кремниевыми управляемыми выпрямителями, регулируемые регуляторами температуры. В каждой печи имеется внутренняя цепь аварийной сигнализации температуры, которая останавливает ее при повышении температуры до блокировочных значений. (поз. 32ТАН-364 – 650 oС, поз. 32ТАН-374 – 650 oС; поз. 32ТАН-377 – 750 oС) ее нагревательного элемента. Защита от низких расходов в печи обеспечивается косвенным путем, через систему остановки регенератора. Печь Регулятор Поз. блокировки температуры Регенерации – 32ВН-342 32TRC-373 32ТАН-374 Хлорирования – 32ВН-341 32TRC-367 32ТАН-364 Воздушная – 32ВН-343 32TRC-376 32ТАН-377 При любой аварийной или нормальной остановке, отключающей регенератор, отключается подача напряжения на все электрические печи. Система регулирования расхода катализатора Поток регенерированного катализатора из куба колонны регенерации 32DB349 в буферный бункер 32DB-346 регулируется системой регулирования расхода катализатора в регенератор, которая вызывает поочередное срабатывание клапанов поз. 32UV-75 и 32UV-76. При всех нормальных условиях и работающем групповом автоматическом регуляторе, поток катализатора из куба колонны может быть пущен нажатием на кнопку “подача катализатора” - регулирования расхода катализатора - которая обеспечивает “загрузку и выгрузку бункера”. Расход катализатора регулируется двумя таймерами. Таймер “загрузка бункера” расположен в логическом шкафу группового автоматического регулятора, а таймер “выгрузка бункера” расположен на контрольной панели оператора регенерации. 116 Когда кнопка “пуск - стоп” регулирования расхода катализатора нажата, таймер “загрузка бункера” включается и клапан поз. 32UV-75 открывается. Таймер загрузки отрегулирован на заданный период времени для удержания клапана поз.32UV-75 в открытом положении, достаточном для обеспечения заполнения бункера. Когда таймер загрузки отключается, клапан поз. 32UV-75 закрывается, таймер выгрузки включается и клапан поз. 32UV-76 открывается. Когда таймер выгрузки отключается, клапан поз. 32UV-76 закрывается, таймер загрузки включается вновь и клапан поз. 32UV-75 открывается для начала следующего цикла. Расход катализатора регулируется изменением задания таймера “выгрузки бункера”. Расход будет максимальным, когда таймер установлен на время, достаточное лишь для выгрузки бункера регулирования расхода. Если задание таймера превышает этот период, число выгрузок в час из колонны регенерации 32DB-349 (а таким образом и расход катализатора) уменьшается. Когда регенератор останавливается, поток катализатора прекращается, Кнопка потока катализатора также блокируется до тех пор, пока регенератор не будет вновь включен в действие. При каждой остановке системы регулирования расхода катализатора клапаны поз. 32UV-75 и 32UV-76 закрываются. Бункер регулирования расхода катализатора 32DB-345 должен быть оттарирован и должен быть составлен график расхода катализатора в зависимости от уставок таймера “выгрузки бункера”, при постоянной уставке таймера “загрузка бункера”. Селекторная система шлюзового бункера № 1 Селекторная система шлюзового бункера обеспечивает непрерывную работу шлюзового бункера № 1 или его удержание на стадии “готов”. Работа регулируется логической кнопкой “работа – задержка” – LH-1. Для начала цикла транспортировки, логический регулятор шлюзового бункера № 1 должен получить сигнал от селекторной системы шлюзового бункера в групповом автоматическом регуляторе. Селекторная система шлюзового бункера № 1 получает сигналы от детектора уровня расходного бункера 32DB-344 поз. 32LI-349 и цепи аварийной сигнализации низкого уровня в реакторе 31DR-311, шлюзового бункера № 2. Если уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 низкий, а сигнализация низкого уровня в реакторе 31DR-311 не находится в аварийном положении, селекторная система шлюзового бункера посылает сигнал на регулятор шлюзового бункера № 1. Сигнал с регулятора шлюзового бункера № 2 о низком уровне в сортировщике катализатора 32DB-359 необходим для предотвращения нарушения слоя катализатора в реакторе 31DR-311 (во избежание оголения центральной трубы реактора). Если уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 остается низким в течение длительного времени, сигнал со шлюзового бункера № 2 исчезает, предотвращая дальнейший отвод катализатора из реакторов через шлюзовой бункер № 1 117 до тех пор, пока не исчезнет сигнал низкого уровня поз. 32LАL-309 в сортировщике катализатора 32DB-359. Блокировки на транспортирующем газе Прежде, чем шлюзовой бункер № 1 сможет приступить к выгрузке катализатора в транспортную емкость 32DB-343 (т.е. перейти к стадии 5-го цикла транспортировки), расходомер транспортирующего газа поз. 32FAL-306 должен показывать высокий расход. Контрольный выключатель, расположенный в групповом автоматическом регуляторе, установлен на значении (63 м3/ч; 78 м3/ч) между расходом, получаемым при транспортировке катализатора и расходом, получаемым, когда в транспортной линии нет катализатора. Прежде, чем шлюзовой бункер № 2 сможет приступить к выгрузке катализатора в транспортную емкость 32DB-343 (т.е. переход к стадии 7-го транспортировочного цикла), расходомер транспортирующего газа поз. 32FAL-346 должен не только указывать высокий расход, но также и непрерывность высокого расхода в течение последних 15 минут или более (таймер транспортирующего газа отключился). При этом включается выдержка времени транспортировки другой партии катализатора до тех пор, пока предыдущая партия не освободит транспортную линию, что позволяет предотвратить переполнение транспортной емкости 32DB-343 и возможное повреждение седел клапанов поз. 32UV-56, 32UV-54. Проверка положения клапанов и блокировки Как и в логических системах транспортировки катализатора, в групповом автоматическом регуляторе имеется специальная система проверки функционирования, которая сравнивает выходные сигналы с группового автоматического регулятора с предельными выключателями положения клапана (т.е. требуемое и действительное положение клапанов) и при выявлении расхождений между требуемым и действительным положениями клапана срабатывает сигнализация. Предусмотрено время на изменение положения клапана с изменением выходного сигнала. Неправильное срабатывание клапанов в системе инжекции хлорида с управлением от группового автоматического регулятора может привести к возникновению опасной ситуации. Поэтому, расхождения положений клапанов в системе инжекции хлорида вызывает ее остановку, но работа регенератора и транспортировка катализатора не будут остановлены. 118 Видеограммы на дисплее МОД-300 Видеограммы на дисплее МОД-300 позволяют следить за работой блока регенерации. В дополнение к указателям, регистраторам и регуляторам предоставлена технологическая схема блока регенерации, где изображены основное оборудование, технологические линии, арматура и КИП. Технологические линии предоставлены по цветам для каждого типа среды (т.е. катализатор, водород и т. п.). Клапаны, приводимые в действие логическими регулирующими системами, представлены в виде ромбиков со световыми указателями положения клапанов. Условные обозначения клапанов и КИП помечены соответствующими номерами. Аварийные световые указатели регулятора шлюзового бункера № 1 и № 2 по мощности, контролю, длительному циклу и аномальной загрузке расположены рядом с соответствующим шлюзовым бункером. Указатель уровня катализатора представлен красными световыми указателями (поз. 32LI-307, 32LI-347), расположенными на панели с условными обозначениями для емкости, содержащей катализатор. Кнопки регулятора, выключатель аварийной остановки, таймер потока катализатора, устройство учета транспортировки и аварийные световые указатели группового автоматического регулятора расположены под технологической схемой. Световые указатели уровня и аварийной сигнализации, предусмотренные на видеограммах: 32FR-302 Низкий расход продувки сборника катализатора 32DB-341 32FR-306 Транспортирующий газ в транспортную емкость 32DB-343 32FI-308 Газоотвод шлюзового бункера № 1 32LAHL-309 Уровень в сортировщике катализатора 32DB-359 32TI-311 Обратный поток из реактора 31DR-311 32FRC-313 Водород восстановления 32FI-318 Газоотвод на входе шлюзового бункера № 1 32FR-341 Продувка буферного бункера катализатора 32DB-346 32FI-342 Газоотвод на входе шлюзового бункера № 2 32FR-346 Транспортирующий газ в транспортную емкость 32DB-348 32FI-348 Газоотвод шлюзового бункера № 2 32FDRC-354 Перепад давления между расходным бункером 32DB-344 и колонной регенерации 32DB-349 32AR-355 Анализатор Н2/НС на буферном бункере 32DB-346 32FR-362 Инжекция хлорорганики 32FR-363 Циркуляционный газ хлорирования 32ТI-364 Элементы печи хлорирования 32ВН-341 32ТI-365 Выход циркуляционного газа хлорирования 32ТI-369 А÷Е Слой зоны регенерации 32ТI-369 F,G,H Слой зоны хлорирования 32ТI-371 Выход газа из зоны регенерации 32ТI-374 Элементы печи регенерации 32ВН-342 32ТI-377 Элементы воздушной печи 32ВН-343 32FRC-380 Расход воздуха / азота к воздушной печи 32ВН-343 119 32FR-382 32FAL-384 32ХАН-385 32РDАН-386 32AR-388 32FI-394 32FI-396 32FI-397 Логический регулятор шлюзового бункера № 1 Логический регулятор шлюзового бункера № 2 Групповой автоматический регулятор 32LI-307 32LI-309 32LI-347 32LI-349 32LR-340 Циркуляционный газ регенерации Поток пробы на анализатор кислорода Воздуходувка холодильника регенерации 32GV-344А Перепад давления в пылеуловителе 32DB-355 Анализатор Н2 / НС на транспортирующем газе Продувка газоотвода шлюзового бункера № 2 Газ отмучивания в бункер сепарации Азотная продувка на инжекцию хлора Контроль Длительный цикл Аномальная загрузка Длительный цикл Аномальная загрузка Контроль Измерительные приборы уровня Шлюзовой бункер № 1 Сортировщик катализатора 32DB-359 Шлюзовой бункер № 2 Расходный бункер - 32DB-344 Буферный бункер - 32DB-346 Выявление и установление неисправностей В этом разделе рассмотрены проблемы, возникающие на объекте с логическими системами управления, анализаторами и утечками на шаровых клапанах. Логические регуляторы (автоматы) Проблемы, возникающие в логических системах управления, могут быть выявлены и устранены при систематическом подходе. В данном разделе рассматривается групповой автоматический регулятор и регуляторы шлюзовых бункеров. ПРИМЕЧАНИЕ: Описание неисправностей логических компонентов в данном разделе не приводится - лишь специально обученный персонал допускается к выполнению проверок или ремонта логических систем. Групповой автоматический регулятор Если регенератор перестает работать или не может быть пущен в работу, при отсутствии аварийной сигнализации питания группового автоматического регуля120 тора и нахождении переключателя аварийной остановки в “рабочем” положении, проверить следующие приборы КИП на аварийность состояния: Перепад давления между расходным бункером 32DB-344 и колонной регенерации 32DB-349 32PDRC-354 Выходная температура газа в зоне регенерации 32ТI-371 Выходная температура газа в зоне хлорирования 32ТI-365 Расход циркуляционного газа регенерации 32FRI-382 Расход циркуляционного газа хлорирования 32FRI-363 Поток азота / воздуха в зону сушки 32FRCI-380 Поток продувки буферного бункера 32DB-346 32FII-341 Поток пробы на анализатор кислорода 32FАL-384 Анализатор наличия Н2/НС в буферном бункере 32DB-346 32AR-355 (Н-L) Остановка вентилятора холодильника регенерации 32GV-344 32ХАL-385 Если ни одна из вышеуказанных сигнализаций не находится в аварийном состоянии и групповой автоматический регулятор не включается, когда нажата кнопка “пуск - остановка регенератора”, следует вызвать специалиста по КИП для проверки группового автоматического регулятора на неисправность компонентов. Системы электрической печи Если одна из электрических печей не работает, когда групповой автоматический регулятор включен, проверить нижеуказанные сигнализации на аварийное состояние: Печь Сигнальное устройство Хлорирования 32ТI - 364 Регенерации 32ТI - 374 Воздушная 32ТI - 377 Если регулятор температуры показывает полный выход при нормальных рабочих условиях, то причиной может быть неисправный регулируемый тиристорный источник мощности. Система регулирования расхода катализатора Если система регулирования расхода катализатора не работает или не запускается, когда групповой автоматический регулятор включен, могут быть неисправны предохранитель, логический компонент или таймер. Для проверки системы необходимо вызвать специалиста по КИП. Селекторная система шлюзового бункера Если селекторная система шлюзового бункера не запускается, когда групповой автоматический регулятор работает, вызвать для проверки системы специалиста по КИП. Если селектор шлюзового бункера находится в “рабочем” положении 121 и шлюзовой бункер № 1 работает, но не обеспечивает смены циклов (т.е. транспортировки катализатора), необходимо проверить следующее: - если система регулирования расхода работает (т.е. имеет место выгрузка катализатора из колонны регенерации), а уровень в расходном бункере 32DB-344 не падает, вызвать специалиста по КИП для проверки уровня поз.32LI-349. Если показание уровня в расходном бункере 32DB-344 низкое, а шлюзовой бункер № 1 не начинает цикла транспортировки, проверить аварийную сигнализацию уровня поз. 32LAHL-309 в реакторе 31DR-311. - если срабатывает звуковая аварийная сигнализация низкого уровня в реакторе 31DR-311, проверить смену циклов шлюзового бункера № 2. - если в шлюзовом бункере № 2 не происходит смена циклов, определить причину и устранить ее (см. ниже описание выявления и устранения неисправностей шлюзового бункера № 2). - если в шлюзовом бункере № 2 происходит нормальная смена циклов и при этом срабатывает сигнализация низкого уровня в сортировщике катализатора 32DB-359, то следует вызвать специалиста по КИП для проверки радиоактивного уровнемера поз. 32LAHL 309 - если звуковая аварийная сигнализация низкого уровня в сортировщике катализатора 32DB-359 поз. 32LAHL 309 не сработала, вызвать специалиста по КИП для проверки логических компонентов. ПРИМЕЧАНИЕ: Перед тем, как регулятор шлюзового бункера № 1 начнет цикл транспортировки, должны работать и групповой автоматический регулятор и регулятор шлюзового бункера № 2. Кроме того, селекторный переключатель продувки в шкафу регулятора шлюзового бункера № 1 должен находиться в любом положении, кроме нуля. ПРОВЕРКА Неисправность клапана или предельного выключателя клапана (т.е. устройства определяющего действительное положение клапана) приводит к остановке группового автоматического регулятора: при этом сработает контрольная сигнализация. Если сигнализация срабатывает, проверить световые указатели положения и привода всех клапанов для определения причин и местонахождения неисправностей. ПИТАНИЕ Групповой автоматический регулятор располагает источником питания постоянного тока и контрольным прибором с аварийной сигнализацией. При неисправной работе источника питания постоянного тока, раздается аварийный сигнал питания и прекращается подача переменного тока на все клапаны в системе регулятора. Для возобновления питания системы вызвать специалиста по КИП. 122 Регуляторы шлюзовых бункеров Проблемы, которые могут встать во время цикла транспортировки, в основном одинаковы для обоих регуляторов шлюзовых бункеров № 1 и № 2. Системный подход описан ниже: Для пуска регуляторов шлюзовых бункеров необходимо наличие следующих условий: 1. Выключатель аварийной остановки должен находится в “рабочем” положении. 2. Групповой автоматический регулятор должен питаться переменным током для поддержания цепи аварийной остановки в возбужденном состоянии. 3. На логические системы регулирования шлюзовых бункеров №1 и №2 должен подаваться переменный и постоянный ток (т.е. отсутствие аварийного сигнала питания). Кроме того, в логическом регуляторе шлюзового бункера № 2, термопара поз. 32TI-311 (обратный поток из реактора) должна находиться в исправном состоянии. Если вышеуказанные условия соблюдены, а логические регуляторы шлюзовых бункеров № 1 и № 2 не запускаются при нажатой кнопке «пуск-останов», необходимо вызвать специалиста по КИП для проверки этих регуляторов. Цикл транспортировки обоих регуляторов шлюзовых бункеров может останавливаться выполнением некоторых функций или мер предосторожности. Сюда входят проверка и функции блокировок, выход из строя какого- либо прибора или таймера, которые должны выполнять роль затвора или запроса на продолжение цикла транспортировки. При всех контрольных неисправностях будет срабатывать аварийный сигнал и цикл будет остановлен на логической ступени, на которой произошла контрольная неисправность. Для определения причины неисправности пользоваться следующими указаниями: 1. Если все световые указатели требуемого и действительного положения клапанов совпадают, неисправность системы будет находиться на уровне блокировки, вследствие повреждения логического компонента или допущенной на месте ошибки при монтаже. Для устранения проблемы вызвать специалиста по КИП. 2. При несовпадении одного или более световых указателей требуемого и действительного положения клапана – клапан не перешел в требуемое положение по одной из следующих причин: отсутствие подачи воздуха на соленоид или отсутствие сигнала на соленоид клапана; проверить подачу воздуха на соленоид клапана; вызвать специалиста по КИП для проверки соленоида клапана. 3. Если ни один из световых указателей положения клапана не горит, причиной является плохая работа предельного выключателя логического компонента или предохранитель, или клапан не полностью перешел в новое положение. Проверить положение клапана по месту и вызвать соответствующего специалиста. 4. Если оба световых указателя положения клапана горят, то предельный выключатель клапана для незатребованного положения клапана закорочен или не разомкнул контакта, когда клапан менял положение. Иногда проблема может 123 быть устранена легким ударом по клапану. Если это не помогает, вызвать специалиста по КИП для проверки предельного выключателя. ПРИМЕЧАНИЕ: Любая физическая проверка или проверка логических компонентов в шкафах логики, включая выходные сигналы преобразователя, должна выполнятся квалифицированными специалистами по КИП. Логические системы могут быть неисправными, не вызывая срабатывания контрольной аварийной сигнализации. Это может быть вызвано неисправностью прибора или таймера, который остановит цикл и вызовет срабатывание аварийной сигнализации “длительного цикла”, после прохождения определенного промежутка времени. При этом необходимо: 1. Определить логическую ступень, на которой система была остановлена. Вопервых, определить ступень основной программы. Затем определить действенную логическую ступень, используя рисунки логических ступеней. 2. После определения прибора или таймера, работающих в логической ступени, на которой произошла неисправность, выполнить следующее: a) если на ступени имеется прибор (расходомер, датчик давления), проверить его для определения причины возникновения проблемы: вследствие неисправности прибора или по какой-либо другой причине. Ниже приводится несколько примеров проблем, связанных между собой; 1) Закупорка или сужение на продувочной линии шлюзового бункера – в шлюзовом питателе не происходит депрессии во время ступени продувки. 2) Утечка на поз. 32UV-12 или (32UV-52) во время ступени продувки – давление в шлюзовых бункерах № 1, 2 не понижается до заданного значения на поз. 32PI-305 или поз. 32PI-345. 3) Закупорка или сужение на разгрузочных линиях шлюзовых бункеров № 1, 2 – указатель уровня остается зажженным, шлюзовые бункера № 1, 2 переходят к ступени загрузки. 4) Клапан азотной продувки закрыт – цикл будет задержан во время выполнения подпрограммы продувки, вследствие отсутствия потока азота через продувочную линию поз. 32FI-304 и 32FI-344. b) Проблема может быть также вызвана перегоранием предохранителя или неисправностью логических компонентов регулятора. Если технологическая проблема не обнаружена (т.е. закупорка линии, утечка на шаровом клапане и т.д.), вызвать специалиста по КИП для проверки приборов данной ступени и логического регулятора. если на данной ступени имеется таймер, вызвать соответствующего специалиста для проверки таймера. Опасные газовые смеси В секции регенерации предусмотрены 2 анализатора Н2/НС для детектирования газовых смесей. 124 Один анализатор предназначен для транспортирующего азота, а другой для "азотной подушки” буферного бункера 32DB-346. Для транспортирующего газа возможными проблемами и решениями является следующее: а) высокое содержание водорода указывает на утечку на нагнетательных клапанах и/или спускном клапане водорода или недостаточность продувки шлюзового бункера № 1. Если концентрация объемной доли водорода превысит 0,58 %, проверить шаровые клапаны на утечку и спускную линию газов продувки шлюзового бункера № 1 на закупорку или увеличить число продувок (т.е. увеличить задания на селекторном переключателе продувки для регулятора шлюзового бункера № 1). б) высокое содержание углеводорода, указывает на неправильность продувки дезактивированного катализатора. Если содержание углеводорода становится временно высоким, обычно при пуске катализатора из сборника катализатора 32DB-341 после продолжительной остановки, небольшой поток транспортирующего газа может быть сброшен на выкид воздуходувки № 32GC-341, для продувки циркуляционного газа. Если содержание углеводорода по-прежнему выше 0,5…1,0 % об, проверить наличие пара в паровых рубашках и пароспутниках на линиях продувки сборника катализатора 32DB-341, линиях азота и водорода шлюзового бункера № 1. Обычно в транспортирующем азоте должны содержаться лишь следы водорода или углеводородов т.к. скопление значительных количеств водорода или углеводородов в транспортирующем газе приведет к потреблению кислорода в регенераторе, а контакт чрезмерных количеств водорода с горячим кислородом явно опасен. Возможные проблемы и способы их решения для газа “азотной продувки” буферного бункера 32DB-346: а) высокое содержание водорода указывает на утечку на загрузочном шаровом клапане или закупоренную спускную загрузочную линию. Так как высокое содержание водорода в буферном бункере 32DB-346 и шлюзовом бункере № 2 вызовет остановку группового автоматического регулятора, причина этой проблемы должна быть устранена как можно быстрее. б) высокое содержание углеводородов в буферном бункере во время нормальной работы может произойти лишь вследствие добавления в него дезактивированного катализатора с повышенным содержанием кокса. Поэтому, прежде чем дезактивированный катализатор будет загружен в буферный бункер 32DB-346, следует убедиться, что он продут от углеводородов. При наличии высокого уровня углеводородов в буферном бункере 32DB-346, увеличить азотную продувку до максимума, для удаления углеводородов из системы как можно быстрее. Утечка на шаровом клапане На спускном коллекторе каждого шлюзового бункера установлены расходомеры сигнализации высокого расхода. При срабатывании одной из сигнализаций, проверить соответствующую систему и определить какой из клапанов дает утечку. Хотя в большинстве случаев транспортировка катализатора может продолжаться до тех пор, пока утечка не станет чрезмерной. Дающие утечку шаровые клапаны 125 должны быть отремонтированы при первой возможности, для избежания потерь или повреждения катализатора и возможности предотвращения возникновения опасных ситуаций. Устройства сигнализации утечек и соответствующие каждой сигнализации клапаны: Устройство сигнализации утечки Шаровые клапаны 32FI-308 Шлюзовой бункер № 1 поз. 32UV-6, 7, 8, 10, 11, 12, 14, 15 32FI-318 Шлюзовой бункер № 1 поз. 32UV-3, 4, 5 32FI-348 Шлюзовой бункер № 2 поз. 32UV-46, 47, 48, 50, 51, 52, 54, 55, 56 32FI-342 Буферный бункер поз. 32UV-43, 44, 45 126 3.4 Описание схемы сброса с предохранительных клапанов, факельной системы, схем дренажной системы 3.4.1 Описание схемы сброса с предохранительных клапанов, факельной системы На установке С-200/300 имеются две системы сброса на факел КПА: система SV – предназначенная для сбора и вывода сбросов нефтепродуктов от пружинно-предохранительных клапанов (ППК), установленных на оборудовании. Предохранительные клапана предназначены для защиты оборудования от давлений, превышающих допустимые значения, которые могут привести к выходу какого-либо оборудования из строя. Проектом размещение ППК на оборудовании предусмотрено таким образом, что установленные ППК на конкретном оборудовании защищают не только данное конкретное оборудование, но и предшествующее по технологической схеме. Для предотвращения скопления газового конденсата в факельной системе предусмотрены конденсатосборники, смонтированные на трубопроводах сброса газов с выпускных коллекторов ППК. Скопившаяся жидкость из конденсатосборников дренируется в систему рекуперации. Максимально допустимое давление в системе 1 кгс/см2; SN - система непрерывной продувки (данная система предназначена для создания, так называемой «азотной подушки» в аппаратах и удаления паров углеводородов потоком азота на факел КПА). Обе системы закрытого, герметичного исполнения, поэтому выбросов в окружающую среду нет. В коллектор SV – трубопровод 31SV31-001 поступают сбросы от ППК, установленных на следующем оборудовании установки: - колонн – 20DT-221, 20DT-231, 31DT-331; - емкостей, сепараторов – 20DB-211, 20DB-212, 20DB-223, 20DB-231, 31 DB-311, 31DB-312, 31DB-322, 31DB-323, 31DB-331, 32DB-342, 32DB-347; - теплообменников – 31ET-322, 32ES-341; - каплеотбойников – 32SF-342; - компрессоров – 20GC-211 A/B, 31GC-311, 31GC-321 A/B. По данному коллектору 31SV31-001 нефтепродукты выводятся в факельные коллекторы секции С-1000, поступают в факельную емкость 95DB-1076, где происходит отделение жидкой фазы и далее газообразные углеводороды поступают для сгорания на факеле КПА. В данный коллектор предусмотрены следующие продувки и сбросы углеводородов с оборудования и систем: - продувка основной линии топливного газа (системы FG) и коллекторов к горелкам печей, для удаления инертной (азотной) среды и газового конденсата, образующегося при первоначальном заполнении системы топливным газом; - аварийного сброса давления с реакторного блока С-200, сброс производится с помощью стационарной линии с запорной арматурой на линии нагнетания компрессоров 20GC-211А/В; 127 аварийного сброса давления с реакторного блока С-300, сброс производится с помощью клапана поз. 31РV-120.2. Клапан установлен на линии сброса газов на факел с сепаратора 31DВ-311; - аварийного сброса давления с блоков стабилизации осуществляется с помощью стационарных линий с запорной арматурой, на линии выхода газа из рефлюксных ёмкостей 20DB-221 и 31DB-331. В систему SN – коллектор 31SN 31001 поступает смесь азота с парами продуктов из ёмкостей 20DB-223, 20DВ-251, 20DК-211 (только во время проведения пассивации катализатора С-200), 31DB-312, по данному коллектору несконденсировавшиеся газообразные углеводороды и азот выводятся с установки в систему трубопроводов SN КПА и поступают в нижнюю часть факельного ствола факела КПА. - 3.4.2 Описание дренажной системы Система рекуперации (RP) установки предназначена для освобождения аппаратов и трубопроводов от жидких углеводородов при плановой остановке установки, отдельных единиц оборудования на ремонт или при аварийном освобождении. Жидкие продукты из оборудования установки дренируются по трубопроводам системы RP в заглубленную емкость 20DВ-251. Емкость находится под постоянной азотной продувкой в систему SN. Откачка жидкости из емкости производится насосом 20GP-251на секцию 1000. Уровень в емкости осуществляется по прибору поз. 20LТ-23. Существует два варианта работы насоса 20GP-251. Автоматический режим работы включает в себя пуск насоса при достижении уровня – 80 % и отключение при достижении уровня – 20 %. При достижении максимального уровня – 90 % срабатывает световая и звуковая сигнализация. В ручном режиме пуск насоса 20GP-251 осуществляется по месту. 128 4 Н О Р М Ы Т Е ХН О ЛО Г И Ч Е С К О Г О Р Е Ж И М А Таблица 2 Единица измерения Допускаемые пределы технологических параметров 4 5 Требуемый класс точности измерительных приборов 6 20FRС-44 м3/ч 85 182 0,5 % регистрация, регулирование 20FR-42 м3/ч при н.у. 6000 15000 0,5 % регистрация 20PIC-63 кгc/см2 не менее 34 0,5 % 20PR-40 кгc/см2 не более 50 0,5 % показание, регулирование регистрация нм3/м3сырья не менее 60 1,6 % № п/п Наименование стадии процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора на схеме 1 2 3 4.1 1. 2. 3. Примечание 7 Гидроочистка узкой фракции бензина С-200 Цикл реакции Сырьевой насос 10GP-137 A/B - расход сырья Циркуляционный компрессор водородсодержащего газа 20GC-211 - количество циркулирующего ВСГ - давление на приеме компрессора - давление на нагнетание компрессора - кратность циркуляции водородсодержащего газа Трубчатая 20ВН-211 печь величина расчетная гидроочистки 129 1 - 2 температура входа температура выхода 3 20TI-46 20TRС-28 допустимый перепад темпера20TRC-28 – туры по продукту 20TI-46 - температура дымовых газов а) после камеры радиации 20TR-328 б) на выходе из камеры конвек20TI-329 ции - давление топливного газа а) пилотного в коллекторе пе20PI-241 ред горелками б) основного в коллекторе по20PIC-146 сле клапана поз. 20PV-146 давление жидкого топлива в 20PIC-12 коллекторе после клапана поз. 20PV-13 давление пара распыления в 20PI-18.1 коллекторе перед форсунками разрежение дымовых газов 20DG-332 под сводом объемная для кислорода в Газоанализатор дымовых газах «Монолит» 4 С о С 5 260 337 315 415 6 2,5 оС 2,5 оС не более 66 2,5 оС о С о С не выше 850 не выше 350 2,5 оС 2,5 оС регистрация показание кгс/см2 не менее 0,35 1,6 % показание кгс/см2 0,15 1,5 0,5 % кгс/см2 не менее 1,8 1,6% показание, регулирование показание, регулирование кгс/см2 не менее 3,5 0,5 % показание мм вод. ст минус 6 минус 2 1,6 % показание % не более 5,0 0,2 % показание о 315 415 35 45 2,5 оС 1,6 % показание показание о - 4. Реактор гидроочистки 20DR-211 - температура на входе - давление на входе 20TI-29 20PI-36 С кгс/см2 7 показание регистрация, регулирование величина расчетная 130 1 3 20PDI-319 4 кгс/см2 5 не более 2 6 1,6 % 7 показание Сепаратор продуктов гидроочистки 20DB-211 - температура - давление 20TI-61 20PIC-63 о С кгс/см2 не выше 50 34 38 2,5 оС 0,5 % показание показание, регулирование Сепаратор низкого 20DB-212 - давление 20PIC-79 кгс/см2 13,5 18,0 0,5 % показание, регулирование 20TI-97 20TI-96 о С о С 100 180 не выше 280 2,5 оС 2,5 оС показание показание 20PIC-109 кгс/см2 не более 10,9 0,5 % показание, регулирование Емкость орошения отпарной колонны 20DB-221 - температура - давление 20TI-106 20PRC-109 о С кгс/см2 не выше 50 не более 10,9 2,5 оС 0,5 показание пегистрация, регулирование Воздушный холодильник гидрогенизата 20ЕА-222 - температура на выходе 20ТI-88 о не выше 50 2,5 оС показание 5. 6. 7. 9. давления Отпарная колонна 20DT-221 - температура верха - температура низа - 8. 2 перепад давления давление верха С 131 1 2 - расход гидрогенизата 3 20FRC-88 4 м3/ч 5 не более 70 6 0,5 % 7 регистрация, регулирование 10. Отпарная колонна кислых вод 20DT-231 - температура верха - давление 20TI-132 20PIC-130 о С кгс/см2 130 145 не более 5,0 2,5 оС 0,5 % - расход пара 20FIC-133 кг/ч не более 600 0,5 % - расход воды 20FIC-120 м3/ч не более 2,0 0,5 % показание показание, регулирование показание, регулирование показание, регулирование 20РТ-335, 20РТ-336 20PI-76, 20PI-77 20TI-70, 20TI-71 20TI-74, 20TI-75 20FR-42 кгс/см2 36 1,6 % кгс/см2 3,5 7 1,6 % о С не выше 45 2,5 оС о С не выше 60 2,5 оС м3/ч при н.у. 1730 3000 2,5 % 11. Цикл регенерации Циркуляционный компрессор 20GC-211 А/В - давление газа на приеме - давление газа на нагнетании - температура газа на приеме - температура газа на нагнетании количество циркуляционного газа - показание (по месту) показание (по месту) показание (по месту) показание (по месту) регистрация 132 1 12. 2 Инжекционный насос воды 20GР-212 - количество воды, подаваемой в сепаратор 4.2 1. 2. 3. 3 4 5 6 7 20FI-320 кг/ч 4500 5500 2,5 показание Платформинг с непрерывной регенерацией катализатора С-300 Насос питания платформинга 31GР-311 A/B - расход сырья Циркуляционный компрессор 31GC-311 - количество циркулирующего ВСГ в тройник смешения - количество циркулирующего ВСГ на приеме компрессора - давление на приеме компрессора - кратность циркуляции ВСГ 31FIC-99, 31FIC-101 м3/ч 90 180 0,5 % показание, регулирование 31FR-104 м3/ч при н.у. 50000 160000 0,5 % регистрация 31FR-248 м3/ч при н.у. 60000 160000 2,5 % регистрация 31PIC-120 кгс/см2 не менее 6,5 1,6 % нм3/м3сырья не менее 400 показание, регулирование величина расчетная Печи риформинга 31ВН-311315 - расход теплоносителя в змеевик конвекции 31ВН-311314 31FIC-1 м3/ч 600 900 0,5 % показание, регулирование расход теплоносителя в змеевик конвекции 31ВН-315 31FIC-226 м3/ч 250 350 0,5 % показание, регулирование - 133 1 2 3 4 5 6 31TI-91 31TI-76 31TI-82 31TI-69 31TI-79 о С о С о С о С о С не выше 495 не выше 470 не выше 470 не выше 492 не выше 470 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС показание показание показание показание показание 31TIC-67 о С не выше 532 2,5 оС показание, регулирование 31ВН-312 31TIC-69 о С не выше 492 2,5 оС показание, регулирование 31ВН-313 31TIC-71 о С не выше 532 2,5 оС показание, регулирование 31ВН-314 31TIC-73 о С не выше 532 2,5 оС показание, регулирование 31ВН-315 31TIC-229 о С не выше 532 2,5 оС показание, регулирование 31TI-67 – 31TI91 о не более 87 температура газосырьевой смеси на входе в печь 31ВН-311 31ВН-312 31ВН-313 31ВН-314 31ВН-315 - температура газосырьевой смеси на выходе из печи 31ВН-311 7 - - допустимый перепад температур в радиантных змеевиках печей 31ВН-311 С величина расчетная 134 1 2 3 31TI-68 – 31TI76 31TI-71 – 31TI82 31TI-73 – 31TI69 31TI-299 – 31TI-79 31ВН-312 31ВН-313 31ВН-314 31ВН-315 - температура масла на выходе из конвекционных змеевиков а) в коллекторе 31ВН311314 в каждом потоке б) в коллекторе 31ВН-315 в каждом потоке - температура дымовых газов а) в камерах радиации 31ВН-311314 б) после камеры 31ВН-315 радиации о 4 С 5 не более 106 6 7 величина расчетная величина расчетная величина расчетная величина расчетная о С не более 62 о С не более 40 о С не более 110 31TR-215 31TI-632 31TI-633 31TI-634 31TI-635 о С о С не выше 302 не выше 302 2,5 оС 2,5 оС регистрация показание 31TR-256 31TI-225.1 31TI-225.2 о С о С не выше 302 не выше 302 2,5 оС 2,5 оС регистрация показание 31TR-307 31TR-308 31TR-309 31TI-257 31TI-258 о С не выше 850 2,5 оС регистрация о С не выше 850 2,5 оС показание 135 1 2 в) на выходе камеры конвекции печей 31ВН-311315 3 31TI-313 31TI-314 31TI-259 - давление топливного газа а) пилотного в коллекторе после 31PI-12.1 клапана поз. 31PCV-13 б) основного в коллекторах по31PIС-15, сле клапанов поз. 31PV-15, 31PIС-26, 31PV-26, 31PV-48, 31PV-60, 31PIС-48, 31PV-234 на каждую из пе31PIС-60, чей 31PIС-234 - давление жидкого топлива в 31PIС-20, коллекторах к каждой печи по31PIС-31, сле клапанов поз. 31PV-20, 31PIС-44, 31PV-31, 31PV-44, 31PV-57, 31PIС-57, 31PV-236 31PIС-236 - давление пара распыления в 31PIС-24, коллекторах перед форсунками 31PIС-37, после клапанов поз. 31PDV-36, 31PIС-39, 31PDV-35, 31PDV-41, 31PIС-52, 31PDV-51, 31PDV-241 31PIС-240 - разряжение дымовых газов под 31DG-368 сводом - объемная доля кислорода в Газоанализатор дымовых газах «Монолит» 4. о 4 С 5 не выше 350 6 2,5 оС 7 показание кгc/см2 не менее 0,35 0,5 % показание кгc/см2 изб. 0,151,5 0,5 % показание, регулирование кгc/см2 изб. не более 6,0 0,5 % показание, регистрация кгc/см2 изб. не менее 3,5 0,5 % показание, регулирование мм вод. ст (минус 7) (минус 3) не более 5,0 1,6 % показание 0,2 % показание % Реакторы платформинга 31DR-311÷314 136 1 - 2 температура на входе: 31DR-311, не выше 31DR-312, не выше 31DR-313, не выше 31DR-314, не выше - перепад температур: 31DR-311 31DR-312 31DR-313 31DR-314 3 4 5 6 31TI-67 31TI-73 31TI-71 31TI-229 о С о С о С о С 510 524 524 524 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС 2,5 оС 31TI-67 – 31TI-76 31TI-73 – 31TI-79 31TI-229 – 31TI-82 31TI-71 – 31TI-84 о С не более 146 о С не более 100 о С не более 62 о С не более 45 о С не более 347 - суммарный перепад температуры в реакторах 5. 6. Сепаратор платформинга 31 DB311 - температура - давление Дожимные компрессоры 31GC-321А/В - давление в межступенчатом сепараторе 31DB-322 7 показание показание показание показание величина расчетная величина расчетная величина расчетная величина расчетная величина расчетная 31TI-88 31PIС-120 о С кгc/см2 не выше 45 7,0 8,5 2,5 оС 0,5 % показание показание, регулирование 31PIC-157 кгc/см2 не более 21 0,5 % показание, регулирование 137 1 7. 8. 9. 2 Сепаратор ВСГ 31DB-323 - давление 3 4 5 6 31PIC-172 кгc/см2 не более 54 0,5 % показание, регулирование Стабилизационная колонна 31DT-331 - температура верха - температура низа - расход орошения - давление верха 31TI-181 31TI-186 31FR-194 31РRC-195 о С о С 3 м /ч кгc/см2 не выше 120 не выше 265 45 94 не более 15 2,5 оС 2,5 оС 0,5 % 0,5 % показание показание регулирование регистрация, регулирование Емкость орошения 31DB-331 - температура - давление 31TI-197 31PI-201 о С кгc/см2 не выше 50 не более 15 2,5 оС 0,5 % показание показание кг/ч не более 318 32FR-346 м3/ч при н.у. не более 440 0,5 % величина расчетная регистрация 32FI-396 м3/ч при н.у. 500 ÷ 900 0,5 % показание 32FIC-313 м3/ч при н.у. 300 ÷ 400 0,5 % показание, регулирование 4.3 1. 2. 3. 4. 5. 7 Узел непрерывной регенерации катализатора Производительность блока НРК по 32DB-349 - количество катализатора Расход транспортирующего ВСГ в 32DB-348 Расход азота на отдув пыли в 32DB-344 Расход ВСГ в зону восстановления Колонна регенерации 32DB-349 зона регенерации: 138 1 2 - перепад давления между 32DB-344 и 32DB-349 - температура газа на входе в зону - температура газа на выходе из зоны - разница температур на выходе и входе - содержание кислорода на входе в зону - количество газов регенерации зона хлорирования и окисления - температура газа на входе в зону - температура газа на выходе из зоны - расход дихлорэтана (содержание на катализаторе на выходе из зоны) - количество газов регенерации зона сушки - температура воздуха на входе в зону - расход воздуха в зону 3 32PDIC-354 4 мм вод. ст. 5 не менее 50 6 0,5 % 32TI-372 о С 440 ÷ 540 2,5 оС 7 показание, регулирование показание 32TI-370 о С 440 ÷ 540 2,5 оС показание о С не более 85 32AR-383 % об. 0,6 ÷ 1,3 0,2 % величина расчетная регистрация 32FIC-382 м3/ч при н.у. 5500 ÷ 8000 0,5 % показание, регулирование 32TI-368 о 480 540 2,5 оС показание 32TI-366 о С не выше 525 2,5 оС показание 32FR-362 л/ч % масс. 0,7 1,8 1,0 1,4 0,5 % 32FR-363 м3/ч при н.у. 5500 ÷ 8000 0,5 % регистрация лабораторный анализ регистрация 32TIC-376 о С 480 540 2,5 оС 32FIC-380 м3/ч при н.у. 90 120 0,5 % С показание, регулирование показание, регулирование зона восстановления 139 1 2 - температура катализатора выходе из зоны на 3 32TI-312 4 С о 5 480 540 6 2,5 оС 7 показание 140 5 КО Н Т Р О Л Ь Т Е ХН О ЛО Г И Ч Е С К О Г О П Р О Ц Е С С А 5.1 Аналитический контроль технологического процесса Таблица 3 Место отбора пробы Наименова(место устание стадий № новки средпроцесса, п/п ства измеанализируерения, номый продукт мер позиции на схеме) 1 2 3 5.1.1 1. 2. Контролируемые показатели 4 Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов) 5 Норма Частота контроля Кто контролирует 6 7 8 не нормируется 1 раз в неделю ЛКПА не нормируется не нормируется 1 раз в неделю 1 раз в неделю Лабораторный контроль технологического процесса 1. Плотность при 20оС, г/дм3 Циркулирующий водородсодержащий газ гидроочистки Сепаратор 20DB-211 Фракция 85140 оС, гидроочищенная Выкид насо- 1. Внешний вид сов 31GP-311 А/В 2. Объемная доля сероводорода, % 3. Углеводородный состав: - объемная доля водорода, %, не менее СТО 40234497 ГОСТ 11382 UOP 539 75,00 визуально по бесцветная жидп.4.3 СТО кость, не содер7.401702 жащая воды и механических примесей 1 раз в декаду ЛКПА 141 1 2 3 4 2. Плотность при 20 оС, г/см3 5 ГОСТ 3900 или ASTM D 4052 3. Массовая доля серы, ррm, не бо- ГОСТ 13380 лее или ASTM D 5453 4. Массовая доля хлоридов, ррm, не UOP 779 более 5. Массовая доля азота, ррm, не боASTM D лее 4629 6. Массовая доля воды, ррm, не боUOP 481 лее 7. Массовая доля свинца, ррb, не UOP 350 или более UOP 952 или ТУ 0251-01804610600-99 8. Массовая доля меди, ррb, не боUOP 144 лее 9. Бромный индекс, мг брома на ASTM D 100 г продукта 1492 10. Массовая доля активного кисло- ASTM Е 299 рода, ppm 11. Массовая доля растворенного UOP 678 кислорода, ppm 12. Карбонильное число, мг карбоUOP 624 3 нила/дм 6 не нормируется 7 1 раз в сутки 8 ЛКПА 0,5 1раз в сутки ЛКПА по требованию ГТЛ 1 раз в неделю ЛКПА по требованию ЛКПА 1 раз в месяц ЛКПА 1 раз в месяц ЛКПА 20,0 не нормируется 1 раз в месяц ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА не нормируется по требованию не нормируется по требованию 0,5 0,5 2,0 10,0 142 1 3. 4. 2 Углеводородный газ Углеводородный газ (Топливный газ) 5. Платформат 3 Верх 20DВ-221 4 13. Химический состав, доля, % 5 массовая ASTM D 5134 UOP 744 ASTM D 3606 ASTM D 6730 ASTM D 5443 1. Плотность при 20 оС, г/дм3 СТО 40234497 UOP 539 2. Углеводородный состав: - объемная доля компонентов, % Трубопро1. Плотность при 20 оС, г/дм3 СТО 402344вод перед 97 поз. 2. Углеводородный состав: UOP 539 20FR-351 - массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более 31DT-331 1. Внешний вид визуально по п.4.3 СТО 7.401702 2. Плотность при 20 оС, г/см3 3. Фракционный состав: - температура начала кипения, оС, не ниже - температура конца кипения, оС, не выше ГОСТ 3900 или ASTM D 4052 ГОСТ 2177 6 не нормируется 7 1 раз в неделю 8 ЛКПА не нормируется 1 раз в неделю ЛКПА не нормируется 1 раз в неделю ЛКПА не нормируется 1 раз в декаду ЛКПА не нормируется 1 раз в декаду ЛКПА 1 раз в 5 дней ЛКПА 1 раз в сутки ЛКПА 1 раз в сутки ЛКПА 5,00 бесцветная жидкость, не содержащая воды и механических примесей не нормируется 55,0 190,0 143 1 2 3 4 4. Углеводородный состав: - массовая доля суммы нафтенов и парафинов, %, не более 5. Химический состав, массовая доля, % 8 ЛКПА 35,00 не нормируется 1 раз в неделю ЛКПА 1 раз в сутки ТЛ ГОСТ 511 октановое число, определяемое по исследовательскому методу, ед. ОЧ ГОСТ 8226 не нормируется, определение обязательно ГОСТ 1756 или ЕН 13016-1 ГОСТ 13380 или ASTM D 5453 ГОСТ 17323 не нормируется по требованию ТЛ ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА не нормируется по требованию ТЛ UOP 304 СТО 40234497 не нормируется не нормируется 1 раз в неделю 1 раз в cутки ЛКПА ЛКПА 8. Массовая доля общей серы, ppm 9. Массовая доля меркаптановой серы, ppm 10. Бромное число, гBr / 100 см3 31 DB-311 7 3 раза в сутки не нормируется, определение обязательно 7. Давление насыщенных паров, кПа Циркулирующий водо- ASTM D 5134 UOP 744 ASTM D 3606 ASTM D 6730 ASTM D 5443 6 не нормируется 6. Детонационная стойкость: - октановое число, определяемое по моторному методу, ед. ОЧ - 6. 5 UOP 744 о 1. Плотность при 20 С, г/дм 3 144 1 7. 8. 2 родсодержащий газ риформинга Сырьевой водородсодержащий газ Сухой газ стабилиза- 3 31DB-323 4 2. Углеводородный состав: - объемная доля водорода, %, не менее 3. Массовая доля хлора, ppm, не более 6 не нормируется 7 1 раз в сутки 8 ЛКПА 1 раз в сутки 75,00 Детекторная трубка 4. Объемная доля Н2S, ррm Детекторная трубка не нормируется 1 раз в сутки 5. Объемная доля Н2О, ррm Детекторная трубка не нормируется 2 раза в неделю 1. Плотность при 20 оС, г/дм3 СТО 40234497 UOP 539 не нормируется 1 раз в сутки Технол. персонал Технол. персонал Технол. персонал ЛКПА не нормируется 1 раз в сутки ЛКПА 1 раз в месяц ЛКПА Технол. персонал Технол. персонал ЛКПА 2. Углеводородный состав: - объемная доля водорода, %, не менее 3. Объемная доля сероводорода, %, не более 31DB-331 5 UOP 539 3,0 75,00 ГОСТ 11382 0,0010 4. Объемная доля НСl, ppm Детекторная трубка не нормируется 1 раз в сутки 5. Объемная доля Н2S, ppm Детекторная трубка не нормируется 1 раз в сутки 1. Плотность при 20 оС, г/дм3 СТО 40234497 не нормируется 1 раз в сутки 145 1 9. 10. 2 ции риформинга Рефлюкс – головка стабилизации Углеводородный газ (Топливный газ) 3 4 2. Углеводородный состав: - массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более 5 UOP 539 3. Объемная доля НСl, ppm Детекторная трубка 4. Объемная доля сероводорода, %, не боле ГОСТ 11382 1. Плотность при 20 оС, г/см3 ГОСТ 28656 2. Массовая доля Н2S, % ГОСТ 22985 3. Бромный индекс, мг брома на UOP 358 100 г продукта 4. Объемная доля жидкого остатка ГОСТ 20448 при 20оС, % 5. Массовая доля хлоридов, ррm UOP 910 6. Углеводородный состав: ГОСТ 10679 - массовая доля углеводородов UOP 539 фракции С2, %, не более - массовая доля углеводородов фракции С6, %, не более Трубопро1. Плотность при 20 оС, г/дм3 СТО 402344вод перед 97 поз. 2. Углеводородный состав: UOP 539 31FR-315 - массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более 31DB-331 6 не нормируется 7 1 раз в сутки 8 ЛКПА 5,00 не нормируется 1 раз в сутки 1 раз в сутки Технол. персонал ЛКПА не нормируется не нормируется не нормируется 1 раз в сутки по требованию по требованию ЛКПА ЛКПА ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА не нормируется по требованию 1 раз в сутки ГТЛ ЛКПА 5,00 не нормируется 1 раз в декаду ЛКПА не нормируется 1 раз в декаду ЛКПА 0,0050 5,00 0,50 146 1 11. 12. 13. 2 Закоксованный катализатор Регенерированный катализатор 32DB-346 Воздух на осушку регенерационной башни 5.1.2 14. 3 32DB-344 4 1. Массовая доля углерода, %, не более 5 UOP 703 2. Массовая доля хлора, % 1. Массовая доля углерода, %, не более 2. Массовая доля хлора, % UOP 291 UOP 703 0,9…1,3 0,2 UOP 291 1,0…1,4 Точка росы Переносной анализатор минус 65 оС 1. Объемная доля кислорода, % ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 М-МВИ-14805 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 М-МВИ-14805 3,0…5,0 по требованию ЛКПА 0,0 по требованию ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА 3,0…5,0 по требованию ЛКПА 0,0 по требованию ЛКПА 6,0 7 3 раза в неделю; при регенерации – 1раз в сутки 1 раз в сутки при регенерации 1 раз в сутки при регенерации В период регенерации 8 ЛКПА ЛКПА ЛКПА ЛКПА Технол. персонал Дымовые газы Дымовые га- Дымоход зы печи печи 20ВН-211 2. Объемная доля СО, ppm 3. Объемная доля СО2, % 15. 6 Дымовые газы печи 31ВН-311, 312 Дымоход печи 31ВН-311, 312 1. Объемная доля кислорода, % 2. Объемная доля СО, ppm 147 1 2 3 16. Дымовые газы печи 31ВН-313, 314 Дымоход печи 31ВН-313, 314 4 3. Объемная доля СО2, % 1. Объемная доля кислорода, % 2. Объемная доля СО, ppm 3. Объемная доля СО2, % 17. Дымовые га- Дымоход зы печи печи 31ВН-315 31ВН-315 1. Объемная доля кислорода, % 2. Объемная доля СО, ppm 3. Объемная доля СО2, % 5.1.3 1. Воздух сгорания 5 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 М-МВИ-14805 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 М-МВИ-14805 ГОСТ 5439 или СТО 402349-98 6 не нормируется 7 по требованию 8 ЛКПА 3,0…5,0 по требованию ЛКПА 0,0 по требованию ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА 3,0…5,0 по требованию ЛКПА 0,0 по требованию ЛКПА не нормируется по требованию ЛКПА 2,0 постоянно (в период регенерации катализатора) технологический персонал Автоматический контроль технологического процесса Трубопровод перед 32DB-349 Объемная доля кислорода, %, не более АТ-383 148 1 2. 2 ВСГ к компрессору 31GC-311 3 4 Трубопровод Объемная доля водорода, %, не меприема нее 31GC-311 5 АТ-216 3. ВСГ к компрессору 31GC-311 Трубопровод Массовая доля воды, ppm приема 31GC-311 АТ-123 4. Циркуляционный азот Трубопровод Объемная доля водорода, %, не боазота от лее 32GC-341 в 32DB-343 АТ-388 6 7 постоянно 75,00 9…25 постоянно постоянно 1,0 8 технологический персонал технологический персонал технологический персонал 149 Перечень блокировок и сигнализаций 5.2 Регистрация и управление технологическим процессом осуществляется распределённой системой управления МОД-300 Таблица 4 № п/п 1 Наименование Наименование параметоборудования, ра номер позиции средномер позиства измерения на схеме ции на схеме 2 3 Критическое значение параметра 4 Предаварийная сигнализация, уровень параметра минимаксимальный мальный 5 6 Блокировка, уровень параметра минимальный 7 максимальный 8 Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию 9 Секция 200 1. 2. Насос откачки фракции 85-140 оС от секции 100 Расход сырья на секцию 200 поз. 20FАL-44 поз. 20FSLL-44.1 поз. 20FSLL-44.2 поз. 20FSLL-44.3 поз. 20FSLL-44.4 Печь нагрева 20ВН-211 Давление топливного газа к пилотным горелкам поз. 20PAL-24.1 Давление топливного газа к пилотным горелкам поз. 20PSLL-24.2 70 м3/ч 85 м /ч 3 75 м3/ч 75 м3/ч 75 м3/ч 75 м3/ч 0,7 кгс/см2 0,35 кгс/см2 Включение световой, звуковой сигнализации Включение световой, звуковой сигнализации, при срабатывании двух параметров одновременно, закрытие клапана отсекателя поз.20UV-48 (сырье), остановка насоса 10GP-137 (на С-100) Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации; закрытие клапанов поз.: 20РV-24 (топливный газ к пилотным форсункам), 150 1 2 3 4 Давление пара распыления поз. 20PAL-18.1 поз. 20PSLL-18.2 3. 4. Воздушный конденсатор продуктов реакции гидроочистки 20ЕА-211 А/В Сепаратор высокого давления 20DB-211 5. 6. Сепаратор 20DB-213 на Температура воздуха в коробе 20ЕА-211 поз. 20TAL-300 Вибрация 20ЕА-211.А поз. 20ХАН-333 Вибрация 20ЕА-211.В поз. 20ХАН-334 Уровень в сепараторе бензина поз. 20LAHL-65 Уровень в сепараторе воды поз. 20LAHL-66 Уровень в сепараторе 5 6 7 4,6 кгс/см2 3,5 кгс/см2 8 9 20UV-2 (топливный газ), 20UV-3.1, 20UV-3.2 (жидкое топливо) – останов печи 20ВН211; перевод клапана поз. 20UV4 сброс газа на факел; закрытие клапана-отсекателя поз.20UV-48 (сырье) - остановка насоса 10GP-137 (на С-100) Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз. 20UV-3.1, 20UV-3.2 (жидкое топливо) Включение световой и звуковой сигнализации 15 0С наличие вибрации наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 80 % Включение световой и звуковой сигнализации 80 % Включение световой и звуковой сигнализации 0% 20 % 20 % 100 % Включение световой и звуковой сигнализации; 151 1 2 приеме компрессора 20GC-211A/B 7. 8. Циркуляционный компрессор ВСГ 20GC-211 А/В 9. 3 поз. 20LSH-149.1 4 5 6 поз. 20LSL-149.2 поз. 20LSHH-302 11. Циркуляционный компрессор ВСГ 20GC-211 А 90 % Расход циркуляционно- 4600 м3/ч го ВСГ в тройник смешения поз. 20FАL-42 5600 м3/ч поз. 20FSLL-42.1 Давление на нагнетании компрессора поз. 20PАH-341 Перепад давления на компрессоре поз. 20PDАH-337 8 50 % 30 % 4800м3/ч при н.у. 4800м3/ч при н.у. поз. 20FSLL-42.2 10. 7 9 открытие клапана поз. 20LV-149; закрытие клапана поз. 20LV-149 Включение световой и звуковой сигнализации; останов компрессоров 20GC-211 А/В Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух параметров: закрытие клапанов поз.: 20РV-24 (топливный газ к пилотным форсункам), 20UV-2 (топливный газ), 20UV-3.1, 20UV-3.2 (жидкое топливо) – останов печи 20ВН-211; перевод клана поз. 20UV-4 сброс газа на факел; закрытие клапана-отсекателя поз.20UV-48 (сырье) - остановка насоса 10GP-137 (на С-100) 50,2 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 11,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 152 1 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 2 3 поз. 20PDSHH-339 Неисправность в системе электропитания компрессора поз. 20QA-29 Давление в системе теплой воды к компрессору поз. 20PАL-408 Расход охлаждающей воды к компрессору поз. 20FАL-426 Расход охлаждающей воды к компрессору поз. 20FSLL-428 Расход теплой воды к компрессору поз.20FAL-478 Давление смазочного масла компрессора после насоса поз. 20РSL-456 Давление смазочного масла на входе в компрессор поз. 20РSLL-460 Давление смазочного масла на входе в редуктор 4 5 6 7 1,8 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 0,5 м3/ч Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации; останов компрессора 20GC-211A 1,5 кг/см2 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение резервного маслонасоса 1,0 кг/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 20GC-211A 1,5 м3/ч 1,8 м3/ч 1,5 кг/см2 8 9 12 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации; останов компрессора 20GC-211A общая электроне- Включение световой и звуковой исправ- сигнализации; останов компресность сора 20GC-211A Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрес153 1 2 21. 3 поз. 20PSLL-470 Температура смазочного масла компрессора поз. 20TAH-450 4 5 6 7 1,0 кг/см2 8 9 сора 20GC-211A Включение световой и звуковой сигнализации 60 0С 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. Циркуляционный компрессор ВСГ 20GC-211 В Давление на нагнетании компрессора поз. 20PAH-342 Перепад давления на компрессоре поз. 20PDAH-338 Перепад давления на компрессоре поз. 20PDSHH-340 Неисправность в системе электропитания компрессора поз. 20QA-30 Давление в системе теплой воды к компрессору поз. 20PAL-409 Расход охлаждающей воды к компрессору поз. 20FAL-427 поз. 20FSLL-429 Расход теплой воды к компрессору поз.20FAL-479 50,2 кг/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 11,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации; останов компрессора 20GC-211В 12 кгс/см2 общая электроне- Включение световой и звуковой исправ- сигнализации; останов компресность сора 20GC-211В 1,8 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 1,5 м3/ч 0,5 м3/ч 1,8 м /ч 3 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации; останов компрессора 20GC-211 В Включение световой и звуковой сигнализации 154 1 30. 2 3 Давление смазочного масла компрессора после насоса поз. 20PSL-457 Давление смазочного масла на входе в компрессор поз. 20PSLL-461 Давление смазочного масла на входе в редуктор поз. 20PSLL-471 Температура смазочного масла компрессора поз. 20TAH-451 31. 32. 33. 4 5 6 1,5 кг/см2 7 1,5 кг/см2 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации Включение резервного маслонасоса Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 20GC-211 В 1,0 кг/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 20GC-211 В 1,0 кг/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 60 0С 34. 35. 36. Сепаратор низкого давления 20DB-212 Отпарная лонна 20DT-221 37. 38. 39. Воздушный Уровень в сепараторе поз. 20LAHL-81 Давление в сепараторе поз. 20PAH-79 ко- Уровень в колонне поз. 20LAHL-94 0% 20 % 80 % 16,5 кгс/см2 0% 20 % 80 % Давление в колонне поз.20PAH-109 поз. 20РSН-326 11,0 кгс/см2 Вибрация 20ЕА-221.1 наличие Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 11,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации; закрытие клапана поз. 20FV-99 Включение световой и звуковой 155 1 40. 41. 2 конденсатор 20ЕА-221 3 поз. 20ХАН-347 Вибрация 20ЕА-221.2 поз. 20ХАН-348 Рефлюксная емкость 20DB-221 Уровень рефлюкса в емкости поз. 20LAHL-112 Уровень воды в емкости поз. 20LSH-327.1 42. 4 5 20 % 6 вибрации наличие вибрации 7 8 80 % 80 % поз. 20LSL-327.2 43. 44. 45. 46. 47. 48. Буферная ем- Уровень бензина в емкость кислой кости воды 20DB-231 поз. 20LAHL-115 Уровень кислой воды в емкости поз. 20LAHL-116 Расход газа из емкости поз. 20FAН-117 Воздушный холодильник стабилизационного гидрогенизата 20ЕА-222 Дренажная емкость углеводородов 20DB-251 Вибрация 20ЕА-222.1 поз. ХАН-345 Вибрация 20ЕА-222.2 поз. 20ХАН-346 20 % 20 % 20 % 9 сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, открытие клапана поз. 20LV-327 Включение световой и звуковой сигнализации; закрытие клапана поз. 20LV-327 Включение световой и звуковой сигнализации 80 % 28 м3/ч Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации наличие вибрации наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 80 % Уровень в емкости поз. 20LSHL-23 80 % 20 % Включение световой и звуковой сигнализации; пуск насоса 20GP-251 остановка насоса 20GP-251 156 1 2 1. Секция 300 Насос подачи сырья 31GP-311 А/В 2. 3. 4. 5. 3 4 Расход сырья в теплообменник платформинга (сырьевой) 31ЕТ-311 А/В поз. 31FAL-99 поз. 31FAL-101 поз. 31FSLL-99.1 поз. 31FSLL-101.1 поз. 31FSLL-99.2 поз. 31FSLL-101.2 33 м3/ч Печи нагрева Давление топливного 31ВН-311÷315 газа к пилотным горелкам 31ВН-311÷315 поз. 31PAL-12.1 поз. 31PSLL-12.2 Температура горячего масла на выходе из конвекции печей 31ВН-311÷315 5 6 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации 42 м3/ч 42 м3/ч 36 м3/ч 36 м3/ч 36 м3/ч 36 м3/ч Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух параметров закрытие клапана поз. 31UV-45 (сырье) останов насоса 31GP-311 А/В Включение световой и звуковой сигнализации 0,35 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз.: 31PV-12 (топливный газ к пилотным форсункам), 31UV-1 (топливный газ); 31UV2.1; 2.2; (жидкое топливо) – останов печей 31ВН-311÷315; закрытие клапана-отсекателя поз. 31UV-45 (сырье) - остановка насоса 31GP-311 А/В 0,7 кгс/см2 Включение световой и звуковой 157 1 2 6. 7. 31ВН-311÷314 8. 9. 31ВН-315 10. 11. 31ВН-311÷315 12. 13. 31ВН-311 3 поз.31TAH-215 поз.31TSH-255 4 Расход горячего масла в 290 м3/ч конвекционную часть печей поз 31FAL-1 поз. 31FSLL-1.1 поз. 31FSLL-1.2 Расход горячего масла в конвекционную часть печи поз. 31FAL-226.1 поз. 31FSLL-226.2 поз. 31FSLL-226.3 Давление пара распыления к печам поз. 31PAL-10.1 поз. 31PSLL-10.2 Давление пара распыления к форсункам 5 6 320 0С 320 0С 7 8 9 сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 400 м /ч 3 300 м3/ч 300 м3/ч 95 м3/ч Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз.: 31UV-1 (топливный газ), 31UV-2.1, 2.2 (жидкое топливо) Включение световой и звуковой сигнализации 140 м3/ч 100 м3/ч 100 м3/ч Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз.: 31UV-1 (топливный газ), 31UV-2.1, 2.2 (жидкое топливо) Включение световой и звуковой сигнализации 3,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз.: 31UV-2.1, 2.2 (жидкое топливо) Включение световой и звуковой сигнализации 158 4,6 кгс/см2 1 2 14. 31ВН-312 15. 31ВН-313 16. 31ВН-314 17. 31ВН-315 18. Воздушный конденсатор продуктов ре19. акции платформинга 31EA-311 А/В 20. 21. 22. 3 поз. PAL-24 Давление пара распыления к форсункам поз. 31PAL-37 4 5 4,6 кгс/см2 6 7 8 9 4,6 кгс/см Включение световой и звуковой сигнализации Давление пара распыления к форсункам поз. 31PAL-39 4,6 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации Давление пара распыления к форсункам поз. 31PAL-52 4,6 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации Давление пара распыления к форсункам поз. 31PAL-240 Вибрация 31EA-311А.1 поз. ХАН-360 Вибрация 31EA-311А.2 поз. 31ХАН-361 Вибрация 31EA-311А.3 поз. 31ХАН-362 Вибрация 31EA-311А.4 поз. ХАН-363 Вибрация 31EA-311В.1 поз. ХАН-365 2 Включение световой и звуковой сигнализации 4,6 кгс/см2 наличие вибрации наличие вибрации наличие вибрации наличие вибрации наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 159 1 23. 2 24. 25. 3 Вибрация 31EA-311В.2 поз. ХАН-366 27. поз. 31LSHH-304.1 поз. 31LSHH-304.2 поз. 31LSHH-304.3 28. Расход газа на факел поз. 31FAH-136 Давление воздуха наддува в общем коллекторе к двигателям компрессоров поз. 31PSL-627 6 7 8 наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации наличие вибрации 100 % 10 % 60 % 60 % Общий расход ВСГ на приеме компрессора поз. 31FAL-248 80 % 80 % 80 % 15600 м3/ч 150 мм вод.ст. 50000 м3/ч при н.у. 9 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации наличие вибрации Вибрация 31EA-311В.4 поз. ХАН-368 Уровень в сепараторе поз. 31LSHL-122 30. Циркуляционный компрессор ВСГ 5 Вибрация 31EA-311В.3 поз. ХАН-367 26. Сепаратор продуктов платформинга 31 DB-311 29. Общий коллектор компрессоров 31GC-311, 31GC-321 A/B 4 Включение световой и звуковой сигнализации, включение световой и звуковой сигнализации, автоматическое включение резервного насоса 31GP-312А/В Включение световой и звуковой сигнализации, остановка компрессоров 31GC-311, 31GC-321 А/В при срабатывании двух позиций из трех Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, включение резервной воздуходувки GV-321 Включение световой и звуковой сигнализации 160 1 2 31. 31GC-311 32. 3 4 5 Расход водородсодер- 29000 жащего газа к м3/ч при 31ЕТ-311 А/В н.у. 40000 м3/ч поз.31FAL-104 при н.у. Расход водородсодержащего газа к 31ЕТ-311 А/В поз.31FSLL-104.1 6 7 30000 м3/ч при н.у. 30000 м3/ч при н.у. поз.31FSLL-104.2 33. 34. 35. 36. Давление на приеме компрессора поз. 31PAL-336 поз. 31PSLL-337.1 поз. 31PSLL-337.2 поз. 31PSLL-337.3 Давление на нагнетании компрессора поз. 31PAH-338 поз.31PSHH-339.1 поз.31PSHH-339.2 37. поз.31PSHH-339.3 Температура газа на выкиде компрессора 4,3 кгс/см2 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов поз.: 31UV-1 (топливный газ); 31UV-2.1; 2.2 (жидкое топливо) – останов печей 31ВН-311÷315; закрытие клапана поз. 31UV-45 (сырье) - остановка насоса 31GP311 А/В Включение световой и звуковой сигнализации 5,0 кгс/см 2 4,5кгс/см2 4,5кгс/см2 4,5кгс/см2 13,7 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации 14,4 кгс/см2 Включение световой и звуковой 14,4 кгс/см2 сигнализации, при срабатыва14,4 кгс/см2 нии двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации 161 1 38. 39. 40. 41. 2 3 поз. 31TAH-133 поз. 31TSHH-398.11 поз. 31TSHH-398.21 поз. 31TSHH-398.31 4 5 Температура газа в уравновешивающей трубе уплотнений компрессора поз. 31TAH-586 Температура масла в главном маслобаке 31 DK-1 поз. 31TSL-523 Температура масла в коллекторе смазочного масла поз. 31TSL-545 42. поз. 31TSHH-543.1 поз. 31TSHH-543.2 поз. 31TSHH-543.3 43. Уровень уплотняющего масла в 31DK-3 компрессора поз. 31LSAL-555 поз. 31LAН-555 6 90 0С 7 8 9 100 0С 100 0С 100 0С Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации 230 0С Включение световой и звуковой сигнализации, запрет пуска компрессора 31GC-311 40 0С 40 0С Включение световой и звуковой сигнализации, запрет пуска компрессора 31GC-311 40 0С 40 0С 65 0С 65 0С 65 0С 12,5 % 12,5 % 90 % Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации, пуск резервного маслонасоса 31GP-2 Включение световой и звуковой сигнализации 162 1 44. 2 3 Уровень уплотняющего масла в 31DK-3 компрессора поз. 31LSLL-558.1 поз. 31LSLL-558.2 поз. 31LSLL-558.3 45. поз. 31LSHH-557.1 поз. 31LSHH-557.2 поз. 31LSHH-557.3 46. Давление в коллекторе смазочного масла компрессора поз. 31PSL-561 поз. 31PSLL-562.1 поз. 31PSLL-562.2 поз. 31PSLL-562.3 47. 48. Давление на нагнетании основного маслонасоса 31GP-1 компрессора поз. 31PSL-526 4 5 6 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 204 мм 204 мм 204 мм выше отметки 4 м над осью компрессора Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 1124мм 1124мм 1124мм ниже отметки 4 м над осью компрессора 1,1 кгс/см2 1,1 кгс/см2 0,9кгс/см2 0,9кгс/см2 0,9кгс/см2 12,0 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, пуск резервного маслонасоса 31GP-2 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации, пуск резервного маслонасоса 31GP-2 163 1 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 2 3 Давление на нагнетании резервного маслонасоса 31GP-2 компрессора поз. 31PAH-530 Уровень масла в главном маслобаке компрессора DК-1 поз. 31LAL-518 Уровень масла в верхнем маслобаке компрессора поз. 31LAL-553 Перепад давления масла после фильтра маслостанции поз. 31PDAH-540 Расход охлаждающей воды к компрессору поз. 31FAL-628 поз. 31FSLL-629 Осевое смещение компрессора поз. 31ZISH-610 поз. 31ZIHH-611.1 4 5 6 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации 17,6 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 1000 мм (от днища главного масло-бака) Включение световой и звуковой сигнализации 520 мм Включение световой и звуковой сигнализации 0,54 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 12 м3/ч 8 м3/ч задержка на 30 с Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации + 0,3/-0,6 мм +0,4/-0,7 Включение световой и звуковой 164 1 2 3 4 5 6 поз. 31ZIHH-611.2 поз. 31ZIHH-611.3 57. 58. 59. 60. Температура обмоток статора двигателя компрессора поз. 31TAH-614.1 поз. 31TAH-614.2 поз. 31TAH-614.3 Температура обмотки № 1 двигателя компрессора поз. 31TSHH-615.1 поз. 31TSHH-615.2 поз. 31TSHH-615.3 Температура обмотки № 2 двигателя компрессора поз. 31TSHH-616.1 поз. 31TSHH-616.2 поз. 31TSHH-616.3 Температура обмотки № 3 двигателя компрессора поз. 31TSHH-617.1 поз. 31TSHH-617.2 поз. 31TSHH-617.3 7 8 мм +0,4/-0,7 мм +0,4/-0,7 мм 9 сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации 130 0С 130 0С 130 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С 145 0С Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 165 1 61. 62. 63. 2 3 Температура воздуха наддува двигателя компрессора поз. 31TAH-619 Давление воздуха наддува эл. двигателя компрессора поз. 31PAL-612 4 5 6 65. 66. 9 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 40 мм вод.ст. 30 мм вод.ст. 30 мм вод.ст. 30 мм вод.ст. поз. 31PSLL-613.2 64. 8 75 0С Давление воздуха наддува эл. двигателя компрессора поз. PSLL-613.1 поз. 31PSLL-613.3 Температура мультипликатора компрессора поз. 31TAH-573 поз. 31TAH-576 Температура подшипников компрессора поз. 31TAH-578 поз. 31TAH-587 поз. 31TAH-588 поз. 31TAH-589 Температура подшипника двигателя компрессора поз. 31TAH-618.1 7 Включение световой и звуковой сигнализации, при срабатывании двух позиций из трех останов компрессора 31GC-311 Включение световой и звуковой сигнализации 85 0С 85 0С Включение световой и звуковой сигнализации 118 0С 118 0С 123 0С 123 0С Включение световой и звуковой сигнализации 85 0С 166 1 67. 2 3 поз. 31TAH-618.2 Вибрация подшипника компрессора со стороны приема компрессора поз. 31XIAH-608 4 5 6 85 0С 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации 38 мк Вибрация подшипника со стороны нагнетания компрессора поз. 31XIAH-609 69. Дожимной Давление на приеме 1компрессор во- ой ступени компрессора дородсодержа- поз. 31PAL-379 газа поз. 31PSLL-381 70. щего 31GC-321 А Включение световой и звуковой сигнализации 68. 71. Уровень в приемном сепараторе 31DB-324А компрессора поз. 31LSHН-401.1 38 мк Включение световой и звуковой сигнализации 6,5 кгс/см2 6,0 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А 100% Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А 90 % 72. 73. 74. Давление на нагнетании 1-ой ступени компрессора поз. 31PAH-383 поз. 31 PSHH-385 Давление на нагнетании 2-ой ступени компрессора Включение световой и звуковой сигнализации 21 кгс/см2 22,2 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 167 1 75. 76. 77. 78. 79. 80. 2 3 поз. 31PAH-375 4 Давление на нагнетании 2-ой ступени компрессора поз. 31PSHH-377 Температура на нагнетании 1-ой ступени компрессора поз. 31TAH-391 Температура на нагнетании 2-ой ступени компрессора поз. 31TAH-387 поз. 31TSHН-389 82. 83. Перепад давления на 6 54 кгс/см2 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрес2 56,5 кгс/см сора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 135 0С Включение световой и звуковой сигнализации 140 0С Температура масляной системы компрессора поз. 31TAH-462 поз. 31TSHH-464 Давление в масляной системе компрессора поз. 31PSL-466 поз. 31PSLL-468 81. 5 150 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 65 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации, включение резервного маслонасоса 31GP-3 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой 60 0С 1,5 кгс/см2 1,5 кгс/см2 1,0 кгс/см2 168 1 84. 85. 2 3 масляном фильтре маслосистемы компрессора поз. 31PDAH-458 Расход воды охлаждения к компрессору поз. 31FAL-444 поз. 31FSLL-446 86. Расход теплой воды на компрессор поз. 31FAL-649 87. Давление в системе теплой воды к компрессору поз. 31PSL-408 88. 4 5 6 7 8 9 сигнализации 0,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 35 м3/ч 15 м3/ч задержка на 30 с Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 48 м3/ч 1,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, включение резервного насоса 31GP-4 1,5 кгс/см2 Температура обмоток двигателя компрессора поз. 31TAH-504.3 Включение световой и звуковой сигнализации 130 0С 89. поз. TSHH-504.4 90. Температура воздуха наддува двигателя компрессора поз. 31TAH-504.9 Давление воздуха наддува двигателя ком- 91. 145 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 75 0С Включение световой и звуковой сигнализации 169 1 92. 93. 94. 2 3 4 прессора поз. 31PAL-474 поз. 31PSLL-476 5 40 мм вод. ст 6 7 8 30 мм вод. ст Температура подшипника эл. двигателя компрессора поз. 31TAH-504.1 поз. 31TSHH-504.2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 85 0С Температура подшипников компрессора поз. 31TAH-498.1 поз. 31TAH-498.2 поз. 31TAH-498.3 поз. 31TAH-498.4 96. поз. 31TSHH-498.1 поз. 31TSHH-498.2 поз. 31TSHH-498.3 поз. 31TSHH-498.4 97. Дожимной Давление на приеме 1компрессор во- ой ступени компрессора дородсодержа- поз. 31PAL-380 газа поз. 31PSLL-382 98. щего 31GC-321 В 95 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А Включение световой и звуковой сигнализации 70 0С 70 0С 70 0С 70 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321А 95. 99. Уровень в сепараторе приемном DB-324В 9 65 0С 65 0С 65 0С 65 0С Включение световой и звуковой сигнализации 6,5 кгс/см2 6,0 кгс/см2 100 % Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 В Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрес170 1 100. 101. 102. 103. 104. 105. 106. 2 3 компрессора поз. 31LSHН-402.1 Давление на нагнетании 1-ой ступени компрессора поз. 31PAH-384 поз. 31PSHH-386 Давление на нагнетании 2-ой ступени компрессора поз. 31PAH-376 поз. 31PSHH-378 Температура на нагнетании 1-ой ступени компрессора поз. 31TAH-392 Температура на нагнетании 2-ой ступени компрессора поз. 31TAH-388 Температура на нагнетании 2-ой ступени компрессора 4 5 6 7 8 9 сора 31GC-321В 90 % Включение световой и звуковой сигнализации 21 кгс/см2 22,2 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В Включение световой и звуковой сигнализации 54 кгс/см2 56,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В Включение световой и звуковой сигнализации 135 0С Включение световой и звуковой сигнализации 140 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В 171 1 107. 108. 109. 2 3 поз. 31TSHН-390 Температура масляной системы компрессора поз. 31TAH-463 поз. 31TSHH-465 Давление в масляной системе компрессора поз. 31PSL-467 110. поз. 31PSLL-469 111. Перепад давления на масляном фильтре маслосистемы компрессора поз. 31PDAH-459 112. 113. 114. 5 6 7 8 150 0С 9 Включение световой и звуковой сигнализации 60 0С 65 0С 1,5 кгс/см2 1,5 кгс/см2 1,0 кгс/см2 Расход воды охлаждения к компрессору поз. 31FAL-445 поз. 31FSLL-447 Расход теплой воды компрессору поз.31FAL-650 4 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 В Включение световой и звуковой сигнализации, включение резервного маслонасоса GP-3 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 В Включение световой и звуковой сигнализации 0,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации 35 м3/ч 15 м3/ч задержка на 30 с к Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 В Включение световой и звуковой сигнализации 48 м3/ч 172 1 115. 116. 2 3 Давление в системе теплой воды к компрессору поз. 31PSL-409 4 5 6 1,5 кгс/см2 7 8 1,5 кгс/см2 Температура обмоток двигателя компрессора поз. 31TAH-505.3 9 Включение световой и звуковой сигнализации, включение резервного насоса 31GP-4 Включение световой и звуковой сигнализации 130 0С 117. поз. 31TSHH-505.4 118. 122. Температура воздуха наддува двигателя компрессора поз. 31TAH-505.9 Давление воздуха наддува двигателя компрессора поз. 31PAL-475 Давление воздуха наддува двигателя компрессора поз. 31PSLL-477 Температура подшипника эл двигателя компрессора поз. 31TAH-505.1 поз. 31TSHH-505.2 123. Температура 119. 120. 121. подшип- 145 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В Включение световой и звуковой сигнализации 75 0С Включение световой и звуковой сигнализации 40 мм вод.ст Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В 30 мм вод. ст Включение световой и звуковой сигнализации 85 0С 95 0С Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 В Включение световой и звуковой 173 1 2 124. 125. Воздушный конденсатор 126. ВСГ 31ЕА-321 3 ников компрессора поз. 31TAH-499.1 поз. 31TAH-499.2 поз. 31TAH-499.3 поз. 31TAH-499.4 поз.31TSHH-499.1 поз.31TSHH-499.2 поз.31TSHH-499.3 поз.31TSHH-499.4 Вибрация 31ЕА321А поз. 31ХАН-393 Вибрация 31ЕА321B поз. 31ХАН-394 127. МежступенчаУровень в межступентый сепаратор чатом сепараторе доВСГ 31DB-322 жимных компрессоров 31GC-321 А/В поз. 31LAH-159 128. поз. 31LSHН-340 4 5 6 7 8 сигнализации 65 0С 65 0С 65 0С 65 0С 70 0С 70 0С 70 0С 70 0С наличие вибрации наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321В Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 100 % 80 % 90 % 129. Сепаратор ВСГ Уровень жидких угле31DB-323 водородов в сепараторе поз. 31LAH-174 130. Колонна дебу- Давление в колонне танизации поз. 31PAH-195.1 131. 31DT-331 поз. 31PSHH-195.2 9 17,4 кгс/см2 30 % 15,0 кгс/см2 15,56 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, останов компрессора 31GC-321 А/В Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапанов на линиях горячего масла 174 1 2 3 4 Уровень в колонне поз. 31LAHL-185 133. Водяной кон- Вибрация 31ЕА331А денсатор поз. 31ХАН-396 134. 32ЕА-331А/В Вибрация 31ЕА331В поз. 31ХАН-397 132. 2. 3. Узел непрерывной регененрации Зона восста- Температура в зоне восновления становления поз. 32ТSН-311 Расход ВСГ в зону восстановления от 31GC-311 поз. 32FAL-313 Буферный бун- Расход азота кер регенериро- 32DB-346 ванного катали- поз. 32FSL-341 затора 32DB-346 6 7 8 9 поз. 31FV-189 из 31ЕТ-322 и поз.31FV-260 из 31ЕТ-331С 10 % 90 % наличие вибрации наличие вибрации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой и звуковой сигнализации 10 % 90 % Включение световой и звуковой сигнализации 0% 135. Рефлюксная Уровень в емкости емкость дебу- поз. 31LAHL-204 танизатора 31DB-331 1. 5 100 0С Включение световой и звуковой сигнализации, остановка главного автомата Включение световой и звуковой сигнализации 218 м3/ч при н.у. в 1,6 м3/ч при н.у. Включение световой и звуковой сигнализации, остановка главного автомата 175 1 4. 5. 2 3 Ёмкость газо- Выброс газа из вых выбросов 32DB-356 в 31ВН-311 № 3 32DB-356 поз. 32FAH-318 Ёмкость газо- Выброс газа из вых выбросов 32DB-353 в 31ВН-312 № 1 32DB-353 поз. FAH-342 8. 9. 5 6 Ёмкость газо- Выброс газа из вых выбросов 32DB-354 в 31ВН-312 № 2 32DB-354 поз. FAH-348 Ёмкость газо- Выброс газа из вых выбросов 32DB-357 в 31ВН-311 № 4 32DB-357 поз. 32FAH-308 Сепаратор тализатора 32DB-359 ка- Уровень катализатора в 32DB-359 поз. 32LSHL-309 10. Электропечь хлорирования 32ВН-341 11. Колонна Температура тэнов печи хлорирования 32ВН341 поз. 32TSH-364 реге- Температура в зоне 7 8 9 Включение световой и звуковой сигнализации 4,2 м3/ч при н.у. Включение световой и звуковой сигнализации 4,2 м3/ч при н.у. Расход азота постоянной продувки 32DB-353 в 31ВН-312 поз. FSL-394 6. 7. 4 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка регенератора 1,05 м3/ч при н.у. Включение световой и звуковой сигнализации 4,2 м3/ч при н.у. Включение световой и звуковой сигнализации 4,2 м3/ч при н.у. 20 % 80 % Включение световой, звуковой сигнализации, по верхнему и нижнему уровню остановка ШБ1 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка печи 32ВН-341 650 0С Включение световой и звуковой 176 1 12. 13. 14. 15. 16. 2 нерации 32DB-349 3 регенератора 4 5 выжига 32DB-349 поз. 32TAH-369.1 поз. 32TAH-369.2 поз. 32TAH-369.3 6 7 8 9 сигнализации 590 0С 590 0С 590 0С Температура на выходе из зоны выжига регенератора 32DB-349 поз. 32ТSH-371 Содержание кислорода в зоне выжига регенератора 32DB-349 поз. 32AAHL-383 Расхода азота в зону хлорирования 32DB-349 поз. 32FAL-397 Расход дихлорэтана в зону хлорирования поз. 32FAL-362 Включение световой, звуковой сигнализации, остановка регенератора 525 0С Включение световой и звуковой сигнализации, от задания - 0,2 % + 0,2 % Включение световой и звуковой сигнализации 0,12 м3/ч при н.у. Включение световой и звуковой сигнализации 0,00048 м3/ч Температура на выходе зоны хлорирования поз. 32ТSН-365.1 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка регенератора 525 0С 17. поз. 32TSL-365.2 18. Электропечь Температура воздуха регене- 32ВН-342 315 0С тэнов Включение световой и звуковой сигнализации, закрытие клапана поз. 32UV-73 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка печи 177 1 2 рации 32ВН-342 19. Электропечь воздуха регенерации 32ВН-343 20. 21. Воздуходувка хлорирования 32GV-342 22. Воздуходувка регенерации 32GV-343 23. Маслосистема воздуходувок 32GV-342, 24. 32GV-343 25. 26. 3 поз. 32ТSН-374 Температура тэнов 32ВН-343 поз. 32ТSН-377 поз. 32ТSН-377.1 поз. 32ТSН-377.2 Расход азота/воздуха к 32ВН-343 поз. 32FSL-380 Расход газа от 32GV-342 в зону хлорирования поз. 32FRSL-363 Расход газа от 32GV-343 в зону выжига регенератора 32DB349 поз. 32FSL-382 Уровень масла в напорном баке DB-1 поз. 32LSLL-521 Уровень масла в DK-1 32GV-342 поз. 32LAL-527 Давление масла перед фильтром SF-1 32GV342, 32GV-343 поз. 32PAL-512 поз. 32PSLL-524 4 5 6 7 8 650 0С 750 0С 750 0С 750 0С 36,9 м3/ч при н.у. 436,8 м3/ч при н.у. 436,7 м3/ч при н.у. 160 л 9 32ВН-342 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка печи ВН-343 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка регенератора Включение световой и звуковой сигнализации, остановка 32GV342 и регенератора Включение световой и звуковой сигнализации, остановка 32GV343 и регенератора Включение световой и звуковой сигнализации, остановка 32GV342, 343 Включение световой и звуковой сигнализации 20 % Включение световой и звуковой сигнализации 1,9 кгс/см2 1,5 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка 32GV178 1 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 2 3 4 5 6 8 9 342, 343 Включение световой и звуковой сигнализации Температура масла перед 32GV-342, 32GV343 поз. 32TAH-515 Температура масла после 32GV-342, 343 поз. 32TSHН-519 поз. 32TSHН-520 Компрессор Давление на приеме транспорта за- компрессора коксованного поз. 32РАН-390 катализатора 32GC-341 Температура газа на приеме компрессора поз. 32TSL-424 Температура нагнетания компрессора поз. 32ТАН-398 поз. 32ТSНН-399 Расход транспортирующего азота в 32DB-343 поз. 32FSL-306 Расход азота отмучивания в 32DB-344 поз. 32FAL-396 Давление в масляной 7 90 0С 100 0С 100 0С Включение световой и звуковой сигнализации, остановка воздуходувок 32GV-342, 343 Включение световой и звуковой сигнализации 0,75 кгс/см2 0 оС Включение световой и звуковой сигнализации, остановка компрессора 32GC-341 Включение световой и звуковой сигнализации 143 0С 160 0С Включение световой и звуковой сигнализации, остановка компрессора 32GC-341 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка ШБ-1 24 м3/ч при н.у. 400 м /ч при н.у. 3 Включение световой и звуковой сигнализации Включение световой, звуковой 179 1 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 2 3 системе компрессора поз. 32PAL-418 Давление в масляной системе компрессора поз. 32PSLL-423 Температура в масляной системе компрессора поз. 32ТAН-420 Сборник закок- Расход ВСГ к 32DB-341 сованного ката- поз. 32FSL-302 лизатора 32DB-341 Шлюзовой Давление азота в бункер № 1 32DB-342 32DB-342 поз. 32PSН-305 Расход азот на продувку 32DB-342 поз. 32FSН-304 Аномальная загрузка катализатора в 32DB-342 поз. 32LAL-307 Перепад давления между 32DB-341 и 32DB-342 поз. 32PDSL-303 43. Шлюзовой бункер № 2 32DB-347 Давление азота в 32DB-347 поз. 32PSН-345 4 5 6 7 8 9 сигнализации 1,0 кгс/см2 Включение световой и звуковой сигнализации, остановка компрессора 32GC-341 Включение световой, звуковой сигнализации 0,7 кгс/см2 55 оС Включение световой и звуковой сигнализации, остановка ШБ-1 59 м /ч при н.у. 3 Разрешение на пуск ШБ-1 0,14 кгс/см 2 Разрешение на пуск ШБ-1 22 м /ч при н.у. 3 Включение световой, звуковой сигнализации 70 % Разрешение на пуск ШБ-1 ±0,0 кгс/см2 Разрешение на пуск ШБ-2 0,14 кгс/см 2 180 1 44. 2 45. 46. 47. Расходный бункер 32DB-344 1. 2. 3. 3 Расход азота в 32DB-347 поз. 32FSН-344 Аномальная загрузка катализатора в 32DB-347 поз. 32LAL-347 Перепад давления между 32DB-347 и транспортной емкостью 32DB-348 поз. 32PDSL-343 5 6 Южная насосная Концентрация углеводородов в насосной поз. YАН-2.4 поз. YАН-2.5 Концентрация углеводородов в компрессорной 7 8 9 Разрешение на пуск ШБ-2 22 м3/ч при н.у. Включение световой, звуковой сигнализации 70 % Разрешение на пуск ШБ-2 0,7 кгс/см2 Уровень катализатора в 32DB-344 поз. 32LSH-349 Северная насос- Концентрация углеводоная родов в насосной поз. YАН-1.3 поз. YАН-1.1 поз. YАН-1.2 Компрессорная 4 Разрешение на пуск ШБ-1 80 % Включение световой и звуковой сигнализации 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП Включение световой и звуковой сигнализации 10%НКПРП 10%НКПРП Включение световой и звуковой сигнализации, включение АП-1 181 1 2 3 поз. YАН-3.6 поз. YАН-3.7 поз. YАН-3.8 поз. YАН-3.9 поз. YАН-3.10 поз. YАН-3.11 поз. YАН-3.12 поз. YАН-3.13 поз. YАН-3.14 поз. YАН-3.15 поз. YАН-3.16 поз. YАН-3.17 поз. YАН-3.18 4 5 6 7 8 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 10%НКПРП 9 182 5.2.1 Перечень ключей деблокировки системы ПАЗ На установке для обеспечения операций по пуску, останову и переключению предусмотрены следующие деблокирующие ключи: Таблица 4а № Описание Позиция Примечание /допуск Секция 200 1. Деблокировка низкого расхода сы- «норма» / «байпас» Ст. оператор о рья (фр. 85-140 С) на установку поз. 20FSLL-44.1 поз. 20FSLL-44.2 2. Деблокировка низкого расхода поз. 20FSLL-42.1 Начальник циркуляционного ВСГ в тройник поз. 20FSLL-42.2 установки смешения 3. Деблокировка низкого давления поз. 20PSLL-24 Начальник топливного газа к пилотным горелустановки кам печи 20ВН-211 4. Деблокировка низкого давления поз. 20PSLL-18 Начальник пара распыления (VA) печи 20ВНустановки 211 Секция 300 5. Деблокировка низкого расхода (г/о НS-37 Ст. оператор о фр. 85-140 С) на секцию 300 «норма» / «байпас» поз. 31FSLL-99.1 поз. 31FSLL-101.1 поз. 31FSLL-99.2 поз. 31FSLL-101.2 6. Деблокировка температуры газа на НS-41 Ст. оператор нагнетании циркуляционного ком- «норма» / «байпас» прессора 31GC-311 поз. 31TSLL-398.11 поз. 31TSLL-398.21 поз. 31TSLL-398.31 7. Деблокировка низкого расхода поз. 20FSLL-104.1 Начальник циркуляционного ВСГ поз. 20FSLL-104.2 установки 8. Деблокировка низкого давления поз.31PSLL-12 Начальник топливного газа к пилотным горелустановки кам печей 31ВН-311÷315 9. Деблокировка низкого давления поз.31PSLL-10 Начальник пара распыления (VA) печей установки 31ВН-311÷315 10. Деблокировка низкого расхода го- поз. 31FSLL-1.1 Начальник рячего масла в конвекционную поз. 31FSLL-1.2 установки часть печей 31ВН-311÷314 11. 12. Деблокировка низкого расхода го- поз. 31FSLL-226.2 рячего масла в конвекционную поз. 31FSLL-226.3 часть печи 31ВН-315 Деблокировка высокого давления в поз.31PSLL-195 Начальник установки Начальник 183 № 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. Описание колонне 31DT-331 Блок НРК Деблокировка низкого расхода N2+CO2 воздуходувки 32GV-343A Деблокировка низкого расхода N2+CO2 воздуходувки 32GV-342A Стоп GV-342A Деблокировка перепада давления N2 к 32DB-355 Деблокировка высокой температуры воздуходувки прием 32GV342A Деблокировка расхода N2 к 32DB-347 Деблокировка высокой температуры выхода из регенератора 32DB-349 Деблокировка N2 в 32DB-346 (нижний предел) Деблокировка N2 в 32DB-346 (верхний предел) Деблокировка низкого расхода воздуха (AS) к 32BН-343 Позиция Примечание /допуск установки поз.32FSLL-382 Ст. оператор поз.32FSLL-383 Ст. оператор поз. QS-385 поз.32PDSLL-354 Ст. оператор Ст. оператор поз. 32TSLL-365.1 Ст. оператор поз.32FSLL-341 Ст. оператор поз. 32TSLL-371 Ст. оператор поз. ARSL-355 Ст. оператор поз. ARSH-355 Ст. оператор поз. 32FSLL-380 Ст. оператор 184 6 О С Н О В Н Ы Е П О ЛО Ж Е Н И Я ПУСКА И ОСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ. ОСОБЕННОСТИ ОСТАНОВКИ И ПУСКА В ЗИМНЕЕ ВРЕМЯ 6.1 Взаимосвязь с другими установками КПА и ОАО «ГазпромнефтьОНПЗ» Сырьё установки С-200/300 – прямогонная бензиновая фракция 85-140 оС, поступает от установки С-100 по «жёсткой» связи по трубопроводу диаметром Ду 150. Кроме того, в сырьевой поток колонны 31DT-331 поступают рефлюксы колонн 60DТ-621, 80DТ-821 С-600/800. На время остановки реакторного блока гидроочистки в качестве сырья секции платформинга (С-300) предусмотрена подача стабильного гидрогенизата из резервуаров ТРХ парка титул 205/1. Основной продукт установки - стабильный платформат – направляется: - по «жёсткой» связи на установку С-400 (экстракция сульфоланом); - в товарное производство, как высокооктановый компонент бензинов (либо избыток, либо полностью при работе комплекса на бензиновый вариант). Побочными продуктами установки С-200/300 являются: - водородсодержащий газ, направляемый на секции КПА: С-500, С-600, С-800; в систему общезаводского хозяйства и в систему топливного газа КПА; - нестабильная головка - рефлюкс, направляемая на установки ГФУ-2 или в систему топливного газа КПА. - углеводородные газы из емкостей 20DB-211, 20DВ-212, 20DВ-221, 31DВ-331, направляемые в систему топливного газа КПА. Кроме того на установку С-200/300 поступают от С-400 (экстракция сульфоланом): - Легкий платформат по трубопроводу диаметром Ду 20, для приготовления 10% раствора хлорорганики; - Кислые стоки по трубопроводу диаметром Ду 25 для отпарки сероводорода в колонне 20DT-231. 6.1.1 Влияние остановки установки С-200/300 на работу комплекса Остановка реакторного блока секции С-200: - С-100 переводит фракцию 85-140 оС в пусковой байпас или в линию бензинов 3498 (некондиция); - блок стабилизации С-200 переводится на питание стабильным гидрогенизатом из резервуаров ТРХ парка титул 205/1. Остановка секции С-300: 185 - стабильный гидрогенизат С-200 полностью выводится в резервуары парка титул 205/1; С-400 останавливает блок разделения, переводит колонну 40DТ-411 на полное орошение; С-200, С-500, С-600 и С-800 переводятся на питание подпиточным ВСГ из системы общезаводского хозяйства, в случае отсутствия ВСГ, данные секции переводятся в режим циркуляции. 6.1.2 Влияние отключения других установок комплекса на работу установки С-200/300 Остановка С-100: - реакторный блок секции гидроочистки переводится на циркуляцию ВСГ; - секция платформинга переводится на питание гидрогенизатом из резервуаров ТРХ. Остановка последующих установок КПА, расположенных по технологической схеме после установки С-200/300, не влияет на ее работу. 6.2 Снабжение энергоносителями и вспомогательными материалами 6.2.1 Электроснабжение Снабжение электроэнергией потребителей установки С-200/300 осуществляется от подстанции РТП-123 по двум вводам. В случае отключения электроэнергии по первому вводу, автоматически подключается второй ввод. При падении напряжения до 60 % предусмотрен самозапуск центробежных насосов установки после восстановления электроснабжения. Электроснабжение силовых потребителей осуществляется на напряжении 6 кВ (электроприводы компрессоров 20GC-211 А/В, 31GC-311, 31GC-321 А/В) и 0,38 кВ (остальные электроприводы технологических механизмов), электрического освещения – на напряжении 220 В. Для подключения электропотребителей установки С-200/300 на подстанции РТП-123 предусмотрен распределительный щит 6 кВ, силовые распредщиты 0,38 кВ и щиты электрического освещения. Силовые потребители и магистральные сети электрического освещения подключаются к распределительным щитам индивидуальными кабельными линиями. Эти кабельные линии (силовые и контрольные) проложены по территории установки по специальным кабельным галереям. Для подключения распределительной системы электрического освещения на территории установки С-200/300 установлены взрывозащищенные щитки освещения (TEN). Для подключения розеток на напряжении 12 В и 36 В предусмотрены взрывозащищенные розеточные щитки (ТРС), расположенные на территории установки. 186 Для проведения электросварочных работ на установке имеются четыре поста для подачи напряжения 0,38 кВ через специальные разъемы на сварочные аппараты. Напряжение на эти посты подается дежурным электриком при подаче заявки на проведение электросварочных работ на установке. 6.2.2 6.2.2.1 Снабжение топливом Газообразное топливо Для сжигания в печах 20ВН-211, 31ВН-311315 используется топливный газ, получаемый на установках комплекса. При недостатке топливного газа на комплексе осуществляется подпитка газом из сети предприятия. Подготовку и распределение газа для установок комплекса осуществляет установка С-1000. Параметры газа на границе установки: о температура – не выше 150 С; 2 давление – не более 4,0 кгс/см . 6.2.2.2 Жидкое топливо Жидкое топливо поступает по трубопроводу диаметром Ду 100 из системы подготовки топлива комплекса (установка С-1000) с температурой не выше 110 оС 2 и давлением 5,5 ÷ 10,0 кгс/см 6.2.3 Снабжение паром Установка С-200/300 обеспечивается паром от сети предприятия через установку С-1000, на которой предусматривается преобразование пара до требуемых параметров и распределение по установкам комплекса. На границе установки имеется пар следующих параметров: - пар высокого давления (VH), диаметр трубопровода Ду 150, 2 о давление 29,0 ÷ 29,5 кгс/см , температура 300 ÷ 320 С; - пар среднего давления (VM), диаметр трубопровода Ду 250, 2 давление 7,5 ÷ 8,5 кгс/см , температура не ниже 185 оС; пар распыления (VA), диаметр трубопровода Ду 150, о давление 8,5 ÷ 9,0 кгс/см2, температура 210 ÷ 295 С. Пар высокого давления используется для сажеобдувки труб камеры конвекции печи 20ВН-211 при помощи сажеобдувочных аппаратов «Парадокс». Пар среднего давления используется для: - технологических нужд; - обогрева и пропарки оборудования; 187 паротушения и паровой завесы печей 20ВН-211, 31ВН-311÷315; в отпарной колонне кислых вод 20DТ-231. Пар распыления используется для распыления жидкого топлива при его сжигании в печах 20ВН-211, 31ВН-311÷315. Конденсат от всех видов пара собирается в коллекторе конденсата (СМ) и выводится на установку С-1000 по трубопроводу диаметром Ду 80. От сетей комплекса на установку С-200/300 подаются также: - горячая вода (EF) – для обогрева части трубопроводов технологического процесса, импульсных линий и шкафов КИП, поступает по трубопроводу диаметром Ду 80 со следующими параметрами на границе установки: на входе: давление – 8,5 кг/см2; на выходе: давление – 5,5 кг/см2; температура – 150 оС температура – 70 оС - вода отопления (EC) – для отопления полов открытых насосных и отопления компрессорной, поступает по трубопроводу диаметром Ду 100 с теми же параметрами, что и вода EF; - паровой конденсат (СF) – поступает по трубопроводу диаметром Ду 50 и используется для водной промывки 20ЕА-211. - 6.2.4 Снабжение водой - - - На установку подается: 2 охлажденная оборотная вода (ER) с давлением не менее 2,2 кгс/см и температурой не выше 28 оС по трубопроводу диаметром Ду 350 с блока оборотного водоснабжения (БОВ-7); вода (SI) низкого давления из сети противопожарного водоснабжения с давлени2 ем не менее 6 кгс/см по трубопроводу диаметром Ду 200 на пожарные гидранты и лафет; питьевая вода (ЕР) по трубопроводу диаметром (Ду 20); противопожарная вода высокого давления (SP) от насоса 95GP-1061 А/В с давлением не менее 14 кгс/см2 подается на кольца орошения 20DT-221, 31DT-331 в случае пожара. Отводится с установки: о - горячая оборотная вода с температурой не выше 40 С по трубопроводу диаметром Ду 350; 3 - промливниевые стоки с содержанием нефтепродукта не более 250 мг/м ; 6.2.5 - Снабжение воздухом (AI и AS) На установку поступает воздух: КИП (АI) из буферных емкостей 95DB-1052 или 95DB-1053 установки С-1000 с 2 давлением 4,5 ÷ 7,5 кгс/см , по трубопроводу диаметром Ду 80. 188 - - технический (АS) обезжиренный и обезвоженный на фильтрах 95DF-1056 А/В 2 установки С-1000 с давлением до 8,0 кгс/см , по трубопроводу диаметром Ду 100. Воздух КИП (АI) применяется: для приборов КИП; для проведения непрерывной регенерации катализатора платформинга. Технический воздух (АS) применяется: при первоначальном пуске для продувки оборудования и трубопроводов; для проведения регенерации катализатора гидроочистки и платформинга в стационарном слое; для ремонтных нужд. 6.2.6 Снабжение азотом (GI) - - - Азот поступает на установку С-200/300: из сети предприятия через установку С-1000 по трубопроводу диаметром Ду 100 2 с давлением не менее 4,0 кгс/см и температурой окружающего воздуха; на блок непрерывной регенерации катализатора по отдельному трубопроводу от АКУ (Азотно кислородной установки), диаметром Ду 40 с теми же параметрами. Азот на установке используется: для продувки оборудования перед ремонтом; при испытании оборудования и систем на плотность и прочность; для постоянной продувки емкостей 20DB-223, 20DB-251, 31DB-312 20DК-211, 31DК-312 в систему “SN” на факел (для предотвращения загрязнения окружающей среды); на блоке НРК в качестве продувочного и транспортирующего газа. 6.2.7 Снабжение керосином охлаждения Керосин поступает от установки С-1000 по трубопроводу диаметром Ду 50 и выходит с установки С-200/300 на установку С-1000 по трубопроводу диаметром Ду 50. Керосин применяется на установке для охлаждения картера насоса GP-212. 6.3 Организация вспомогательных систем 6.3.1 Система теплоносителя (НО) Конвекционная часть печей 31ВН-311315 С-300 входит в систему теплоносителя КПА и предназначена для нагрева теплоносителя – МТ-300 Ом (горячего масла). 189 Система теплоносителя применена с целью сокращения количества огневых печей. Нормальная работа системы теплоносителя обеспечивается циркуляцией теплоносителя группой насосов через нагреватели блоков «А» и «В» и подачи нагретого теплоносителя различным потребителям установок комплекса. Потребителями установки С-200/300 являются рибойлеры: 20ЕТ-222, 20ЕТ-221 С, 31ЕТ-332, 31ЕТ-331 С, осуществляющие подвод тепла к колоннам 20DT-221, 31DT-331. Регулировка температуры на выходе из конвекционной части печей 31ВН-311÷315 осуществляется изменением расхода горячего масла. Расход теплоносителя через конвекцию печей 31ВН-311314 регулируется прибором поз. 31FRC-1, клапан, которого поз. 31FV-1, установлен на линии подачи теплоносителя в печь. Расход теплоносителя через конвекцию печи 31ВН-315 регулируется прибором поз. 31FRC-226, клапан, которого поз. 31FV-226, установлен на линии подачи теплоносителя в печь. Общее управление системой теплоносителя осуществляет установка С-1000. Освобождение системы НО осуществляется в закрытую систему рекуперации горячего масла (RН) на С-1000. При нормальной эксплуатации системы НО, трубопроводы системы RН должны быть отглушены. 6.3.2 Система сдувок на факел (SV, SN) Сброс от предохранительных клапанов, установленных на аппаратах и трубопроводах установки, осуществляется по системе «SV» через коллектор блока «А» на факел комплекса, с предварительной рекуперацией углеводородов в предусмотренных для этой цели сепараторах установки С-1000. Смесь непрерывно подаваемого азота с углеводородами из 20DB-223, 31DB-312, 20DК-211, 31DК-312 и дренажной емкости 20DB-251 направляется по системе непрерывной продувки «SN» для сжигания на факеле комплекса. 6.3.3 Система углеводородной рекуперации (RP) Освобождение аппаратов и трубопроводов производится при подготовке к ремонту установки в целом, отдельных единиц оборудования, а также при необходимости освобождения оборудования от продукта в аварийных ситуациях. Продукты из аппаратов и трубопроводов установки дренируются по трубопроводам системы «RP» в дренажную емкость 20DB-251. Емкость 20DB-251 находится под азотной продувкой. Углеводороды из 20DB-251 откачиваются заглубленным насосом 20GP-251 на С-1000. 190 6.3.4 6.3.4.1 Процедура подготовки катализаторов, загрузка, выгрузка Порядок подготовки реакторов 20DR-211, 31DR-311÷315 к загрузке катализаторов Реактор 20DR-211-является реактором с аксиальным вводом потока сырья, реакторы 31DR-311÷314 – с радиальным вводом сырья, расположенные один над другим. Для обеспечения нормальной работы катализаторов необходимо произвести перед загрузкой катализаторов соответствующие подготовительные операции, для чего: - убедиться в наличии необходимого количества катализаторов, опорного материала; - произвести осмотр внутреннего оборудования реакторов; - убедиться в исправности и работоспособности необходимого загрузочного оборудования (электролебёдок, загрузочных бункеров, стропов), вспомогательных приспособлений (загрузочной эстакады, загрузочных рукавов, верёвочных лестниц, светильников), наличии у персонала средств защиты (спецодежды, спец обуви, голиц, касок, респираторов, противогазов, очков); - довести до сведения персонала правильные методы работы; - При подготовке к загрузке катализатора в реакторы необходимо: установить распирающие кольца для плотного прилегания распределителей сырья к стенке реактора; прикрепить уплотнительные пластины на прихватках по верху и по низу распределителей; уплотнить каолиновой ватой узел крепления центральной трубы; закрыть в люках над тарелками перекрытия реакторов входы сырья в распределители; очистить внутренние устройства реакторов, не оставляя там посторонних предметов; щеткой очистить перфорированные распределители и центральные трубы; вакуумом очистить мусор из перфорированных распределителей, нижнего днища и тарелок перекрытия; При подготовке к загрузке катализатора в реактор с аксиальным вводом 20DR-211 необходимо: - загерметизировать разгрузочные патрубки реактора; - загрузить опорный материал катализатора в разгрузочные патрубки; Настроить подачу азота в реактора. 6.3.4.2 Загрузка катализатора Перед загрузкой катализатора в реактор 20DR-211 произвести загрузку на днище реактора опорного материала, которым является керамические шары диаметром 19 мм, 6 мм, 3 мм. Загрузку опорного материала произвести в следующей последовательности: 191 1 керамические шары диаметром 19 мм до высоты стыка нижнего днища с обечайкой реактора 1500 мм, тщательно разровнять данный слой керамических шаров; 2 керамические шары диаметром 6 мм, засыпать высотой 1500 мм, выровнять слой шаров; 3 керамические шары диаметром 3 мм, также засыпать высотой 1500 мм, тщательно выровнять. В реакторы 31DR-311÷314 на днище уплотняющий материал не загружается. Загрузка катализатора в реакторы производится через бункер, устанавливаемый над верхним (20DR-211) и боковыми (31DR-311÷314) штуцерами по гибкому рукаву, заслонку бункера открывать таким образом, чтобы загружаемый катализатор создавал капельный поток. Для создания равномерной плотности слоя катализатора по всей площади реактора 20DR-211, необходимо постоянно перемещать рукав круговыми движениями по объему реактора, образование холмов и конусов катализатора должно быть сведено до минимума. Для создания равномерной плотности слоя катализатора по всей площади реакторов 31DR-311÷314, необходимо постоянно перемещать рукав в три сегмента тарелок перекрытия расположенные друг напротив друга. Образование холмов и конусов катализатора должно быть сведено до минимума. После загрузки всего объема катализатора необходимо произвести формирование верхнего слоя реактора 20DR-211: - разровнять верхний слой катализатора, уплотнить его; - загрузить слой керамических шаров диаметром 3 мм высотой 1000 мм, разровнять его; - загрузить слой керамических шаров диаметром 6 мм высотой 1000 мм, разровнять его; - загрузить слой керамических шаров диаметром 19 мм высотой 1000 мм, разровнять его; - установить входной распределитель и колено на входе в реактор. Запрещается производить загрузку катализатора в дождь, закрывать бочки находящиеся на площадке не промокаемым материалом, не открывать бочки с катализатором заранее до загрузки в бункер. 6.4 Пуск установки при нормальных условиях Для подготовки установки к пуску необходимо выполнить следующие работы: 1. Произвести уборку территории после ремонта. 2. Полностью обеспечить установку обслуживающим персоналом, имеющим допуск к рабочему месту и прошедшим инструктаж. 3. Обеспечить установку и обслуживающий персонал необходимым количеством противопожарного инвентаря, средствами индивидуальной защиты, аптечкой и инструментом. 192 4. Обеспечить установку технологическими инструкциями, инструкциями по обслуживанию оборудования, должностными инструкциями, инструкциями по охране труда и пожарной безопасности. 5. Подготовить все контрольно-измерительные приборы, а также системы аварийной сигнализации и блокировки к работе, все регулирующие клапаны КИП установить в закрытое положение. 6. Принять на установку: пар, воду, электроэнергию, горячее масло, керосин охлаждения, топливный газ, жидкое топливо, воздух КИП, азот. 193 6.4.1 Прием энергоносителей и вспомогательных материалов 6.4.1.1 Прием электроэнергии силовой и осветительной Электроэнергия на установку подается работниками управления по техническому обслуживанию энергооборудования согласно «Правилам эксплуатации электротехнических установок-потребителей» по письменной заявке в специальном журнале. Последовательность операций приема электроэнергии: - проверить состояние оборудования РТП; - зафиксировать выключатели токоприемников; - проверить наличие защитных свойств агрегатов; - проверить систему заземления агрегатов; - поочередно собрать электросхемы РТП питания токоприемников. 6.4.1.2 Прием топливного газа Снять заглушку после задвижки на границе установки. Медленно открывая задвижку, принять газ в коллектор топливного газа по установке до печей 20ВН-211, 31ВН-311315 (пилотные и основные горелки отглушены) и продуть коллектор топливного газа на факел открытием задвижек сброса топливного газа на факел от печей 20ВН-211, 31ВН-311315. 6.4.1.3 Прием жидкого топлива Жидкое топливо (мазут) принять в прямой коллектор, направить по кольцу до печей 20ВН-211, 31ВН-311315 и далее – в обратный коллектор и с установки. 6.4.1.4 Прием пара Открыть все дренажи на линии пара, медленно приоткрыть задвижку пара на границе установки, сдренировать образовавшийся конденсат через дренажи, дождаться появления сухого пара из дренажей. Открыть задвижку на линии конденсата на С-1000, включить в работу конденсатоотводчики, закрыть дренажи. Постепенно открыть задвижку пара на границе установки полностью. 6.4.1.5 Прием воды Медленно открыть задвижку на входе воды на установку, принять воду в прямой коллектор (открыть воздушники, вытеснить воздух из коллектора), открыть 194 перемычку с прямого коллектора в обратный, вытеснить воздух из обратного коллектора, медленно открыть задвижку на выходе воды с установки. После приема воды в прямой и обратный коллекторы, принять воду в холодильники, работающие на водяном охлаждении. 6.4.1.6 Прием воздуха (AI), (AS) и азота Открыть задвижки на границе установки и согласно схемам их разводки принять до мест потребления. При приеме всех подсобных средств контролировать возможное появление пропусков через фланцевые соединения, сальники арматуры и т.п. Имеющиеся пропуски немедленно устранять. 6.4.1.7 Прием керосина охлаждения Керосин охлаждения принять на установку в прямой и обратный коллектор согласно правилам, что и при приеме воды. 6.4.1.8 Прием горячего масла МТ-300 Ом Медленно приоткрыть задвижки на границе установки прямых и обратных коллекторов «горячего» масла и принять теплоноситель: - в конвекционный змеевик печей 31ВН-311314; - в конвекционный змеевик печи 31ВН-315; - к рибойлерам 20ЕТ-222, 31ЕТ-332; - к теплообменникам 20ЕТ-221 С, 31ЕТ-331 С. После заполнения и прогрева линий, арматуру на границе установки открыть полностью. 195 6.5 Пуск установки С-200/300 Перед пуском все аппараты и технологические трубопроводы продуть азотом до содержания объемной доли кислорода не более 0,5 % и держать под избыточным давлением азота не менее 0,5 кгс/см2. Пуск установки С-200/300 начинается с приема бензина (гидрогенизата) в стабилизационные колонны 20DT-221, 31DT-331. Гидрогенизат в колонну 20DT-221 поступает из товарно-реагентного хозяйства (ТРХ) тит. 205/1 по следующей схеме: резервуар 1664 1666 Н-1, 1А 20ЕТ-221 А/В (межтрубное пространство) 20ЕТ-221 С 20DT-221 20ЕТ-221 А/В (трубное пространство) 20ЕА-222 резервуар 1664 1666. Гидрогенизат в колонну 31DT-331 поступает по следующей схеме: резервуар 1664 1666 Н-1, 1А 20DT-221 20ЕТ-221 А/В 31GP-311 А/В пусковой байпас Р31055 31ЕТ-331 А/В/С (межтрубное пространство) 31DT331 31ЕТ-331 А/В (трубное пространство). При достижении уровня в колонне 20DT-221 40 % начать подачу горячего масла в рибойлер отпарной колонны 20ЕТ-222, разогрев колонны 20DT-221 производить со скоростью 25…30 оС в час (в целях равномерного прогрева оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов). При достижении температуры верха колонны 20DT-221 60…70 оС включить в работу аппарат воздушного охлаждения 20ЕА-221 и регулятор давления поз. 20PRС-109, для поддержания рабочего давления в колонне. По мере увеличения температуры в отпарной колонне и конденсации шлемового продукта в рефлюксной емкости 20DB-221 появится уровень. При достижении уровня 40…60 % в 20DB-221 включить в работу насос подачи орошения 20GP-221 А/В. Вывести колонну 20DT-221 на режим с циркуляцией через парк. Перед выводом гидрогенизата в парк, включить в работу аппарат воздушного охлаждения 20ЕА-222. При достижении уровня в колонне 31DT-331 40 % начать подачу горячего масла в рибойлер 31ЕТ-332, разогрев колонны 31DT-331 производить со скоростью 25…30 оС в час (в целях равномерного прогрева оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов). Включить в работу аппарат воздушного охлаждения 31ЕА-331 и регулятор давления в колонне поз. 31PRC-195 перевести в автоматический режим. По мере увеличения температуры в колонне дебутанизации 31DT-331 и конденсации шлемового продукта в рефлюксной емкости 31DB-331 появится уровень. При достижении уровня в 31DB-331 40….60 % включить в работу насос подачи орошения 31GP-331 А/В. Вывести колонну на режим полного орошения. Прием водородсодержащего газа на блок риформинга осуществляется в следующем порядке: - открыть задвижку на границе установки; - открыть запорную арматуру узла водород – азот на трубопроводе ВСГ к выкидному трубопроводу компрессора 31GC-311. Скорость набора давления не более 2 кгс/см2 в час (поз. 31PIC-120) (с целью исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов) 196 до достижения давления в сепараторе 31 DB-311 7,8 кг/см2, еще раз проверить систему реакторного блока на герметичность. После чего набрать давление в компрессоре 31GC-311 (поз. 31PR-106) 7,8 кгс/см2, открыть на 45 % дроссельный клапан на приемном трубопроводе компрессора, заслонки НХ-246 А/В открыть на 100 %, включить в работу компрессор согласно «Инструкции по пуску и эксплуатации центробежного компрессора 31GC-311». Отрегулировать расход циркуляционного ВСГ по поз. 31FR-104 – 130000…140000 м3/ч при н.у., после стабилизации циркуляции, приступить к розжигу пилотных горелок печей 31ВН-311315 согласно «Технологической инструкции по эксплуатации печей платформинга С-300». Приступить к подъему температуры на входе в реакторы 31DR-311314 со скоростью 30…40 оС в час, путем розжига основных газовых и мазутных форсунок на печах 31ВН-311315, до температуры 370 оС (поз.31TI-67, 31TI-73, 31TI-71, 31TI-229). Включить в работу аппараты воздушного охлаждения 31ЕА-311 А/В, настроить подачу воды к холодильнику 31ЕТ-312, температуру в сепараторе 31 DB-311 поддерживать 30…40 оС по поз. 31TI-88. Во время подъема температуры контролировать состояние труб печей, корпуса реакторов и пружинных опор, с целью исключения разгерметизации оборудования. С увеличением температуры в реакторах 31DR-311 314 отрегулировать расход циркуляции горячего масла по змеевикам конвекции 31ВН-311 314, 31ВН-315. При достижении и стабилизации температуры 370 оС на входах в реакторы 31DR-311 314, открыть запорную арматуру на регуляторах расхода сырья поз. 31FV-99, 31FV-100. Открыть клапан отсекатель подачи сырья поз. 31UV-45. Кнопкой поз. HS-37 снять блокировки поз. 31FSLL-99, 31FSLL-101 (по низкому расходу сырья). Включить в работу насос 31GP-311 А/В, начать подачу сырья с расходом 90 м3/ч, равномерно распределив по 45 м3/ч по потокам. Кнопкой поз. HS-37 восстановить блокировки поз. 31FSLL-99, 31FSLL-101. При достижении (20…30) % уровня в сепараторе 31 DB-311, включить в работу насос 31GP-312 А/В и клапан поз. 31LV-122. Нестабильный платформат направить в колонну 31DT-331. Приступить к подъему температуры на входе в реакторы до 493 оС со скоростью 30 оС в час, с одновременным увеличением загрузки сырья до значений, определенных регламентом или согласно заданному плану (в целях равномерного прогрева оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов). Давление в сепараторе 31DB-311 7…8,5 кгс/см2 (поз. 31PIC-120) поддерживать клапаном поз. 31PV-120.2, сбрасывая избыточный ВСГ платформинга на факел. Вывести на нормальный режим работы колонну 31DT-331: - при появлении избыточного рефлюкса, открыть клапан поз. 31FV-190, настроить откачку рефлюкса на ГФУ-2; - стабильный платформат из колонны направить через воздушный холодильник 10ЕА-413, находящийся на установке С-100, в линию бензинов 3498 (некондиции) или в линию высокооктановых бензинов. Включить в работу, с коррекцией по уровню в колонне 31DT-331, поз. 31LRC-185, клапан-регулятор которого поз. 10PV-151, находится на установке С-100, путем перевода переключателя поз. HS-185 ( в системе управления МОД-300). 197 После получения качества стабильного платформата (массовая доля суммы нафтенов и парафинов не более 35 %), перевести на блок разделения С-400. Включить в работу, с коррекцией по уровню поз. 31LRC-185 в колонне 31DT-331, клапан-регулятор поз. 31FV-179, путем повторного перевода переключателя поз. HS-185. После стабилизации расхода избыточного ВСГ из 31 DB-311 (примерно после двух часов, с момента подачи сырья в реакторы), включить в работу регуляторы давления в 31DB-322 (поз. 31PRC-157) и 31DB-323 (поз. PRC-172), аппараты воздушного охлаждения 31ЕА-321, 31ЕА-322. Согласно «Инструкции по пуску и эксплуатации поршневых компрессоров 31GC-321 А/В» подготовить и включить в работу компрессор 31GC-321 и последовательно загрузить на 25, 50, 75, 100 % производительности в зависимости от количества избыточного ВСГ. При появлении уровней жидких углеводородов в 31DB-322 и 31DB-323 регуляторы уровней поз. 31LRC-159 и 31LRC-174 перевести в автоматический режим. Для поддержания хлорного баланса на катализаторе приступить к подаче раствора дихлорэтана в систему реакторного блока насосом 31GP-313В из 31DK-312, расход подачи раствора дихлорэтана регулируется ходом поршня насоса 31GP 313 В. Контролировать содержание влаги в циркуляционном ВСГ на уровне 15 ÷ 25 ррm по анализатору (поз.АТ-123), если содержание влаги понижается менее 15 ррm, включить в работу насос 31GP-313А, для подачи парового конденсата из 31DК-311 в газосырьевой поток. Расход подачи парового конденсата регулируется ходом поршня насоса 31GP-313А. После пуска компрессора 31GC-321 А/В, приступить к набору давления в реакторном блоке гидроочистки. Медленно открыть запорную арматуры на трубопроводе подпиточного ВСГ С-200, набрать давление в реакторном блоке гидроочистки 14 кгс/см2 поз. 20PIC-63 со скоростью не более 5 кгс/см2 (с целью исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов). При достижении давления в 20DB-211 14 кгс/см2 согласно «Инструкции по пуску и эксплуатации поршневого компрессора 20GC-211 А/В» подготовить и включить в работу циркуляционный компрессор 20GC-211 и загрузить его последовательно на 25, 50, 75, 100 % производительности, создать максимальный поток ВСГ через реактор 20DR-211 одним компрессором на максимальной производительности. Согласно «Технологической инструкции по эксплуатации вертикальной цилиндрической печи на установке С-200» разжечь пилотные горелки печи 20ВН-211. При наличии ВСГ в сети предприятия – пуск реакторного блока гидроочистки можно вести параллельно с пуском платформинга. Пусковые операции проводить в той же последовательности, как указано в предыдущем абзаце. Приступить к подъему температуры на входе в реактор 20DR-211, путем розжига основных форсунок печи 20ВН-211 со скоростью 40 оС в час до 260 оС (в целях равномерного прогрева оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов). Включить в работу аппараты воздушного охлаждения 20ЕА -211 А/В, настроить циркуляцию воды охлаждения через 20ЕТ-212 и увеличить давление в системе до 18 кгс/см2, включить в работу регулятор давления поз. 20PRC-63. 198 При стабилизации температуры на входе (поз.20TI-29) и выходе (поз.20TI38) реактора 20DR-211 260 оС и давлении (поз. 20PIC-63) 18 кгс/см2 принять сырье от С-100 в реактор с расходом (поз.20FV-44) 90 м3/ч. Так как печь 20ВН-211 является четырёхпоточной, то в момент налаживания циркуляции ВСГ, подъема температур и приема сырья усилить контроль за выходными температурами из печи по каждому потоку (поз. 20TI-30, 20TI-31, 20TI-32, 20TI-33). Если температура по потокам имеет существенную разницу, то это указывает на наличие жидкостной пробки, препятствующей потоку, что может привести к местному перегреву труб. Если это происходит, следует «встряхнуть» систему путем резкого кратковременного изменения расхода сырья. Если пробка не исчезает, понизить температуру и еще раз резко изменить расход сырья. Когда и это не даст положительного результата, необходимо прекратить подачу сырья, для полного удаления пробки циркуляционным водородсодержащим газом. При появлении уровня жидких углеводородов в 20DB-211 40 ÷ 45 %, включить в работу регулятор уровня поз. 20LIC-65, направив жидкие углеводороды в сепаратор низкого давления 20DB--212. При появлении уровня жидкости в 20DB-212, установить регулятор уровня поз. 20LIC-81 в автоматический режим регулирования, жидкие углеводороды из 20DB--212 направить в отпарную колонну 20DT-221. Для защиты от коррозии верхней части колонны 20DТ-221, аппаратов воздушного охлаждения 20ЕА-221, емкости орошения 20DВ-221 включить в работу насос подачи ингибитора коррозии 20GР-223. В зависимости от загрузки реакторного блока С-200 скорректировать расход стабильного гидрогенизата в колонну 20DT-221 из резервуаров ТРХ. Продолжить повышение температуры на входе в реактор 20DR-211 (поз.20TI-29) до 315 оС со скоростью 40 оС/ч (в целях равномерного прогрева оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов и трубопроводов), параллельно повысить давление в реакторном блоке до 35 кгс/см2 (поз. 20PIC-63). При наличии уровня в емкости 20DB-231 включить в работу блок кислых вод в следующей последовательности: - подать пар в колонну 20DT-231, и установить регулятор давления в колонне поз. 20PIC-130 в автоматический режим; - включить в работу сырьевой насос отпарной колонны кислой воды 20GP-231 и отрегулировать регулятор расхода загрузки отпарной колонны поз. 20FIC-120 на поддержание постоянного уровня в емкости 20DB-231; - отрегулировать циркуляцию охлаждающей воды в холодильник отпаренной воды 20ES-233 и, при стабилизации уровня в отпарной колонне 20DT-231, установить регулятор поз. 20LIC-127 в автоматический режим. 6.6 Пуск блока НРК 1. Перед пуском блока регенерации необходимо тщательно продуть азотом: регенератор 32DB-349, буферную емкость 32DB-346, осушители воздуха 32DF-341 А/В и связанные с ними трубопроводы следующим образом: a) отрегулировать продувку зоны сушки по поз. 32FRC-380 на максимальном расходе; 199 отрегулировать продувку буферной емкости 32DB-346 по поз. 32FR-341 на максимальном расходе; c) установить перепад давления между расходным бункером 32DB-344 и регенератором 32DB--349 по поз. 32PDRC-354 250 мм вод. ст., эти условия должны поддерживаться до пуска. Отрегулировать поток ВСГ от компрессора 31GC -311 через сборник катализатора 32DВ-341 по поз. 32FR-302 и в зону восстановления по поз. 32FRC-313. Пустить шлюзовой бункер № 2 32DВ-347, (печи платформинга к этому времени должны быть в работе), проведя следующие мероприятия: a) отрегулировать азотную продувку емкости газовых выбросов по поз. 32FR-394; b) установить максимальный расход ВСГ через транспортную емкость 32DB348 по поз. 32FR-346; c) установить переключатель аварийной остановки регенератора в положение «работа»; d) установить три продувки на селекторе продувок шлюзового бункера № 2; e) нажать кнопку «пуск» шлюзового бункера № 2, после чего шлюзовой бункер № 2 будет осуществлять свой цикл в зависимости от уровня катализатора в реакторе. Пустить шлюзовой бункер № 1 32DВ-342, для чего: a) открыть ручной шаровый кран на катализаторопроводе после сборника катализатора 32DB-341; b) включить в работу анализатор водород – углеводороды поз. 32АR-388; c) включить в работу компрессор 32GC-341 (согласно инструкции по пуску компрессора) и отрегулировать расход транспортного газа и газа отмучивания по поз. 32FI-306 и поз. 32FI-396; d) установить селектор продувок шлюзового бункера № 1 на шесть продувок, для первых шести циклов работы, затем установить селектор на три продувки; e) нажать кнопку «Пуск» регенератора, включающую главный автомат в работу; f) нажать кнопки «пуск» и «работа-задержка» шлюзового бункера № 1. Шлюзовой бункер будет осуществлять свой цикл в зависимости от уровня катализатора в зоне восстановления и расходном бункере 32DB-344. Циркуляция катализатора осуществляется следующим образом: a) установить таймер бункера регулирования потока катализатора 32DB-345 на циркуляцию 159 кг/ч (по формуле расчета производительности НРК от времени срабатывания клапана поз. 32UV-76). b) 2 3 4 5 Q = (3600 сек) / t 32UV-75 + t 32UV-76 *7,55 Где: t UV-75 – время работы клапана поз. 32UV-75 в положении «открыто», равное 30 сек. (const); t UV-76 – время работы клапана поз. 32UV-76 в положении «открыто» устанавливается по таймеру, сек; 7,55 – масса катализатора одной загрузки емкости 32DB-345, кг. 200 6 7 Нажать кнопку «подача катализатора», когда циркуляция катализатора стабилизируется ее можно постепенно довести до максимальной 318 кг/ч; b) по мере стабилизации циркуляции катализатора, уровень в буферном бункере 32DB-346 должен стабилизироваться и счетчики отгрузок шлюзовых бункеров № 1, № 2 должны давать одни и те же показания. Проверка работы сборника катализатора 32DB-341. После того, как шесть или восемь отгрузок катализатора произведены из последнего реактора 31DR-314 следует проверить эффективность высоконапорной продувки сборника катализатора 32DB-341, для чего: a) нажать кнопку «работа-задержка» шлюзового бункера № 1, задерживая его в стадии «готовность»; b) открыть (принудительно) клапан поз. 32UV-1, чтобы он оставался открытым в течение каждой из пяти последовательных стадий шлюзового бункера № 1; c) вновь вывести шлюзовой бункер № 1 на цикл, следя за сигнализацией уровня катализатора в шлюзовом бункере № 1 поз. 32LI-307 и расходом транспортного азота по поз. 32FRAL-306 в течение следующих четырех циклов; d) вернуть клапан поз. 32UV-1 в нормальное положение по завершении трех циклов работы шлюзового бункера № 1. Во время четвертого цикла (и всех последующих) клапан поз. 32UV-1 будет открыт только во время стадий «давление» и «загрузка»; e) если высоконапорная продувка эффективно обеспечивает «зависание» катализатора в трубах перетока из реактора в сборник катализатора 32DB-341 то: - на стадии «загрузка» третьего цикла работы шлюзового бункера сигнализация уровня (поз. 32LI-307) не должна зажигаться и должен быть подан звуковой сигнал ненормального удлиненного цикла загрузки, шлюзовой бункер должен быть пустым. - на стадии «разгрузка» во время четвертого цикла работы шлюзового бункера изменений расхода транспортного азота по поз. 32FRAL-306 не должно быть, расход должен оставаться постоянным т.к. катализатора в шлюзовом бункере № 1 и транспортной емкости 32DB-343 нет; f) если во время четвертого цикла работы шлюзового бункера № 1 будет наблюдаться переток катализатора из 32DB-342 в 32DB-343 о чем будет свидетельствовать уменьшение расхода транспортного азота по поз. 32FRAL-306, то необходимо провести пересчет дроссельной шайбы, определяющей расход газа высоконапорной продувки поз. FO-1. Калибровка шлюзового бункера № 1. Наладив нормальную работу сборника катализатора 32DB-341, необходимо найти оптимальное показание уровня поз. 32LI-307, с целью обеспечения полной выгрузки катализатора из сборника, для этого необходимо: a) повысить уровень поз. 32LI-307 на 25 мм выше установленного и провести четыре цикла шлюзового бункера № 1; b) если нет сигнала, ненормального удлиненного цикла загрузки, повысить уровень поз. 32LI-307 еще на 25 мм и провести еще четыре цикла шлюзового бункера № 1; 201 c) d) продолжать повышение уровня на поз. 32LI-307 каждый раз на 25 мм до тех пор, пока не появится устойчивый сигнал ненормального удлиненного цикла загрузки. Это окончательное положение уровнемера должно обеспечивать достаточный объем загрузки шлюзового бункера № 1, на который реагирует уровнемер поз. 32LI-307, а также обеспечивать практически полную выгрузку катализатора из сборника катализатора 32DB-341; установив уровень поз. 32LI-307 в окончательное положение, выгрузить три раза катализатор из 32DB-342 в пустые бочки, для последующего его взвешивания. Определить средний вес загрузки шлюзового бункера, используя полученные данные для последующих расчетов движения катализатора по блоку НРК. Шлюзовой бункер № 2 калибруется по весу катализатора, равным весу в бункере № 1. 6.6.1 Порядок пуска на «черном» катализаторе При достижении содержания массовой доли кокса на катализаторе 3 ÷ 6 %, прекратить циркуляцию катализатора и подготовить блок НРК к пуску на «черном» катализаторе. 1. Отрегулировать следующие потоки: - создать расход продувки буферной емкости 32DB-346 по поз. 32FIAL-341 не менее 3 м3/ч; - установить расход азотной продувки печи 32ВН-343 по поз. 32FRCAL-380 равным 91 м3/ч при н.у.; - отрегулировать перепад давления между сепарационным бункером 32DB-344 и регенератором по поз. 32PDRCAL-354 250 мм вод. ст; - установить расход продувок уплотнений газодувок регенерации и хлорирования по поз. 32FI-351 и поз. 32FI-352 по 0,28 м3/ч, (50…75) % по ротаметру; - отрегулировать подачу воды во все холодильники блока регенерации и на водяную рубашку 32ВН-341; - в расходный бункер 32DB-344 набрать нормальный уровень катализатора; - запустить в работу воздуходувки 32GV-342, 32GV-343; - выполнить тарировку и отрегулировать анализаторы для нормальной работы: Н2/НС в 32DB-346 (поз. ARAHL-355), О2 в газе регенерации (поз. 32ARCAHL-383) и Н2/НС в азотном газе-носителе (поз. 32АT-388). 2. Включить в работу печи 32ВН-341, 32ВН-342, 32ВН-343. 3. Поднять температуру в регенераторе со скоростью 50 оС/ч до следующих значений: выход из печи 32ВН-341 — 510 оС; выход из печи 32ВН-342 — 477 оС; выход из печи 32ВН-343 — 538 оС Проверить перепад давления между зоной регенерации и хлорирования, который должен составлять 12 мм вод. ст. Замер производится дифманометром с линий входа газов в зоны регенерации и хлорирования. 4. Подать воздух в зону регенерации (верхний воздух), открыв клапан подачи воздуха в регенератор поз. 32UV-72 и установив регулирующий клапан поз. 32FV-379 на ручное управление. После стабилизации концентрации кислорода в 202 пределах 0,8 ÷ 1,0 % об., перевести на автоматическое регулирование поз. 32FRC379 с коррекцией по анализатору кислорода поз. 32APCAHL-383. 5. В результате «местного» выжига, количество кокса в зоне регенерации и расход воздуха в зону регенерации будут постепенно понижаться. Когда потребность в воздухе понизится до половины своей первоначальной величины, начать циркуляцию катализатора, включив таймер расхода катализатора и нажав на кнопку «Пуск катализатора». 6. Контролировать процесс выжига, поддерживая следующие параметры: - выход из печи ВН-341 — 510 оС; - выход из печи ВН-342 — 477 оС; - выход из печи ВН-343 — 538 оС; - разница температуры газа регенерации (поз. 32TI-370 минус поз. 32TI-372) не более 89 оС; - температура в слое катализатора в зоне хлорирования не выше 530 оС; - концентрация кислорода в газе регенерации по поз. 32ARCAHL-383 не более 1,3 % об.; - скорость циркуляции катализатора не более 318 кг/ч. 7. Вести отбор проб регенерированного катализатора, для определения содержания кокса, если содержание массовой доли кокса составляет 0,2 % и менее, а при визуальном осмотре раздавленных шариков катализатора закоксованных центров не наблюдается, то начать подачу «нижнего» воздуха. 8. Перевести поз.32FRC-379 на ручное регулирование, полностью открыть ручную задвижку на перемычке между линиями воздуха в зону регенерации и в зону сушки (нижний воздух), после чего следует закрыть клапан поз. 32UV-71, нажав кнопку «Азот». 9. По истечении (30…60) секунд после закрытия клапана поз. 32UV-71, снизить расход воздуха в зону регенерации через поз. 32FRC-379, чтобы скомпенсировать расход подачи воздуха в зону сушки. 10. Когда расход воздуха стабилизируется, перевести поз. 32FRC-379 на каскадное регулирование от поз. 32ARCAHL-383. 11. После подачи воздуха в зону сушки открыть клапан поз. 32UV-73, отрегулировать расход азота на продувку линии «дихлорэтан + азот» в печь хлорирования 32ВН-342 по прибору поз. 32FI-397. После чего пустить в работу насос дихлорэтана 32GP-341, с расходом обеспечивающим содержание хлора в регенерированном катализаторе 1,0 ÷ 1,4 % мас.. 6.6.2 Порядок пуска на «белом» катализаторе При осуществлении остановки блока регенерации в период проведения регенерации катализатора и отсутствии вывода катализатора из регенератора во время или после остановки, повторный пуск проводить в соответствии с методикой пуска на «черном» катализаторе с тем отличием, что нижний воздух в зону сушки подается сразу же после пуска циркуляции катализатора по регенератору. Во время подачи воздуха в зону сушки контролировать температуру на приеме газодувки хлорирования по поз. 32TI-366 и температуры в слоях зоны хлорирования и регенерации. 203 После пуска в работу всех блоков установки С-200/300, приступить к отбору продуктов на соответствие качественных показателей, определенных регламентом. По результатам аналитического контроля вносить соответствующие коррективы в технологический режим установки. 6.7 Нормальная остановка установки С-200/300 Перед тем, как начать полную остановку установки С-200/300, следует предупредить об этом диспетчера производства, персонал установок: С-100, 400, 500/900А, 600/800, а также службы связанные с работой установки. Нормальная остановка установки С-200/300 начинается с остановки блока НРК. 6.7.1 Нормальная остановка блока НРК Нажать кнопку «Остановка регенератора». Установить таймер клапана поз. 32UV-76 на 0 секунд. Перевести регуляторы температуры по печам: 32ВН-341, 32ВН-342, 32ВН343 на ручное регулирование, понизить нагрузку печей до нулевого выхода. ПРИМЕЧАНИЕ: Нулевой выход для печи регенерации 32ВН-342 равен 50 % шкалы прибора поз.32TRC-373. d) Закрыть ручную арматуру: - на линиях подачи воздуха горения в 32DВ-349; - на нагнетании насоса 32GP-341 - после клапана поз. 32UV-73. e) Для поддержания уровня катализатора в зоне восстановления шлюзовой бункер № 2 оставить в работе. f) Продолжать охлаждение регенератора до температуры 200 оС поз. 32TI-369.1÷8, после чего остановить воздуходувки 32GV-342, 32GV343. g) Продолжать продувку азотом регенератора через печь сушки 32ВН-343 до температуры 95 оС. a) b) c) 6.7.2 Нормальная остановка секций платформинга и гидроочистки Последовательность операций при нормальной остановке следующая: При остановленном блоке регенерации катализатора – продолжать подачу циркуляционного газа продувки в сборник катализатора 32DB-341. Со скоростью 30 оС в час начать снижение температуры на входе в реакторы платформинга до 450 оС (поз.: 31TI-67,. 31TI-73, 31TI-71, 31TI-229). При температуре на входе в реакторы платформинга 480 оС одновременно с понижением температуры приступить к снижению производительности до 90 м3/ч 204 поз. 31FIC-99, 31FIC-101, с таким расчетом, чтобы эта производительность установки была достигнута одновременно с достижением температуры на входе в реакторы 450 оС. Начать снижение температуры на входе в реактор гидроочистки 20DR-211 до 260 оС (поз. 20TI-29) со скоростью 30 оС в час, одновременно с понижением температуры приступить к снижению производительности до 90 м3/ч (поз. 20FRC44), с таким расчетом, чтобы эта производительность установки была достигнута одновременно с достижением температуры на входе в реактор 260 оС. Прекратить прием сырья на С-200 от установки С-100 и перевести питание секции платформинга на сырье из резервуаров ТРХ по схеме: парк тит. 205/1 Н1, 1А 20ЕТ-221 А/В/С (межтрубное пространство) 20DT-221 20ЕТ-221 А/В (трубное пространство) 31GP-311 А/В. Остановить насос подачи ингибитора 20GP-223. Для удаления углеводородов, в течение часа, при температуре на входе в реактор 20DR-211 – 260 оС, поддерживать циркуляцию ВСГ, после чего потушить печь 20ВН-211. После остановки печи, приступить к остановке блока кислых вод: - перекрыть подачу пара к колонне 20DT-231; - остановить насос 20GP-231 А/В; - закрыть запорную арматуру на клапанах сброса газа поз. 20PV-130 и 20FV-117. При понижении уровня гидрогенизата в сепараторе гидроочистки 20DB-211 и сепараторе низкого давления 20DB-212 необходимо закрыть запорную арматуру на клапанных сборках поз. 20LV-65, 20LV-66, 20LV-81. При достижении температуры на выходе из реактора 20DR-211 ниже о 95 С остановить циркуляционный компрессор гидроочистки 20GC-211 А/В. Закрыть запорную арматуру на трубопроводе подпиточного ВСГ к секции 200. При достижении температуры 450 оС (поз.: 31TI-67,. 31TI-73, 31TI-71, 31TI-229) на входах в реакторы С-300 и загрузки 90 м3/ч (поз. 31FIC-99, 31FIC101), остановить дожимной компрессор 31GC-321 А/В. Остановить насосы подачи воды и хлорорганики 31GP-313А/В, закрыть ручную арматуру на нагнетании. После чего прекратить подачу сырья в реакторный блок платформинга, остановить насос 31GP-311 А/В. Гидрогенизат из куба колонны 20DТ-221 полностью направить в ТРХ, байпасировать по горячему маслу теплообменник 31ЕТ-331 С. При понижении уровня платформата в сепараторе 31 DB-311 остановить насос 31GP-312 А/В. Закрыть запорную арматуру на трубопроводах откачки стабильного платформата и рефлюкса с установки, перевести колонну 31DT-331 на полное орошение. Продолжить циркуляцию ВСГ, понижая температуры на входе в реакторы со скоростью (35…45) оС в час до 400 оС. При достижении температуры на входе в реакторы 400 оС (поз.: 31TI-67,. 31TI-73, 31TI-71, 31TI-229) потушить печи 31ВН-311315. Продолжить циркуляцию ВСГ до достижения температуры на выходе из реакторов 70 оС (поз.: 31TI-76, 31TI-79, 31TI-82, 31TI-84), остановить компрессор 31GС-311. Снижая расход горячего масла в рибойлеры 20ЕТ-222, 31ЕТ-332, теплообменник 20ЕТ-221 С, со скоростью (20…30) оС/ч, понизить температуру в кубах ко205 лонн 20DТ-221, 31DT-331 до 100 оС (поз. 20TI-96, 31TI-86). С прекращением отпарки легких углеводородов из DТ-221, 31DT-331 и снижения уровней в рефлюксных емкостях 20DВ-221, 31DВ-331, остановить насосы орошения 20GP-221 А/В, 31GP-331 А/В. При достижении температуры 100 оС в кубах колонн 20DТ-221, 31DT-331 байпасировать по горячему маслу 20ЕТ-222, 31ЕТ-332, 20ЕТ-221 С, остановить циркуляцию гидрогенизата по колонне 20DТ-221 из парка ТРХ. Приступить к освобождению оборудования установки от нефтепродуктов: - провести дренирование жидких нефтепродуктов с колонн, емкостей, теплообменников, насосов, нижних точек трубопроводов по системе рекуперации (RР) в заглубленную емкость 20DВ-251, откачать насосом 20GP-251 на секцию 1000; - со скоростью 2 кгс/см2 в час, сбросить давление ВСГ и углеводородов из аппаратов и трубопроводов на факел; - провести продувку оборудования и трубопроводов установки азотом на факел. Приступить к подготовке установки к проведению ремонта или другим мероприятиям согласно разработанным планам. 6.8 Особенности пуска и остановки установки в зимнее время Методика пуска и остановки установки С-200/300 в зимнее время соответствует нормальному пуску и остановке. Проблемы, связанные с зимними условиями могут возникнуть в тех аппаратах и трубопроводах, где находятся продукты с высокой температурой застывания. Вода – 0 оС; Жидкое топливо – плюс 25 оС; Теплоноситель МТ-300 Ом – минус 23 оС. Оборудование, содержащее воду: - сепаратор высокого давления 20DB-211; - емкость инжекций воды 20DK-211; - сепаратор низкого давления 20DB-212; - емкость орошения 20DB-221; - емкость кислых вод 20DB-231; - насос подачи воды 20GP-212 его обвязка; - насос подачи воды 20GP-231 А/В; - концевой теплообменник продуктов реакции 20ЕТ-212; - теплообменники кислых вод 20ES-231; - холодильник кислых вод 20ES-233; - емкость инжекций воды 31DK-311; - насос 31GP-313 и его обвязка; - концевой теплообменник продуктов реакции 31ЕТ-312; - теплообменники 31ЕТ-321 А/В на нагнетании I ступени компрессоров 31GC-321 А/В; - насос подачи воды охлаждения 32GP-342 А/В; - конденсатор-холодильник 32ES-341 206 - буферная емкость 32DB-346; водяная рубашка электропечи 32ВН-341; водяная рубашка компрессора 32GC-341; Оборудование, содержащее жидкое топливо: - Трубопроводы жидкого топлива к и от печей 20ВН-211, 31ВН-311315. 207 Оборудование, содержащее теплоноситель: - конвекционная часть и трубопроводы обвязки конвекционной части печи 31ВН-311314; - конвекционная часть и трубопроводы обвязки конвекционной части печи 31ВН-315; - рибойлер 20ЕТ-222 отпарной колонны 20DT-221 с трубопроводами обвязки; - рибойлер 31ЕТ-332 колонны дебутанизатора 31DT-331 с трубопроводами обвязки; - теплообменник 20ЕТ-221 С питания колонны 20DT-221 с трубопроводами обвязки; - теплообменник 31ЕТ-331 С питания 31DT-331 с трубопроводами обвязки. Для предупреждения замерзания выше перечисленного оборудования в момент остановки установки в зимнее время необходимо: 1) Обратить особое внимание на освобождение аппаратов и трубопроводов, где может скапливаться вода и конденсат: - колонны 20DT-221, 31DT-331; - емкости 20DB-221, 31DB-331; сдренировать по линиям RР в емкость 20DB-251 и продуть азотом. 2) Освободить от воды: - отстойники 20DB-211, 20DB-212; - емкость 20DB-231; - колонну 20DT-231. 3) При прекращении циркуляции воды охлаждения, через водяные холодильники 20ЕТ-212, 31ЕТ-312, 31ЕТ-321А/В, 32ES-341, 20ES-231, 20ES-233 воду на данные холодильники закрыть, сдренировать трубные пучки, продуть азотом, настроить циркуляцию воды по байпасам аппаратов. 4) Теплоспутники, обогревающие легкозамерзающие продукты, должны быть в работе. 5) При остановке работы печей 20ВН-211, 31ВН-311315, жидкое топливо направить по кольцу помимо печей. 6) При прекращении подачи теплоносителя в конвекционную часть печей 31ВН-311315, теплоноситель направить по байпасу клапанов поз. 31FV-1 и 31FV-226. При пуске установки в зимнее время, необходимо подать азот: - на нагнетание компрессора 20GС-211 А/В; - на нагнетание компрессора 31GС-311; - в куб колонны 20DТ-221; - в куб колонны 31DT-331; путем открытия воздушников и дренажей на аппаратах и трубопроводах убедиться в наличии проходимости по технологической схеме установки. 6.8.1 Нормативные сроки подготовки к ремонту и пуску установки Перед выводом установки С-200/300 в капитальный ремонт, с момента остановки установки и прекращения вывода продуктов: стабильного платформата, во208 дородосодержащего газа, рефлюкса, сухого газа, в течение семи суток проводятся мероприятия по подготовке установки к сдаче подрядчику. Продувка и удаление нефтепродуктов из аппаратов, постановка заглушек, пропарка оборудования, охлаждение, выгрузка катализаторов из реакторов 31DR-311÷314. В случае необходимости выгрузки катализатора из реактора 20DR-211, необходимо провести специальную операцию пассивации катализатора С-200, которая удлиняет время подготовки сдачи установки в ремонт. Перед пуском установки должны быть сняты все заглушки, проведена комплексная опрессовка оборудования. Оборудование установки аппараты и трубопроводы С-200/300 должны быть продуты азотом до объемной доли содержания кислорода не более 0,5 % и находиться под избыточным давлением азота не менее 0,5 кгс/см2. Порядок пуска описан ниже и до получения продуктов, отвечающих требованиям регламенту проходит не менее двух суток. 209 БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 7 7.1 Характеристика опасностей производства 7.1.1 Характеристика пожаро-, взрывоопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений Пределы воспламенения концентемпера- аэротрационтурные, взвеси ные, (г/см2) о (% об.) С дисперсность 5 6 7 0,739 не рас- нет 0,746 творим 8 9 нет 90150 10 - 11 202 12 - 13 от минус 39 до минус 40 14 - 15 1,2 16 10,6 17 - 18 - 19 - 20 300/ 100 Стабильный платформат 4 жидкость - 0,810 не рас- нет ÷0,815 творим нет 55190 - 535 - 7,0 - 1,27 6,8 - - - 300/ 100 Водородсодержащий газ 4 Газ 0,0695 нет минус252, 8 - 510 - - - 4,09 80,0 900/ 300 Рефлюкс 4 жидкость - 2,15 мл нет на 100г при 0 о С 0,570 не рас- нет ÷0,590 творим нет - - 415 530 - минус 34 - 1,0 900/ 300 - вспышки 4 - кипения 3 жидкость кислорода(да, нет) 2 4 воды (да, нет) 1 Фракция 85-140 оС (С100) и Фракция 85-140 оС гидроочищенная Растворимость в воде, % масс. воспламенения начала экзотермического разложения Температура, оС самовоспламенения Возможно ли воспламенение или взрыв при воздействии на него плавления Удельный вес для твердых и жидких веществ (г/см3 ) Плотность паров (газа) по воздуху Агрегатное состояние при нормальных условиях Класс опасности (по ГОСТ 12.1.007) Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства Таблица 5 ниж верх- ниж верх- ниж ний ний ний ний ний 7,0 Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) ГОСТ 12.1.005 Литература 21 22 Наркотическое действие, действу- СТО ет на нервную центральную си- 7.401701стему, вызывает острое и хрони- 2001, ческое отравление; признаки СТO отравления: головная боль, голо- 7.401702вокружение, беспричинная весе95 лость, нередко сменяющаяся плачем, тошнота, рвота Наркотическое действие, дейСТO ствует на нервную центральную 7.401702систему, вызывает острое и хро95 ническое отравление; признаки отравления: головная боль, головокружение, беспричинная веселость, нередко сменяющаяся плачем, тошнота, рвота Бесцветный газ не имеющий заСТO паха, при высоких концентрациях 7.401703вызывает удушье вследствие не95 достатка кислорода Наркотическое действие, дейСТO ствует на нервную центральную 401103систему, вызывает острое и хро2000 ническое отравление; признаки 210 1 2 3 4 5 Газ сухой углеводородный 4 газ 0,435 0,544 - Масло-теплоноситель МТ-300 Ом 4 жидкость Керосин 4 Мазут (топливо технологическое для собственных нужд) Азот 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 нерас- нет творим нет - - 460 - - - 1,5 11,5 - - не ме- не рас- нет нее творим 0,945 нет - - не не не ниже выше ниже 350 225 175 - 25 г/м3 - 170 229 - жидкость - 0,770 не рас- нет 0,785 творим нет не выше 195 - 260 - 27 ÷ 62 - 0,64 7,0 43 80 - 4 жидкость - 0,890 не рас- нет 0,995 творим нет 1000 350 - 90 - 1,4 8,0 91 155 - - газ 0,967 2,35 мл нет газа на 100г воды нет - - - - - - - - - 6 - -195,8 -210 - 18 19 - 20 21 22 отравления: головная боль, головокружение, беспричинная веселость, нередко сменяющаяся плачем, тошнота, рвота. При попадании на кожу вызывает ее сухость, может привести к дерматитам и экземам. 300- Оказывает вредное воздействие СТО сред- на центральную нервную систе- 7.401102не- му. При вдыхании смеси воздуха 2001 смен- с газом при концентрациях выше ная ПДК – человек получает острые отравления. Признаками отрав900- ления являются головокружение, макси- озноб, тошнота, слабость. При маль- значительных концентрациях ная ра- возможна потеря сознания. Челозовая век может погибнуть от удушья. Следствием острого отравления газом являются хронические расстройства центральной нервной системы. 300, оказывает местное раздражающее ТУ для действие на кожу и слизистые 38.301масля- оболочки глаз, кожно- 19-103ного резорбтивное действие не выяв2001 тумана лено, кумулятивный эффект сла- 5 бо выражен, сенсибилизируюмг/м3 щими свойствами продукт не обладает 600 действует как наркотик, харакСТO терно развитие судорог, раздра- 7.401701жает слизистые оболочки и кожу 2001 900 кумулятивными способностями, СТO способностью проникновения че- 7.401405рез неповрежденные кожные по2001 кровы не обладает, не вызывает повышенной чувствительности организма и усиленного роста тканей, считается малотоксичным продуктом - нетоксичен, накопление газооб- ГОСТ разного азота вызывает явления 9293-74 кислородной недостаточности и удушья, физически растворяется 211 1 2 3 4 5 6 при 0оС 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Ингибитор коррозии ТАЛ-25-13-Р 4 жидкость - - - - - - - - - выше 208 - - - - - - Дихлорэтан технический 2 жидкость пара 3,4 1,25 0,91% нет (масс.) при 0 оС нет 83,5 минус 413 35,3 - 9,0 - 6,2 16,0 8,0 31,0 - относится к малотоксичным со- ТУ У единениям, при попадании на 24.1кожу может оказывать местное 00135390 раздражение и кожно- -114резорбтивное действие 2002 30/10 наркотик, вызывающий дистро- ГОСТ фические изменения, главным 1942-86 образом в печени, почках, при небольших отравлениях – слабость, головокружение, рвота, сердцебиение, сильные боли в подложечной области Одорант природный СПМ 2 жидкость - 0,839 18,2 минус минус 29 3 - 1,0 Натр едкий (10 % вод. раствор) 2 жидкость - - Сероводород 2 газ 1,19 аэро- при попадании на кожу вызывает золь химические ожоги, а при дли0,5 тельном воздействии может вызвать язвы и экземы, опасно попадание едкого натра в глаза 10, бесцветный газ с запахом тухлых в при- яиц, с увеличением концентрации сут- запах перестает ощущаться, что ствии увеличивает опасность отравлеу/в – ния, вызывает раздражение глаз, 3,0 насморк, тошноту, рвоту, одышку, сердцебиение, при концентрации свыше 100 мг/м3 – отравление наступает мгновенно Керамические шарики - - - нет 35 ÷ 95 (80%) - 250 - 30 - 2,8 рас- нет творим нет - - - - - - - - - - - 4,67 мл нет на 100 гр. рля при 0 оС нет минус минус 246 60,35 85,6 - - - 4,3 46,0 - - - - не растворим - - - - - - - - - - нет - - - - - 21 в тканях, плохо в крови, но хорошо в липоидной нервной ткани, поэтому насыщение крови происходит быстро, содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19 % об. 22 - - пары одоранта в небольших ко- ТУ 51 личествах могут вызывать тош- 31323949 ноту и головную боль, в более -94-2002 высоких концентрациях- обладают наркотическим действием, характеризующимся мышечной скованностью ГОСТ 2263-79 Изд-во «Химия», 77 г., В А. Рабинович, Краткий химический справочник Представляет собой шарики, таб- Требовалетки или насадки колонн желто- ния тех212 1 фирмы UOP TM 2 3 4 Катализатор гидроочистки, марка S-120 - твердое Диметилдисульфид 4 Сферический гамма оксид алюминия SAB-2 Катализатор 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 - 0,72+0, прене- нет 03 брежимо малая - - свыше 795 - - - - - - - - - жидкость - 1,0625 - - 109 минус боль 85 ше 300 - - - - - - - - - - - - 0,50+0, не рас03 творим - - - - - - - - - - - - - - - - - не рас- нет нет - - - - - - - - - - - - - 6 - 20 21 22 вато-белого цвета. При образованики нии пыли материал может стать безопасопасным. Кремний, кристалличе- ности ская пыль могут привести к забо- при облеванию рака. Продуктовая пыль ращении может осушать кожу. Пыль и/или с матепродукт могут вызывать непри- риалами ятное ощущение и/или раздраже- (91/155/Е ние глаз, выраженное слезовыде- С;93/112/ лением или покраснением слизиЕС) стой оболочки глаз. Представляет собой синие гра- Требованулы, которые могут вызвать ния ТБ опасное пылевое воздействие. при обКобальт и соединения кобальта ращении классифицированы как возмож- с матеные канцерогенные продукты риалами при воздействии на человека. (91/155/Е Повторное или длительное воз- С;93/112/ действие может вызвать раздра- ЕС) Кажение глаз, кожи и верхних ды- тализахательных путей. Продукт может тор S-120 вызвать раздражение и/или ал- фирмы лергическую реакцию кожи. ЮОПиТМ Вещество малоопасное. Не обла- Гигиенидает кожно-раздражающим сен- ческая сибилизирующим действием. характеБезопасно при правильном ис- ристика пользовании по назначению. продукОстрая токсичность (LD50) ции: - накожно (белые крысы, морские Паспорт свинки) более 2500мг/кг безопасТоксикологическая информация: ности среднее раздражение глаз материала Представляет собой белые грану- Требовалы, которые могут вызвать опас- ния ТБ ное пылевое воздействие. По- при обвторное или длительное воздей- ращении ствие может вызвать раздраже- с матение глаз, кожи и верхних дыха- риалами тельных путей. (91/155/Е Повторный или длительный кон- С;93/112/ такт может привести к заболеваЕС) нию легких. Не классифицируется как опасный Требова213 1 платформинга, марка R-264 2 3 4 5 6 творим 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 согласно Дирктиве ЕС 1999/45/ЕС с ния ТБ внесенными поправками. При мно- при обгократном или длительном контакте ращении с может вызвать раздражение глаз, материакожи и верхних дыхательных путей. лами (91/155/Е С) Если в графе 20 приведено два Норматива, то это означает, что в числителе максимально разовая, а в знаменателе – среднесменная ПДК, если приведен один Норматив, то это означает, что он установлен как максимальная разовая ПДК. 214 7.1.2 Классификация по взрывоопасности технологических блоков Таблица 6 5 Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала 6 54,74 I 1 65,44 I 1 9,562 III 3 31ЕТ-312 31DB-311 31GC-311 56,59 I 1 31GP-312 А/В 31GP-331 А/В 57,58 I 1 № п/п Номер блока Номера позиций аппаратуры, оборудования по технологической схеме, составляющие технологический блок 1 2 3 20ЕА-211 20GC-211 А/В 20DR-211 20ЕТ-212 20ЕТ-221А/В (меж труб пр-во) 20ЕТ-211А/В/С/D/E 1. 201 20DB-213 20DB-211 20DB-212 20BH-211 2. 202 20DТ-221 20ЕА-221 20DВ-221 20ЕА-222 3. 203 20DB-251 4. 301 31BH-311÷315 31DR-311÷314 31ЕТ-311 А/В 31GP-311 А/В 31ЕА-311 А/В 5. 302 31DT-331 31DВ-331 31ЕА-331 31ЕТ-332 20GP-221 А/В 20ЕТ-222 20ЕТ-221 А/В (тр. пр-во) 20GP-251 Относительный энергетический потенциал технологического блока 4 Категория взрывоопасности 215 1 2 3 31ЕТ-331 А/В/С 6. 303 31DВ-322 31DB-323 31DB-324 А/В 7. 304 31DB-312 31DК-312 31ЕТ-321 А/В 31ЕА-321 А/В 31ЕТ-322 31GP-313 В 4 5 6 43,26 I 1 1,017 II 3 31GC-321 А/В 216 7.1.3 Взрывопожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий и помещений, наружных установок Таблица 7 Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок 1 Наружная установка, включая открытые насосные Категория взрывопожарной и пожарной опасности помещений, зданий и наружных установок 2 Ан Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ класс взрывоопасной зоны категория и группа взрывоопасных смесей 3 В-1г 4 II А-Т3 наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей 5 бензиновая фракция 85-140 0С, платформат Группа производственных процесСредства пожаротусов по шения санитарной характеристике 6 7 IIIб 1. Водяные лафеты 2. Система пенотушения в открытых насосных 3. Система водяного орошения кабельных галерей, колонн 20DT-221, 31DT-331 217 1 2 3 4 5 6 Компрессорная А В-1а IIC-Т1 Водородсодержащий газ IIIб Венткамера приточная - НВЗО - - - 7 4. Подача пара на паровую завесу печей и подача пара в камеры сгорания печей 5. Система паровых стояков с применением гибких паровых шлангов 6. Огнетушители типа ОУ-5, ОУ-3, ОП-8, ОП-4 7. Ящики с песком Огнетушители типа ОУ-5, ОУ-3, ОП-8, ОП-4 Огнетушители типа ОУ-5 218 7.2 Возможные инциденты, аварийные ситуации, способы их предупреждения и устранения Таблица 8 Предельно допустимые значения Возможные произПричины возникновения параметров, пре№ водственные инципроизводственных непоДействия персонала по предупреждению и устраневышение (снижеп/п денты, аварийные ладок, аварийных ситуанию ние) которых моситуации ций жет привести к аварии 1 2 3 4 5 Реакторный блок С-200 (№ 201) 1 Повышение давления в аппаратах блока 1.1 Пропуск фланцевых поз. 20PIC-63 1. Повышение температу- 1. Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 2 соединений трубо- более 38,0 кгc/см ры газосырьевой смеси 31ВН-311÷315 проводов и аппарана выходе из печи 2. Организовать обдув паром (азотом) аварийного тов блока. 20ВН-211 участка и ограждение знаками “ГАЗ” Фланцевого соеди2. Частичное или полное 3. Потушить печь 20ВН-211 нения распределиотключение эл. двига- 4. Прекратить подачу сырья в реакторный блок (остательной камеры телей аппаратов возновка насоса 10GP-137А/В на С-100) 20ЕТ-211А÷С душного охлаждения 5. Остановить компрессор 20GC-211 A/B 20ЕА-211 6. Сбросить давление ВСГ из реакторного блока на факел, настроить продувку азотом 7. Блок стабилизации перевести на питание из резервуаров ТРХ 1.2 Разгерметизация узлов, деталей обвязки компрессора поз. 20PR-40 не более 50 кгс/см2 1. Повышение темпера- В зависимости от ситуации: туры газосырьевой 1 При переходе с работающего на резервный комсмеси на выходе из пепрессор 20GC-211 A/B, остановить аварийный 219 1 2 2 20GC-211 A/B Прогар змеевика печи 20ВН-211 3 поз. 20FR-42 менее 4800 м3/ч при н.у. поз. 20FRC-44 менее 85 м3/ч 4 чи 20ВН-211 2. Частичное или полное отключение эл. двигателей аппаратов воздушного охлаждения 20ЕА-211 3. Нарушения последовательности «загрузки – разгрузки» клапанов производительности при переходе с работающего на резервный компрессор 20GC-211 A/B 5 компрессор, отсечь запорной арматурой, загрузить исправный компрессор 2 Если резервный компрессор не в работе аварийно остановить реакторный блок 2.1 Остановить аварийный компрессор 20GC-211A/B 2.2 Остановить печь 20ВН-211 2.3 Нажатием кнопки поз. HV-42 прекратить подачу сырья на установку 2.4 Блок стабилизации перевести на питание из резервуаров ТРХ 1. Прекращение подачи 1. В зависимости от величины пропуска, приступить к ВСГ или (и) сырья в постепенному снижению температур по печи, тройник смешения останову реакторного блока, либо аварийно (HS2. Неправильная шуровка 21) остановить печь 20ВН-211 топливных горелок 2. В случае аварийной остановки печи подать пар в 3. Износ металла труб камеру сгорания (20HV-5) змеевика 3. Прекратить подачу сырья в реакторный блок (остановка насоса 10GP-137 А/В на С-100 4. Остановить компрессор 20GC-211 A/B 5. Сбросить давление ВСГ из реакторного блока на факел, настроить продувку блока азотом. Блок стабилизации перевести на питание из резервуаров ТРХ 220 1 1 1 2 2 3 Блок стабилизации С-200 (№ 202) Повышение давления в аппаратах блока Пропуск фланцевых поз. 20PRC-109 соединений трубоне более проводов и аппара10,9 кгс/см2 тов блока Фланцевого соединения распределительной камеры 20ЕТ-222 Пропуск торцевых уплотнений насосов 20GP-221 A/B поз. 20LRC-94 менее 20 % 4 5 1. Неисправность клапана КИП поз.20 PV-109 2. Частичное или полное отключение эл. двигателей аппаратов воздушного охлаждения 20ЕА-221 3. Увеличенное поступление теплоносителя в рибойлер 20ЕТ-222 (сбой в работе клапана поз. 20FV-99) 4. Прекращение поступления сырья в колонну 20DT-221 5. Прекращение вывода кубового продукта из 20DT-221 1. Изменение параметров перекачиваемого продукта 2. Отсутствие уровня в емкости 20DB-221 3. Повышение давления, температуры в 20DB221 1. Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 31ВН-311315 2. Организовать обдув паром (азотом) аварийного участка и ограждение знаками “ГАЗ” 3. Приступить к снижению температур по сечению колонны 20DT-221, перевести куб колонны на циркуляцию через ТРХ 4. Реакторные блоки С-200 и С-300 перевести на циркуляцию по ВСГ 5. Остановить компрессор 31GC-321А/В 6. Перевести блок стабилизации С-300 на полное орошение 7. Остановить блок НРК 1. Остановить и отсечь запорной арматурой аварийный насос 2. Набрать уровень в емкости 20DB-221 3. Включить в работу резервный насос 221 1 1 1 1.1 2 3 4 4. Неисправность датчика уровня поз. 20LT-112 5. Износ торцевого уплотнения Блок дренажной системы 20DB-251 (№ 203) Пропуск торцевого поз. 20 LR-23 1. Изменение параметров уплотнения насоса менее 20 % перекачиваемого про20GP-251 дукта 2. Отсутствие уровня в емкости 20DB-251 3. Повышение давления, температуры в 20DB251 4. Неисправность датчика уровня поз. 20LT-23 5. Износ торцевого уплотнения Реакторный блок С-300 (№ 301) Повышение давления в аппаратах блока Пропуск фланцевых поз. 31PIC-120 1. Повышение темперасоединений трубо- более 8,5 кгс/см2 туры газосырьевой проводов и аппарасмеси на выходе из петов блока чей 31ВН-311315 Фланцевого соеди2. Частичное или полное нения распределиотключение эл. двигательной камеры телей аппаратов воз31ЕТ-311 А/В душного охлаждения 31ЕА-311 А/В 5 1. Остановить и отсечь запорной арматурой аварийный насос 2. Перекрыть запорную арматуру на дренируемых аппаратах, насосно-компрессорном оборудовании 1. Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 31ВН-311315 2. Организовать обдув паром (азотом) аварийного участка и ограждение знаками “ГАЗ”. Потушить печи 31ВН-311÷315 3. Остановить подачу сырья в реакторный блок (остановка насоса 31GP-311А/В), гидрогенизат с блока стабилизации гидроочистки полностью вывести в резервуары ТРХ 222 1 2 3 4 4. 5. 6. 7. 8. 9. 5 Остановить компрессор 31GC-311 Остановить компрессор 31GC-321 А/В Сбросить давление ВСГ из реакторного блока на факел, настроить продувку азотом Блок стабилизации платформинга перевести на полное орошение Реакторный блок гидроочистки перевести на подпитку ВСГ из сети предприятия Остановить блок НРК 1.2 Разгерметизация узлов, деталей обвязки компрессора 31GC-311 поз. 31PIC-120 более 8,5 кгс/см2 1. Повышение температуры газосырьевой смеси на выходе из печей 31ВН-311315 2. Частичное или полное отключение эл. двигателей аппаратов воздушного охлаждения 31ЕА-311 А/В 1. Остановить компрессор 31GC-311, отсечь запорной арматурой 2. Потушить печи 31ВН-311÷315 3. Прекратить подачу сырья в реакторный блок (остановка насоса 31GP-311 А/В), гидрогенизат с блока стабилизации гидроочистки полностью вывести в резервуары ТРХ 4. Остановить компрессор 31GC-321 А/В 5. Блок стабилизации платформинга перевести на полное орошение 6. Реакторный блок гидроочистки перевести на подпитку ВСГ из сети предприятия 7. Остановить блок НРК 2.1 Пропуск торцевого уплотнения насоса 31GP-311 A/B поз. 31LR-94 менее 20 % 1. Изменение параметров перекачиваемого продукта 2. Отсутствие уровня в колонне 20DТ-221 При невозможности отсечь аварийный и перейти на резервный насос: 1. Прекратить подачу сырья в реакторный блок (дистанционно остановить насос 31GP-311 А/В) 2. Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 223 1 2 3 2.2 Прогар змеевика печей 31ВН-311÷315 поз. 31FR-104 менее 50000 м3/ч при н.у. сумма поз. 31FIC-99 и FIC-101 менее 90 м3/ч 4 5 3. Повышение давления, 31ВН-311315 температуры в 20DТ- 3. Организовать обдув паром (азотом) аварийного 221 участка, отсечение запорной арматурой и огражде4. Неисправность датчика ние знаками “ГАЗ” уровня поз. 20LT-94 4. Потушить печи 31ВН-311÷315 5. Износ торцевого 5. Гидрогенизат с блока стабилизации гидроочистки уплотнения полностью вывести в резервуары ТРХ 6. Остановить компрессор 31GC-321А/В 7. Блок стабилизации платформинга перевести на полное орошение 8. Реакторный блок гидроочистки перевести на подпитку ВСГ из сети предприятия 9. Остановить блок НРК 1. Прекращение подачи 1. В зависимости от величины пропуска, приступить ВСГ или (и) сырья в к постепенному снижению температур по печи, тройник смешения останову реакторного блока, либо аварийно оста2. Неправильная шуровка новить печи 31ВН-311÷315 топливных горелок 2. В случае аварийной остановки печи подать пар в 3. Износ металла труб камеры сгорания печей змеевика 3. Остановить подачу сырья в реакторный блок (остановка насоса 31GP-311А/В), гидрогенизат с блока стабилизации гидроочистки полностью вывести в резервуары ТРХ 4. Остановить компрессор 31GC-311 5. Остановить компрессор 31GC-321 А/В 6. Сбросить давление ВСГ из реакторного блока на факел, настроить продувку азотом 7. Блок стабилизации платформинга перевести на полное орошение. 224 1 1 2 2 3 Блок стабилизации С-300 (№ 302) Повышение давления в аппаратах блока Пропуск фланцевых поз. 31PRC-195 соединений трубоне более проводов и аппара15,0 кгс/см2 тов блока Фланцевого соединения распределительной камеры 31ЕТ-332 Пропуск торцевых уплотнений насосов 31GP-331 A/B поз. 31LRC-204 менее 20 % 4 5 8. Реакторный блок гидроочистки перевести на подпитку ВСГ из сети предприятия. 9. Остановить блок НРК 1. Неисправность клапана КИП поз. 31PV-195 2. Частичное или полное отключение эл. двигателей аппаратов воздушного охлаждения 31ЕА-331 3. Увеличенное поступление теплоносителя в рибойлер 31ЕТ-332 (сбой в работе клапана поз. 31FV-189) 4. Прекращение поступления сырья в колонну 31DT-331 5. Прекращение вывода кубового продукта из 31DT-331 1. Изменение параметров перекачиваемого продукта 2. Отсутствие уровня в емкости 31DB-331 3. Повышение давления, 1. Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 31ВН-311315 2. Организовать обдув паром (азотом) аварийного участка и ограждение знаками “ГАЗ” 3. Приступить к снижению температур по сечению колонны 31DT-331 4. Гидрогенизат с блока стабилизации гидроочистки полностью вывести в резервуары ТРХ 5. Реакторный блок С-300 перевести на циркуляцию по ВСГ 6. Остановить компрессор 31GC-321 А/В 7. Реакторный блок гидроочистки перевести на подпитку ВСГ из сети предприятия 8. Остановить блок НРК 1. Остановить и отсечь запорной арматурой аварийный насос 2. Набрать уровень в емкости 31DB-331 3. Включить в работу резервный насос 225 1 1.1 1.2 2 3 4 температуры в 31DB-331 4. Неисправность датчика уровня поз. 31LT-204 5. Износ торцевого уплотнения Блок компримирования (№ 303) Повышение давления в аппаратах блока Пропуск фланцевых поз. 31PIC-157 1. Отказ регуляторов дав- 1. 2 соединений трубо- более 23,0 кгс/см ления поз. 31PIC-120, проводов и аппара31PIC-157, 31PIC-172 2. тов блока 2. Отключение эл. двига- 3. Фланцевого соедителя аппарата воздушнения распределиного охлаждения 31 тельной камеры ЕА-322 31ЕТ-321 А/В Разгерметизация узлов, деталей обвязки компрессора 31GC-321 A/B 5 Включить паровую завесу печей 20ВН-211, 31ВН-311315 Остановить компрессор 31GC-321 A/B Организовать обдув паром (азотом) аварийного участка, отсечение запорной арматурой и ограждение знаками “ГАЗ” поз. 31PIC-120 1. Отказ регуляторов Остановить аварийный компрессор 31GC-321 A/B, отболее 8,5 кгс/см2 давления сечь запорной арматурой поз.31PIC-157 поз.: 31PIC-120, 2 более 23,0 кгс/см 31PIC-157, 31PIC-172 поз. 31PIC-172 2. Частичное или полное более 54,0 кгс/см2 отключение эл. двигателей аппаратов воздушного охлаждения 31ЕА-321, 31ЕА-322 3. Нарушения последовательности «загрузки226 1 1 1. 2 3 4 разгрузки» клапанов производительности при переходе с работающего на резервный компрессор 31GC-321 A/B 5 Блок приготовления раствора дихлорэтана (№ 304) Пропуск фланцевых 1. Ослабление крепежа Остановить насос 32GP-341 – проверить автоматичесоединений трубофланцевых соедине- ское закрытие электропневматических задвижек на проводов и аппараний. приеме и нагнетании насоса тов блока. 2. Коррозионный, мехаФланцевого соединический износ нения на нагнетании насоса 32GР-341 Отказ КИП и А Неисправность прибора поз. 20LIC-65 (регулятор уровня бензина в сепараторе 20DB-211) 1. Прекращение подачи воздуха КИП на исполнительный механизм клапана 2. Выход из строя мембраны исполнительного механизма клапана. 3. Отказ позиционера 4. Обрыв плунжера от штока клапана При невозможности управления процессом по стеклянному уровнемеру 20DB-211 – реакторный блок секции 200 перевести на циркуляцию по ВСГ, блок стабилизации С-200 на питание из резервуаров ТРХ 227 1 2. 2 Неисправность прибора поз. 20LIC-81 (регулятор уровня бензина в сепараторе 20DB-212) 3. 4. 3 4 1. Прекращение подачи воздуха КИП на исполнительный механизм клапана 2. Выход из строя мембраны исполнительного механизма клапана 3. Отказ позиционера 4. Обрыв плунжера от штока клапана 5 При невозможности управления процессом по стеклянному уровнемеру 20DB-212 – реакторный блок С200 перевести на циркуляцию по ВСГ, блок стабилизации С-200 на питание из резервуаров ТРХ Неисправность прибора поз. 20LIC-149 (регулятор уровня бензина в сепараторе 20DB-213) 1. Прекращение подачи воздуха КИП на исполнительный механизм клапана 2. Выход из строя мембраны исполнительного механизма клапана 3. Отказ позиционера 4. Обрыв плунжера от штока клапана При невозможности управления процессом по стеклянному уровнемеру 20DB-213 – реакторный блок С200 перевести на циркуляцию по ВСГ, блок стабилизации С-200 на питание из резервуаров ТРХ Неисправность прибора поз. 31LIC-122 (регулятор уровня бензина в сепараторе 31 DB-311) 1. Прекращение подачи воздуха КИП на исполнительный механизм клапана 2. Выход из строя мембраны исполнительного механизма клапана. При невозможности управления процессом по стеклянному уровнемеру 31 DB-311: 1. Реакторный блок С-300 перевести на циркуляцию по ВСГ 2. Гидрогенизат с блока стабилизации С-200 вывести полностью в ТРХ 3. Остановить 31GC-321 А/В 228 1 2 5. Неисправность прибора поз. 31LIC-159 (регулятор уровня бензина в сепараторе 31DB-322) 6. Отключение системы управления МОД-300 7. Частичное или полное отключение подачи воздуха КИП 3 4 5 3. Отказ позиционера 4. Блок стабилизации С-300 перевести на полное 4. Обрыв плунжера от орошение штока клапана 1. Прекращение подачи воздуха КИП на исполнительный механизм клапана 2. Выход из строя мембраны исполнительного механизма клапана 3. Отказ позиционера 4. Обрыв плунжера от штока клапана Исчезновение напряжения на выходе ИБП (источника бесперебойного питания) менее 4,5 кгс/см2 При невозможности управления процессом по стеклянному уровнемеру 31DB-322 остановить компрессор 31GC-321 А/В 1. Проверить срабатывание блокировок, положение клапанов КИП по месту 2. Перекрыть запорную арматуру на: насосах; подаче топлива к печам; на входе сырья и выходе продуктов на границе установки, межцеховых трубопроводах 1. Остановка компрессора 1. Если уровень масла в основном маслобаке 31DK-1 31GC-311 (циркулирую- поз. 31LSL-518 выше сигнализационного уровня, то щий газ азот) необходимо закрыть ручную арматуру на клапане поз. 31 LV-555 (подача масла в верхний резервуар уплотняющего масла 31DB-3), для исключения попадания масла в газовую часть компрессора. Оставить циркуляцию масла, для охлаждения частей компрессора. 2. Если уровень масла в основном маслобаке 31DK-1 229 1 2 3 4 5 поз. 31LSL-518 снизился до 1000 мм (минимальный уровень в маслобаке), то необходимо остановить насосы маслостанции 31GP-1, 2. 230 7.3 Защита технологических процессов и оборудования от аварий Таблица 9 № п/п 1 1. Наименование оборудования, стадий технологического процесса 2 Реакторный блок (блок 201) Циркуляционный компрессор 20GC-211 A/B Категория взрывоопасности технологического блока 3 I Контролируемый параметр или наименование защищаемого участка (места) оборудования 4 Давление нагнетания max 50,2 кгс/см2 Перепад давления на компрессоре Уровень в сепараторе 20DB-213 на приеме компрессора max 12 кгс/см2 Расход охлаждающей воды к компрессору Давление смазочного масла компрессора 20GC-211 А/В 2. Печь нагрева 20ВН-211 Допустимый предел контролируемого параметра или опасность защищаемого участка (места) оборудования 5 Расход сырья на установку max 50 % max 90 % min 30 % min 0,5 м3/ч min 1,0 кгс/см2 min 75 м3/ч Предусмотренная защита оборудования, стадии технологического процесса 6 Сброс ППК (20PSV-4.1; 4.2 20PSV-5.1; 5.2) на факел Остановка компрессора 20GC-211 А/В Открытие клапана поз. 20LV-149 Остановка компрессора 20GC-211 А/В Закрытие клапана поз. 20LV-149 Остановка компрессора 20GC-211 А/В Остановка компрессора 20GC-211 А/В Закрытие клапана поз. 20UV-48, остановка насоса 10GP-137 231 1 3. 4. 2 Сепаратор низкого давления 20DB-212 Блок стабилизации (блок 202) 20DT-221 3 4 Расход водородсодержащего газа на смешение с бензином 5 min 4800 м3/ч при н.у. 6 1. Прекращается подача топлива в печь (закрытие клапановотсекателей поз. 20PV-24; 20UV-2; 3.1; 3.2; 2. Открывается сброс газа на факел клапан поз. 20UV-4; 3. Закрытие клапана-отсекателя поз. 20UV-48, остановка насоса10GP-137 Давление топливного газа к пилотным горелкам min 0,35 кгс/см2 1. Прекращается подача топлива в печь (закрытие клапановотсекателей поз. 20PV-24; 20UV-2; 3.1; 3.2; 2. Открывается сброс газа на факел клапан поз. 20UV-4; 3. Закрытие клапана – отсекателя поз. 20UV-48, остановка насоса10GP-137 Давление пара распыления min 3,5 кгс/см2 Давление в сепараторе max 20,4 кгс/см2 Закрытие клапанов поз. 20UV-3.1; 3.2 Сброс ППК (20PSV-7.1; 7.2) на факел Давление верха в 20DT-221 max 11,5 кгс/см2 I Закрытие клапана поз. 20FV-99 по горячему маслу 232 1 2 3 4 5. 20DB-221 Уровень воды в ёмкости 6. 20ЕТ-221 А/В Давление 7. Блок дренажной системы 20DB-251 (блок 203) 20DB-251 5 max 14,6 кгс/см2 min 20 % max 80 % max 22,3 кгс/см2 6 Сброс ППК (20PSV-8.1; 8.2) на факел Закрытие клапана поз. 20LV-327 Открытие клапана поз. 20LV-327 Сброс ППК (20PSV-17.1; 17.2) на факел I Уровень в ёмкости min 20 % max 80 % 8. Блок кислых вод (блок 204) 20DТ-231 давление в колонне max 5,8 кгс/см2 9. 20DB-231 давление в емкости max 3,4 кгс/см2 10. Реакторный блок С-300 (блок 301) Печи нагрева сырья платформинга 31ВН-311÷315 Остановка насоса 20GP-251 Пуск насоса 20GP-251 Сброс ППК (20PSV-12.1; 12.2) на факел Сброс ППК (20PSV-10.1; 10.2) на факел I Расход ВСГ от 31GC-311 к 31ЕТ-311 A/B на смешение с сырьем Расход сырья к 31ЕТ-311 A/B min 30000 м3/ч при 1. Прекращается подача топлива в н.у. печь (закрытие клапановотсекателей поз. 31UV-1; 2.1; 2.2; 2. Закрытие клапана-отсекателя поз. 31UV-45, остановка насоса31GР-311 A/B min 36 м3/ч Остановка насоса 31GР-311 A/B, закрытие клапана поз. 31UV-45 233 1 11. 2 31ВН-311÷314 12. 13. 14. 15. 3 4 Расход горячего масла в конвекционную часть печей 5 min 300 м3/ч 31ВН-315 Расход горячего масла в конвекционную часть печей min 100 м3/ч 31ВН-311÷315 Давление пара распыления к печам Давление топливного газа к пилотным горелкам min 3,5 кгс/см2 Сепаратор платформинга 31 DB-311 Уровень в сепараторе Циркуляционный компрессор 31GC-311 Температура газа на выкиде компрессора Давление на нагнетании компрес- min 0,35 кгс/см2 6 1. Прекращается подача топлива в печь (закрытие клапановотсекателей поз. 31UV-1; 2.1; 2.2; 2. Закрытие клапана-отсекателя поз. 31UV-45, остановка насоса31GР-311 A/B 1. Прекращается подача топлива в печь (закрытие клапановотсекателей поз. 31UV-1; 2.1; 2.2; 2. Закрытие клапана-отсекателя поз. 31UV-45, остановка насоса31GР-311 A/B Закрытие клапанов поз. 31UV-2.1; 2.2 1. Прекращается подача топлива в печь (закрытие клапановотсекателей поз. 31PV12, 31UV-1; 2.1; 2.2; 2. Закрытие клапана-отсекателя поз. 31UV-45, остановка насоса31GР-311 A/B max 100 оС включение резервного насоса 31GР-312 А/В Остановка компрессора 31GC-311, (31GC-321 А/В) Остановка компрессора 31GC-311 max 14,4 кгс/см2 Остановка компрессора 31GC-311 max 60 % max 80 % 234 1 2 3 4 сора 5 max 15,9 кгс/см2 6 Сброс ППК (31PSV-25.1; 25.2) на факел Остановка компрессора 31GC-311 Остановка компрессора 31GC-311 Давление на приеме компрессора min 4,5 кгс/см2 Температура масла в масляной 65 оС системе компрессора 31GC-311 Уровень уплотняющего масла в min 204 мм Остановка компрессора 31GC-311 DК-3 компрессора 31GC-311 max 1124 мм Остановка компрессора 31GC-311 Давление смазочного масла комmin 0,9 кгс/см2 Остановка компрессора 31GC-311 прессора Осевое смещение компрессора плюс 0,4 / минус 0,7 Остановка компрессора 31GC-311 мм Температура обмотки статора max 145 оС Остановка компрессора 31GC-311 двигателя компрессора Температура обмотки № 1 двигаmax 145 оС Остановка компрессора 31GC-311 теля компрессора Температура обмотки № 2 двиmax 145 оС Остановка компрессора 31GC-311 гателя компрессора Температура обмотки № 3 двиmax 145 оС Остановка компрессора 31GC-311 гателя компрессора 31GC-311 Расход охлаждающей воды к min 8 м3/ч задержка Остановка компрессора 31GC-311 компрессору на 30 секунд 16. Блок стабилизации (блок 302) 31DT-331 I Давление в колонне max 15,56 кгс/см2 Закрытие клапанов на линиях горячего масла: - поз. 31FV-189 из 31ЕТ-322; - поз. 31FV-260 из 31ЕТ-331 С 235 1 17. 2 Блок компримирования (блок 303) Дожимной компрессор ВСГ 31GC-321 А/В 3 4 5 6 I Давление на приёме 1-ой ступени min 6,0 кгс/см2 компрессора Давление на нагнетании 1-ой сту- max 22,2 кгс/см2 пени max 21 кгс/см2 Давление на нагнетании 2-ой сту- max 56,5 кгс/см2 пени max 54,0 кгс/см2 Температура на нагнетании 2-ой max 150 оС ступени Давление в системе теплой воды к min 1,5 кгс/см2 компрессору Расход воды охлаждения min 15 м3/ч задержка на 30 сек. Температура масла в масляной 65 оС системе компрессора Давление в масляной системе min 1,5 кгс/см2 компрессора Температура подшипника max 95 оС Эл.двигателя компрессора Температура обмоток двигателя max 145 оС компрессора Давление воздуха наддува двигаmin 30 мм вод. ст теля компрессора Остановка компрессора 31GC-321 А/В Остановка компрессора 31GC-321 А/В Сброс ППК (31PSV-5.1; 5.2; 31PSV-6.1; 6.2) на факел Остановка компрессора 31GC-321 А/В Сброс ППК (31PSV-7.1; 7.2; 31 PSV-8.1; 8.2) на факел Остановка компрессора 31GC-321 А/В Включение резервного насоса GP-4 Остановка компрессора 31GC-321 А/В Остановка компрессора 31GC-321 А/В Включение резервного маслонасоса GP-3 Остановка компрессора 31GC-321 А/В Остановка компрессора 31GC-321 А/В Остановка компрессора 31GC-321 А/В 236 1 18. 19. 20. 2 Приемный сепаратор DB-324А/В компрессора 31GC-321 А/В Блок непрерывной регенерации Зона восстановления Помещение компрессорной 3 4 5 max 90 % 6 Остановка компрессора 31GC-321 А/В Температура в зоне восстановления Концентрация водорода max 100 0С Остановка главного автомата Уровень max 10 % НКПРП Пуск АП-1 237 7.4 Меры безопасности при эксплуатации установки 7.4.1 Меры безопасности при пуске и остановке установки Основанием для пуска установки является приказ по предприятию, в котором указывается время начала пусковых работ, лица ответственные за подготовку и пуск оборудования, порядок взаимодействия подразделений обеспечивающих пуск. До начала пуско-наладочных работ должны быть проведены все испытания и оформлена вся техническая документация, закончен монтаж контрольноизмерительных приборов, узлов автоматического регулирования, дистанционного управления и блокировок и их подготовка к включению в работу в соответствии с технической документацией. Оборудование установки должно быть продуто азотом до остаточного содержания объемной доли кислорода не более 0,5 % и находиться под избыточным давлением азота не менее 0,5 кгс/см2. Принять на установку энергоносители: пар, воду, электроэнергию, горячее масло и вспомогательные материалы: керосин охлаждения, топливный газ, жидкое топливо, воздух КИП. Прием топливного газа на установку осуществляется на отглушенные горелки печей 20ВН-211; 31ВН-311 ÷ 315, с обязательной продувкой коллекторов топливного газа на факел, с целью удаления из системы скопившегося газового конденсата. Пуск установки осуществляется в несколько стадий: а) прием нефтепродукта в стабилизационные колонны 20DT-221, 31DT-331, их разогрев и вывод на режим полного орошения; б) прием ВСГ в реакторные блоки гидроочистки и риформинга, подъем температуры и давления до пусковых; в) прием сырья в реакторные блоки; г) пуск блоков компримирования и непрерывной регенерации катализатора. Подъем (снижение) температуры в целях равномерного прогрева (остывания) оборудования и исключения разгерметизации фланцевых соединений аппаратов, трубопроводов, вести со скоростью не более (25…35) оС/ч. Прием ВСГ в реакторные блоки установки осуществляется только в блоки, находящиеся под азотом, с содержанием объемной доли кислорода не более 0,5 %. В обязательном порядке производится анализ на проверку замены среды (азота на ВСГ). С целью исключения «разгона» и протекания нежелательных реакций, приводящих к неконтролируемому росту температур, давления, повышенного коксообразования – подача сырья в реакторные блоки гидроочистки и риформинга осуществляются при следующих параметрах: - температура, С - давление, кгс/см2 - расход сырья, м3/ч 0 блок гидроочистки 260 18,0 85,0 блок риформинга 370 7,7 90,0 (на поток 45,0) 238 Для исключения резких колебаний давления в блоке компримирования пуск (остановка) дожимных компрессоров 31GC-321 А/В производится с дискретной загрузкой (разгрузкой) – ступенчато [25 % (100 %), 50 % (50 %), 75 % (25 %) и 100 % (0,0 %) загрузки]. Включение насосов согласно их назначения, производится только при наборе 50 % уровня в соответствующем технологическом аппарате (колонне, емкости, сепараторе и т.д.), при этом необходимо убедиться в полном заполнении приемных трубопроводов насосов. Пуск центробежных насосов производится на закрытый выкид, после достижения рабочих параметров, медленно открыть выкидную задвижку. Пуск компрессоров производится после соответствующей подготовки и пуска в работу следующих систем: маслосистемы, охлаждения; при этом необходимо иметь «разрешение» от средств защиты, пуск производится на открытый выкид. Остановка центробежных насосов, при выводе его в резерв, осуществляется следующим образом: - предварительно необходимо пустить резервный насос; - медленно перекрыть задвижку на выкидном трубопроводе; - выключить эл. двигатель рабочего насоса; - наладить циркуляцию продукта по байпасу обратного клапана, для сохранения рабочей температуры корпуса насоса. Остановка поршневых компрессоров в резерв осуществляется следующим образом: - произвести плавную разгрузку – загрузку останавливаемого и пускаемого компрессоров; - в течение 5 минут останавливаемый компрессор оставить в работе на холостом ходу; - остановить компрессор; - перекрыть электро и ручную арматуру на приемном и нагнетательном трубопроводах. Насосно-компрессорное оборудование, находящееся в резерве, в любой момент времени должно быть готовым к пуску. С этой целью необходим постоянный контроль за: - отсутствием посторонних предметов на их фундаментах и постаментах; - наличием и надежностью крепления ограждений, вращающихся частей насосов и компрессоров; - наличием и исправностью манометров, термометров и других средств измерения и контроля; - наличием масла в картерах подшипников; - циркуляцией продукта по байпасным линиям насосов; должны находиться в работе маслосистема и система охлаждения компрессоров. 7.4.1.1 Меры безопасности при ведении технологического процесса, выполнении регламентных производственных операций 239 Надежная безопасная работа установки обеспечивается строгим соблюдением норм технологического режима, всех обязательных инструкций, квалифицированной технологической подготовкой обслуживающего персонала. Для обеспечения безопасного ведения технологического процесса необходимо: - допускать к работе лиц старше 18 лет, годных по состоянию здоровья, прошедших обучение, имеющих необходимую подготовку, сдавших экзамены на допуск к самостоятельной работе и прошедших инструктаж по технике безопасности; - вести постоянный контроль за состоянием оборудования, аппаратов, трубопроводов, насосов, запорной арматуры и своевременно устранять все неполадки, которые могут привести к аварии или несчастному случаю; - не допускать резкого колебания температур (скорость подъема и понижения температуры не должна превышать (25…35) 0С/ч), т.к. это может привести к возникновению пропусков во фланцевых соединениях или нарушению целостности трубопроводов; - немедленно устранять пропуски в сальники и фланцевые соединения, не допускать загазованности территории; - при обслуживании насосов руководствоваться инструкциями: а) IV-ПБ-9 «Инструкцией по безопасному обслуживанию насосов (по типам)» б) III-11 «Инструкцией по эксплуатации центробежных насосов»; - при обслуживании трубчатых нагревательных печей руководствоваться «Технологической инструкцией по эксплуатации вертикальной цилиндрической печи 20ВН-211 на установке С-200/300» (Т-7-7) и «Технологической инструкции по эксплуатации печей платформинга С-300» (Т-7-8); - во время работы печи обеспечить визуальный контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи; - соблюдать нормальный режим горения в топках печи, все форсунки должны быть равномерно нагружены, длина факелов одинаковых размеров; - при наблюдении за горением форсунок необходимо пользоваться защитными очками и стоять сбоку «гляделок»; - систематически следить за исправностью приборов КИП и А, систем сигнализации и автоматических блокировок; - электрооборудование на установке эксплуатировать в соответствии с требованиями “Правил устройств электроустановок”; - во избежание ожогов, оборудование работающее при температуре выше 60 оС должно быть заизолировано или ограждено; - в зимнее время следить за работой теплоспутников, водяных и паровых трубопроводов, состояния тупиковых участков с периодичностью не реже одного раза в два часа; - систематически контролировать работу предохранительных клапанов; - обеспечивать бесперебойную работу вентиляционных систем; - не допускать эксплуатацию аварийных вентустановок при нормальном протекании технологического режима. При ведении технологического режима персонал установки постоянно выполняет регламентные газоопасные работы. Эти работы являются неотъемлемой частью ведения технологического процесса, поэтому они выполняются без оформления наряда – допуска на газоопасные работы. К ним относятся: 240 отбор проб; установка и снятие заглушек на трубопроводах подачи топлива на горелки печей; - розжиг технологических печей; - установка и снятие заглушек на технологических насосах, чистка фильтров; - установка и снятие заглушек на компрессорах, замена или чистка впускных (выпускных) клапанов компрессора, чистка фильтров; - замена манометров; - дренирование подтоварной воды из емкостей; - закачка реагентов в емкости переносным насосом. При выполнении вышеуказанных газоопасных работ технологический персонал обязан соблюдать следующие требования безопасности. Общие – относящиеся ко всем видам вышеуказанных газоопасных работ: - технологический персонал должен быть обучен безопасным методам и приемам работ, пройти производственное обучение и сдать экзамены на допуск к самостоятельной работе; - быть экипированным в спецодежду и спецобувь, предусмотренную правилами и нормами, иметь при себе индивидуальные средства защиты; - работы должны производиться бригадой в составе не менее двух человек; - исполнители работ четко должны знать порядок уведомления администрации, в случае травмирования (отравления); - перед выполнением работ, получить инструктаж от старшего по смене с условиями и порядком проведения конкретной газоопасной работы, расписаться в журнале регистрации газоопасных работ; - работы выполнять искробезопасным инструментом. Специфические – относящиеся к конкретным видам газоопасных работ. При отборе проб: - отбор проб производится в специально оборудованных местах; - при отборе проб находиться с наветренной стороны; - вентили пробоотборника открывать медленно и плавно, избегая разбрызгивания жидкости; - пробу отбирать в специально приготовленную посуду; - не допускать разлива отбираемого нефтепродукта; - не производить отбор проб во время грозовых атмосферных разрядов; - не производить отбор проб через неисправный пробоотборник. При установке и снятии заглушек на трубопроводах подачи топлива на горелочные устройства печей: - отключить горелочные устройства запорной арматурой, убедиться в отсутствии избыточного давления в трубопроводе, путем открытия дренажа; - роспуск гаек на шпильках крепежа фланцевых соединений следует начинать с нижних злементов крепежа, находящихся на противоположной стороне от работающего; - применять исправный, искробезопасный инструмент; - для дополнительного освещения использовать переносные светильники взрывозащищенного исполнения напряжением 12 вольт. При розжиге технологических печей: - убедиться в отсутствии в камерах печей и газоходах людей и каких-либо посторонних предметов; - 241 закрыть все люки и лазы, проверить исправность паротушения; убедиться в закрытии задвижек и вентилей на линиях подачи газообразного и жидкого топлива, в наличии заглушек во фланцевых соединениях к каждой горелке; - принять пар и продуть камеру сгорания паром до появления его из дымовой трубы в течение не менее 15 минут; - отобрать пробу воздушной среды из камеры сгорания на отсутствие углеводородов; - снять заглушку на линии подачи пилотного газа к конкретной горелке, поднести горящий растопочный факел к соплу пилотной горелки, открыть вентиль, загорание должно произойти мгновенно, в чем необходимо убедиться через смотровое окно; - если зажигание не произошло, закрыть вентиль на линии подачи топливного газа к пилотной горелке, выявить и устранить неисправность, затем розжиг повторить; - розжиг пилотных горелок производить через одну, поочередно, снимая заглушки у пилотной горелки непосредственно перед ее розжигом; - перед розжигом основных горелок, снять заглушку на линии подачи газа к основной горелке, плавно открыть задвижку, загорание основного газа должно произойти мгновенно, розжиг основных горелок производить через одну, по необходимости, снимая заглушки непосредственно перед розжигом; - розжиг форсунок жидкого топлива, при работающих газовых горелках, производится следующим образом - предварительно принять пар распыления, сдренировать конденсат с линии пара, приоткрыть подачу пара в ствол форсунки, снять заглушку на линии подачи жидкого топлива, плавно открыть задвижку, загорание жидкостной форсунки должно произойти мгновенно; - при отсутствии топливного газа розжиг жидкостных форсунок производится растопочным факелом, соблюдая вышеуказанную последовательность. При установке и снятии заглушек на технологических насосах, чистке фильтров: - насос остановить, перекрыть запорную арматуру по приему и выкиду, снять напряжение с электродвигателя, и разобрать схему электродвигателя и вывесить табличку «не включать – работают люди»; - освободить насос и прилегающие трубопроводы от нефтепродуктов через дренажные устройства в заглубленную емкость; - убедиться по открытым дренажам в отсутствии нефтепродукта и избыточного давления в корпусе насоса, прилегающих трубопроводах; - продуть азотом корпус насоса; - роспуск гаек на шпильках крепежа фланцевых соединений следует начинать с нижних злементов крепежа, находящихся на противоположной стороне от работающего; - применять исправный, искробезопасный инструмент; - осуществлять непрерывный контроль за состоянием окружающей среды в зоне проведения работ по сигнализатору довзрывной концентрации. При установке и снятии заглушек на компрессорах, замены или чистки впускных (выпускных) клапанов компрессора, чистке фильтров: - компрессор остановить, отсечь запорной арматурой, снять напряжение с электродвигателя компрессора; - сбросить остаточное давление на факел, продуть компрессор азотом; - 242 - убедиться в отсутствии избыточного давления по манометру; - убедиться в работоспособности системы загазованности. При замене манометров: - перекрыть запорный вентиль от трубопровода к манометрической сборке; - сбросить избыточное давление с манометра, открытием дренажного вентиля в атмосферу, исполнитель при этом должен находиться с наветренной стороны от дренажа; - для установки использовать только исправные, прошедшие проверку, опломбированные манометры. При дренировании подтоварной воды из емкостей: - дренирование подтоварной воды из емкостей производить периодически, по мере накопления воды; - при дренировании следует находиться с наветренной стороны от дренажной задвижки; - не допускать попадания нефтепродукта в канализацию, периодически отбирать дренируемую воду в стеклянную емкость – дренирование прекратить при появлении в стеклянной емкости над водой нефтепродукта; - при дренировании в неосвещенных местах пользоваться только взрывозащищенными переносными светильниками или аккумуляторными фонарями во взрывобезопасном исполнении. При закачке реагентов в емкости переносным насосом: - крышку бочки открывать и закрывать медленно, без резких движений, пользуясь специальным ключом; - при погружении переносного насоса в бочку, направлять его вертикально вниз, не допуская касания стенок и днища; - при закачке находиться с наветренной стороны от перекачиваемой бочки. 7.4.1.2 Меры безопасности при работе с радиоактивными источниками На блоке НРК на аппаратах 32DB-342, 32DB-346, 32DB-347, 32DB-344, 32DB-359 установлены уровнемеры с радиоактивными источниками. Контейнеры с источниками должны надежно крепиться к технологическим емкостям. На местах размещения необходимо установить знаки радиационной опасности, которые должны быть хорошо видны с расстояния 3 м. Запрещается находиться длительное время у источника на расстоянии ближе чем 1 м. При проведении ремонтных работ в аппаратах, где установлены радиоактивные источники, необходимо поставить излучатель в положении хранения и закрыть его свинцовой пластиной. Основной формой контроля за безопасной работой источников является дозиметрический контроль, который осуществляется службой радиационной безопасности предприятия. Периодичность и объем такого контроля определяется ведомственной инструкцией по радиационной безопасности, согласованной с органами Государственного санитарного надзора. 243 7.4.1.3 Перечень оборудования, продуваемого инертным газом перед заполнением ЛВЖ, ГЖ, ГГ Таблица 10 № п/п 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Наименование и номер технологического блока (аппарата, трубопровода) 2 Реакторный блок С-200 (блок № 201) Блок стабилизации С-200 (блок № 202) Блок дренажной системы 20DB-251 (блок №-203) Реакторный блок С-300 (блок № 301) Блок стабилизации С-300 (блок № 302) Блок компримирования (блок № 303) Блок приготовления раствора дихлорэтана (блок № 304) 3 0,45 4 28800 Максимально допустимая концентрация кислорода в отходящих газах, % об. 5 0,5 0,45 18000 0,5 0,45 3600 0,5 0,45 36000 0,5 0,45 18000 0,5 0,45 14400 0,5 0,45 3600 0,5 Давление Минимально инертного необходимое газа на линии время продувперед аппаки, с ратом, МПа В качестве инертного газа применяется азот газообразный повышенной чистоты, с объёмной долей азота не менее 99,99 %, поступающий с Азотнокислородной установки (АКУ). 7.4.2 Основные требования по пожарной безопасности Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов возлагается на руководителя объекта или лицо, исполняющее его обязанности, назначаемое приказом руководителя предприятия. На объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность. Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны. Правила применения на территории объекта открытого огня, проезда транспорта, допустимость курения устанавливаются «Инструкцией по пожарной без244 опасности в ОАО Газпромнефть – ОНПЗ» /общие правила/ (V-2) и «Инструкцией по охране труда и безопасному проведению огневых работ в ОАО ГазпромнефтьОНПЗ» (IV-ПБ-114). 7.4.2.1 Содержание территории, помещений Территория объекта должна своевременно очищаться от горючих отходов, мусора, сухой травы, опавших листьев. Горючие отходы, мусор и т.п. следует собирать на специально выделенных площадках в контейнеры или ящики, а затем вывозить с территории объекта. Дороги, проезды, подъезды и проходы к стационарным пожарным средствам и пожарному инвентарю должны быть всегда свободными, содержаться в исправном состоянии, а зимой быть очищенными от снега и льда. Бетонная поверхность постаментов, на которых размещается отдельное оборудование с жидкими горючими продуктами, должна иметь гидроизолирующий слой, ограждение с трапами слива в промканализацию. Эксплуатация канализационной сети без гидравлических затворов, служащих для предотвращения распространения пламени, запрещается. Курение на территории предприятия допускается только в специально отведенных местах по согласованию с пожарной охраной, местах, которые должны иметь надпись «МЕСТО ДЛЯ КУРЕНИЯ». Места для курения должны быть оборудованы бочками с водой или ящиками с песком. Крышки смотровых колодцев производственной канализации на территории установки должны быть постоянно закрыты и засыпаны слоем песка не менее 10 см в стальном, железобетонном или кирпичном кольце. Для всех производственных и складских помещений должны быть определены категория взрывопожарной и пожарной опасности, а также класс зоны (в соответствие с «Правилами устройства электроустановок»), которые надлежит обозначать на дверях помещений. Нарушения огнезащитных покрытий, включая потерю и ухудшение огнезащитных свойств, строительных конструкций, отделочных и теплоизоляционных материалов, металлических опор оборудования должны немедленно устраняться. В зданиях, сооружениях и иных помещениях предприятий запрещается: - использовать венткамеры и другие технические помещения для хранения продукции, оборудования; - снимать предусмотренные проектом, двери коридоров, тамбуров и т.д.; - проводить уборку помещений и стирку одежды с применением горючих продуктов; - оставлять неубранным промасленный обтирочный материал. Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в сторону выхода из помещений, запрещается устраивать в тамбурах выходов хранение любого инвентаря и материалов. 245 7.4.2.2 Требования пожарной безопасности к электроустановкам и вентиляции Электроустановки должны монтироваться и эксплуатироваться в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителями (ПТЭЭП), Правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок и другими нормативными документами. Электродвигатели, аппараты управления, пускорегулирующая, контрольноизмерительная и защитная аппаратура, вспомогательное оборудование и проводки должны иметь исполнение и степень защиты, соответствующие классу зоны по ПУЭ. А также иметь аппараты защиты от токов короткого замыкания и перегрузок. При эксплуатации электроустановок запрещается: - использовать электроаппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям (инструкциям) предприятий-изготовителей, или имеющие неисправности, могущие привести к пожару, а также эксплуатировать провода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией; - пользоваться поврежденными розетками, рубильниками, другими электроустановочными изделиями; - обертывать электролампы и светильники бумагой, тканью и другими горючими материалами, а также эксплуатировать их со снятыми колпаками (рассеивателями); - пользоваться электроплитками, электрочайниками и другими электронагревательными приборами без подставок из негорючих материалов; - оставлять без присмотра включенные в сеть электронагревательные приборы. Переносные электрические светильники должны быть выполнены с применением гибких электропроводок, оборудованы стеклянными колпаками, а также защищены предохранительными сетками и снабжены крючками для подвески. Напряжение питания переносных электросветильников должно быть 12 в. При эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха запрещается: - оставлять двери вентиляционных камер открытыми; - закрывать вытяжные каналы, отверстия и решетки; - выжигать скопившиеся в воздуховодах жировые отложения, пыль и другие горючие вещества. Вентиляционные камеры, фильтры, воздуховоды должны очищаться от горючих пылей и отходов производства в сроки, определенные приказом по предприятию. Фильтры для очистки воздуха, удаляемого от обеспыливающих устройств машин и агрегатов, должны устанавливаться в изолированных помещениях. 7.4.2.3 Средства системы пожаротушения комплекса по производству ароматических углеводородов 246 Система детектирования пожара Система детектирования пожара смонтирована в закрытых помещениях в виде температурных датчиков, расположенных в подпотолочном пространстве помещений газовых компрессорных, детекторами пожара также оснащены электроподстанции, включая их подполья, операторная, включая кабельные галереи. Места расположения детекторов обозначены на мнемосхеме центрального щита в операторной блоков «А» и «В». Срабатывание детектора вызывает: - звуковую сигнализацию в операторной блоков «А» и «В»; - световой сигнал на мнемосхеме щита управления противопожарными средствами блока «А» и «В». Кроме системы детектирования пожара территория КПА оснащена системой постов пожарного извещения, воздействие на кнопку извещателя сопровождается световым и звуковым сигналом в операторной. Открытые насосные, помещения компрессорных станций и анализаторных оснащены датчиками довзрывных концентраций углеводородов, срабатывающими при достижении 10 % НКПРП (нижнего концентрационного предела распространения пламени). Срабатывание детектора сопровождается звуковой сигнализацией и световым обозначением на мнемосхеме центрального пульта в операторной, а также световым предупреждающим сигналом над дверью входа в помещение, автоматически включается аварийная вытяжная вентиляция. Система противопожарного водоснабжения Сеть подземных трубопроводов, проложенных по периметру комплекса вдоль магистральных дорог и по территории КПА, запорная арматура и пожарные гидранты, расположенные в колодцах, составляют часть единой системы противопожарного водоснабжения предприятия. От этой системы запитаны: - пожарные гидранты; - лафетные установки; - трубопроводы подачи воды на кабельные галереи; - насосы 95GР-1061А/В, повышающие давление воды в системе наружного орошения ректификационных колонн для защиты их от перегрева в случае пожара; - насосы 95GР-1063А/В, подающие воду на смешение с пенообразователем (поступает от насосов 95GР-1062А/В). Образовавшийся раствор от общего коллектора по системе трубопроводов, снабженной электрозадвижками, направляется к отдельным объектам и используется для пенного тушения загораний насосного оборудования. Трубопроводы системы пожарной воды повышенного давления и пенообразующего раствора проложены по эстакаде технологических трубопроводов, оснащены теплоизоляцией и теплоспутником. Противопожарная насосная КПА обслуживается персоналом установки С1000 согласно «Инструкции по пожарной безопасности». Пуск насосов, управление электрозадвижками может быть произведено как по месту их расположения, так и 247 дистанционно с центрального пульта операторной. На пульте предусмотрена световая сигнализация положения электрозадвижек. Для предотвращения воспламенения взрывоопасного газового облака технологические печи оснащены системой паровой завесы, для тушения огня в камерах сгорания печей используется система паротушения. Работоспособность стационарных средств пожаротушения проверяется ответственными лицами от производства совместно с представителями пожарной охраны инспектирующими данный технологический объект два раза в год (весной и осенью) с составлением акта. 7.4.2.4 Обеспечение безопасности людей при пожаре Безопасность людей на случай пожара обеспечивается: - конструктивно-планировочным решением производственных помещений и оборудования объекта, гарантирующим возможность осуществления быстрой эвакуации людей; - наличием в помещениях компрессорных, открытых насосных станций, здании операторной нескольких (минимум двух) выходов согласно проекту; - постоянным содержанием в исправном состоянии специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае пожара или аварийной ситуации (систем оповещения, аварийного освещения); - ознакомлением всех работающих с основными требованиями пожарной безопасности на ежегодных занятиях по программе пожарно-технического минимума; - приобретением навыков действий при возникновении аварийных ситуаций путем проведения тренировочных занятий по «Плану локализации аварийных ситуаций»; - установлением со стороны администрации систематического контроля за соблюдением мер предосторожности при ремонтных работах, эксплуатации оборудования, электроприборов. Расположение средств пожарной сигнализации, пути эвакуации персонала из опасной зоны обозначены на плане расположения аппаратуры и оборудования объекта. 7.5 Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей Проект установки отвечает требованиям ГОСТ 12.3.002-75 к производственным процессам, так на установке предусмотрены: автоматизация технологического процесса, дистанционное управление технологическим процессом и операциями при наличии опасных и вредных производственных факторов; герметизация оборудования; 248 применение коллективных средств защиты работающих; своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических операциях; устранение непосредственного контакта работающих с исходными материалами, полуфабрикатами, готовой продукцией, оказывающими вредное действие. Для своевременного обнаружения разгерметизации оборудования помещений насосных и компрессорных станций, последние оснащены детекторами довзрывных концентраций углеводородов в воздухе помещений. Срабатывание детектора сопровождается световой и звуковой сигнализацией с обозначением места расположения детектора на мнемосхеме в операторной. С целью надежного обеспечения санитарных норм воздушной среды согласно ГОСТ 12.1.005-88 производственные помещения оснащаются рабочей и резервной приточно-вытяжной вентиляцией, приводимой в действие автоматически при срабатывании детектора обнаружения довзрывных концентраций углеводородов. Контроль за содержанием токсичных веществ в воздухе рабочей зоны осуществляется санитарно-гигиенической лабораторией в соответствии с утвержденным графиком, по методикам, утвержденным Министерством здравоохранения РФ. Контроль за содержанием в воздухе рабочей зоны и образованием в процессе эксплуатации производства взрывоопасных продуктов осуществляется ВГСО, согласно утвержденному графику. 7.6 Дополнительные производства меры безопасности при эксплуатации 7.6.1 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями и продуктами Образование пирофорных соединений связано с воздействием на железо и его окислы: - в газовой и паровой фазе (над поверхностью нефтепродукта) – сероводорода, содержащегося в газах и парах нефтепродуктов; - в жидкой фазе (под поверхностью нефтепродукта) элементарной серы и растворенного сероводорода. Внешне пирофорные соединения, состоящие из сульфидов железа, смолистых веществ, продуктов органического происхождения, механических примесей, представляют собой черный осадок, похожий на сажу, покрывающей внутренние стенки трубопроводов и технологического оборудования. Пирофорные соединения, под воздействием атмосферного кислорода, способны к сильному разогреву и могут быть источником взрыва и пожара. Взрывы и пожары, возникающие в результате самовозгорания пирофорных соединений, чаще всего возникают при опорожнении и вскрытии технологического оборудования с нефтепродуктами. До тех пор пока пирофорные отложения покрыты жидкостью или соприкасаются с парами и газами, не содержащими кислород, они не окисляются. После 249 высыхания пирофоров и при контакте их с кислородом воздуха начинается быстрое окисление и самовозгорание. Активность пирофорных соединений возрастает с повышением температуры окружающей среды, хотя самовозгорание возможно при любой, даже низкой температуре (имеются факты самовозгорания при температуре минус 20 оС). Аппараты и трубопроводы после вывода оборудования из работы и их освобождения от продуктов должны быть пропарены водяным паром. При вскрытии аппарата должен быть вскрыт нижний штуцер или люк и взята проба для анализа на содержание в ней опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 10 % от нижнего концентрационного предела воспламенения). Очистку внутренних стенок аппаратов и емкостей от пирофоров проводят при одновременном увлажнении водой, с применением инструментов, исключающих искрообразование. Пирофорные соединения, извлеченные из аппаратов и емкостей, удаляют с территории установки, следя за тем, чтобы при перевозке они были достаточно увлажнены. При консервации технологической установки или части оборудования, все сосуды и аппараты должны быть подвергнуты очистке от пирофорных соединений. Все трубопроводы, сосуды и аппараты необходимо поставить под избыточное давление азотом до 3 кгс/см2 (при этом необходимо учитывать, чтобы давление азота не превышало разрешенного давления трубопроводов, сосудов, аппаратов). 7.6.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях Разливы вязких нефтепродуктов (масло-теплоноситель МТ 300 Ом, мазут) удаляются путем смешивания продукта с песком, затаривания смеси в емкости (бочки) и вывоза с территории. Разливы светлых нефтепродуктов смываются водой, подаваемой по шлангу к месту разлива, в промливневую канализацию предприятия. 7.6.3 Коллективные и ндивидуальные средства защиты работающих 7.6.3.1 Коллективные средства защиты работающих В соответствии с ГОСТ 12.4.011-75 “Средства защиты работающих” установка оснащена следующими защитными системами: а) для обеспечения санитарных норм воздушной среды в производственных помещениях по проекту выполнена система кондиционирования и вентиляции, эксплуатация которой осуществляется согласно “Правилам приемки, испытания и эксплуатации вентиляционных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий”; 250 б) в открытых насосных установки предусмотрен обогрев полов для исключения образования обледенений в зимний период года; в) система электрического освещения производственных помещений, рабочих мест, площадок обслуживания предназначена для нормализации освещения в темное время суток; г) изоляция наружных поверхностей трубопроводов, аппаратов выполняется с целью уменьшения тепловых потерь в окружающую среду, а также для обеспечения нормальных температурных условий в помещениях и при температуре поверхности 60 оС и выше, с целью защиты работающих от ожогов. В случаях, когда теплоизоляцию осуществить невозможно (наружная поверхность печей) – горячая поверхность ограждается в местах проходов и площадок обслуживания; д) контур заземления – защиты от действия электрического тока и статического электричества; е) ограждение площадок обслуживания, расположенных на высоте маршевых лестниц, переходов, выполнение ступенек и площадок из просечно-вытяжного листа, ограждение движущихся и вращающихся частей механизмов, удобный доступ к оборудованию, при его обслуживании, позволяет обеспечить безопасные условия труда; ж) система дистанционного управления (отключение эл. двигателей, включение отсекающих устройств, перекрывающих технологические потоки, подачу топлива к печам, включение средств пожаротушения) защищает работающих от действия опасных факторов при аварийных ситуациях; з) для защиты персонала от производственного шума выполнены следующие мероприятия: - технологические печи оснащены кессонами звукоизоляции, понижающие шум, сопровождающий процесс горения топлива в печи; - аппараты воздушного охлаждения имеют вентиляторы с пониженной скоростью вращения. Для обеспечения противопожарной защиты установки предусмотрены следующие средства: а) Колонные аппараты оснащены водяными оросительными системами с подачей противопожарной воды высокого давления. Включение системы производится пуском насоса подачи противопожарной воды высокого давления с центрального пульта блока А и открытием электрозадвижки поз. HV-002 для колонн 20DT-221 / 31DT-331 также с центрального пульта блока А. б) Для защиты оборудования от перегрева в случае пожара на установке имеются пожарные лафеты. в) Открытые насосные оборудованы системой пенотушения. Включение системы производится пуском насосов подачи воды и эмульгатора с центрального пульта блока А (или по месту расположения в насосной пожаротушения) и открытием электрозадвижки поз. HV-265 с центрального пульта блока А (или по месту расположения в насосной пожаротушения). г) Для защиты электрических кабелей, проложенных по специальным кабельным галереям, предусмотрена система подачи водяного орошения в галерею. Включение системы производится открытием электрозадвижки поз. HV-001 с центрального пульта блока А. д) Для предотвращения проникновения к печам газового облака предусмотрена система создания паровой завесы печей. Включение системы производится откры251 тием клапана поз. 31HV-308 (для печей 31ВН-311÷315) и поз. 20HV-207 (для печи 20ВН-211) с центрального пульта блока А. е) Для ликвидации загорания, в результате прогара змеевика печи, предусмотрена система подачи пара в камеру сгорания печей. Клапаны поз. 20HV-5 – подача пара в 20ВН-211, поз. 31HV-329 – подача пара в 31ВН--311÷315, открытие клапанов производится с монитора системы управления. ж) Для ликвидации местных очагов пожара на установке имеется стационарная система паротушения, состоящая из паропроводов, паровых стояков с отводами, для присоединения паровых шлангов, для подачи пара к местам возможных загораний. з) Кроме вышеуказанных средств, установка оснащена первичными средствами пожаротушения в количестве, предусмотренном «Правилами пожарной безопасности в РФ» (ППБ-01-03). 7.6.3.2 Средства индивидуальной защиты работающих Таблица 11 № п/п 1 1 НаимеПронование фесстадий сии техноло- рабогическо- таюго прощих цесса 2 3 РеакторОпеные блораки гид- тор, роочистмаки и ри- шиформиннист га, блоки комстабили- пресзации соров колонн 20DT221, 31DT331, очистки кислых вод – 20DT231, блок компримирова- Средства индивидуНаимеСрок Периоальной защиты рабо- нование и службы дичность тающих номер стирки, нормахимчисттивного ки задокуменщитных та средств 4 5 6 7 костюм из смесовых Каталог 12 ме- при необтканей для защиты бесплатсяцев ходимоот общих производ- ной высти ственных и механи- дачи спеческих воздействий циальной (МВО, искробез- одежды, опасный) специботинки кожаные с альной 12 меобуви и жестким подноском сяцев или сапоги кожаные других с жестким поднос- средств индивиком дуальной белье нательное 6 меся- при необзащиты цев ходимоработнисти ков ОАО 36 мекаска защитная «Сибсяцев нефтьрукавицы брезенто1 месяц ОНПЗ» вые утверперчатки «хайкрон» 6 месяжден цев 252 1 2 ния и блок непрерывной регенерации катализатора 3 4 рукавицы суконные куртка на утепляющей прокладке 6 4 месяца до износа до износа 24 месяца брюки на утепляющей прокладке 24 месяца подшлемник 24 месяца 30 месяцев до износа очки защитные противогаз Валенки обрезиненные Наушники противошумные 5 10.07.02г. Дополнение к каталогу от 01.11. 06г. 7 при необходимости при необходимости 253 7.6.4 Возможность электризации с образованием опасных потенциалов, способы защиты Таблица 12 № п/п 1 1. 2. 3. Наименование и № по схеме стадии, технологической операции, оборудования и транспортных средств, на которых ведется обработка или перемещение веществ-диэлектриков, способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов Перечень веществ диэлектриков, способных в данном оборудовании или транспортном устройстве Основные техничеподвергаться электризации с образованием опасных ские мероприятия по потенциалов защите от статичеудельное объского электричества емное элеки вторичных проявнаименование веществ трическое солений молний противление, Ом м 3 4 5 2 Реакторный блок С-200 Подача сырья и ВСГ в тройник смешения, бензиновая фр. 85-140 оС, нагрев газосырьевой смеси, процесс гидро- водородсодержащий газ очистки; насосы: 10GP-137 А/B, компрессор 20GC-211 А/В, печь 20ВН-211, реактор 20DR-211, сепараторы 20DB-211, 20DB-212, трубопроводная обвязка Блок стабилизации – колонна 20DT-221 Отгонка летучих соединений серы, воды. По- г/о бензиновая фракция 85-140 оС, дача - сырья в колонну, орошения, вывод г/о сухой газ, фр. 85-140 оС, циркуляция по кубу колонны, сброс у/в газов; насосы: 20GP-221 А/B, сепаратор 20DB-221, трубопроводная обвязка. Блок кислых вод – колонна 20DT-231 Удаление сероводорода из воды. кислая вода, содержащая углеводо- - заземление (сопротивление не более 4 Ом) - заземление (сопротивление не более 4 Ом) - заземление (сопро254 1 2 Подача – кислой воды в колонну, отпарка у/в, сероводорода, вывод очищенной воды; насосы: 20GP-231А /B, сепаратор 20DB-231, трубопроводная обвязка. 4. Реакторный блок С-300 Подача сырья и ВСГ в тройник смешения, нагрев газосырьевой смеси, процесс риформирования; насосы: 31GP-311 А/B, компрессор 31GC-311, печи 31 ВН-311÷315, реакторы 31DR-311÷314, сепаратор 31 DB-311, трубопроводная обвязка. 5. 6. 7. 3 роды, сероводород 4 5 тивление не более 4 Ом) г/о бензиновая фракция 85-140 оС, водородсодержащий газ, платформат - заземление (сопротивление не более 4 Ом) - заземление (сопротивление не более 4 Ом) - заземление (сопротивление не более 4 Ом) - заземление (сопротивление не более 4 Блок стабилизации – колонна 31DT-331 Отгонка низкомолекулярных углеводородов. платформат, Подача - сырья в колонну, орошения, вывод сухой газ, платформата, циркуляция по кубу колонны, нестабильная головка - рефлюкс сброс у/в газов; насосы: 31GP-331А/B, сепаратор 31DB-331, трубопроводная обвязка Блок компримирования Компримирование и вывод потребителям ВСГ; компрессоры 31GC-321 А/В, сепараторы 31DB-322, 31DB-323, трубопроводная обвязка водородсодержащий газ Блок непрерывной регенерации катализатора Регенерация катализатора в азотно- водородсодержащий газ, кислородной смеси, транспортирование закок- азотно – кислородная смесь, 255 1 2 3 сованного и регенерированного катализатора, псевдоожиженный катализатор восстановление катализатора в водородной среде; буферные емкости, регенератор 32DB-349, компрессор 32GC-341, воздуходувки 32GV-342, 32GV-343, 32GV-344, трубопроводная обвязка 4 5 Ом) 256 7.6.5 Безопасный метод удаления продуктов производства технологических систем и отдельных видов оборудования из Для безопасного удаления жидких нефтепродуктов производства на установке С-200/300 предусмотрена система закрытого дренирования в заглубленную емкость 20DB-251. Жидкие нефтепродукты из технологической системы и отдельных видов оборудования установки по системе закрытых дренажных трубопроводов поступают в заглубленную емкость. Остатки нефтепродукта также удаляются в заглубленную емкость с помощью продувки оборудования азотом. О полноте освобождения оборудования от жидких нефтепродуктов, судят путем открытия дренажных свидетелей (через них должен идти газ). Удаление газообразных нефтепродуктов из аппаратов и трубопроводов осуществляется продувкой оборудования азотом в закрытую факельную систему, с дальнейшим их поступлением на факел КПА. О полном освобождении от газообразных нефтепродуктов судят по анализам, отбираемых с отдельных видов оборудования, факельных трубопроводов. Остаточное содержание углеводородов не должно превышать 0,5 % об. 7.6.6 Основные потенциальных опасности применяемого оборудования и трубопроводов Опасности применяемого оборудования и трубопроводов обусловлены спецификой производства: пожаро-взрывоопасностью используемых сырья и продуктов, высокие энергетические параметры (температура, давление) рабочей среды и значительное количество нефтепродуктов, обращающихся в технологической системе. Установка C-200/300 – гидроочистка узкой фракции бензина и платформинг с непрерывной регенерацией является взрывопожароопасным производством. Процесс проводится при повышенных температурах (300÷415 оС) и давлении (35÷45 кгс/см2) на секции 200 и температурах (480÷532 0С) и давлении до 54 кгс/см2 на секции 300. Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются пары бензиновой фракций 85-140 0С, стабильного платформата, рефлюкса, водородсодержащего газа, а также пары керосина, используемого для охлаждения насосов, которые при взаимодействии с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии открытого огня или искры. Жидкие продукты, получаемые на установке, являются горючими жидкостями, имеют низкую температуру вспышки, водородсодержащий газ имеет широкий объемный диапазон предела взрываемости в смеси с воздухом (4,09÷80) %. Санитарно-гигиеническая характеристика процесса определяется получением веществ, преимущественно наркотических, действующих на центральную нервную систему и раздражающих дыхательные пути, желудочно-кишечный тракт, почки, а также наличием радиоактивных источников. К факторам, повышающим опасность производства, относятся: - несоблюдение норм технологического режима, предусмотренных Регламентом; 257 несоблюдение установленной последовательности операций по пуску и останову установки, отдельных видов оборудования; - несоблюдение обслуживающим или ремонтным персоналом правил безопасного проведения подготовительных, ремонтных и других видов (огневых, земляных и т.д.) работ; - разгерметизация оборудования установки (вследствие несоблюдения вышеуказанных факторов, а также процессов коррозии и износа металла оборудования), приводящая к образованию газовзрывоопасных сред, с возможным последующим загоранием; - разрушение уровнемеров емкостей 32DB-342, 32DB-346, 32DB-347, 32DB-344, 32DB-359 – содержащих радиоактивные источники; - отказ работы приборов КИПиА, системы ПАЗ, системы автоматического управления процессом – МОД-300; - прекращение подачи на установку: электроэнергии, пара, воздуха КИП, оборотной воды и т.д. Наиболее опасные места на установке - места отбора проб для лабораторных анализов; - открытые насосные; - печи 20ВН-211, 31ВН-311÷315; - компрессорная установки C-200/300; - нахождение в непосредственной близости возле уровнемеров емкостей 32DB-342, 32DB-346, 32DB-347, 32DB-344, 32DB-359 – содержащих радиоактивные источники; - заглубленная дренажная емкость 20DВ-251; - все колодцы промканализации и приямки, где возможны скопления углеводородных газов. Разгерметизация оборудования, фланцевых соединений может привести к образованию газоопасной и пожаровзрывоопасной ситуации, что может послужить причиной травмирования обслуживающего персонала. 1. Безопасная эксплуатация и контроль состояния аппаратурного оборудования производится по инструкциям предприятия, составленным на основании требований “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением” и других правил нормативных документов. Запрещается эксплуатация оборудования в случае его несоответствия паспорту завода-изготовителя, требованиям проектной, технологической документации. При изменении безопасных (разрешенных) условий эксплуатации аппарат выводится из технологического процесса. Контроль коррозийного износа и технического состояния аппаратов и трубопроводов производится в каждый плановый ремонт в объеме предусмотренном нормативно-технической документацией согласно перечня аппаратов и ответственных трубопроводов, утвержденных главным инженером предприятия. Сведения о результатах контроля заносятся в паспорт оборудования. Безопасная эксплуатация трубопроводов обеспечивается соблюдением требований нормативных документов по эксплуатации и ремонту технологических трубопроводов согласно “Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов” и “Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды”. 2. Эксплуатация насосно-компрессорного оборудования должна осуществляться согласно инструкции завода-изготовителя и инструкций предприятия, со- 258 ставленных на основании действующей нормативно-технической документации. Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательном и всасывающем трубопроводах агрегата, должна быть к нему максимально приближена и находиться в зоне, удобной для обслуживания. Нагнетательный трубопровод оснащается обратным клапаном или отсекающим устройством, предотвращающим перемещение рабочей среды обратным ходом. За работой перекачивающего агрегата и технологическими параметрами рабочей среды должен быть установлен периодический контроль. 3. В технологических системах для предупреждения аварий, предотвращения их развития необходимо применять противоаварийные устройства: запорную, запорно-регулирующую арматуру, клапаны, отсекающие и другие отключающие устройства, предохранительные клапаны от превышения давления. Направление выбросов от предохранительных клапанов при их срабатывании в факельную систему предотвращает возможность травмирования обслуживающего персонала, выброса взрывоопасных продуктов в рабочую зону и вредного воздействия на окружающую среду. Запрещается эксплуатация технологической установки с неисправными или отключенными противоаварийными устройствами. Средства автоматизации, отключающие устройства, используемые по Плану локализации аварийных ситуаций (ПЛАС), должны быть выделены и обозначены по месту их размещения и в инструкциях. Организация работ по поддержанию надежного и безопасного уровня эксплуатации и ремонта системы контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ), а также связи и оповещения, распределения обязанностей и границ ответственности между техническими службами по обеспечению соблюдения требований безопасности, перечень и объем технической документации устанавливается Положением о планово-распределительном ремонте и эксплуатации противоаварийной защиты. Установка деблокирующих ключей в схемах ПАЗ допускается только для обеспечения пуска, остановки или переключений, при этом предусматривается регистрация количества и продолжительности отключений параметров защиты. Ответственность за обоснованность отключения защиты несет должностное лицо, давшее указание на деблокирование, или обслуживающий персонал, самостоятельно принявший такое решение. Распределенная система контроля, управления (МОД-300) и ПАЗ предусматривает предаварийную сигнализацию по значениям технологических и эксплуатационных параметров и сигнализацию положения исполнительных механизмов системы ПАЗ. 4. Обслуживание и ремонт технологического оборудования и трубопроводов производятся в соответствии с инструкциями предприятия, составленных на основании государственных стандартов и отраслевых нормативов. Подготовка оборудования к ремонту осуществляется технологическим персоналом и сдается руководителю ремонтных работ по акту сдачи оборудования в ремонт или по нарядудопуску с указанием выполненных мероприятий по подготовке оборудования и мер безопасности при производстве ремонтных работ. Газоопасные работы, связанные с производством подготовительных и ремонтных работ, должны производиться в соответствии с требованиями инструкции предприятия, составленной на основании типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ. Ремонтные работы с применением открытого огня должны производиться в соответствии с инструкцией предприятия, составленной на основании требований Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. 259 7.6.7 Требования безопасности при складировании и хранении реагентов, полуфабрикатов и готовой продукции Применяемое на установке сырье, продукция (платформат, ВСГ, нестабильная головка – рефлюкс, сухой газ) на установке не складируется, а выводятся по межцеховым трубопроводам. Планшет установки не предусмотрен для хранения какого-либо резервного оборудования, тары, бочек с реагентами, строительных материалов и т.д. 260 ОТХОДЫ, ОБРАЗУЮЩИЕСЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ, МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ, ПЕРЕРАБОТКИ 8 8.1 Твёрдые и жидкие отходы Таблица 13 № п/п 1 Наименование отхода Место складирования, транспорт Периодичность образования Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации Количество, (т/год) Примечание 2 3 4 5 6 7 1. Отходы катализаторов и контактных масс (отработанный катализатор гидроочистки S-120 UOP) Затаривание в бочки и вывоз автотранспортом 2. Отходы катализаторов и контактных масс (отработанный катализатор платформинга R-264 UOP Затаривание в бочки и вывоз автотранспортом а) Используемые 1 раз в 4 года Отправляется на завод по переработке дезактивированных катализаторов для извлечения металлов или на городской полигон для захоронения промышленных отходов 1 раз в 7 лет Отправляется на завод по переработке дезактивированных катализаторов для извлечения платины б) Неиспользуемые 17,458 т 1 раз в 4 года 75 т 1 раз в 7 лет 261 1 1. 2. 3. 2 Отходы катализаторов и контактных масс (отработанные керамические шарики фирмы UOPTM) Отходы катализаторов и контактных масс (отработанный сферический гамма оксид алюминия SAB2) Отработанный раствор едкого натрия от сепаратора: - 20DB – 211 3 Затаривание в бочки и вывоз автотранспортом 4 1 раз в 4 года Затаривание в бочки и вывоз автотранспортом 1 раз в 7 лет в промливневую канализацию При регенерации катализатора (в течение 7 дней) 4. Масла индустриальные отработанные (группа МИО) Затаривание в бочки и вывоз автотранспортом 5. Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефтепродуктов (нефтешлам) Отработанная промасленная ветошь Складируется в контейнер, вывозится автотранспортом Складируется в контейнер, вывозится автотранспортом 6. После ремонта насоснокомпрессорного оборудования Во время ремонта и эксплуатации установки I раз в квартал 5 Отправляется на городской полигон для захоронения промышленных отходов Отправляется на городской полигон для захоронения промышленных отходов Направляется по трубопроводу отработанной щелочи через установку С-1000 Отправляется на утилизацию на ТЭУ Отправляется на городской полигон для захоронения промышленных отходов Отправляется на городской полигон для захоронения промышленных отходов 6 6,277 т 1 раз в 4 года 7 Подложка для катализатора гидроочистки 2,370 т 1 раз в 7 лет Подложка для катализатора платформинга 68 м3/ч 8,0 13,0 0,8 262 8.2 Сточные воды Таблица 14 № п/п 1 1. 2. 3. Наименование стока 2 Тяжелая фракция отпарной колонны кислой воды 20DT-231 от холодильника 20ЕS-233 Конденсат водяного пара после пропарки и промывки оборудования Вода после смыва полов в помещениях насосных и компрессорных станций 3 1,7 Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации 4 Сброс 0,55 Сброс 0,125 Сброс Количество образующихся сточных вод, м3/ч 5 Непрерывно 6 Промливневая канализация 1 раз в год, в течение не менее14 часов перед ремонтом оборудования 1 раз в сутки Промливневая канализация Установленная норма содержания загрязнений в стоках, мг/л 7 н/продукт 250 рН = 6÷7 н/продукт 250 Промливневая канализация н/продукт 250 Периодичность сбросов Место сброса Примечание 8 263 8.3 Выбросы в атмосферу Таблица 15 № п/п Наименование выброса Кол-во образования выбросов по видам, т/год Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации 1 2 3 4 Периодичность выбросов 5 Установленная норма содержания загрязнения в выбросах, мг/м3 6 Примечание 7 Организованные выбросы: 1. 2. Вентиляционная труба газовой компрессорной С-200, 300 Углеводороды С1 – С5 Бензол Толуол Ксилолы -Дымовые газы из печей блока «А»: (10ВН-121, 10ВН-1031А, 20ВН-211, 31ВН-311, 31ВН-312, 31ВН-313, 31ВН-314, 31ВН-315, 40ВН-411, 50ВН-511) - сернистый ангидрид - окись углерода - окись азота - двуокись азота - зола мазутная - бенз(а)пирен - углеводороды С1-С5 постоянно 14,23 0,366 0,53 0,288 26,9 0,69 1 0,59 Рассеивание через дымовую трубу блока «А», высота 150 м 751,68 2,16 56,74 348,653 0,745 556,8 х10-6 0,864 постоянно 450 1,3 2,61 13,231 0,0045 6,52 264 1 3. 2 Газы регенерации катализатора секции 200 - сернистый ангидрид - окись азота Газы регенерации катализатора секции 300 - сернистый ангидрид - окись азота 4. 1. 3 5 Один раз в год 10 суток 0,022 0,0002 6 7 495 3,9 10 дней через 3 месяца 0,00006 0,0003 Неорганизованные выбросы блока «А» углеводороды С1-С5 бензол толуол ксилолы сульфолан 4 2,35 9,9 сброс в атмосферу 285,12 28,512 16,53 25,661 0,462 постоянно 0,5 0,05 0,029 0,045 0,0008 265 8.4 Нормы и требования, ограничивающие воздействие процессов производства и выпускаемой продукции на окружающую среду Установка С-200/300 имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу: - организованные - неорганизованные К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы печей и выбросы вытяжной системы вентиляции. К неорганизованным выбросам относятся выбросы через воздушники аппаратов, продувочные свечи, не плотности технологического оборудования. Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу от источников, являются углеводороды газы, окислы азота, окись углерода, сернистый газ, бензол, толуол, ксилолы. Согласно ГН 2.2.5.1313-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны» установлены следующие величины ПДК: - сернистого газа SO2 – 10 мг/м3; - окиси углерода СО – 20 мг/м3 - углеводородов – 900/300* мг/м3 - окислов азота – 5 мг/м3 - бензол – 15/5* мг/м3 - толуол – 150 мг/м3 - ксилолы – 150 мг/м3 *Примечание: в числителе дроби указана максимальная разовая ПДК, в знаменателе – среднесменная. На установке предусмотрены следующие проектные решения, обеспечивающие надежность и безопасность ведения технологического процесса, защиту персонала и окружающей среды: - герметизация оборудования; - материал, используемого оборудования, выбран с учетом коррозионных свойств сред, статических и температурных нагрузок; - все технологическое оборудование и насосы размещены на открытой площадке, чем обеспечивается более безопасные условия его работы и обслуживания; - освобождение оборудования и трубопроводов от газообразных продуктов осуществляется в закрытую факельную систему КПА; - освобождение оборудования и технологических трубопроводов от жидких нефтепродуктов производится в закрытую дренажную емкость; Оборудование и часть трубопроводов защищены от превышения давления выше регламентированного: - средствами автоматического контроля и регулирования давления в основном технологическом оборудовании, исполнение регулирующих клапанов («нормально открытый» или «нормально закрытый») выбрано таким образом, чтобы предупредить выход технологических параметров за критические значения при отсутствии управляющего сигнала; 266 предохранительными клапанами со сбросом газовой фазы на факел, установленные на основном технологическом оборудовании и технологических трубопроводах, все ППК на оборудовании, содержащем опасные среды, дублированы; - дистанционно-управляемыми клапанами на линиях сброса в факельную систему. Продувка оборудования и трубопроводов проводятся периодически, перед пуском и ремонтом установки, инертным газом в факельную систему. Применяемые на установке насосы оборудованы торцовыми уплотнениями. Охлаждение торцовых уплотнений осуществляется по замкнутой системе керосином охлаждения, предусмотрена система обнаружения загазованности при нарушении герметичности торцовых уплотнений насосов. Для снижения сбросов нефтепродуктов со сточными водами на очистные сооружения предприятия выполняются следующие мероприятия: - освобождение оборудования, трубопроводов при подготовке к ремонту, пропарке и в аварийных ситуациях производится в закрытую дренажную емкость; - промывные воды от смыва полов открытых насосных, компрессорной, ливневые стоки с территории установки сбрасываются в промливневую канализацию, оборудованную гидрозатворами, далее на очистные сооружения предприятия. Контроль над содержанием нефтепродуктов в сточных водах осуществляется сангигиенической лабораторией и технологическим персоналом установки. Содержание нефтепродуктов в сточных водах установки не должна превышать 250 мг/л. Для контроля за процессом горения и полноты сжигания топлива в печах, установлены тягомеры для измерения разряжения в камерах радиации и конвекции. Высота общей (блок А) дымовой трубы Н-150 м обеспечивает рассеивание вредных веществ в окружающей атмосфере. - 267 9 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ 9.1 Колонные аппараты и емкостная аппаратура Таблица 16а Наименование Номер оборудования Количе№ позиции на (тип, наименоваство, п/п схеме, ние аппарата, шт. индекс назначение) 1 2 3 4 1. Реактор гидро- 20DR-211 1 очистки 2. Реактор плат- 31DR-311 1 форминга 3. Реактор плат- 31DR-312 1 форминга 4. Реактор плат- 31DR-313 1 форминга 5. Реактор плат- 31DR-314 1 форминга 6. Отпарная колон- 20DT-221 1 на 7. Отпарная колонна кислых вод 20DT-231 1 Техническая характеристика Методы защиты меРасчетное Расчетная Длина, Кол-во Материал талла ободавление, Диаметр, тип температура, высота, тарелок, 2 рудования кгс/см , м тарелок о С м шт. от коррозии (МПа) 5 6 7 8 9 10 11 12 16М+ 0Х18Н10Т 427 46,4 2,5 9,1 0Х18Н10Т (4,64) 12ХМ 543 14,6 2,066 13,950 (1,46) 12ХМ 543 13,7 2,266 9,830 (1,37) 12ХМ 543 12,9 2,468 11,485 (1,29) 12ХМ 543 12,3 3,08 12,05 (1,23) Ст.20К Подача ин281 14,3 1,596 36,830 24 перфорирогибитора (1,43) ванные коррозии Ст.20К 166 5,5 5,00 8,40 Цилиндрические насад(0,55) ки, класса А, марки 1, размером 25 мм 268 1 8. 8 17,4 (1,74) 42,2 (4,22) 19,4 (1,94) 42,1 (4,21) 9 1,9/2,65/3,55 10 32 11 30 3,1 14,1 2 2,85 9,75 0,508 2,93 121 14,2 (1,42) 1,85 7,4 - 121 0,5 2,65 - 121 2,65 9,40 1 09Г2С дн.16ГС Ст.20К - 180 3,0 (0,3) 3,0 (0,3) 9,0 (0,9) 2,0 7,08 31DB-311 1 Ст.20К - 148 10,8 (1,08) 3,05 11,4 31DB-312 1 Ст.20К - 121 0,5 2,00 31DB-322 1 Ст.20К - 142 1,65 5,50 31DB-323 1 Ст.20К - 132 1,25 6,80 20. Рефлюксная ем- 31DB-331 кость дебутани- 1 Ст.20К - 121 3,0 (0,3) 23,4 (2,34) 54,6 (5,46) 17,4 (1,74) 1,85 6,60 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 2 Колонна дебутанизации Сепаратор высокого давления Сепаратор низкого давления Сепаратор на приеме компрессора 20GC-211 A/B Рефлюксная емкость отпарной колонны 20DT-221 Ёмкость ингибитора коррозии Буферная емкость кислой воды Дренажная емкость углеводородов Сепаратор продуктов платформинга Ёмкость хлорорганики Межступенчатый сепаратор ВСГ Сепаратор ВСГ 3 31DT-331 4 1 5 Ст.20К 6 - 7 268 20DB-211 1 Ст. 22К 121 20DB-212 1 Ст. 20К 20DB-213 1 Ст. 20 торкретбетон торкретбетон - 20DB-221 1 Ст. 20К - 20DB-223 1 Ст. 20К 20DB-231 1 20DB-251 121 121 12 перфорированные 269 1 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 2 затора Сборник закоксованного катализатора Шлюзовой бункер № 1 Транспортная емкость № 1 Расходный бункер Ёмкость регулирования расхода катализатора Буферный бункер регенерированного катализатора Шлюзовой бункер № 2 Транспортная емкость № 2 29. Колонна регенерации 30. Ёмкость подпитки катализатора 31. Ёмкость газовых выбросов №1 32. Ёмкость газовых выбросов № 2 33. Ёмкость газовых 3 4 5 6 7 8 9 10 32DB-341 1 12ХМ - 543 13 (1,3) 0,762 1,2 32DB-342 1 Ст.20К - 288 0,80 1,67 32DB-343 1 Ст.20К - 288 0,61 1,9 32DB-344 1 16ГС - 300 1,60 5,57 32DB-345 1 Ст. 20 - 450 15,3 (1,53) 9,8 (0,98) 0,7 (0,07) 2,0 (0,2) 0,168 1,35 32DB-346 1 16ГС - 460 0,7 (0,07) 2,20 5,42 32DB-347 1 20К - 260 0,80 1,67 32DB-348 1 20К - 260 21,4 (2,14) 21,4 (2,14) 0,61 1,95 32DB-349 1 12ХМ - 565 0,92/1,83 9,7 32DB-352 1 0Х18Н10 - 121 0,60 1,6 32DB-353 1 Ст.20 - 149 0,32 1,595 32DB-354 1 Ст.20 - 149 0,32 1,595 32DB-356 1 Ст.20 - 149 0,7 (0,07) 0,7 (0,07) 3,5 (0,35) 3,5 (0,35) 3,5 0,32 1,595 11 12 270 1 2 3 выбросов № 3 34. Ёмкость газовых 32DB-357 выбросов № 4 35. Сепаратор ката- 32DB-359 лизатора 36. Аккумулятор 32DB-360 4 5 6 7 1 Ст.20 - 149 1 Ст.20 - 260 1 Ст.20 - 260 37. Коллектор мелкой фракции 38. Резервуар с водой 39. Резервуар с водой 40. Резервуар с хлорорганикой 41. Каплеотделитель 42. Каплеотделитель 32DB-355 1 Г2С - 100 20DK-211 1 - 121 31DK-311 1 09Г2С дн.16ГС 10Г2 - 121 31DK-312 1 09Г2С - 121 32SF-342 32SF-343 1 1 Ст.20 Ст. 20 - 121 121 8 (0,35) 3,5 (0,35) 21,4 (2,14) 25,0 (2,50) 0,25 (0,025) 8,0 (0,8) атм. 3,0 (0,3) 15,3 53,4 9 10 0,32 1,595 1,1 7,05 0,22 1,95 1,0 4,40 0,90 3,10 0,22 2,05 0,80 3,0 0,168 0,168 2,5 1,59 11 12 271 9.2 Теплообменная аппаратура Таблица 16б № п/п 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.) Номер позиции на схеме, индекс 2 3 Теплообменник 20ЕТ-211А гидроочистки (сырьевой) Теплообменник 20ЕТ-211В гидроочистки (сырьевой) Теплообменник 20ЕТ-211С гидроочистки (сырьевой) Теплообменник 20ЕТгидроочистки 211D/Е (сырьевой) Водяной конден- 20ЕТ-212 сатор продуктов реакции Сырьевой теп20ЕТлообменник ко221А/В лонны Материал Методы Техническая характеристика защиты Расчетная темпера- Расчетное давлеметалла тура, оС ние, Среда Поверхоборукгс/см2 (МПа) ность дования трубного корпуса трубного корпу- труб- корпуса нагрева, от корпропроса ного м2 розии странстранпроства ства странства 7 8 9 10 11 12 13 14 427 363 45,5 51,8 H2+H2S H2+H2S+ 433,54 +HC HC Количество, шт трубного пространства корпуса 4 1 5 03Х18Н11 6 15Х5М 1 0Х13 Cт.22К 363 293 45,5 51,8 H2+H2S H2+H2S+ +HC HC 433,54 1 Ст.20 Cт.22К 293 293 45,5 51,8 H2+H2S H2+H2S+ +HC HC 433,54 2 Ст.20 Cт.22К 260 260 45,5 51,8 H2+H2S H2+H2S+ +HC HC 433,54 1 Ст.20 09Г2С 210 210 43 43 Вода охл. ВСГ+ бензин 268 2 Ст.20 Ст.20К 281 281 15,7 21,8 H2+HC +H2S HC 226,2 272 1 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 2 3 20DT-221 Масляный 20ЕТ-221C нагреватель сырья колонны 20DT-221 Рибойлер отпар- 20ЕТ-222 ной колонны Теплообменник 31ETплатформинга 311A/В (сырьевой) Водяной конден- 31ET-312 сатор продуктов реакции Водяной конден31ETсатор ВСГ пер321A/В вой ступени компрессора 31GC-321A/B Теплообменник 31ET-322 ВСГ Сырьевой теп31ETлообменник ко331A/В лонны 31DT-331 Масляный 31ET-331C нагреватель сырья колонны 31DT-331 Рибойлер дебу- 31ET-332 танизатора Воздушный 20ЕА- 4 5 6 1 Ст.20 1 7 8 9 10 11 12 13 14 Ст.22К 268 268 18 27 Масло Бензин 341,5 Ст.20 Ст.20К 324 324 24,9 15,5 Масло HC 820 2 12ХМ Ст.20К 204 371 15,4 11,9 H2+HC H2 + HC 1681,5 1 Ст.20 Ст.20К 148 148 11,1 11,1 Вода охл. H2+ HC 799 2 Ст.20 Ст.22К 142 142 24 24 Вода охл. H2+ HC 175.3 1 Ст.20 Ст.22К 132+100 132+100 54,5 55,6 H2+HC H2+HC 105,93 2 Ст.20 09Г2С 300 300 18 27 HC HC 514 1 Ст.20 Ст.22К 324 268 25,4 34,68 Масло HC 47 1 Ст.20 Ст.22К 324 324 24,9 18 Масло HC 516,2 2 Ст.20 09Г2С 230 230 43,5 43,5 H2+H2S H2 +H2S 13306 273 1 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 2 конденсатор продуктов реакции гидроочистки Воздушный конденсатор паров колонны 20DT-221 Воздушный холодильник стабилизационного гидрогенизата Воздушный конденсатор продуктов реакции платформинга Воздушный конденсатор ВСГ Воздушный конденсатор ВСГ первой ступени 31GC-321А/В Воздушый конденсатор паров колонны 31DT331 Сырьевой теплообменник ко- 3 211А/В 4 5 6 20ЕА-221 2 Ст.20 20ЕА-222 2 31ЕА311А/В 7 8 9 10 11 12 +HC 13 +HC 14 09Г2С 185 185 44 44 H2+H2S H2+H2S+ +HC HC Ст.20 Ст.22К 149 149 15,7 15,7 HC HC 2689 4 Ст.20 Ст.22К 161 161 11,3 11,3 H2+HC H2+HC 18152 31ЕА-321 2 Ст.20 Ст.22К 147 147 55,9 55,9 H2+HC H2+HC 3156 31ЕА-322 1 Ст.20 09Г2С-12 300 300 25 25 H2+HC H2+HC 1602 31ЕА331А/В 2 Ст.20 Ст.22К 121 121 17,4 17,4 HC HC 7519 20ЕS-231 1 Ст.20 Ст.20 166 166 6,5 9,8 H2О H2+NH3 4410 274 1 24. 25. 2 лонны 20 DT-231 Водяной холодильник кислой воды колонны 20 DT-231 Холодильник циркуляционного газа 3 4 5 6 20ЕS-233 1 Ст.20 32ЕS-341 1 Ст.20 7 8 9 10 11 12 13 Ст.20 166 166 6,5 9 H2О H2О Ст.20 121 121 15,3 15,3 H2О H2 14 275 9.3 Насосы, компрессоры Таблица 16г № Наименование оборуп/п дования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.) 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 1. Номер позиции на схеме, индекс 2 3 Секция 200 Циркуляционный ком- 20GC-211А/ прессор ВСГ В Насос инжекции воды 20GP-212 Насос подачи ороше- 20GPния в 20DT-221 221А/В Насос подачи ингиби- 20GP-223 тора Насос подачи кислой 20GPводы в 20DT-231 231А/В Насос циркуляции ще- 20GP-241 лочного раствора Насос откачки углево- 20GP-242 дородов из 20DB-231 Насос откачки нефте- 20GP-251 продукта из 20DB-251 Секция 300 Циркуляционный ком- 31GC-311 прессор Количество, шт. 4 Тип (марка) Производи- Напор тельность, (м (м3/ч) вод.ст.) Марка Электродвигатель Число Мощ- Исполнение оборо- ность, взрывозатов, кВт щиты об/мин 9 10 11 5 6 7 8 13362 - 240 B4T4 5,2 394 JEUMONT FACH 315L4BR FACH 200LPZ 1485 1 BDCB7 1/4Х 7 1/4Х 8 1/2 LMV 322 3000 30 B4T4 2 LMV 801 38,8 68,4 HADN160M1C 3000 15 B4T4 1 MH.020.06.Х 0,4 л/ч 160 FACCA80LR4 1500 0,55 B4T4 2 ERP 40 Х 200 1,5 55,5 d1R/MJDR132S2 3000 5,5 B4T4 1 6HNN93 90,8 12,8 d1R/MJDR132M4 1500 7,5 B4T4 1 LMV 322 3,4 100 FACCA 16022 3000 18,5 B4T4 1 ERPJ50 Х 315 40 100 FACCA 20022 3000 37 B4T4 1 RC 4 B 157000 - MSBHDK-630L/4 1500 3600 В1А ЕЕхРII160оС (Т3)/высоко 2 276 1 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 2 3 Дожимной компрессор 31GCводородсодержащего 321А/В газа Насос подачи сырья 31GP311А/В Насос подачи сырья в 31GPколонну 31DT-331 312А/В Насос инжекции воды 31GP-313А в Р. Б. Насос подачи раствора 31GP-313В дихлорэтана в Р.Б. Насос рефлюксный 31GP331А/В Насос подачи дихлор- 32GP-341 этана в регенератор Насос подачи воды 32GPохлаждения. 342А/В Компрессор транспорта 32GC-341 закоксованного катализатора Воздуходувка хлори- 32GV-342 рования Воздуходувка регене- 32GV-343 рации Воздуходувка холо- 32GV-344 дильного контура регенерации 4 5 6 7 8 9 10 11 е избыточное давление) ЕЕхРII160оС (Т3) 2 BDCB30Х30Х 20Х20Х14 56350/ 56180 - WAHKPD.197. 75/20 300 5600 2 4HNN112-1 212,9 77,4 FACCA 250М2 3000 55 B4T4 2 4HNN143-1 151,1 131,7 FACCA 315L2 3000 132 B4T4 1 DH.020.030Х 1,5 л/ч 136 FACCA 90S4 1500 1,1 B4T4 1 DH.020.030Х 0÷42 л/ч 124 FACCA 90S4 1500 1,1 B4T4 2 3HNN122 78,1 83 FACCA 180М2 3000 172 B4T4 1 MH020.07Х 0,7÷1,5 л/ч 30 FACCA 80LR4 1500 0,55 B4T4 2 ERP 40 Х 160 10 30 FACCA 100Lr4 3000 3 B4T4 1 L 315 960 - 250 М4 1500 55 B4T4 1 HF 35.90 17330 - FACCA 315 2950 132 B4T4 1 HF 35.90 16430 - FACCA 315 2970 132 B4T4 1 DS 46 7305 - FACCA 160М2 2950 15 B4T4 277 9.4 Огневые подогреватели Таблица 16д Материал Методы защиты материала оборудования от коррозии Техническая характеристика 6 7 № п/п Наименование оборудования Номер позиции на схеме, индекс Количество, шт 1 2 3 4 5 1 1Х9М 1. Секция 200 Печь нагре20ВН-211 ва Тепловая мощность, ккал/ч – 8,28 х 106 о Температура продукта на входе в печь, не выше, С – 337 о Температура продукта на выходе из печи, не выше, С – 415 Давление продукта, кгс/см2 – 41,3 камера радиантная Поверхность теплообмена, м - гладких / ошипованных Диаметр труб, мм Длинна труб, мм 2 Количество труб, шт. Число потоков конвекционная 206,8 141,3х10,16 8640 – 44 шт. 9851 – 2 шт. 9597 – 2 шт. 9300 – 2 шт. 9530 – 2 шт. 52 4 22,5 / 341 141,3х10,16 гладкие 4770 – 8 шт. 5360 – 4 шт. ошипованные 4770 – 44 шт. 5698 – 2 шт. 5468 – 2 шт. 60 4 Секция 300 278 1 1. 2 3 Печь нагрева первой ступени 31ВН-311 4 1 5 1Х2М1 6 7 Радиантная камера Тепловая мощность, ккал/ч Температура продукта на входе в печь, не выше, оС Температура продукта на выходе из печи, не выше, о С Давление продукта, кгс/см2 Поверхность теплообмена, м2 Диаметр труб, мм Длинна труб, мм Количество труб, шт. Число потоков 2. Печь нагрева второй ступени 31ВН-312 1 1Х2М1 Радиантная камера Тепловая мощность, ккал/ч Температура продукта на входе в печь, не выше, оС 11,652 х 106 495 532 10,54 340,1 114,3 х 6,02 14150 74 2 последовательных экрана по 37 труб 14,05 х 106 470 Температура продукта на выходе из печи, не выше, о С Давление продукта, кгс/см2 Поверхность теплообмена, м2 Диаметр труб, мм Длинна труб, мм Количество труб, шт. Число потоков 3. Печь нагрева четвер- 31ВН-313 1 1Х2М1 Радиантная камера Тепловая мощность, ккал/ч 492 10,08 340,1 114,3 х 6,02 14150 74 2 последовательных экрана по 37 труб 8,664 х 106 279 1 2 3 4 5 той ступени 4. 5. Печь нагрева второй ступени Конвекционная часть печей, нагрев масла 31ВН-314 31ВН311÷314 1 1Х2М1 15Х5М 6 7 Температура продукта на входе в печь, не выше, оС Температура продукта на выходе из печи, не выше, о С Давление продукта, кгс/см2 Поверхность теплообмена, м2 Диаметр труб, мм Длинна труб, мм Количество труб, шт. Число потоков Радиантная камера Тепловая мощность, ккал/ч Температура продукта на входе в печь, не выше, оС Температура продукта на выходе из печи, не выше, о С Давление продукта, кгс/см2 Поверхность теплообмена, м2 Диаметр труб, мм Длинна труб, мм Количество труб, шт. Число потоков Тепловая мощность, ккал/ч Температура продукта на входе в печь, не выше, оС Температура продукта на выходе из печи, не выше, о С Давление продукта, кгс/см2 Поверхность теплообмена, м2 - гладких / ошипованных Диаметр труб, мм 470 532 8,89 170,1 114,3 х 6,02 14150 37 экран 37 труб 5,356 х 106 492 532 9,92 129,6 114,3 х 6,02 11100 37 экран 37 труб 20,74 х 106 248 302 11,4 223,5 / 2393 168,3 х 7,11 280 1 2 3 4 5 6 7 Длинна труб, мм Количество труб, шт. Число потоков 6. Печь нагрева третей ступени 31ВН-315 1 Камера радиантная 1Х9М конвекционная 15Х5М Гладкие 19204 – 4 шт. 18908 – 4 шт. 18140 –16 шт. ошипованные 19204 - 4 шт. 18908 - 4 шт. 18140 - 80 шт. 112 4 Камера радиантная конвекционная 6 Тепловая мощность, ккал/ч 14,891 х 10 9,425 х 106 Температура продукта на входе в 470 278 печь, не выше, оС Температура продукта на выходе 532 302 из печи, не выше, оС Давление продукта, кгс/см2 9,5 11,1 2 Поверхность теплообмена, м 342,3 - гладких / ощипованных 110,9/1274,4 Диаметр труб, мм 101,6 х 7,14 168,3 х 7,11 Длинна труб, мм 14510 гладкие 9292 – 20 шт. 10130 – 4 шт. ошипованные 10355 - 2 шт. 10105 - 2 шт. 9262 - 84 шт. Количество труб, шт. 82 112 281 1 2 3 4 5 6 7 Число потоков 7. Электропечь хлорирования 32ВН-341 1 8. Электропечь воздуха регенерации 32ВН-342 1 9. Электропечь воздуха регенерации 32ВН-343 Инкопель 600 AFNORA 36.205А43СL (20К) 350.LF.2 (12ХМ) Инкопель 600 AFNORA 36.205А42СL ASTMA 350.LF.2 Инкопель 600 AFNORA 36.205А42СL ASTMA 350.LF.2 2 последовательных экрана по 41 трубе 2 Мощность, кВт – 125 Температура продукта на выходе из печи, не выше, оС – 540 Мощность, кВт – 125 о Температура продукта на выходе из печи, не выше, С – 540 Мощность, кВт – 33 Температура продукта на выходе из печи, не выше, оС – 540 282 9.5 Краткая характеристика регулирующих и отсекающих клапанов Таблица 17 № п/п 1 Номер позиции по схеме 2 Место установки клапана Назначение клапана 3 4 Секция 200 На линии подачи жидкого топлива к форсункам печи 20ВН-211 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива к печи 20ВН-211 На линии подачи сырья С-200 до смешения с водородсодержащим газом На линии нагнетания насоса 20GP-212 На линии подачи воды в емкость 20DK-211 На линии подпиточного водородсодержащего газа 1. 20PV-13 2. 20PDV-17 3. 20FV-44 4. 20FV-47 5. 20LV-49 6. 20PV-63.1 7. 20PV-63.2 На линии сброса газов регенерации в атмосферу 8. 20LV-65 На линии выхода гидрогенизата из сепаратора 20DB-211 Исполнение клапана (НО, НЗ) 5 Обоснование выбора клапана 6 Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Поддержание постоянство расхода сырья НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Постоянство расхода НО Регулирование уровня в 20DK-211 Поддержание постоянства давления в сепараторе высокого давления 20DB-211 Поддержание постоянства давления в сепараторе высокого давления 20DB-211 Регулирование уровня бензина в сепараторе 20DB-211 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 283 1 9. 2 20LV-66 3 На линии сброса кислой воды из сепаратора 20DB-211 На линии технического воздуха на нагнетание компрессора 20GC-211 А/В На линии сброса газа из сепаратора низкого давления 20DB-212 На линии питания отпарной колонны 20DT-221 10. 20FV-68 11. 20PV-79 12. 20LV-81 13. 20FV-82 14. 20FV-88 15. 20FV-99 16. 20FV-104 На линии подачи орошения в отпарную колонну 20DT-221 17. 20PV-109 На линии выхода газа из рефлюксной емкости 20DB-221 18. 20FV-117 На линии сброса газа из емкости 20DB-231 На линии возврата ст. гидрогенизата на установку из резервуаров 1664÷1665 после насоса Н-1, Н-1а На линии откачки ст. гидрогенизата в сырьевой парк тит. 205/I На линии выхода горячего масла из рибойлера 20ЕТ-222 4 Регулирование уровня воды в сепараторе Регулирование расхода воздуха 5 НЗ Регулирование давления в сепараторе 20DB-212 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование уровня в сепараторе низкого давления 20DB-212 Регулирование расхода бензина НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование расхода бензина НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование расхода теплоносителя (горячего масла) через рибойлер 20ЕT-222 Регулирование расхода орошения в колонну 20DT-221 Регулирование давление в емкости орошения 20DB-221 Регулирование расхода из 20DB-231 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ 6 Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 284 1 19. 2 20FV-120 3 На линии подачи воды в колонну 20DT-231 На линии сброса отпаренной воды в канализацию из отпарной колонны 20DT-231 На линии сброса газа из колонны 20DT-231 На линии подачи пара среднего давления в колонну 20DT-231 4 Регулирование расхода в 20ES-231 Регулирование уровня в отпарной колонне 20DT-231 5 НЗ 20. 20LV-127 21. 20PV-130 Регулирование давления в отпарной колонне 20DT-231 Регулирование расхода пара НЗ 22. 20FV-133 23. 20PV-146 На линии подачи топливного газа на форсунки печи 20ВН-211 Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 24. 20LV-149 20HV-5 Регулирование уровня 20DB-213 Тушение печи 20ВН-211 НЗ 25. На линии сброса углеводородов из сепаратора 20DB-213 На линии подачи пара среднего давления на паротушение Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 26. 20LV-327 Регулирование уровня 27. 31FV-321 28. 20UV-48 На линии сброса кислых вод из емкости 20DB-221 На линии выхода горячего масла из масляного нагревателя 20ЕТ-221 С На линии подачи сырья клапан-отсекатель НЗ 29. 20UV-2 На линии основного газа клапан-отсекатель НЗ Регулирование 20ЕТ-221 С уровня в НЗ НЗ НО НЗ в НЗ 6 Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций 285 1 2 3 30. 20PV-24 На линии пилотного газа клапан-отсекатель НЗ 31. 20UV-3.1 клапан-отсекатель НЗ 32. 20UV-3.2. клапан-отсекатель НЗ 33. 20UV-4 На линии мазута на входе в печь На линии мазута на выходе из печи Сброс газа кислых вод: - на факел: - в печь 20ВН-211 1. 31FV-1 2. 31PV-15 3. 31PV-20 4. 31PV-26 5. 31PV-31 6. 31PDV-35 Секция 300 На линии подачи горячего масла в конвекцию печей 31ВН-311÷314 На линии подачи топливного газа на форсунки печи 31ВН-311 На линии подачи жидкого топлива на форсунки печи 31ВН-311 На линии подачи топливного газа на форсунки печи 31ВН-312 На линии подачи жидкого топлива на форсунки печи 31ВН-312 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива 4 трехходовой отсекатель 5 клапан- НО 6 при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование расхода НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование перепада давления между мазутом и НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 286 1 2 3 к печи 31ВН-312 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива к печи 31ВН-312 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива к печи 31ВН-313 На линии подачи жидкого топлива к форсункам печи 31ВН-313 На линии подачи топливного газа на форсунки печи 31ВН-313 4 паром распыления Регулирование перепада давления между мазутом и паром распыления Регулирование перепада давления между мазутом и паром распыления Регулирование перепада давления между мазутом и паром распыления Регулирование давления 5 6 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 7. 31PDV-36 8. 31PDV-41 9. 31PV-44 10. 31PV-48 11. 31PDV-51 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива к печи 31ВН-314 Регулирование перепада давления между мазутом и паром распыления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 12. 31PV-57 Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 13. 31PV-60 На линии подачи жидкого топлива к форсункам печи 31ВН-314 На линии подачи топливного газа на форсунки печи 31ВН-314 Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 14. 31FV-99 На линии подачи сырья секции 300 в теплообменник платформинга 31ЕТ-311 В Регулирование постоянства расхода НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 287 1 15. 2 31FV-101 16. 31PV120.1 17. 31PV120.2 18. 31PV120.3 19. 31LV-122 20. 31PV-157 21. 31LV-159 22. 31FV-171 23. 31PV-234 3 На линии подачи сырья секции 300 в теплообменник платформинга 31ЕТ-311 А На линии перепуска водородсодержащего газа с выкида на прием 1-ой ступени компрессора 31GC-321 А/В На линии сброса ВСГ на факел 4 Регулирование постоянства расхода 5 НЗ 6 Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления в сепараторах 31 DB-311 и 31DB-322 НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование давления в сепараторе 31 DB-311 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП На линии сброса газов регенерации из сепаратора 31 DB-311 На линии нагнетания насосов 31GP-312 A/B Регулирование давления при регенерации в сепараторе 31 DB-311 Регулирование уровня в сепараторе 31 DB-311 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП На линии перепуска ВСГ с выкида на прием II-ой ступени компрессора 31GC-321 A/B На линии сброса жидких углеводородов из сепаратора 31DB-322 Регулирование давления в сепараторах 31DB-322 и 31DB-323 НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование уровня в сепараторе 31DB-322 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП На линии сброса ВСГ в систему топливного газа КПА На линии топливного газа на форсунки печи 31ВН-315 Регулирование расхода НЗ Регулирование давления НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 288 1 24. 3 На линии подачи жидкого топлива к форсункам печи 31ВН-315 31PDV-241 На линии подачи пара на распыление жидкого топлива к печи 31ВН-315 31FV-260 На линии выхода горячего масла из масляного нагревателя 31ЕТ-331 С 31FV-226 На линии горячего масла в конвекцию печи 31ВН-315 31HVНа линии ВСГ в теплообмен246A ник 31ЕТ-311 А 31HVНа линии ВСГ в теплообмен246B ник 31ЕТ-311 В 4 Регулирование давления 5 НЗ 6 Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Регулирование перепада давления между мазутом и паром распыления Регулирование расхода горячего масла через масляный нагреватель 31ЕТ-331С Регулирование расхода НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НО Регулирование расхода НО Регулирование расхода НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 30. 31НV-248 Антипомпажная система компрессора 31GC-311 НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 31. 31PV-172 Регулирование давления в сепараторе 31DB-323 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 32. 31LV-174 На линии перепуска ВСГ с выкида на приём компрессора 31GC-311 На линии сброса ВСГ в систему ВСГ общезаводского хозяйства На линии сброса жидких углеводородов из сепаратора 31DB-323 Регулирование уровня в сепараторе 31DB-323 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 33. 31FV-179 На линии вывода стабильного платформата с низа дебутанизатора 31DT-331 на Регулирование расхода стабильного платформата НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 25. 26. 27. 28. 29. 2 31PV-236 289 1 2 34. 31FV-189 35. 31FV-190 36. 3 установку С-400 4 5 6 На линии выхода горячего масла из рибойлера 31 ЕТ-332 На линии откачки избытка рефлюкса с установки Регулирование расхода горячего масла через 31 ЕТ-332 Регулирование расхода нестабильной головки НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 31PV-195 На линии сдувки углеводородного газа из емкости 31DB-331 в систему топливного газа КПА Регулирование давления из 31DT-331 НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 37. 31FV-204 31HV-329 Регулирование температуры верха колонны 31DT-331 Ввод пара к печам НЗ 38. Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП 39. 31HV-13 31FV-192 Аварийное открытие при повышении давления Вывод избытка рефлюкса в линию топливного газа НЗ 40. На линии подачи орошения в дебутанизатор 31DT-331 На линии подачи пара среднего давления на тушение печей 31ВН-311÷315 На линии сброса на факел из теплообменника 31 DB-311 На линии сброса из шлема колонны 31DT-331 в систему топливного газа КПА 41. 31UV-45 на линии подачи сырья клапан-отсекатель НЗ 42. 31UV-2.1 на линии прямого мазута клапан-отсекатель НЗ 43. 31UV-2.2 на линии обратного мазута клапан-отсекатель НЗ НО НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций 290 1 2 44. 31UV-1 линии основного газа клапан-отсекатель НЗ 45. 31PV-12 На линии пилотного газа клапан-отсекатель НЗ 1. 32FV-313 2. 3. 4. 5. 6. 7. 3 4 Блок непрерывной регенерации катализатора платформинга На линии подачи водорода к Регулирование расхода реактору 31DR-311 в зону восстановления 32FV-379 На линии подачи воздуха к Регулирование расхода воздуходувке регенерации подпитки воздуха в контур 32GV-343A регенерации 32PV-390 На линии перепуска азота с Регулирование давления на нагнетания на прием ком- нагнетании 32GC-341 прессора транспорта закоксованного катализатора 32GC-341 32FV-380 На линии подачи азот/воздух Регулирование расхода к электропечи 32ВН-343 32PV-408 На линии подачи ВСГ к ем- Регулирование давления кости 32DB-348 перед 32DB-348 32PDV-354 На линии подачи азота к пы- Перепад в приёмном бунлеуловителю 32DB-355 кере 32DB-344 32TV-373 На линии подпитки воздуха Регулирование температупосле воздуходувки холо- ры в газе регенерации дильного контура регенерации 32GV-344 5 6 при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НО Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП Исключение аварийных ситуаций при отсутствии воздуха КИП НЗ НО НО 291 9.6 Краткая характеристика предохранительных клапанов Таблица 18 № п/п Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата) Расчетное давление защищаемого аппарата, кгс/см2 (МПа) Оперативное (технологическое) давление в аппарате, кгс/см2 (МПа) 1 2 3 4 Давление настройки предохранительного клапана, кгс/см2 (МПа) 5 42,2 (4,22) 38,0 (3,80) 44,3 (4,33) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 50,0 (5,00) 50,2 (5,02) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 50,0 (5,00) 50,2 (5,02) на факел, не более 0,5 кгс/см2 19,4 (1,94) 18,0 (1,80) 20,4 (2,04) на факел, не более 0,5 кгс/см2 14,3 (1,43) 10,9 (1,09) 12,0 (1,20) на факел, не более 0,5 кгс/см2 5,5 (0,55) 5,0 (0,50) 5,8 (0,58) на факел, не более 0,5 кгс/см2 3,0 (0,3) 0,2 (0,02) 3,4 (0,34) на факел, не более 0,5 кгс/см2 3,0 (0,3) 0,2 (0,02) 3,15 (0,315) на факел, не более 0,5 кгс/см2 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Секция 200 Сепаратор 20DB-211 20PSV-2.1; 2.2 Нагнетание компрессора 20GC-211 А 20PSV-4.1; 4.2 Нагнетание компрессора 20GC-211 В 20PSV-5.1; 5.2 Сепаратор 20DB-212 20PSV-7.1; 7.2 Шлемовая линия 20DT-221 20PSV-8.1; 8.2 Колонна 20DT-231 20PSV-12.1; 12.2 Ёмкость 20DB-231 20PSV-10.1; 10.2 Ёмкость 20DB-223 20PSV-18.1; 18.2 Направление сброса предохранительного клапана с указанием противодавления 6 292 1 9. 10. 11. 12. 13. 1. 2. 3. 4. 5. 2 Теплообменник 20ЕТ-221 А/В 20PSV-17.1; 17.2 Нагнетание насоса 20GP-223 20PSV-9 Холодильник 20ЕТ-212 20PSV-3 Теплообменник 20ES-231 трубное пространство 20PSV-13 межтрубное пространство 20PSV-14 Холодильник 20ES-233 трубное пространство 20PSV-15 межтрубное пространство 20PSV-16 Секция 300 Ёмкость 31 DB-311 31PSV-3.1; 3.2 31PSV-4.1; 4.2 Ёмкость 31DB-322 31PSV-10.1; 10.2 Сепаратор 31DB-323 31PSV-13.1; 13.2 Колонна 31DT-331 31PSV-17.1; 17.2 Ёмкость 31DB-331 31PSV-19.1; 19.2 3 4 5 6 21,2 (2,12) 13,9 (1,39) 22,3 (2,23) - 14,4 (1,44) 17,6 (1,76) на факел, не более 0,5 кгс/см2 с нагнетания на прием насоса, 0,2 кгс/см2 42,8 (4,28) 6,0 (0,6) 42,8 (4,28) в промливневую канализацию 9,8 (0,98) 4,0 (0,4) 10,3 (1,03) в промливневую канализацию 6,5 (0,65) 3,1 (0,31) 6,8 (0,68) в промливневую канализацию 9,8 (0,98) 6,0 (0,6) 9,0 (0,9) в промливневую канализацию 6,5 (0,65) 2,2 (0,22) 6,8 (0,68) в промливневую канализацию 10,8 (1,08) 8,5 (0,85) 11,3 (1,13) на факел, не более 0,5 кгс/см2 23,4 (2,34) 19,5 (1,95) 24,5 (2,45) на факел, не более 0,5 кгс/см2 54,6 (5,46) 54,0 (5,40) 57,3 (5,73) на факел, не более 0,5 кгс/см2 17,4 (1,74) 15,0 (1,50) 17,9 (1,79) на факел, не более 0,5 кгс/см2 17,4 (1,74) 15,0 (1,50) 18,3 (1,83) на факел, не более 0,5 кгс/см2 293 1 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 2 Ёмкость 31DB-312 31PSV-24.1; 24.2 Нагнетание I-ой ступени компрессора 31GC-321 А 31PSV-5.1; 5.2 Нагнетание I-ой ступени компрессора 31GC-321 В 31PSV-6.1; 6.2 Нагнетание II-ой ступени компрессора 31GC-321 А 31PSV-7.1; 7.2 Нагнетание II-ой ступени компрессора 31GC-321 В 31PSV-8.1; 8.2 Теплообменник 31ЕТ-322 межтрубное пространство 31PSV-16.1; 16.2 Теплообменник 31ЕТ-331 А/В межтрубное пространство 31PSV-18.1; 18.2 Нагнетание циркуляционного компрессора 31GC-311 31PSV-25.1; 25.2 Насос 31GP-313А 31PSV-21 Насос 31GP-313В 31PSV-22 Конвекционная часть печей 31ВН-311÷314 3 4 5 6 3,0 (0,3) 3,0 (0,30) 3,15 (0,315) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 20,2 (2,02) 21,0 (2,10) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 20,2 (2,02) 21,0 (2,10) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 49,1 (4,91) 54,0 (5,40) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 49,1 (4,91) 54,0 (5,40) на факел, не более 0,5 кгс/см2 55,6 (5,56) 48,3 (4,83) 58,4 (5,84) на факел, не более 0,5 кгс/см2 27,0 (2,7) 16,2 (1,62) 28,4 (2,84) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 12,5 (1,25) 15,9 (1,59) на факел, не более 0,5 кгс/см2 - 13,6 (1,36) 17,6 (1,76) - 12,7 (1,27) 17,6 (1,76) 24,9 (2,49) 9,2 (0,92) 24,9 (2,49) с нагнетания на прием насоса с нагнетания на прием насоса, 0,2 кгс/см2 в систему рекуперации горячего масла (РН) 294 1 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 2 31PSV-23.1; 23.2 Конвекционная часть печи 31ВН-315 31PSV-14; 14.1 Холодильник 31ЕТ-312 31PSV-20 Холодильник 31ЕТ-321 А/В 31PSV-11.1; 11.2 Шлюзовой бункер 32DB-342 32PSV-2.1; 2.2 Шлюзовой бункер 32DB-347 32PSV-8.1; 8.2 Трубопровод водородсодержащего газа от 32SF-343 32PSV-9.1; 9.2 Холодильник 32ЕS-341 межтрубное пространство 32PSV-10.1; 10.2 трубное пространство 32PSV-1 Буферный бункер 32DB-346 32PSV-6.1; 6.2 32DB-346 выход змеевика буферного бункера воды охлаждения 32PSV-7 Ёмкость 32DB-344 32PSV-5.1; 5.2 Компрессор 32GC-341 3 4 5 6 24,9 (2,49) 16,7 (1,67) 24,9 (2,49) в систему рекуперации горячего масла (РН) 11,1 (1,11) 6,0 (0,60) 11,1 (1,11) в промливневую канализацию 24,0 (2,40) 6,0 (0,60) 24,0 (2,40) в промливневую канализацию 15,3 (1,53) 9,8 (0,98) 15,3 (1,53) на факел, не более 0,5 кгс/см2 21,4 (2,14) 12,2 (1,22) 21,4 (2,14) на факел, не более 0,5 кгс/см2 21,4 (2,14) 12,2 (1,22) 21,4 (2,14) на факел, не более 0,5 кгс/см2 15,3 (1,53) 12,3 (1,23) 16,0 (1,60) на факел, не более 0,5 кгс/см2 15,3 (1,53) 12,3 (1,23) 15,3 (1,53) в промливневую канализацию 0,7 (0,07) 0,04 (0,004) 0,7 (0,07) в атмосферу 10,0 (1,0) 12,3 (1,23) 10,0 (1,0) в промливневую канализацию 0,7 (0,07) 0,76 (0,076) 0,05 (0,005) 0,7 (0,007) 0,25 (0,025) 1,8 (0,18) в атмосферу с нагнетания на прием компрессо295 1 28. 29. 2 32PSV-3 Насос 31GP-341 32PSV-4 Вход водяной рубашки электропечи 32ВН-341 32PSV-11 3 4 5 - 3,5 (0,35) 5,3 (0,53) 6 ра, 0,05 кгс/см2 с нагнетания на прием насоса 0,2 кгс/см2 10,0 (1.00) 0,6 (0,06) 10,0 в промливневую канализацию 296 10 ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ, НОРМАТИВНОЙ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ Таблица 19 № п/п 1 Номер Наименование инструкции, нормативной документации инструкции 2 3 ТР-2-009Технологический регламент установки 702-08 10.1 1. Т-5 2. Т-6 3. Т-22 4. Т-4-2 5. Т-4-3 6. Т-4-5 7. Т-4-7 8. Т-4-8 9. Т-4-10 10. Т-4-11 11. Т-4-12 12. Т-4-17 10.2 1. Технологические инструкции Технологическая инструкция по эксплуатации сетей промышленной канализации Технологическая инструкция по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды Инструкция по эксплуатации внутренних систем теплопотребления (тепловых вводов, систем отопления и калориферных установок) на объектах ОАО «Сибнефть-ОНПЗ» Технологическая инструкция по эксплуатации факельных коммуникаций и газопроводов КПА Технологическая инструкция по эксплуатации систем газового (FG) и жидкого (FO) топлива КПА Технологическая инструкция по эксплуатации газоимпульсной очистки конвекций печей 31ВН-311÷315 на установке С-200/300 Технологическая инструкция по эксплуатации вертикальной цилиндрической печи 20ВН-211 на установке C-200/300 Технологическая инструкция по эксплуатации печей платформинга C-300 Технологическая инструкция по проведению регенерации катализатора S-120 на установке C-200/300 Технологическая инструкция по применению антикоррозийных присадок на установках C-100, 200/300 Технологическая инструкция по подаче хлорирующего агента на установке C-200/300 Технологическая инструкция по обслуживанию задвижек, установленных перед предохранительными клапанами Должностные инструкции Должностная инструкция начальника установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (С-200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) 297 1 2. 2 3. 4. 5. 6. 10.3 3 Должностная инструкция механика установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (с. 200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) Должностная инструкция оператора 6-го разряда установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (с. 200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) Должностная инструкция оператора 5-го разряда установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (с. 200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) Должностная инструкция машиниста компрессорных установок 6-го разряда установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (с. 200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) Должностная инструкция машиниста компрессорных установок 5-го разряда установки гидроочистки узкой фракции бензина и платформинга (С – 200/300) производства № 4, ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее – производство) Инструкции по трубопроводов эксплуатации и ремонту оборудования и Насосно-компрессорное оборудование 1. 2. III-1 III-2«А» 3. III-2«Б» 4. 5. III-7 III-8 Инструкция по эксплуатации поршневых компрессоров Инструкция по пуску и эксплуатации поршневых компрессоров 2020GC-211А/В Инструкция по пуску и эксплуатации поршневых компрессоров 31GC-321А/В Инструкция по эксплуатации шатунных болтов компрессоров Инструкция по проведению гидравлических испытаний ци298 1 2 6. III-9 7. 8. III-11 III-11«Б» 9. III-11«К» 10. III-13 11. III-14 12. III-15 13. III-18 «А» 14. III-19 3 линдров и поршней компрессоров Инструкция по применению масел насосно-компрессорного оборудования Инструкция по эксплуатации центробежных насосов Инструкция по пуску, эксплуатации и остановке насосов типа "Сандайн" производства "Ароматика" Инструкция по работе систем КОМПАКС и КОМПАКСМИКРО и действиям обслуживающего персонала по показаниям этих систем Инструкция по эксплуатации и ремонту торцовых уплотнений Инструкция по эксплуатации сальниковых уплотнений центробежных и поршневых насосов Инструкция по эксплуатации поршневых и плунжерных насосов Инструкция по пуску и эксплуатации центробежного компрессора 31GC-311. Инструкция по монтажу и приему из монтажа насосного оборудования Вентиляционное оборудование 15. III-51 Инструкция по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вентиляционных систем Технологические трубопроводы 16. III-20 Инструкция по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов 17. III-21 Инструкция выполнения схем технологических трубопроводов в структурных подразделениях 18. III-22 19. III-23 20. III-24 21. III-25 22. III-26 23. III-27 24. III-80 Инструкция по испытанию технологических трубопроводов на плотность и прочность Инструкция по эксплуатации и ремонту разъемных фланцевых соединений Инструкция по эксплуатации трубопроводов, работающих в водородосодержащих средах при повышенной температуре Инструкция по ремонту, эксплуатации и отбраковке запорной арматуры Инструкция по эксплуатации и ревизии ответственных заглушек Инструкция по устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды Инструкция по повторному использованию трубопроводов или их элементов, выведенных из эксплуатации Технологические печи 25. III-28 Инструкция по эксплуатации, ревизии и отбраковке трубчатых печей. 299 1 26. 2 III-29 27. III-30 3 Инструкция по ремонту и сушке трубчатых печей ОАО «Сибнефть-ОНПЗ» Инструкция по эксплуатации и организации безопасного проведения ремонтных работ технологических печей на производствах ОАО «Сибнефть-ОНПЗ» Здания и сооружения 28. III-52 29. III-12 Инструкция по технической эксплуатации зданий и сооружений общепроизводственного назначения Инструкция по технической эксплуатации эстакад под технологические трубопроводы подразделений ОАО «ГазпромнефтьОНПЗ». Грузоподъемные механизмы 30. III-49 31. III-50 32. III-69 Инструкция по эксплуатации и техническому освидетельствованию грузоподъемных машин (грузоподъемных кранов, механизмов) и подъемников (вышек) Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту грузоподъемных механизмов и подъемников (вышек) Инструкция по осмотру, отбраковке тары и съемных грузозахватных приспособлений Сосуды и аппараты 33. III-33 34. 35. III-34 III-35 36. III-36 37. III-39 38. III-40 39. III-41 40. III-44 41. III-45 42. III-46 43. III-47 Инструкция по испытанию аппаратов на прочность, плотность и герметичность Инструкция по отбраковке и ремонту аппаратов Инструкция по эксплуатации и ремонту предохранительных клапанов Инструкция по безопасной эксплуатации, надзору и техническому освидетельствованию сосудов и аппаратов Инструкция по эксплуатации и освидетельствованию оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающих в водородосодержащих средах Инструкция по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту аппаратов воздушного охлаждения Инструкция по эксплуатации, ревизии, отбраковке, трубных пучков, секций погружных холодильников, кожухотрубных теплообменников Инструкция по нанесению торкрет-бетонных покрытий на аппаратах, сушка и их ремонт Инструкция по монтажу, ревизии и отбраковке тарелок ректификационных колонн Инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию аппаратов Инструкция по промывке воздухосборников, влагомаслоотделителей, холодильников и нагнетательных трубопроводов от масляных отложений 300 1 44. 2 III-48 45. III-4 3 Инструкция по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением и защита их от превышения давления Инструкция по выбору, эксплуатации, поверке и проверке показывающих манометров, вакуумметров и моновакуумметров Неразрушающий контроль, сварка 46. III-54 Инструкция по сварке разнородных сталей 47. 48. III-59 III-61 49. III-76 Инструкция по сварке двухслойной коррозионно-стойкой стали Инструкция по сварке технологических трубопроводов и змеевиков печей Инструкция по организации и безопасному проведению акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов на производствах ОАО «Сибнефть-ОНПЗ» Общие 50. III-10 51. III-81 Инструкция по организации проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений Инструкция по эксплуатации средств защиты технологического оборудования от статического электричества и устройств молниезащиты зданий и сооружений производства, цеха, участка ОАО «Сибнефть-ОНПЗ» 301 1 2 10.4 3 Инструкции по охране труда и промышленной безопасности 1. IV-ПБ-1 2. IV-ПБ-2 3. IV-ПБ-5 4. IV-ПБ-8 5. 6. IV-ПБ-9 IV - ПБ -16 7. IV-ПБ-23 8. IV-ПБ-25 9. IV-ПБ-36 10. IV-ПБ-44 11. IV-ПБ-49 12. IV-ПБ-50 13. IV-ПБ-55 14. 15. IV-ПБ-58 IV-ПБ-81 16. IV-ПБ-84 17. IV-ПБ-87 Инструкция о порядке инструктажа, обучения и проверки знаний работников по безопасности и охране труда в ОАО «Газпромнефть – ОНПЗ» Инструкция по охране труда для операторов С-200/300. Инструкция по охране труда для машинистов компрессоров С200/300 Инструкция по охране труда при работе со специфическими реагентами КПА (этилмеркаптан, «одорант СПМ», ингибитор коррозии ТАЛ-25-13-Р, антивспениватель-ПМС-200А, сульфолан, моноэтаноламин (МЭА), дихлорэтан) Инструкция по безопасному обслуживанию компрессоров (по типам) Инструкция по безопасному обслуживанию насосов (по типам) Инструкция по охране труда при эксплуатации аппаратов снабженных радиоактивными уровнями Инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ в ОАО «Сибнефть – ОНПЗ» Инструкция о порядке обеспечения, хранения и использования средств защиты органов дыхания Инструкция по охране труда при выполнении ремонтных работ на ОАО «Сибнефть – ОНПЗ» Инструкция по охране труда для крановщиков при эксплуатации мостовых и козловых кранов и лиц, допущенных к управлению грузоподъемными механизмами с пола Инструкция по организации безопасного проведения земляных работ в ОАО «Сибнефть – ОНПЗ» Инструкция по охране труда при проведении погрузочноразгрузочных работ на ОАО «Сибнефть – ОНПЗ» Инструкция для стропальщиков по безопасному производству работ грузоподъемными машинами Инструкция по охране труда при выполнении работ на высоте Инструкция по охране труда при выполнении работ по обслуживанию, ремонту и эксплуатации тепловых энергоустановок Инструкция по охране труда при проведении газоопасных работ без наряда-допуска Инструкция по охране труда при обслуживании и эксплуатации 302 1 2 3 18. IV-ПБ-96 19. IV-ПБ-104 20. IV-ПБ-113 21. IV-ПБ-114 22. IV-ПБ-118 23. IV-ПБ-119 24. IV-ПБ-120 25. IV-ПБ-121 26. IV-ПБ-122 27. IV-ПБ-126 28. IV-ПБ-127 29. IV-ПБ-128 30. IV-ПБ-129 31. IV-ПБ-131 10.5 1. V-1 2. V-2 электродвигателей Инструкция по охране труда при эксплуатации технологических установок и объектов в зимних условиях Инструкция по охране труда при работе с легковоспламеняющимися жидкостями, хлорорганическими соединениями, сильнодействующими, ядовитыми веществами, сжиженными, взрывоопасными и инертными газами Инструкция по организации безопасного движения транспортных средств и пешеходов по территории ОАО «СибнефтьОНПЗ» Инструкция по охране труда и безопасному проведению огневых работ в ОАО “Сибнефть-ОНПЗ” Инструкция по оказанию первой помощи при травмах, химических и термических ожогах, отравлениях Инструкция по борьбе с пирофорными соединениями в ОАО «Сибнефть – ОНПЗ» Инструкция по охране труда при выполнении несвойственных работ Инструкция о мерах безопасности при выполнении работ повышенной опасности (очистка крыш от снега, устранение наледей, ремонт кровли) Инструкция по охране труда при проведении загрузки и выгрузки катализатора Инструкция по охране труда для инженерно-технических работников, ответственных за содержание грузоподъемных кранов, подъемников (вышек) и механизмов в исправном состоянии Положение о системе управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды ОАО «СибнефтьОНПЗ» Инструкция о порядке обеспечения рабочих, руководителей, специалистов и служащих специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты Инструкция по охране труда для работающих в производственном подразделении Инструкция по охране труда при производстве работ по перемещению грузов кранами, подъемниками (вышками) и механизмами Инструкции по пожарной безопасности Инструкция по пожарной безопасности на технологических установках Инструкция по пожарной безопасности в ОАО «ГазпромнефтьОНПЗ» (общие правила) 303 1 3. 2 V-3 3 Инструкция по применению и содержанию первичных и стационарных средств пожаротушения 304 10.6 Перечень нормативных и технических документов, знание которых обязательно для руководителей и специалистов ОАО «ГазпромнефтьОНПЗ» Разработчик Год изда(принявший ния, внеорган) сения изм. 1 2 3 4 5 Нормативно-технические документы, знание которых обязательно для руководителей и специалистов всех направлений деятельности 1. Конституция Российской Федепринята всена- 1993 рации от 12.12.93 (с изменениями родным голов соответствии с указами Презисованием дента Российской Федерации от 12.12.1993г. 09.01.96 № 20; от 10.02.96 № 173; от 09.06.2001 № 679; от 25.06.2003 № 841). 2. Трудовой кодекс РФ № 197-ФЗ принят ГДФС 2001г. В (в ред. Федеральных законов РФ 21.12.2001г. новой реот 24.07.2002 № 97-ФЗ, дакции от 25.07.2002 № 116-ФЗ, вступил в от 30.06.2003 № 86-ФЗ, силу с от 27.04.2004 № 32-ФЗ, 01.09. от 22.08.2004 № 122-ФЗ, 2007г. от 29.12.2004 № 201-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 30.06.2006 № 90-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ, от 30.12.2006 № 271-ФЗ, от 20.04.2007 № 54-ФЗ, от 21.07.2007 № 194-ФЗ) 3. Федеральный закон «О промыш- № 116-ФЗ принят ГД ФС 1997г. ленной безопасности опасных РФ 20.06.1997г. (новая производственных объектов» ред. от (в ред. Федеральных законов 01.01. от 07.08.2000 № 122-ФЗ, 2007г.) от 10.01.2003 № 15-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ) № п/п 4. Наименование НТД Обозначение Федеральный закон «О лицензи- № 128-ФЗ ровании отдельных видов деятельности» (в ред. Федеральных законов от 13.03.2002 № 28-ФЗ, от 21.03.2002 № 31-03, от 09.12.2002 № 164-ФЗ, принят ГДФС 2001г. РФ 13.07.2001г. (новая редакция от 06.12.200 7г.) 305 1 5. 6. 7. 2 3 от 10.01.2003 № 17-ФЗ, от 27.02.2003 № 29-ФЗ, от 11.03.2003 № 32-Ф3, от 26.03.2003 № 36-ФЗ, от 23.12.2003 № 185-ФЗ, от 02.11.2004 № 127-ФЗ, от 21.03.2005 № 20-ФЗ, от 02.07.2005 № 80-ФЗ, от 31.12.2005 № 200-ФЗ, от 27.07.2006 № 156-ФЗ, от 04.12.2006 № 201-ФЗ, от 29.12.2006 № 244-ФЗ, от 29.12.2006 № 252-ФЗ, от 05.02.2007 № 13-ФЗ, от 19.07.2007 № 135-ФЗ, от 19.07.2007 № 136-ФЗ), от 04.11.2007 № 250-ФЗ, от 08.11.2007 № 258-ФЗ, от 01.12.2007 № 318-ФЗ, от 06.12.2007 № 334-ФЗ) Федеральный закон «О техниче- № 184-ФЗ ском регулировании» (в ред. Федеральных законов от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 01.05.2007 № 65-ФЗ, от 01.12.2007 № 309-ФЗ) Федеральный закон «О санитар- № 52-ФЗ но-эпидемиологическом благополучии населения» (в ред. Федеральных законов от 30.12.2001 № 196-ФЗ, от 10.01.2003 № 15-ФЗ, от 30.06.2003 № 86-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 31.12.2005 № 199-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ, от 29.12.2006 № 258-ФЗ, от 30.12.2006 № 266-ФЗ, от 26.06.2007 № 118-Ф3) Федеральный закон «Об обяза- №125-ФЗ тельном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» (в ред. Федеральных законов от 17.07.1999 № 181-ФЗ, 4 5 принят ГДФС 01.05.200 РФ 15.12.2002г. 7г. (новая ред. от 01.05. 2007г.) Госсанэпиднадзор России принят ГДФС РФ 12.03.1999г. 1999г. (новая ред. от 26.06.200 7г.) Минздрав России принят ГД ФС РФ 02.07.1998г. 1998г. (новая ред. от 29.12. 2006г.) 306 1 8. 9. 10. 11. 2 от 25.10.2001 № 141-ФЗ, от 30.12.2001 № 196-ФЗ, Трудового кодекса РФ от 30.12.2001 № 197-ФЗ, Федеральных законов от 26.11.2002 № 152-ФЗ, от 22.04.2003 № 47-ФЗ, от 07.07.2003 № 118-ФЗ, от 23.10.2003 № 132-ФЗ, от 23.12.2003 № 185-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 01.12.2004 № 152-ФЗ, от 29.12.2006 № 259-ФЗ, с изм., внесенными Федеральными законами от 02.01.2000 № 10-ФЗ, от 11.02.2002 № 17-ФЗ, от 08.02.2003 № 25-Ф3, от 08.12.2003 № 166-ФЗ, от 29.12.2004 № 202-ФЗ, от 22.12.2005 № 180-ФЗ, от 19.12.2006 № 234-ФЗ) Положение о государственной санитарно-эпидемиологической службе Российской Федерации 3 Порядок проведения технического расследования причин аварий и инцидентов на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. Методические рекомендации по классификации аварий и инцидентов на подъемных сооружениях, паровых и водогрейных котлах, сосудах, работающих под давлением, трубопроводах пара и горячей воды Методические рекомендации по классификации аварий и инцидентов на опасных производственных объектах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности РД-03-282008 4 Госсаннадзор РФ, Постановление Правительства РФ от 24.07.2000г. №554 Приказ ФСЭТАН от 23.04.2008 №261 5 2000г. (изм. 2005г.) 2008г. РД 10-385- Постановление 2000г. 00 Госгортехнадзора России от 04.10.2000 № 58 РД 09-398- Приказ Госгор- 2001г. 01 технадзора России от 31.01.2001 № 7 307 1 12. 2 Положение об особенностях расследования несчастных случаев на производстве в отдельных отраслях и организациях. 13. Положение об организации рабо- РД-03-19ты по подготовке и аттестации 2007 специалистов организаций, поднадзорных федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору 14. Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору 15. Положение о порядке инструктажа и обучения рабочих, руководителей, специалистов и служащих безопасным приемам и методам работы на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности Порядок обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда работников организаций 16. 17. 18. 19. 3 4 Постановление Мин. тру-да и социального развития РФ от 24.10.2002г. №73 Приказ по Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.01.2007г. №37 Приказ по Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.01. 2007г. №37 Приказ Минтопэнерго РФ от 20.02.1995г. №34 5 2002г. Постановление Минтруда России от 13.01.2003г. № 1/29 Методические рекомендации по Постановление разработке государственных треМинтруда РФ бований охраны труда от 17.12. 2002г. № 80 Общие правила взрывобезопас- ПБ 09-540- Постановление ности для взрывопожароопасных 03 Госгортеххимических, нефтехимических и надзора России нефтеперерабатывающих произот 05. 05.2003 водств № 29 Общие правила промышленной ПБ 03-517- Постановление безопасности для организаций, 02 Госгортех- 2003г. 2007г. 2007г. 1995г. 2002г. 2003г. 2002г. 308 1 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 2 осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов Положение о декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации 3 4 надзора России от 18.10.2002 № 61-А 5 Постановление Правительства РФ №675 от 01.07.1995г. Правила промышленной безопас- ПБ 09-563- Постановление ности для нефтеперерабатываю- 03 Госгортехщих производств надзора России от 29.05.2003 № 44 Правила пожарной безопасности ППБ 01-03 МЧСРФ Прив Российской Федерации каз №313 от 18.06.2003г. Правила организации и осуПостановление ществления производственного правительства. контроля за соблюдением требоРФ от ваний промышленной безопасно10.03.1999г. сти на опасном производствен№263 ном объекте Методические рекомендации по РД 04-355- Приказ Госгорорганизации производственного 00 технадзора контроля за соблюдением требоРоссии от ваний промышленной безопасно26.04.2000 № сти на опасных производствен49 ных объектах Положение о системе производОАО "Сибственного контроля за соблюденефть-ОНПЗ" нием требований промышленной безопасности и охраны труда в ОАО "Сибнефть-ОНПЗ" Положение о системе управления ЗАО "Индупромышленной безопасностью, стриальный охраной труда и окружающей риск" г.Москва, среды ОАО "Сибнефть-ОНПЗ" ОАО "Сибнефть-ОНПЗ" Положение о расследовании и Минздрав РФ учете профессиональных заболеПостановление ваний Правительства РФ №967 от 15.12.2000г. Инструкция о порядке применеПриказ Минния положения о расследовании и здрава РФ от учете профессиональных заболе28.05.2001г. ваний, утвержденного постанов№176 1995г. 2003г. 2003г. 1999г. 2000г. 2003г. 2003г. 2000г. 2001г. 309 1 29. 30. 31. 32. 33. 34. 2 3 лением Правительства РФ от 15.12.2000г. №967 Организация обучения безопас- ГОСТ ности труда 12.0.00490 Федеральный закон «Об охране № 7-ФЗ окружающей среды» (в ред. Федеральных законов от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 29.12.2004 № 199-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 31.12.2005 № 199-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ, от 05.02.2007 № 13-ФЗ, от 26.06.2007 № 118-ФЗ) Федеральный закон «Об охране № 96-ФЗ атмосферного воздуха» (в ред. Федеральных законов от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 31.12.2005 № 199-ФЗ) Федеральный закон «Об отходах № 89-ФЗ производства и потребления» (в ред. Федеральных законов от 29.12.2000 № 169-ФЗ, от 10.01.2003 № 15-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ (ред. 29.12.2004), от 09.05.2005 № 45-ФЗ, от 31.12.2005 № 199-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ) Федеральный закон «Об экологи- №174-ФЗ ческой экспертизе» (в ред. Федеральных законов от 15.04.1998 № 65-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ (ред. 29.12.2004), от 21.12.2004 № 172-ФЗ, от 31.12.2005 № 199-ФЗ, от 04.12.2006 № 201-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ) Федеральный закон «О профес- № 10-ФЗ сиональных союзах, их правах и гарантиях деятельности» (в ред. Федеральных законов от 21.03.2002 № 31-ФЗ, от 25.07.2002 № 112-ФЗ, 4 5 Межгосудар1990г. ственный стандарт принят ГД ФС 2001г. РФ 20.12.2001г. (новая ред. от 03.07. 2007г.) принят ГД ФС 1999г. РФ 02.04.1999г. (новая ред. от 01.01. 2006г.) принят ГД ФС 1998г. РФ 22.05.1998г. (новая ред. от 01.01. 2007г.) принят ГДФС 1995г. РФ 19.07.1995г. (новая ред. от 18.12. 2006г.) Принят ГД ФС 1996г. РФ 08.12.1995г. (новая ред. от 09.05.200 5г.) 310 1 35. 36. 2 3 от 25.07.2002 № 116-ФЗ, от 30.06.2003 № 86-ФЗ, от 08.12.2003 № 169-ФЗ, от 29.06.2004 № 58-ФЗ, от 09.05.2005 № 45-Ф3). Федеральный закон «О трудовых № 173-ФЗ пенсиях в Российской Федерации» (в ред. Федеральных законов от 25.07.2002 № 116-ФЗ, от 31.12.2002 № 198-ФЗ, от 29.11.2003 № 154-ФЗ, от 29.06.2004 № 58-ФЗ, от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 14.02.2005 № 3-ФЗ, от 03.06.2006 № 70-ФЗ, от 03.06.2006 № 77-ФЗ) Требования регистрации объек- РД-03-16тов в государственном реестре 2006 опасных производственных объектов и к ведению этого реестра 4 5 принят ГД ФС 2001г. РФ 30.11.2001г. (новая ред. от 03.06. 2006г.) Утверждены 2006г. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 13. 07.2006г. № 682 Федеральный закон "О безопасности дорожного движения". Нормативно-технические документы, знание которых обязательно для руководителей и специалистов по направлениям их деятельности 38. Правила безопасности при экс- ПБ 03-445- Постановление 2002г. плуатации дымовых и вентиля- 02 Госгортехционных промышленных труб надзора России от 03.12.2001 №56 39. Общие правила промышленной ПБ 03-517- Постановление 2002г. безопасности для организаций, 02 Госгортехосуществляющих деятельность в надзора России области промышленной безопасот 18.10.2002 ности опасных производственных №61-а объектов 40. Правила устройства и безопасной ПБ 03-576- Постановление 2003г. эксплуатации сосудов, работаю- 03 Госгортехщих под давлением надзора России от 11.06.2003 №91 41. Правила устройства и безопасной ПБ 03-581- Постановление 2003г. 37. 311 1 42. 43. 2 эксплуатации стационарных ком- 03 прессорных установок, воздухопроводов и газопроводов Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов 3 ПБ 03-58203 ПБ 03-58503 44. Правила устройства, изготовле- ПБ 03-590ния, монтажа, ремонта и безопас- 03 ной эксплуатации взрывозащищенных вентиляторов 45. Правила безопасной эксплуата- ПБ 03-591ции факельных систем 03 46. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств 47. 48. ПБ 03-59303 ПБ 09-54003 ПБ 09-56303 49. Правила безопасности при ис- ПБ 09-596пользовании неорганических 03 жидких кислот и щелочей 50. Правила устройства и безопасной ПБ 10-382эксплуатации грузоподъемных 00 кранов 4 Госгортехнадзора России от 05.06.2003 №60 Постановление Госгортехнадзора России от 05.06.2003 №61 Постановление Госгортехнадзора России от 10.06.2003 №80 Постановление Госгортехнадзора России от 10.06.2003 №84 Постановление Госгортехнадзора России от 10.06.2003 №83 Постановление Госгортехнадзора России от 09.06.2003 №77 Постановление Госгортехнадзора России от 05.05.2003 №29 Постановление Госгортехнадзора России от 29.05; 2003 №44 Постановление Госгортехнадзора России от 22.05.2003 №35 Постановление Госгортехнадзора России 5 2003г. 2003г. 2003г. 2003г. 2003г. 2003г. 2003г. 2003г. 2000г. 312 1 2 3 51. Правила устройства и безопасной ПБ 10-573эксплуатации трубопроводов па- 03 ра и горячей воды 52. Правила проведения экспертизы ПБ 03-246промышленной безопасности 98 53. Изменения к правилам проведе- ПБИ 03ния экспертизы промышленной 490(246)безопасности 02 54. Правила технической эксплуата- ПТЭТЭ ции тепловых энергоустановок ПТЭТЭ 55. Правила устройства электроуста- ПУЭ новок 56. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок 57. Межотраслевые правила по ПОТ Р М – охране труда при электо- и га- 020-2001 зосварочных работах 58. Санитарные правила по опреде- СП лению класса опасности токсич- 2.1.7.1386ных отходов производства и по- 03 требления ПОТ РМ016-2001 РД 15334.0-03. 150-00 4 от 31.12.1999г. № 98 Постановление Госгортехнадзора России от 11.06.2003 №90 Постановления Госгортехнадзора России от 06.11.98 №64 Постановление Госгортехнадзора России от 01.08.2002 №48 Приказ Минэнерго РФ от 24.03.2003 №115 Министерство энергетики РФ, приказ от 8 июля 2002г. №204 Минэнерго России Постановление Минтруда РФ №3 от 5.01.2001г. и приказ Минэнерго РФ №163 от 27.12.2000г. Постановление Минтруда и социального развития РФ от 09.10. 2001г. №72 Министерство здравоохранения РФ Постановление Главного государственного са- 5 2003г. 1998г. 2002г. 2003г. 2003г. 2001г. 2002г. 2003г. 313 1 2 3 59. Гигиенические требования к раз- СанПиН мещению и обезвреживанию от- 2.1.7.1322ходов производства и потребле- 03 ния 60. Технологическое оборудование и СНиП технологические трубопроводы 3.05.05-84 61. Наружные сети сооружений, водоснабжение и канализация Канализация, наружные сети и сооружения 62. 63. 64. 65. 66. 67. СНиП 3.05.04-85 СНиП 2.04.03-85 Правила приемки, испытания и ПВНП-78 эксплуатации вентиляционных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Правила технической эксплуата- ТП-01.88 ции трубчатых печей Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности Правила технической эксплуата- 4 5 нитарного врача от 16.06.2003 г. №144. Введены в действие с 30.06.2003г. Министерство 2003г. здравоохранения РФ Постановление Главного государственного санитарного врача РФ от 30.04.2003 №80 Введены в действие с 15.06.2003г. Постановление 1984г. Госстроя СССР от 7.05.1984 г. № 72 Госстрой СССР 1985г. Постановление 1985г. Госстроя СССР от 21.05.1985г. № 71 1978г. МНХПСССР 1988г. Постановление 1998г. Мин. труда и соц. развития РФ от 18.12.1998г. №51) (с изм. от 29.10.1999г.) МНХПСССР 1972г. Приказ 2003г. 314 1 2 ции электроустановок потребителей 3 68. Положение о порядке безопасно- РД 09-250го проведения ремонтных работ 98 на химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах 69. Положение о порядке утвержде- РД 03-298ния заключительной экспертизы 99 промышленной безопасности 70. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах Типовое положение о порядке организации и проведения работ по безопасной остановке на длительный период и (или) консервацию химически опасных промышленных объектов Методические указания о порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химикотехнологических объектах Положение о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности Положение о порядке рассмотрения проектной документации потенциально опасных производств в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации 71. 72. 73. 74. 75. РД 03-36400 РД 09-39000 4 5 Минэнерго РФ №6 от 13.01.2003г. Постановление 1998г. Госгортехнадзора России от 10.12. 1998 г. №74. Постановление Госгортехнадзора РФ от 21.11. 2002 №66) Постановления 1999 г. Госгортехнадзора России от 14.07.99 №51, от 09.04.2003 №12 Постановление Госгортехнадзора России от 09.10.2000г. №60 Постановления Госгортехнадзора России от 04.11.2000г. № 64 РД 09-536- Постановление 2003г. 03 Госгортехнадзора России от 18.04.2003г. № 14 РД 09-539- Постановление 2003г. 03 Госгортехнадзора России от 18.03.2003 №8 РД 09-92- Постановление 1995г. 95 Госгортехнадзора России от 06.06.1995 N31 РД 03-484- Постановление 02 Госгортех- 2002г. 315 1 76. 77. 78. 79. 80. 81. 82. 83. 2 технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах Система технического обслуживания, ремонта и контроля технического состояния технологического оборудования и установок нефтеперерабатывающих предприятий Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа Стропы грузовые общего назначения. Требования к устройству и безопасной эксплуатации 3 4 5 надзора России от 09.07.2002 N43 РД 153- Минэнерго 2001г. 39.2-013ОАО «ВНИК2001 ТИнефтехимоборудование» РД 38.13.00486 РД 10-3393 изм. №1 (РД 10231-98) Грузоподъемное оборудование РМ нефтеперерабатывающих и 38.14.009нефтехимических предприятий. 94 Ремонт. Часть 1, часть 2 Руководящие указания по экс- РУА-93 плуатации и ремонту сосудов и аппаратов, работающих под давлением ниже 0,07 МПа и вакуумом Инструкция «Порядок эксплуатации, ревизии и ремонта пружинных предохранительных клапанов, мембранных предохранительных устройств нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Минпромэнерго России Руководящий технический материал «Методика определения сроков эксплуатации змеевиков печей установок каталитического риформинга, отработавших проектный ресурс» Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубо- ВНИК1986г. ТИнефтехимоборудование Постановление 1993г. Госгортехнадзора России от 08. 09.1998 №57 ВНИК1994г. ТИнефтехимоборудование ВНИКТИнефтехимоборудование Утвержден Минтопэнерго России 09.11.1994г. ВНИКТИнефтехимоборудование 1994г. РД РТМ ВНИКТИ 38.14.006- нефтехимобо86 рудование 1987г. Ш1КМ2005 2006г. РД 03-29- Постановление 1994г. 93 Госгортехнадзора России от 23.08.93 №30 316 1 84. 85. 86. 87. 88. 89. 90. 91. 92. 93. 94. 2 3 проводов пара и горячей воды Инструкция по устройству мол- РД ниезашиты зданий и сооружений 34.21.12287 Руководящие указания о порядке обеспечения, хранения и использования средств индивидуальной защиты органов дыхания на нефтеперерабатывающих предприятиях Методические рекомендации по разработке технологического регламента на производство продукции нефтеперерабатывающей промышленности Методические указания по гидравлическому испытанию сосудов, работающих под давлением Технические указания – регламент по эксплуатации и обследованию оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающих в водородосодержащих средах при повышенных температуре и давлении. Общие технические условия на ремонт кожухотрубчатых теплообменников Общие технические условия по ремонту поршневых компрессоров Общие технические условия по ремонту центробежных насосов Общие технические условия по эксплуатации и ремонту поршневых и плунжерных насосов Общие технические условия по ремонту центробежных компрессоров Требования к установке сигнали- 4 5 Главтехуправ- 1987г. ление Минэнерго СССР (утверждена Минэнерго СССР 12.10.1987г.) Приказ Мин- 1995г. топэнерго РФ от 20.02.1995г. №34 Приказ 2003г. Минэнерго РФ от 30 сентября 2003 г. № 393 МНХП СССР 1985г. ВНИИнефте1998г. хим, ВНИИнефтемаш УO.38.011. ВНИК85-83 ТИнефтехимоборудование УО-85 ВНИКТИнефтехимоборудование УО ВНИК38.12.018- ТИнефтехи94 моборудование ОТУ-80 ВНИКТИнефтехимоборудование УО-87 ВНИКТИнефтехимоборудование ТУ-ГАЗ-86 МНХП СССР 1983г. 1985г. 1994г. 1980г. 1987г. 1987г. 317 1 95. 96. 97. 98. 99. 100. 101. 102. 103. 104. 105. 2 3 заторов и газоанализаторов Сосуды и аппараты стальные ОСТ 26сварные. Общие технические 291-94 условия Сосуды и аппараты. Общие тех- ОТУ З-01 нические условия на ремонт корпусов Нормы межремонтных периодов, структуры ремонтных циклов и содержание работ по видам ремонта машинного оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования Нормы пожарной безопасности. Лестницы пожарные наружные стационарные и ограждения крыш. Общие технические условия. Методы испытаний Нормы ГПС МВД России. Пожарная техника, огнетушители требования к эксплуатации 4 5 Комитет РФ по 1994г. машиностроению ОАО «ВНИК- 2001г. ТИнефтехимоборудование» ВНИК1987г. ТИнефтехимоборудование ГОСТ 12.4.12483 НПБ 245- Приказ 2001 МРФГОЧС иЛПСБ от 12.12.2007г. №645 НПБ 166- Приказ ГУГПС 97 от 31.12.1997г.№8 4 Нормы пожарной безопасности. Приказ ГУГПС Обучение мерам пожарной безот 28.12.2001г. опасности работников организа№90 ций Положение о проведении ремонМинтопэнерго тов оборудования и объектов России, изд. нефтеперерабатывающих и Салават нефтехимических предприятий в России Положение о системе техничеМНХП ского обслуживания и ремонта технологического оборудования (Нефтехимическое пр-во часть II) Типовая инструкция по органи- ТИГОР Госгортехзации безопасного проведения ганадзор СССР, зоопасных работ 20.02.1985г. Инструкция по применению и Приказ испытанию средств защиты, исМинэнерго РФ пользуемых в электроустановках от 30.06.2003 №261 1983г. 2002г. 1998г. 2008г. 1995г. 1981г. 1985г. 2003г. 318 1 106. 107. 108. 109. 110. 111. 112. 113. 2 3 Инструкция по техническому ИТНЭ-93 надзору и эксплуатации сосудов, работающих под давлением, на которые не распространяются правила Госгортехнадзора РФ Инструкция по организации и безопасному производству ремонтных работ на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности Инструкция по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кг/см2 и защите от превышения давления Инструкция по организации контроля за состоянием воздушной среды на предприятиях МНХП СССР Инструкция по порядку использования, обеспечения и хранения средств защиты на предприятиях МНХП СССР Рекомендации по планированию мероприятий по охране труда Рекомендации по организации работы уполномоченного (доверенного) лица по охране труда профессионального союза или трудового коллектива Порядок проведения аттестации рабочих мест по условиям труда 114. Типовое положение о комитете (комиссии) по охране труда 115. Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте 4 ВНИКТИнефтехимоборудование 5 1994г. Минтопэнерго 1995г. приказ №34 от 20.02.1995г. МНХП СССР 1978г. Миннефтехимпром СССР, 1978г. МНХП СССР 1978г. МНХП СССР Постановление Минтруда и социального развития РФ от 27.02.95г. №11 Постановление Минтруда и социального развития РФ 08.04.94г. №30 Приказ Минздравсоцразвития России от 21.08.2007 №569 Приказ Министерства здравоохранения и социального развития РФ от 29.05.06г. №413 ПОТ РМ- Постановление 012-2000 Минтруда и социального 1987г. 1995г. 1994г. 2008г. 2006г. 2000г. 319 1 2 116. Нормы и условия бесплатной выдачи молока или других равноценных пищевых продуктов работникам, занятым на работах с вредными условиями труда 117. Перечень вредных производственных факторов, при воздействии которых в профилактических целях рекомендуется употребление молока или других равноценных пищевых продуктов 118. Перечень производств, профессий и должностей, работа в которых дает право на бесплатное получение лечебнопрофилактического питания в связи с особо вредными условиями труда, рационов лечебнопрофилактического питания, норм бесплатной выдачи витаминных: препаратов и правил бесплатной выдачи лечебнопрофилактического питания» (с последующими изменениями) Нормы бесплатной выдачи работникам смывающих и обезвреживающих средств, порядок и условия их выдачи 119. 120. Временный перечень вредных, опасных веществ и производственных факторов, при работе с которыми обязательны предварительные и периодические медицинские осмотры работников, медицинских противопоказаний, а так же врачей-специалистов, участвующих в проведении этих медицинских осмотров и необходимых лабораторных и функциональных исследований. Времен- 3 4 5 развития РФ 04.10.2000г. №68 Постановление 2003г. Минтруда и социального развития РФ от 31.03. 2003г. №13 Приказ Мини- 2003г. стерства здравоохранения Российской Федерации от 28.03.2003г. №126 Постановление 2003г. Минтруда и социального развития РФ от 31.03.2003г. №14 Постановление Минтруда и социального развития РФ 04.07.2003г.№4 5 Приказ Минздрава РФ от 14.03.96 №90. Данные перечни применяются в части состава специалистов и объема лабораторных исследований, необходимых при про- 2003г. ред. от 06.02. 2001г. 320 1 121. 122. 123. 124. 2 ный Перечень работ, при выполнении которых обязательны предварительные и периодические медицинские осмотры работников, врачей - специалистов, участвующих в проведении этих медицинских осмотров и необходимых лабораторных и функциональных исследований по видам работ, медицинских противопоказаний к допуску на работу. Перечень вредных и (или) опасных производственных факторов и работ, при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры (обследования). Перечень работ, при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры (обследования). Список № 1 производств, работ, профессии, должностей и показателей на подземных работах, на работах с особо вредными и особо тяжелыми условиями труда, занятость в которых дает право на пенсию по возрасту (старости) на льготных условиях. Список № 2 производств, работ, профессий, должностей и показателей с вредными и тяжелыми условиями труда, занятость в которых дает право на пенсию по возрасту (старости) на льготных условиях, (в ред. Постановления Правительства РФ от 18.07.2002 № 537, Постановления Правительства РФ от 24.04.2003 № 239) Перечень тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда, при выполнении которых запрещается применение труда женщин Перечень тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда, при выполнении ко- 3 4 ведении осмотров (Письмо Роспотребнадзора от 13.01.2005г. № 0100/63-05-32) 5 Приказ Мини- 2005г. стерства здравоохранения и социального развития РФ от 16.08.2004г. № 83 Утв. Постанов- 1991г. лением Кабинета Министров СССР от 26.01.91 №10 Утвержден По- 2000г. становлением Правительства РФ от 25.02. 2000г. № 162 Утвержден По- 2000г. становлением Правительства 321 1 125. 126. 127. 128. 129. 130. 131. 2 3 торых запрещается применение труда лиц моложе восемнадцати лет (в ред. Постановления Правительства РФ от 20.06.2001 № 473) Положение. Работы с повышен- ПОТРОной опасностью. Организация 14000-005проведения 98 4 5 РФ от 25.02.2000г. №163 утв. Департаментом экономики машиностроения Министерства экономики Российской Федерации от 19.02.98 г. Санитарно-защитные зоны и са- СанПиН Постановление нитарная классификация пред- 2.2.1/2.1.1. Главного госуприятий, сооружений и других 1200 -03 дарственного объектов санитарного врача Российской Федерации от 10.04.2003 №38 Определение категорий помеще- НПБ 105- утв. Приказом ний, зданий и наружных устано- 03 МЧС РФ от вок по взрывопожарной и пожар18.06.2003г. № ной опасности 314) Перечень зданий, сооружений, НПБ 110- утв. Приказом помещений и оборудования, под- 03 МЧС России от лежащих защите автоматически18.06.2003г. ми установками пожаротушения №315 и автоматической пожарной сигнализацией ССБТ. Процессы производствен- ГОСТ утв. и введен в ные. Общие требования безопас- 12.3.002действие Поности (в ред. Изменения № 1, 75 становлением утв. в апреле 1980г., Изменения Госстандарта № 2, утв. в ноябре 1990г.). СССР от 25 апреля 1975г. №1064 ССБТ. Оборудование производ- ГОСТ утв. и введен в ственное. Общие требования без- 12.2.003действие Поопасности 91 становлением Госстандарта СССР от 6 июня 1991г. № 807 ССБТ. Общие требования к си- ГОСТР утв. Постановстеме управления охраной труда 12.0.006лением Гос- 1999г. 2003г. 2003г. 2003г. 1975г. 1991г. 2003г. 322 1 132. 133. 134. 135. 136. 2 в организации (в ред. Изменения № 1, утв. Постановлением Госстандарта РФ от 26.06.2003 № 206-ст) Положение о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений Пожарная безопасность зданий и сооружений (в ред. Изменения № 1, принятого Постановлением Госстроя РФ от 03.06.1999 № 41; Изменения № 2, принятого Постановлением Госстроя РФ от 19.07.2002 № 90) Положение о службе радиационной безопасности (типовое) 3 4 стандарта РФ от 29.05.2002г. № 221-ст) 5 Постановление Госстроя СССР от 29.12.73г. №279 СНиП 21- приняты и вве01-97* дены в действие Постановлением Минстроя РФ от 13.02.1997 № 18-7 №5193-90 Госкомсанэпиднадзор РФ Основные санитарные правила СП Минздрав Рособеспечения радиационной без- 2.6.1.799сии опасности 99 (ОСПОРБ99) Нормы радиационной безопасно- СП Минздрав Россти 2.6.1.758сии 99 (НРБ99) 1974г. 2002 МДС1314.2000 1997г. 1992г 1999г. 1999г 323 11 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВА ПРОДУКЦИИ (ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ) Технологическая схема секции 200 324 Технологическая схема секции 300 325 Схема непрерывной продувки и сброса от ППК на факел 326 Схема рекуперации слива 327 11.2 План расположения аппаратуры и оборудования 328 12 ЗОНЫ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ И ВИД ЗАЩИТЫ Таблица 20 3. Класс взрывоопасНазначение ной зоны 2 3 Секция 200 Компрессорная Циркуляционный компрессор гидроЗона В-1А очистки Циркуляционный компрессор гидроЗона В-1А очистки Зона В-1А Водяной насос компрессора 20GC-211 A 4. Зона В-1А 5. Зона В-1А 6. Зона В-1А 7. Зона В-1А 8. Зона В-1А 9. 10. 11. № п/п 1 1. 2. Позиция Тип электрооборудования 4 5 Маркировка по взрывозащищенности 6 20GCM 211A FACH 355 L4 В4Т4 20GCM 211B FACH 355 L4 В4Т4 20GC 211A GPM 1 FACCA 100 Lr2 В4Т4 Масляный насос компрессора 20GC-211 A Резервный масляный насос компрессора 20GC-211 A Водяной насос компрессора 20GC-211 В 20GC 211A GPM 2 FACCA 80 L2 В4Т4 20GC 211A GPM 3 FACCA 80 L2 В4Т4 20GC 211B GPM 1 FACCA100 Lr2 В4Т4 20GC 211B GPM 2 FACCA 80 L2 В4Т4 20GC 211B GPM 3 FACCA 80 L2 В4Т4 Зона В-1А Масляный насос компрессора 20GC-211 В Резервный масляный насос компрессора 20GC-211 В Силовой пост 20PS-5 А 66 В4Т5 Зона В-1А Зона В-1А Щит освещения компрессорной Щит освещения компрессорной 20TEN 1-3 20TEN 2-3 ДСВН 03 6гр ДСВН 03 6гр В4Т5 В4Т5 Примечание 7 329 1 2 3 4 5 6 7 Венткамера компрессорной 2 ярус 12. НВЗО Приточный вентилятор компрессорной 20 П-1 1 М63-225М-30 13. НВЗО Приточный вентилятор компрессорной 20 П-2 1 М63-225М-30 14. НВЗО 20 П-3 АО 2-32-6-У3 15. НВЗО 20 П-3а АО 2-32-6-У3 16. НВЗО 20 АП-1 4А 250 М6-У3 Приточный вентилятор венткамер 1 и 2 ярусы Приточный вентилятор венткамер 1 и 2 ярусы Приточный вентилятор компрессорнойаварийный Венткамера компрессорной 1 ярус 17. НВЗО Приточный вентилятор маслосклада 20 П-4 4 Ах 80 А-2 18. НВЗО Приточный вентилятор маслосклада 20 П-4а ВАО 21-2 20 В-1 В 63 В 2-У2 В3Т4 20GPM 212 20GPM 241 FACCA 200 Lr2 MJDR 132 M4 В4Т4 В4Т4 20GPM 221 A HADN 160 M2 В4Т4 Крыша компрессорной 19. В-1Г Вытяжной вентилятор маслосклада Южная насосная 20. 21. 22. Зона В-1Г Зона В-1Г Насос инжекции воды Насос циркуляции едкого натрия Северная насосная Насос флегмы Зона В-1Г 20DT-221 отпарной колонны 330 1 2 23. Зона В-1Г 24. 25. 26. 27. 28. Насос флегмы колонны 20DT-221 Насос впрыска ингибитора коррозии на Зона В-1Г с.100 Насос впрыска ингибитора коррозии на Зона В-1Г с.100 Насос кислых вод отпарной колонны Зона В-1Г 20DT-231 Насос кислых вод отпарной колонны Зона В-1Г 20DT-231 Насос перекачки тяжелых углеводородов Зона В-1Г колонны Постамент северной насосной 29. Зона В-Г 30. Зона В-Г 31. Зона В-Г 32. Зона В-Г 33. 34. 3 отпарной АВО Шлемовый конденсатор отпарной колонны 20DT-221 АВО Шлемовый конденсатор отпарной колонны 20DT-221 АВО Донный холодильник отпарной колонны 20DT-221 АВО Донный холодильник отпарной колонны 20DT-221 Печь Сажеобдувочный агрегат 20ВН-211 Печь Сажеобдувочный агрегат 20ВН-211 Аппаратный двор 4 5 6 20GPM 221 B HADN 160 M2 В4Т4 20GPM 223 А FACCA 80 Lr2 В4Т4 10GPM 223 В FACCA 80 Lr2 В4Т4 20GPM 231 A MJDR 132 S2 В4Т4 20GPM 231 B MJDR 132 S2 В4Т4 20GPM 242 FACCA 160 L2 В4Т4 20EAM 221-1 FACCA 160 M4 В4Т4 20EAM 221-2 FACCA 160 M4 В4Т4 20EAM 222-1 FACCA 160 L4 В4Т4 20EAM 222-2 FACCA 160 L4 В4Т4 20BHM 211-1 N 80 c В3Т4 20BHM 211-2 N 80 c В3Т4 7 331 1 35. 36. 37. 2 Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г 3 Пожарная задвижка-кабельные галереи Пожарная задвижка Задвижка паротушения печи 20ВН-211 4 20HVM 001 20 HVM 002 20HVM 207 5 MDE-56-2/60 В 80 В 4-У2 40 G 1 6 В4Т4 В4Т4 В3Т4 38. Зона В-Г Насос дренажа у/в - глубинный 20GPM 251 FACCA 200 L2 В4Т4 39. Зона В-Г 20EAM 211-1 АИМР 180 S4 1ExdIIBT4 40. Зона В-Г 20EAM 211-2 FACCA 180 L4 В4Т4 41. Зона В-Г Насос подкачки аммиачной воды 20 GPM 211 FACCA 90 S 4 В4Т4 42. 43. 44. 45. Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г 20PS-1 20PS-2 20PS-3 20PS-4 ЯБПВ-1 250А ЯБПВ-1 250А ЯБПУ 250 А ЯБПУ 250 А 46. Зона В-Г 20TBH-211 3R В3Т5 47. 48. 49. 50. Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Силовой пост Силовой пост Силовой пост Силовой пост Щит управления сажеобдувочными агрегатами Щит наружного освещения Щит наружного освещения Щит наружного освещения Щит наружного освещения 20TEN 1-1 20TEN 1-2 20TEN 1-4 20TEN 2-1 ДСВН 03 6гр ДСВ 2-00 8гр ДСВН 03 6гр ДСВН 03 6гр В3Т5 В3Т5 В4Т5 В3Т5 51. 52. 53. 54. Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Щит наружного освещения Щит наружного освещения Щит розеток Щит розеток 20TEN 2-2 20TEN 2-4 20TPC 1-1 20TPC 2-1 ДСВ 2-00 8гр ДСВН 03 6гр ДСВ-03 4гр ДСВ-03 4гр В3Т5 В4Т5 В3Т5 В3Т5 АВО Конденсатор продуктов реакции гидроочистки АВО Конденсатор продуктов реакции гидроочистки 7 Секция 300 332 1 1. 2 3 Компрессорная Циркуляционный компрессор платфорЗона В-1А минга 4 5 6 31GCM 311 MSB4DK 630/L4 ЕхрIIТ3 2. Зона В-1А Маслонасос компрессора 31 GC-311 31GC 311 GPM 1 FACCA 200 L2 В4Т4 3. Зона В-1А рез. маслонасос компрессора 31 GC-311 31 GC 311 GPM 2 BAO-81-2 ВЗГ 4. Зона В-1А Дожимной компрессор водорода 31GCM 321 A ЕхрIIТ3 5. Зона В-1А Дожимной компрессор водорода 31GCM 321 B WAHKPD 19775 WAHKPD 19775 6. Зона В-1А водяной насос компрессора 31 GC-321 A 31GCM321A GPM1 FACCA 160M2 В4Т4 7. Зона В-1А маслонасос компрессора 31 GC-321 A 31GCM321A GPM 2 FACCA 160M2 В4Т4 8. Зона В-1А рез. маслонасос компрессора 31 GC-321 A 31GCM321A GPM3 FACCA 160M2 В4Т4 9. Зона В-1А 31GCM321A GPM4 FACCA 160M2 В4Т4 10. Зона В-1А рез. водяной насос компрессора 31 GC-321 A Валоповоротка компрессора 31 GC-321 A 31GCM321 A1 N 132 Sb В4Т4 11. Зона В-1А водяной насос компрессора 31 GC-321 B 31GC321B GPM1 FACCA 160M2 В4Т4 12. Зона В-1А маслонасос компрессора 31 GC-321 B 31GC321B GPM2 FACCA 160M2 В4Т4 13. Зона В-1А рез. маслонасос компрессора 31 GC-321 B 31GC321B GPM3 FACCA 160M2 В4Т4 14. Зона В-1А рез. водяной 31 GC-321 B 31GC321B GPM4 FACCA 160M2 В4Т4 насос компрессора 7 ЕхрIIТ3 333 1 2 3 4 5 6 15. Зона В-1А Валоповоротка компрессора 31 GC-321 B 31GCM 321 B1 N 132 Sb В4Т4 16. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 17. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 18. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 19. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 20. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 21. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 22. Зона В-1А 80 G 1 В4Т4 23. Зона В-1А 31HVM305B 80 G 1 В4Т4 24. Зона В-1А 31HVM306A 80 G 1 В4Т4 25. Зона В-1А 31HVM306B 80 G 1 В4Т4 26. 27. 28. 29. 30. Зона В-1А Зона В-1А Зона В-1А Зона В-1А Зона В-1А HAN 80a HAN 80a HAN 80a HAN 112М1 В4Т3 В4Т3 В4Т3 В4Т3 В4Т3 Задвижка на приёме компрессора 31HVM 301 31 GC-311 Задвижка на выкиде компрессора 31HVM 302 31 GC-311 Задвижка на приёме 1 ступени компрес31HVM303A сора 31 GC-321 А Задвижка на приёме 1 ступени компрес31HVM303B сора 31 GC-321 В Задвижка на выкиде 1ступени компрессо31HVM304A ра 31 GC-321 А Задвижка на выкиде 1ступени компрессо31HVM304B ра 31 GC-321 B Задвижка на приёме 2 ступени компрессора 31 GC-321 А 31HVM305A Задвижка на приёме 2 ступени компрессора 31 GC-321 B Задвижка на выкиде 2 ступени компрессора 31 GC-321 А Задвижка на выкиде 2 ступени компрессора 31 GC-321 B Мостовой кран Эл. двигатель перемещения моста Эл. двигатель перемещения моста Эл. двигатель перемещения тележки Эл. двигатель подъёма 31TWB 312 31TWB 312-1 31TWB 312-2 31TWB 312-3 31TWB 312-4 7 334 1 2 3 4 5 6 7 Венткамера компрессорной 1 ярус 31. НВЗО Воздуходувка-наддув под избыточным 31GVM321A давлением эл. двигателей компрессоров FACCA 90 L2 В4Т4 32. НВЗО Воздуходувка-наддув под избыточным 31GVM321B давлением эл. двигателей компрессоров 4 AM 80 B2 откр 31GPM311A 31GPM311B 31GPM331A 31GPM331B FACCA 250M2 FACCA 250M2 FACCA 180M2 FACCA 180M2 В4Т4 В4Т4 В4Т4 В4Т4 Северная насосная 33. 34. 35. 36. Зона В-1Г Зона В-1Г Зона В-1Г Зона В-1Г Сырьевой насос платформинга Сырьевой насос платформинга Насос флегмы дебутанизатора 31 DT-331 Насос флегмы дебутанизатора 31 DT-331 Постамент северной насосной 37. Зона В-Г АВО Первичный холодильник водорода 31EAM321-1 FACCA 180M4 В4Т4 38. Зона В-Г АВО Первичный холодильник водорода 31EAM321-2 FACCA 180M4 В4Т4 39. Зона В-Г АВО Шлемовый конденсатор дебутанизатора 31 DT-331 31EAM331-1 FACCA 200 L4 В4Т4 40. Зона В-Г АВО Шлемовый конденсатор дебутанизатора 31 DT-331 31EAM331-2 FACCA 200 L4 В4Т4 31GPM312A N 315 S1a В3Т4 31GPM312B N 315 S1a В3Т4 31GPM 313 FACCA 90 S 4 В4Т4 Южная насосная 41. Зона В-1Г 42. Зона В-1Г 43. Зона В-1Г Насос сепаратора 31 DB-311 платформинга Насос сепаратора 31 DB-311 платформинга Насос подачи 10 % раствора хлора и воды 335 1 2 44. Зона В-1Г 45. 46. Зона В-1Г Зона В-1Г 3 Насос инжекции хлорорганики во время регенерации катализатора Насос перекачки воды охлаждения Насос перекачки воды охлаждения 4 5 6 32 GPM 341 FACCA 80LR4 В4Т4 32GPM342A 32GPM342B 2В 100 L2 FACCA 100 LR2 В3Т4 В4Т4 7 Постамент южной насосной 47. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 A 1 FACCA 200 L4 В4Т4 48. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 A 2 FACCA 200 L4 В4Т4 49. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 A 3 FACCA 200 L4 В4Т4 50. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 A 4 FACCA 200 L4 В4Т4 51. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 B1 FACCA 200 L4 В4Т4 52. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 B 2 АИМР 180 М4 1ExdIIBT4 53. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 B3 FACCA 200 L4 В4Т4 54. Зона В-Г АВО Конденсатор продуктов реакции платформинга 31EAM 311 B 4 FACCA 200 L4 В4Т4 Этажерка регенерации 336 1 2 3 4 5 6 55. Зона В-1Г Воздуходувка Вентилятор хлорирования во время регенерации катализатора 32GVM 342 FACCA 315 LR2 В4Т4 56. Зона В-1Г Воздуходувка системы регенерации катализатора 32GVM 343 FACCA 315 LR2 В4Т4 57. Зона В-1Г Воздуходувка холодильника системы регенерации 32GVM 344 FACCA 160M2 В4Т4 58. Зона В-1Г Масляный насос воздуходувок 32GV 342, 32GV 343 32GV 342 GPM 1 FACCA 100 LR2 В4Т4 59. Зона В-1Г Рез. маслянный насос 32GV 342, 32GV 343 32GV 342 GPM 2 FACCA 100 LR2 В4Т4 60. Зона В-1Г Эл.печь - подогрев воздуха на регенерации 32BHZ 341 1ExgIICT6 61. Зона В-1Г Эл.печь - подогрев воздуха на регенерации 32BHZ 342 1ExgIICT6 62. Зона В-1Г Эл.печь - подогрев воздуха на регенерации 32BHZ 343 1ExgIICT6 воздуходувок 7 Операторная блокА Блок управления ГИО (газоимпульсная очистка) печи 31 ВН-311÷314 63. 64. 65. Печь 31 ВН311÷314 Блок управления ГИО (газоимпульсная очистка) печи 31 ВН-315 Задвижка газовая для ГИО (газоимпульсная очистка) БУ-1 БУ-2 ЗГ-1 АИМ 63А2 1ЕхdeIIBT4 337 1 66. 2 Печь 31 ВН-315 3 Задвижка газовая для ГИО (газоимпульсная очистка) 4 5 6 ЗГ-2 АИМА-М63А2 1ЕхdeIIBT4 32GCM 341 FACCA 250M4 В4Т4 31EAM 322 BACO-2-30-14 1ExdIIBT4 31HVM 308 40 G 1 В4Т4 LB 90 H 20R H 20R H 20R В4Т3 В4Т3 В4Т3 В4Т3 В4Т3 7 Аппаратный двор 67. Зона В-Г 68. Зона В-Г 69. Зона В-1Г 70. 71. 72. 73. 74. Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Зона В-Г Компрессор азотный на пневмотранспорт катализатора АВО Первичный холодильник водорода Задвижка паротушения печей 31 ВН-311÷314, 31 ВН-315 Лебёдка Эл. двигатель подъёма Эл. двигатель перемещения Эл. двигатель перемещения Эл. двигатель перемещения 31TXM 312 31TXM 312-1 31TXM 312-2 31TXM 312-3 31TXM 312-4 Главный инженер производства № 4 ___________ С.Н. Лысенко Начальник КПА ___________ С.А.Пластун Главный специалист – технолог УГТ ___________ А.К.Филиппов Главный специалист – механик ___________ А.А. Минкин Главный специалист по энергоснабжению ___________ М.С. Чернышов Главный специалист ИТАТ ___________ В.Н. Кислов 338 Инженер ОПБ и ОТ ___________ П.М. Мозгов Инженер отдела ООС СПКПБ ____________ Г.А. Лозанова Начальник установки С-200/300 ____________ В.В. Вставский 339 Заключение метрологической экспертизы. 340 Лист регистрации изменений Номера листов (страниц) № Изм. 1 измененных замененных новых аннулированных 2 3 4 5 Всего листов (страниц) в документе 6 Номер документа Краткое содержание изменения Подпись Дата 7 8 9 10 341 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 342 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 343 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 344
