Улучшение качества всесезонного масла

30,0-33,0

17,0-18,5

4.2. Молярное соотношение NiS:WS₂

(1,9-2,4):1

4.3. Содержание влаги, % (масс.), не более

3,0

4.4. Насыпная плотность, кг/дм³, в пределах

1,5-1,7

4.5. Механическая прочность, кг/см², не менее

250

4.6. Форма гранул

Таблетки

4.7. Размер гранул, мм

-- диаметр

-- высота

10±1

10±1

5. Отдувочный водородсодержащий газ

СТП 019902-401100-2003

5.1. Содержание водорода, % (об.), не менее

75

5.2. Содержание сероводорода, % (об.), не более

0,01

6. Сода кальцинированная техническая

ГОСТ 5100-85

6.1. Содержание Na₂CO₃, % (масс.), не менее

99,0

6.2. Содержание хлоридов в пересчете на NaCl, % (масс.), не более

0,8

6.3. Содержание веществ, нерастворимых в воде, % (масс.)

0,008

7. Гидрогенизат после сепаратора низкого давления С-102

--

7.1. Плотность, г/см³

0,842

7.2. Фракционный состав

Н.К.

5%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

218 єС

251 єС

258 єС

266 єС

273 єС

279 єС

285 єС

291 єС

298 єС

307 єС

319 єС

Наименование	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ или СТП ПР	Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
		95% К.К.	328 єС 334 єС
		7.3. Газы растворенные, % (масс.) С2 С3 i-C4 н-С4 i-C5 н-C5 C1-C4 C1-C5	0,04 0,43 0,146 0,219 0,066 0,057 0,834 0,937
		7.4. Содержание азота, ppm	1,67
		7.5. Содержание суммы ароматических углеводородов, % (масс.)	14,78

6.2 Описание работы технологической схемы секции гидроочистки сырья

Сырье из резервуаров сырьевых парков № 322/4, № 322/5 забирается насосом Н-101 (Н-101р) и подается на смешение с водородосодержащим газом.

Расход сырья подаваемого в тройник смешения регистрируется приборами поз. FE 1-1 и FT 1-2, температура - прибором поз. ТЕ 2-1. Имеется возможность регулировать расход сырья по прибору поз. FT-1-2. Расход водородосодержащего газа в узел смешения регулируется прибором поз. FE 3-1 клапан, которого установлен на линии нагнетания ПК_101 перед тройником смешения.

Расход водородсодержащего газа в реактор Р-101 регулируется приборами поз. FE 4-1 и FT 4-2. Температура - прибором ТЕ 5-1.

Газосырьевая смесь поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-101, где нагревается за счет тепла продуктов реакции из реактора до 250 ^оС.

Газосырьевая смесь двумя потоками поступает в конвекционную камеру печи П_101, после конвекционной камеры (перед входом в радиантную камеру) оба потока объединяются в один, где происходит окончательный нагрев газосырьевой смеси до температуры реакции, до 360 єС.

Температура газосырьевой смеси на входе в печь П-101 регистрируется прибором поз. TE 10-1. Температура смеси объединенного потока, на выходе из печи, регулируется приборами поз. TE 8-1 и ТТ 8-2, клапан которого поз. 8-5 установлен на линии подачи топливного газа к форсункам. Температура дымовых газов в печи регистрируются приборами поз. ТЕ 9-1-1..4.

Для обеспечения безопасной работы печи предусмотрены автоматические блокировки:

-- при снижении расхода сырья подаваемого в тройник смешения ниже нормы, срабатывает блокировка от приборов поз. FE 1-1 и FT 1-2, при этом происходит остановка электродвигателя насоса Н-101 (Н-101р), закрытие электрозадвижки 1-5, закрытие клапана отсекателя поз. 7-5, установленного на линии подачи топливного газа в печь;

-- при снижении расхода водородсодержащего газа подаваемого в тройник смешения ниже нормы, срабатывает блокировка от приборов поз. FE 3-1 и FT 3-2, при этом происходит остановка электродвигателя насоса Н_101 (Н_101р), закрытие электрозадвижки 3-5, закрытие клапана отсекателя поз. 7-5, установленного на линии подачи топливного газа в печь, останавливается электродвигатель компрессора ПК-301 (ПК-301р).

-- при падении давления в линии топливного газа ниже нормы - происходит закрытие клапана отсекателя поз. 7-5.

Возврат схемы в первоначальное состояние (открытие клапана отсекателя поз. 7-5) после срабатывания от параметра, осуществляется с помощью кнопок SB2, стоящих по месту у печи, после устранения причин вызвавших блокировку.

Нагретая газосырьевая смесь из печи П-101 поступает в реактор Р-101 нисходящим потоком.

В реакторе в присутствии катализаторов ГП-534 и НВС-А при давлении 2,9 - 3,5 МПа, температуре от 360 до 385 єС, скорости подачи сырья 3,05 ч^-1, кратности циркуляции водородсодержащего газа не менее 450, протекает процесс гидроочистки. Температура в Р_101 регистрируется приборами с многозонными (десятизонными) термопарами поз. TE 12-1…10, TE 13-1…10, TE 14-1…10. Давление до и после реактора регистрируется приборами поз. PT 6-1 и PT 11-1. По тенденции изменения перепада давления в реакторе определяется степень закоксованности катализатора. Температура после реактора регистрируется прибором TE 37-1.

Горячая смесь гидрогенизата, избыточного водородсодержащего газа и побочных продуктов реакции проходит трубное пространство теплообменника Т-101, где отдает часть тепла исходной смеси, трубное пространство теплообменника Т-102, нагревая сырье стабилизационной колонны К-101.

После теплообменника Т-102 окончательное охлаждение до температуры 75 ^оС происходит в холодильниках воздушного охлаждения ХВ_101/1,2, газосырьевая смесь поступает в сепаратор высокого давления С_101 для отделения жидкого гидрогенизата от циркуляционного водородсодержащего газа. Водородсодержащий газ из сепаратора С-101 направляется в секцию 300.

Водородсодержащий газ из сепаратора С-101 поступает в холодильник воздушного охлаждения ХВ-101/2 и направляется в секцию 300.

В сепараторе С-101 температура регистрируется прибором поз. ТЕ 16-1, давление контролируется местным манометром PI 15-1, уровень в сепараторе регулируется прибором поз. LT 17-1, клапан которого установлен на линии перетока гидрогенизата в сепаратор С-102.

В С-102 при давлении до 5,5 кгс/см² происходит выделение части растворенного в гидрогенизате углеводородного газа, который направляется в сепаратор топливного газа С-100 или в коллектор топливного газа к печам установки. В сепараторе С-102 температура регистрируется прибором поз. ТЕ 18-1, давление регулируется прибором поз. PT 20-1, клапан которого установлен на линии выхода углеводородных газов. Уровень в сепараторе регулируется прибором поз. LT 19-1, клапан которого установлен на линии выхода гидрогенизата из сепаратора в К-101. Гидрогенизат из сепаратора С_102, нагреваясь в теплообменнике Т_102 за счет тепла продуктов реакции, поступает в стабилизационную колонну К-101 для отделения легких продуктов реакции (углеводородных газов и сероводорода). Для отдува сероводорода, в колонну К-101 подается углеводородный газ из сепаратора С-202 (или природный газ из заводского кольца).

Температура верха и низа колонны К-101 регистрируется приборами поз. TE 35-1, TЕ 34-1, давление контролируется местным манометром поз. PI 33-1.

Уровень куба колонны регулируется каскадным контуром поз. LT 36-1, клапан которого установлен на линии нагнетания Н_102 (Н-102р) перед тройником смешения в секцию 200.

Расход углеводородного газа в колонну К-101 регулируется приборами поз. FE 32-1 и FE 32-2, клапан которого установлен на линии подачи углеводородного газа из С-202.

Отогнанные в колонне К-101 газ и легкие фракции через холодильник Х-102 поступают в сепаратор С-103, откуда газ направляется в С-104 и на факел, а унесенный из колонны сконденсированный продукт дренируется в заглубленную емкость Е-201.

В сепараторе С-103 температура контролируется местным термометром TI 23-1, давление регистрируется прибором поз. PT 26-1. Сброс УВГ из сепаратора С-103 осуществляется в С-104, расход регистрируется приборами FE 28-1 и FT 28-2, уровень в сепараторе регулируется прибором поз. LT 25-1, клапан которого установлен на линии дренажа в заглубленную емкость Е _ 201.

Гидрогенизат с низа колонны К-101 насосом Н-102 (Н-102р) подается в секцию 200.

Дренирование нефтепродуктов из аппаратов, насосов, нижних точек трубопроводов производится в заглубленную емкость Е-201. Сброс от контрольных предохранительных клапанов осуществляется в специальную емкость для сброса С-104, из которой газ направляется на факел, а жидкость в дренажную емкость Е-201. В емкости С-104 температура контролируется местным термометром поз. TI 22-1, давление местным манометром PI-21-1. Уровень регистрируется прибором поз. LT 24-1. Расход газа на факел регистрируется приборами поз. FE 27-1 и FT 27-2. Конденсат из сепаратора С-104 при появлении уровня дренируется в заглубленную емкость Е-201.

6.3 Нормы технологического режима и метрологического обеспечения работы ТС (табл. 6.2)

Таблица 6.2. Нормы технологического режима и метрологического обеспечения работы ТС [36]

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов	Примечание
1	2	3	4	5	6
- расход сырья от насосов Н-101, Н-101р на смешение с водородсодержащим газом:	первичный прибор: FE 1-1 вторичный прибор: FT 1-2	м3/ч	18…28	1,0	переключение, сигнализация
- расход водородсодержащего газа в узел смешения с сырьем (соотношение количества циркулирующего водородсодержащего газа и сырья не менее )	первичный прибор: FE 3-1 вторичный прибор: FT 3-2	м3/ч	не менее 7448 (не менее 310,3)	1,0	переключение, сигнализация
- расход водородсодержащего газа непосредственно в реактор гидроочистки в качестве хладагента.	первичный прибор: FE 4-1 вторичный прибор: FT 4-2	м3/ч	не менее 3352 (не менее 139,7)	1,0	переключение, сигнализация

1	2	3	4	5	6
Печь П-101
- температура на входе	TE 10-1	єС	не выше 265	2,5	регистрация
- температура газосырьевой смеси на выходе	первичный прибор: ТE 8-1 вторичный прибор: ТT 8-2	єС	не выше 360	2,5	регулирование, сигнализация
Реактор Р-101
- температура на выходе	TE 37-1	оС	не выше 385	2,5	регистрация
- давление на входе	PT 6-1	кгс/см2	29,6…32,6	1,0	регистрация, сигнализация
- давление на выходе	PT 11-1	кгс/см2	28,6…31,6	1,0	регистрация, сигнализация
Сепаратор I ступени С-101
- температура	ТE 16-1	оС	не выше 75	2,5	регистрация
- давление	PI 15-1	кгс/см2	не более 31	1,5	регистрация
- уровень	LT 17-1	%	30…60	1,5	переключение, сигнализация
Сепаратор II ступени С-102
- температура	TE 18-1	оС	не выше 75	2,5	регистрация
- давление	PT 20-1	кгс/см2	не более 5,5	1,0	регулирование, сигнализация
- уровень	LT 19-1	%	30…70	1,5	регулирование, сигнализация
Стабилизационная колонна К-101
- температура верха	TE 35-1	оС	не выше 180	2,5	регистрация
- температура низа	TE 34-1	оС	не выше 175	2,5	регистрация
- давление	PI 33-1	кгс/см2	не более 1,0	1,5	регистрация
- уровень куба	LT 36-1	%	20…80	1,5	регулирование, сигнализация
- расход углеводородного газа (или природного газа)	первичный прибор: FE 32-1 вторичный прибор: FT 32-2	м3/ч	до 150	1,0	регулирование, сигнализация

1	2	3	4	5	6
Сепаратор стабилизационной колонны С-103
- температура	TI 23-1	оС	до 60	2,5	регистрация
- давление	PT 26-1	кгс/см2	не более 0,8	1,0	регистрация, сигнализация
- уровень	LT 25-1	%	не более 80	1,5	регулирование, сигнализация
- расход газа в емкость С-104	первичный прибор: FЕ 28-1 вторичный прибор: FT 28-2	м3/ч	не более 240	1,0	регистрация
Емкость для сброса от предохранительных клапанов С-104
- температура	TI 22-1	оС	не выше 145	2,5	регистрация
- давление	PI 21-1	кгс/см2	не более 0,5	1,5	регистрация
- уровень	LT 24-1	%	не более 80	1,5	регулирование, сигнализация
- расход газа на факел	первичный прибор: FЕ 27-1 вторичный прибор: FT 27-2	м3/ч	не более 240	1,0	регистрация, сигнализация

6.4 Описание КИП и А

( см. прил. 2)

6.5 Аналитический контроль производства (табл. 6.3)

Таблица 6.3. Аналитический контроль технологического процесса гидроочистки сырья [36]

Стадия	Анализируемый продукт	Место отбора пробы	Контролируемые показатели	Нормативные документы на методы испытаний	Норма	Частота контроля
Стадия подготовки сырья	1. Сырье для производства основы ВМГЗ - фракция дизельная 250 - 340 єС	Насос подачи сырья в тройник смешения с ВСГ - Н-101	1.1. Плотность при 20 єС, г/см3, в пределах	ГОСТ 3900	не нормируется, определение обязательно	По заданию. Порядок проведения определен СТП СМ 08-25-2003
			1.2. Фракционный состав Н.К., єС, не ниже К.К., єС, не выше	ГОСТ 2177	250 340
			1.3. Определение содержания общей серы, % (масс.)	ГОСТ 19121	не нормируется, определение обязательно
			1.4. Определение содержания азота, ppm	ASTMD 46294	не нормируется, определение обязательно
			1.5. Вязкость кинематическая при 50 єС, мм2/с, не менее	ГОСТ 33	2,9
			1.6. Температура застывания, єС, не выше	ГОСТ 20287	минус 10
			1.7. Содержание механических примесей, % (масс.)	ГОСТ 10577	отсутствие
			1.8. Содержание Н2О, % (масс.)	ГОСТ 2477	отсутствие
	2. Газ водородсодержащий концентрированный	Трубопровод подачи ВСГ от компрессора ПК-301 перед тройником смешения	2.1. Содержание Н2, % (об.), не менее	ТУ 38-301-29-59-93	95	Согласно графику ходового контроля
			2.2. Содержание СО+СО2, ррm, не более	по трубкам на установке	20,0	1 раз в смену
			2.3. Содержание хлоридов, ррm, не более	по трубкам на установке	отсутствие	1 раз в смену
			2.4. Содержание Н2О, % (об.), не более	ГОСТ 2477	0,015	Согласно графику ходового контроля ЦЗЛ
			2.5. Содержание углеводородов С4 и выше, % (масс.), не боле	ГОСТ 14920	отсутствие
			2.6. Содержание Н2S, % (об.), не более	ГОСТ 11382	0,001

Наименование стадии процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы	Контролируемые показатели	Нормативные документы на методы испытаний	Норма	Частота контроля
Стадия выделения и очистки гидрогенизата	3. ВСГ гидроочистки	Сепаратор высокого давления С-101	3.1. Содержание H2, % (об.), не менее	ТУ 38.301-29-59-93	75	Согласно графику ходового контроля ЦЗЛ
			3.2. Содержание H2S, % (об.), не более	ГОСТ 11382	0,1
	4. Углеводородные газы	Сепаратор низкого давления С-102	4.1. Содержание H2, % (об.), не более	ТУ 38.301-29-59-93	25	Согласно графику ходового контроля ЦЗЛ
			4.2. Содержание H2S, % (об.), не более	ГОСТ 11382	0,1
			4.3. Углеводородный состав, % (об.)	ГОСТ 14920	не нормируется, определение обязательно
	5. Гидрогенизат стабильный	От насоса Н-102	1.1. Плотность при 20 єС, г/см3, в пределах	ГОСТ 3900	не нормируется, определение обязательно	По заданию. Порядок проведения определен СТП СМ 08-25-2003
			1.2. Углеводородный состав С1 - С6, % (масс.), не более	ГОСТ 13379	нормируется покомпонентно
			1.3. Определение содержания общей серы,% (масс.), не более	ГОСТ 19121	0,01
			1.4. Определение содержания азота, ppm, не более	ASTMD 46294	1,6
			1.5. Вязкость кинематическая при 50 єС, мм2/с, не менее	ГОСТ 33	2,9
			1.6. Температура застывания, єС, не выше	ГОСТ 20287	минус 10
			1.7. Содержание механических примесей, % (масс.)	ГОСТ 10577	отсутствие
			1.8. Содержание Н2О, % (масс.)	ГОСТ 2477	отсутствие
			1.9. Содержание суммы ароматических углеводородов, % (масс.), не более	ГОСТ 6994	15,0

6.6 Безаварийный пуск и остановка производства [36]

6.6.1 Общие положения подготовки к пуску

Основанием на пуск установки является приказ по предприятию, в котором устанавливаются сроки пуска, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ.

Перед пуском установки должны быть выполнены все работы, предусмотренные дефектной ведомостью, ликвидированы недоделки, мешающие проведению пуска и нормальной остановки установки. Прием в эксплуатацию установки без наличия технологического регламента и плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций не разрешается.

В период подготовки к пуску необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие безаварийный пуск установки:

1) Укомплектовать установку обслуживающим персоналом, прошедшим проверку знаний и получившим допуск к самостоятельной работе, в соответствии со штатным расписанием;

2) Обеспечить установку необходимыми материалами: смазочным маслом, слесарными инструментами, сальниковой набивкой, ветошью, переносными светильниками, шлангами в необходимом количестве;

3) Очистить территорию установки от посторонних предметов, закрыть технологические лотки и колодцы, засыпать крышки колодцев песком;

4) Выполнить маркировку аппаратов и вывесить специальные таблички в соответствии с требованиями действующих правил с указанием регистрационного номера, разрешенного давления и датой следующего внутреннего осмотра и гидравлических испытаний. Во всех местах, представляющих опасность для жизни и здоровья работающих, вывесить предупредительные надписи. На входных дверях производственных помещений должны быть нанесены надписи, обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасности зон. Сделать надписи на трубопроводах с указанием назначения;

5) Проверить правильность монтажа и исправность:

? оборудования, трубопроводов, арматуры, электрооборудования;

? заземляющих устройств;

? приборов КИП, систем сигнализации и блокировок;

? вентиляции;

6) Обеспечить обслуживающий персонал средствами индивидуальной защиты и спецодеждой;

7) Обеспечить установку средствами пожаротушения, аптечками, проверить связь установки со службами предприятия;

8) Путем подачи воды проверить канализацию на проходимость, обратив особое внимание на правильную работу гидрозатворов в канализационных колодцах;

9) На аппаратах и трубопроводах установить предохранительные клапаны в соответствии с перечнем и установочными давлениями. Все предохранительные клапаны должны быть испытаны на стенде, опломбированы и снабжены табличкой с указанием установочного давления, даты испытания, места установки и его номера;

10) Проверить и, если не выполнено, осуществить набивку сальниковых уплотнений на всей запорной арматуре и насосах, смазку трущихся деталей, проверить свободный ход запорной арматуры и оставить ее в закрытом состоянии;

11) При осмотре фланцевых соединений технологических трубопроводов обратить особое внимание на наличие заглушек, полное количество шпилек, болтов, прокладок, затяжку соединений;

12) Проверить контуры заземления аппаратов и трубопроводов, наличие систем молниезащиты и защиты от статического электричества;

13) Проверить свободу вращения движущихся частей насосов, компрессоров, вентиляторов, аппаратов воздушного охлаждения;

14) Аппараты и трубопроводы промыть водой с целью удаления загрязнений, проверить на проходимость и тщательно сдренировать;

15) Проверить системы на герметичность;

16) Установить заглушки на дренажных устройствах и трубопроводах;

17) Проверить наличие аварийного освещения;

18) Предупредить о пуске установки взаимосвязанные установки и диспетчера предприятия, поставить в известность вспомогательные цеха.

6.6.2 Порядок пуска секций установки

Пуск секций установки осуществляется в следующем порядке:

1) Блок вторичной перегонки дизельного топлива;

2) Секции 100, 300 - гидроочистка сырья с системой циркуляции водородсодержащего газа и очистки МЭА;

3) Секции 200, 300 - каталитическая депарафинизация и глубокое гидрирование с системой циркуляции и осушки водородсодержащего газа;

4) Секция 400 - стабилизация, ректификация и вакуумная осушка.

В период подготовки должны быть выполнены подготовительные операции в следующей последовательности:

1) Продувка инертным газом;

2) Испытание на прочность и плотность;

3) Загрузка и продувка катализатора;

4) Окончательное испытание на плотность;

5) Обкатка оборудования.

6.6.3 Пуск установки

Сообщить о пуске диспетчеру предприятия, диспетчеру производства масел, старшим операторам установок №11, 13, 14, 16,17, 39.

Провести внешний осмотр оборудования, трубопроводов -- вся запорная арматура должна быть закрыта.

Проверить готовность КИП к эксплуатации и перевести их на ручное управление.

Подать воду на водяные холодильники.

Подать затворную жидкость на торцевые уплотнения и охлаждение насосов.

Произвести осмотр печей, дымоходов, взрывных окон, регулировка положений шиберов с отметкой «открыто», «закрыто» на дымоходах.

Продувку азотом осуществлять с контролем на содержание кислорода в конечных участках продувок (содержание О₂ не более 0,5% об.).

Трубчатые печи являются аппаратами особой важности. От их надежности в эксплуатации зависит устойчивость рабочих параметров остальных аппаратов, качество продуктов и общая экономика эксплуатации установки. Ввиду этого необходимо строго соблюдать все правила безопасной эксплуатации трубчатых печей, как при нормальной эксплуатации, так и в период пуска, нормальной и аварийной остановки. Подготовка печей к пуску, сушка кладки печей, включение в работу, вывод на режим, нормальная эксплуатация и нормальная остановка осуществляется в полном соответствии с инструкцией по пуску трубчатых печей.

Сдренировать все нижние точки аппаратов и трубопроводов для удаления воды.

Опрессовать все системы инертным газом (азотом) на рабочее давление, замеченные недостатки устранить.

Оставить аппараты под избыточным давлением инертного газа (азота): ~ 2…3 кгс/см².

Произвести ревизию пароэжекторных вакуум-насосов, отглушить всю вакуум-создающую систему временными заглушками и проверить герметичность. Для обнаружения утечек произвести обмыливание швов и фланцевых соединений, сварочных швов на штуцерах и т.д.

Отглушить вакуумную колонну с обвязкой и насосным оборудованием от входных и выходных трубопроводов на границе вакуумного блока и провести испытание на герметичность с постановкой на график.

6.6.3.1 Пуск секции 100. Гидроочистка

При пуске секции гидроочистки проводятся следующие основные операции:

1) Заполнение системы высокого давления водородсодержащим газом, холодная и горячая циркуляция его, сушка, восстановление или сульфидирование катализатора;

2) Прием раствора моноэтаноламина на установку и вывод на режим блока очистки газа моноэтаноламином;

3) Прием сырья в систему высокого давления и вывод секции на нормальный технологический режим.

6.6.3.1.1 Заполнение системы высокого давления

водородсодержащим газом, холодная и горячая циркуляция его,

сушка, восстановление и осернение катализатора

После испытания на герметичность и продувки инертным газом (тщательно продуть все аппараты, дренажи аппаратов, линии сброса, линии пускового водорода) система высокого давления продувается водородсодержащим газом при давлении 5 кгс/см² со сбросом на факел.

Давление инертного газа в системе перед приемом водородсодержащего газа поддерживается в пределах 2…3 кгс/см².

Водородсодержащий газ поступает в секцию по схеме:

свежий ВСГ с блока концентрирования водорода > С-301> ПК-301(ПК-301р) > тройник смешения > Т-101 > П-101 > Р-101 > Т-101 > Т-102 > ХВ-101-1,2 > С-101 > Х-304 > С-304 > К-301 > сброс на факел.

При содержании водорода в отдуваемом газе не менее 70% объемных сброс в факельную линию прекращается, система заполняется водородсодержащим газом до давления 20 кгс/см² после чего:

-- подается вода в холодильник Х-301;

-- пускается компрессор ПК-301 (ПК-301р) в полном соответствии с пусковой инструкцией завода-изготовителя;

-- налаживается циркуляция водородсодержащего газа по схеме:

С-301 > ПК-301 (ПК-301р) > тройник смешения > Т-101 > П-101 > Р-101 > Т-101 > Т-102 > ХВ-101-1,2 > С-101 > Х-304 > С-304 > К-301 > С-101.

При нормальной работе циркуляционного компрессора и всего основного оборудования, продолжая подъем давления до рабочего за счет подпитки свежим водородсодержащим газом, одновременно вести отдув газа на факел, добиваясь концентрации кислорода в нем не более 0,5% объемных.

При качественном циркуляционном газе включить в работу регулятор давления на отдув из системы в линию отдувочного ВСГ с установки и подготовиться к горячей циркуляции:

-- включить воздушные холодильники ХВ-101-1,2; холодильник Х-102;

-- продуть камеру сгорания печи П-101, продувку вести в течение 15 минут после появления пара из дымовой трубы;

-- продуть газовые линии печи инертным газом на свечу до полного удаления конденсата;

-- включить в работу печь П-101 в полном соответствии с инструкцией по пуску печей;

-- подготовить и включить в работу приборы К и А системы высокого давления.

Осушка катализатора гидроочистки осуществляется в среде циркулирующего ВСГ при давлении от 10 до 15 кгс/см² и соотношении циркулирующего ВСГ к катализатору не менее 250.

Сушка проводится в два этапа при:

-- температуре 110…120 ⁰С и дренировании воды из С-101 до прекращения поступления;

-- подъеме температуры до 200 ⁰С с выдержкой не менее двух часов.

Если поступление воды не наблюдается, то процесс осушки катализатора завершен и надо переходить к процессу сульфидирования. Сульфидирование катализатора можно провести двумя путями, а именно исходным сырьем и осерняющим агентом.

Для сульфидирования катализатора применяется сырье, содержащее не менее 0,6% серы массовых.

После осушки вывести гидроочистку на следующий режим:

-- загрузка сырья от 20 до 25 м³/ч;

-- температура входа в Р-101 от 260 ⁰С до 270 ⁰С;

-- давление в системе гидроочистки от 38 до 40 кгс/см²;

-- циркуляция ВСГ от 20000 до 23000 м³/ч

Подать сырье при температуре входа в Р-101 от 260 до 270 ⁰С и выдержать три часа, затем температуру в Р-101 поднять до 300 ⁰С со скоростью 15 ⁰С/ч и выдержать три часа, затем поднять температуру в Р-101 до 340 ⁰С с той же скоростью и выдержать еще три часа.

Прием сырья и вывод некондиции осуществляется по следующей схеме:

резервуары парка № 322/5 > Н-101 (Н-101р) > тройник смешения > Т-101 > П-101 > Р-101 > Т-101 > Т-102 > ХВ-101-1,2 > С-101 > С-102 > К-101 > Н-102-1 > резервуары парка № 322/5.

По завершению сульфидирования катализатора осуществить перевод секции гидороочистки на рабочий режим при минимально возможной температуре в соответствии с результатами по содержанию серы в гидрогенизате от Н-102-1.

Подача осерняющего агента проводится дозировочным насосом одновременно с подачей сырья. Время подачи осерняющего агента определяется из расчета содержания серы в потоке на уровне 0,8%.

Сульфидирование проводится в два этапа. На первом этапе подается 2/3 общего количества осерняющего агента при температуре до 270 єС. На втором этапе поднимается температура со скоростью 25 єС/ч до 320 єС и вводится оставшаяся часть осерняющего агента. Момент окончания сульфидирования определяется по выравниванию концентрации серы (Н₂S) на входе в реактор по расчету и на выходе из реактора по результатам анализа, но не менее чем через десять часов.

Подача осерняющего агента прекращается лишь после подачи на катализатор требуемого количества исходного сырья при рабочих величинах давления и температуры.

6.6.3.1.2 Прием раствора моноэтаноламина в систему и вывод на режим узла очистки газа моноэтаноламином

Включить в работу клапаны регуляторы уровней Е-301, К-301.

Принять раствор свежего моноэтаноламина с установки № 17 на установку в емкость Е-301.

Из емкости Е-301 раствор МЭА насосом Н-301 (Н-301р) подается в абсорбер К-301.

При достижении нормального уровня в абсорбере К-301 наладить циркуляцию раствора моноэтаноламина по схеме:

уст.№ 17 (свежий раствор МЭА) > Е-301 > Н-301(Н-301р) > К-301>

уст.№ 17 (отработанный раствор МЭА)

Строго следить за уровнем в абсорбере К-301 так как при падении уровня может произойти прорыв водородсодержащего газа из системы высокого давления. При заполнении системы уровень в емкости Е-301 поддерживается подачей МЭА из системы регенерации предприятия.

При циркуляции налаживается работа К и А и оборудования данной системы.

При достижении удовлетворительной работы оборудования и приборов К и А система считается подготовленной для очистки циркуляционного газа от сероводорода.

6.6.3.1.3 Включение сырьевого потока и отработка технологического режима

Перед подачей сырья в систему при выводе секции на режим необходимо, чтобы реакторное отделение, отделение очистки газов были на горячей циркуляции по своим схемам и доведены до рабочих параметров по температурам, давлениям и расходам с нормальной работой приборов контроля и автоматики.

При достижении рабочей температуры циркулирующего водородсодержащего газа в реакторе в систему подается сырье в минимальном количестве, производительность регулируется вручную, наблюдая за тем, чтобы температура на выходе из печей не снижалась.

С началом подачи сырья в реакторы наблюдается повышение температуры в слое катализатора, что свидетельствует о начале реакции гидрогенизации сернистых соединений. Постепенно увеличивается производительность сырьевого насоса. При этом должна соблюдаться необходимая кратность.

Резкие колебания давления, температуры и расхода сырья не допустимы, т.к. это может привести к коксованию катализатора и нарушению герметичности соединений.

Для поддержания концентрации водорода в циркулирующем водородсодержащем газе согласно нормам технологического режима увеличивается подпитка системы свежим водородсодержащим газом.

При поступлении достаточного количества жидкости в С-101, С-102, К-101 регулировка уровней переводится полностью на автоматику.

Ввиду того, что пуск секции 200 необходимо осуществлять на гидроочищенном сырье, гидрогенизат после вывода секции 100 на проектный режим до получения удовлетворительных анализов по сере (содержание серы не более 0,02%) выводить в парк по схеме:

К-101 > Н-102-1 > резервуары парка № 322/5.

6.7 Компоновка оборудования основных стадий цеха

При разработке компоновки оборудования обеспечены следующие требования:

1) Оборудование обеспечивает нормальный и безопасный режим работы технологического процесса;

2) Расположение оборудования удобно для обслуживания;

3) Созданы условия для монтажа, демонтажа и плановых ремонтов оборудования;

4) Основное оборудование кроме насосов и компрессоров расположено на открытой площадке. Такое расположение позволяет обеспечить бесперебойное и безопасное функционирование технологической схемы;

5) Здание операторной и кабинет начальника установки максимально удалены от блока реакторов и печей.

6.8 Инфраструктура, обеспечивающая функционирование производства

Установка связана с цехами:

1) Из цеха № 1 поступают дизельная фракция, как сырье для производства высокоиндексных низкозастывающих основ (парки 322/4,5);

2) Из цеха № 3 с установок № 11, 13 поступает неконцентрированный ВСГ, в цех № 3 на установку № 14 выводится отдувочный ВСГ;

3) Из цеха № 2 с установки № 17 поступает свежий раствор МЭА, с установки № 61 на установку № 17 выводится отработанный раствор МЭА;

4) УВК и ОС обеспечивает установку оборотной водой.

5) Коксо-битумное производство обеспечивает установку топливным газом;

6) В цех № 8 на установку № 39, в цех № 2 на установку №16 выводится отдувочный ВСГ;

7) Из цеха № 29 поступают реагенты (сода техническая, осерняющий агент, катализаторы, цеолиты);

8) Цех № 20 обеспечивает установку водяным паром, теплофикационной водой, техническим воздухом и воздухом КИП и А. С установки выводится конденсат пара на конденсатную станцию № 35;

9) На установку поступает оборотная вода от водоблока № 7. Температура воды, поступающей на установку должна быть не выше 28 єС;

10) Установка обеспечивается электроэнергией от ЦРП № 3,5 (ТП-91а, ТП-92а) по четырем вводам от двух независимых источников 6 кВ;

11) На установке используется инертный газ (азот) низкого давления (до 8 кгс/см²) и высокого давления (до 64 кгс/см²) поступающий с установок № 48, 49.

Целевыми продуктами установки является основы гидравлических масел и жидкостей.

Побочной продукцией на установке является углеводородный газ из сепараторов низкого давления, который направляется в качестве топлива на печи, а избыток сбрасывается в топливное кольцо завода или на факел. Неиспользуемые продукты ВПДТ, а также бензино-дизельная фракция поступает в парки цеха № 17. В цех № 3 на установку № 14 и в цех № 8 на установку № 39 выводится отдувочный ВСГ.

7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

7.1 Расчет материального баланса

Исходные данные:

1. Производительность установки по сырью G = 125 798,4 т/год;

2. Количество рабочих дней установки в году N = 260;

3. Характеристика сырья: фракционный состав 250 - 340 єC; плотность 840 кг/м³; содержание серы S₀ = 0,2% (масс.), в том числе меркаптановой S_м = 0,010% (масс.), сульфидной S_с = 0,100% (масс.), дисульфидной S_д = 0,020% (масс.) и тиофеновой S_Т = 0,070% (масс.); содержание ароматических углеводородов 22,3% (масс.).

3. Остаточное содержание серы в очищенном гидрогенизате S_к = 0,01%, т. е. степень, или глубина гидрообессеривания должна быть 95%.

4. Остаточное содержание ароматических углеводородов 4,5% (масс.), т.е. степень деароматизации 79,8% (При совместной гидрирующей активности катализаторов гидрирования и гидроочистки).

5. Гидроочистка проводится на Al-Co-Ni-Mo катализаторе при среднем давлении P = 3,05 МПа, температуре 340 - 370 єС, кратности циркуляции водородсодержащего газа к сырью = 450 нм³/м³.

6. В реактор поступает сырье, свежий водородсодержащий газ и циркулирующий водородсодержащий газ (ЦВСГ). Состав ЦВСГ см. табл. 7.1.

7. Объемная скорость подачи сырья = 4,15 ч^-1

Таблица 7.1. Состав циркулирующего водородсодержащего газа [35]

	H2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
Мольная доля y'	0,720	0,200	0,050	0,020	0,010
Массовая доля y	0,192	0,427	0,201	0,103	0,077

7.1.1 Выход гидроочищенного продукта

Выход гидроочищенной дизельной фракции B_д.ф., % (масс.) на исходное сырье равен:

Где B_б, B_г, S - выходы бензина, газа и количество удаленной из сырья серы соответственно на сырье, % (масс.).

Бензин и газ образуются преимущественно при гидрогенолизе сернистых соединений.

Среднюю молекулярную массу сырья найдем по следующей эмпирической формуле:

Где d₁₅¹⁵ - относительная плотность фракции при температуре 15 єС, тогда:

При средней молекулярной массе 195,81 в 100 кг сырья содержится 100:195,81 = 0,511 кмоль, 0,2 кг серы содержат 0,2/32 = 0,006 кмоль серы, т.е. серосодержащие молекулы составляют 0,006/0,48·100% = 1,174% общего числа молекул. Если принять равномерное распределение атомов серы по длине углеводородной цепи, то при гидрогенолизе сераорганических соединений с разрывом связи у атома серы выход бензина и газа составит:

Тогда выход гидроочищенной дизельной фракции составит:

7.1.2 Расход водорода на гидроочистку

Водород в процессе гидроочистки расходуется на:

1) Гидрогенолиз сераорганических соединений;

2) Гидрирование ароматических углеводородов;

3) Потери водорода с отходящими потоками (отдувом и жидким гидрогенизатом).

Расход водорода на гидрогенолиз определим по формуле:

Где G₁ - расход 100%-го водорода, % (масс.) на сырье;

S - количество серы, удаляемое при гидроочистке, % (масс.) на сырье;

m - коэффициент, зависящий от характера сернистых соединений.

Поскольку в нефтяном сырье присутствуют различные сернистые соединения, определяется расход водорода на гидрогенолиз каждого из них, и полученные результаты суммируются. Значение m для свободной серы равно 0,0625, для меркаптанов - 0,062, циклических и алифатических сульфидов - 0,125, дисульфидов - 0,0938, тиофенов - 0,250 и бензотиофенов - 0,187. Наиболее стабильны при гидроочистке тиофеновые соединения, поэтому при расчете принимаем, что вся остаточная сера (0,01% масс. на сырье) в гидрогенизате - тиофеновая, а остальные сераорганические соединения разлагаются полностью.

При этом получаем G₁ = 0,01·0,062 + 0,1·0,125 + 0,02·0,0938 + (0,07-0,01)·0,25 = 0,030.

Расход водорода на гидрирование ароматических углеводородов равен:

G₂ = 2·C_н/M

Где G₂ - расход 100%-го водорода, % (масс.);

C_н - разность содержания ароматических углеводородов в сырье и гидрогенизате, % (масс.) на сырье;

M - средняя молекулярная масса сырья.

Степень гидрирования ароматики 79,8%, тогда:

Мольную долю водорода, растворенного в гидрогенизате, можно рассчитать из условий фазового равновесия в газосепараторе высокого давления:

Где - мольные доли водорода в паровой и жидкой фазах (в рассматриваемом случае равняется мольной или объемной концентрации водорода в циркулирующем газе; K_p - константа фазового равновесия (для условий газосепаратора высокого давления при 40 єС и 4 МПа K_p = 30).

Потери водорода от растворения в гидрогенизате G₃ (% масс.) на сырье составляют:

Кроме этих потерь имеют место потери водорода за счет диффузии водорода через стенки аппаратов и утечки через неплотности, так называемые механические потери. По практическим данным, эти потери составляют около 1% от общего объема циркулирующего газа. Механические потери G₄ на сырье равны:

7.1.3 Потери водорода с отдувом

Объемный баланс по водороду и углеводородным газам:

{

Где V₀, V_р, V_отд, V_г.к., V_a - объемы свежего ВСГ, химически реагирующего и сорбируемого гидрогенизатом водорода, отдува, газов гидрокрекинга и газов, абсорбируемых жидким гидрогенизатом соответственно, м³/ч;

y₀, y - объемные концентрации водорода в свежем и циркулирующем ВСГ.

Наиболее экономичный по расходу водорода режим без отдува ВСГ можно поддерживать, если газы, образующиеся при гидрокрекинге, и газы, поступающие в систему со свежим ВСГ, полностью сорбируются в газосепараторе в жидком гидрогенизате, т.е.:

Реализации этого условия способствует увеличение концентрации водорода в свежем ВСГ, уменьшение реакций гидрокрекинга и повышение давления в системе. Если балансовые углеводородные газы полностью не сорбируются, то часть их выводится с отдувом. Решение системы уравнений получаем объем газов отдува:

Объем водорода в отдуваемом газе равен V_отд·y. Тогда общий расход водорода при гидроочистке с учетом газа отдува составит:

Расчет рекомендуется вести на 100 кг исходного сырья, так как при этом абсолютные значения расходных показателей (в % масс.) можно использовать с размерностью кг:

Где М_г.к. - средняя молекулярная масса газов гидрокрекинга; при одинаковом мольном содержании С₁, С₂, С₃ и С₄ она равна: M_г.к. = (16+30+44+58)/4=37.

Количество углеводородных газов, абсорбируемых жидким гидрогенизатом, можно определить, если допустить, что циркулирующий водородсодержащий газ принятого состава находится в равновесии с жидким гидрогенизатом. Содержание отдельных компонентов в циркулирующем газе и константы фазового равновесия в условиях газосепаратора высокого давления (40 єС и 4,0 МПа) приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2. Зависимость константы фазового равновесия от мольной доли компонентов в циркулирующем газе [35]

Компонент	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
Содержание компонента yi, мол. доли	0,20	0,05	0,02	0,01
Константа фазового равновесия Kpi	3,85	1,2	0,47	0,18

Количество абсорбированного компонента i в кг на 100 кг гидрогенизата равно:

Количество абсорбированного компонента i (v_i, м³ на 100 кг гидрогенизата) составляет:

Подставляя в данное выражение соответствующие значения x_i = y_i/K_pi, получим объем каждого компонента, растворенного в гидрогенизате:

Суммарный объем абсорбированных газов будет равен:

Балансовый объем углеводородных газов, поступающих в газосепаратор (газы гидрокрекинга и вносимые со свежим ВСГ) составляет:

Поскольку выполняется требование неравенства, возможна работа без отдува части циркулирующего ВСГ. Таким образом, общий расход водорода в процессе гидроочистки будет складываться из водорода, поглощаемого при химической реакции, абсорбируемого в сепараторе высокого давления и механически теряемого:

Расход свежего ВСГ на гидроочистку равен:

Где 0,29 - содержание водорода в свежем водородсодержащем газе, % (масс.).

7.1.4 Материальный баланс установки

На основе полученных данных можно составить материальный баланс установки гидроочистки (табл. 7.3).

Выход сероводорода:

Таким образом, балансовым сероводородом поглощается 0,202 - 0,19 = 0,012% водорода.

Количество водорода, вошедшего при гидрировании в состав дизельной фракции, равно:

Уточненный выход гидроочищенной дизельной фракции 99,56 + 0,198 = 99,758% (масс.).

Выход сухого газа, выводимого с установки, складывается из углеводородных газов, поступающих со свежим ВСГ, газов, образующихся при гидрогенолизе, а также абсорбированного гидрогенизатом водорода:

На основе полученного материального баланса (табл. 7.3) проводим расчет реакторного блока установки гидроочистки.

Таблица 7.3. Материальный баланс гидроочистки

Наименование	В пересчете на 100 кг	т/год	кг/ч
Приход	Сырье Водородсодержащий газ в том числе 100% H2	100 0,99 0,29	125 798,4 1 245,40 364,82	20 160,0 199,58 58,465
?	100,99	127 043,80	20 359,58
Расход	Дизельная фракция очищенная Сероводород Сухой газ Бензин Механические потери H2	99,76 0,20 0,79 0,19 0,05	125 496,47 251,60 993,81 239,02 62,90	20 111,62 40,32 159,26 38,30 10,08
?	100,99	127 043,80	20 359,58

7.1.5 Материальный баланс реактора гидроочистки

В реактор поступает сырье, свежий водородсодержащий газ и циркулирующий водородсодержащий газ (ЦВСГ). Состав ЦВСГ приведен в табл. 7.1. (см. выше).

Средняя молекулярная масса ЦВСГ М_ц равна:

Расход ЦВСГ на 100 кг сырья G_ц можно найти по формуле:

На основе данных материального баланса гидроочистки (табл. 7.3) составляем материальный баланс реактора (табл. 7.4).

Таблица 7.4. Материальный баланс реактора гидроочистки

Наименование	В пересчете на 100 кг	т/год	кг/ч
Приход	Сырье Свежий водородсодержащий газ Циркулирующий водородсодержащий газ	100 0,99 18,18	125 798,4 1 245,40 22 870,15	20 160,0 199,58 3 665,09
?	119,17	149 913,95	24 024,67
Расход	Дизельная фракция очищенная Сероводород Сухой газ Бензин Механические потери H2 Циркулирующий водородсодержащий газ	99,76 0,20 0,79 0,19 0,05 18,18	125 496,47 251,60 993,81 239,02 62,90 22 870,15	20 111,62 40,32 159,26 38,30 10,08 3 665,09
?	119,17	149 913,950	24 024,67

7.2 Тепловой баланс реактора

Уравнение теплового баланса реактора гидроочистки можно записать так:

Где Q_с, Q_ц - тепло, вносимое в реактор со свежим сырьем и циркулирующим водородсодержащим газом;

Q_S, Q_г.н. - тепло, выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых и гидрирования непредельных соединений;

?Q_см - тепло, отводимое из реактора реакционной смесью.

Средняя теплоемкость реакционной смеси при гидроочистке незначительно изменяется в ходе процесса, поэтому тепловой баланс реактора можно записать в следующем виде:

Где G - суммарное количество реакционной смеси, % (масс.);

- средняя теплоемкость реакционной смеси, кДж/(кг·К);

S, С_н - количество серы и непредельных (ароматических) углеводородов, удаленных из сырья, % (масс.);

t, t₀ - температуры на входе в реактор и при удалении серы S, єС;

q_S, q_н - тепловые эффекты гидрирования сернистых и непредельных соединений, кДж/кг.

Ниже последовательно определены численные значения всех членов, входящих в уравнение t = f(t₀, S, q_S,…).

1. Новый катализатор ГКД-202 работает с максимальной активностью в температурном интервале 340 - 370 єС, поэтому в качестве начальной температуры газосырьевой смеси возьмем среднее значение t₀=355єC 360єC.

2. Суммарное количество газосырьевой смеси на входе в реактор, согласно табл. 6.4 G = 119,17 кг (в расчете на 100 кг сырья);

3. Количество серы, удаленное из сырья, S = 0.19% (масс.). Глубина гидрирования ароматических углеводородов равна С_н = 0,798·22,3 = 17,8% (масс.).

4. Количество тепла, выделяемое при гидрогенолизе сернистых соединений (на 100 кг сырья) при заданной глубине гидрообессеривания, равной 0,95 составит:

Где q_Si - тепловые эффекты гидрогенолиза отдельных сераорганических соединений, кДж/кг.

g_Si - количество разложенных сераорганических соединений, кг (при расчете на 100 кг сырья оно численно равно содержанию отдельных сераорганических соединений в % масс.).

При 800 К тепловые эффекты гидрирования для указанных соединении будут следующими: q (RSH) = 2100 кДж/кг; q(RSSR') = 5060 кДж/кг; q(ц-C₄H₈S) = 3810 кДж/кг; q(C₄H₄S) = 8700 кДж/кг, тогда:

5. Количество тепла, выделяемое при гидрировании моноциклических ароматических углеводородов, равно 214 000 кДж/моль, тогда:

6. Среднюю теплоемкость циркулирующего водородсодержащего газа находят на основании данных по теплоемкости отдельных компонентов (табл. 7.5).

Таблица 7.5. Теплоемкости индивидуальных компонентов [35]

Теплоемкость	H2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
cp, кДж/(кг·К)	14,57	3,35	3,29	3,23	3,18
ср, ккал/(кг·єС)	3,48	0,800	0,786	0,772	0,760

Теплоемкость циркулирующего ВСГ можно найти по формуле:

Где с_pi - теплоемкость отдельных компонентов с учетом поправок на температуру и давление, кДж/(кг·К);

y_i - массовая доля каждого компонента в циркулирующем газе (табл. 7.1). Тогда:

7.

Энтальпию паров сырья при 360 єС определим по графику определения энтальпии нефтяных паров и жидкостей [35]: I³⁶⁰ = 1050 кДж/кг.

Поправку на давление находят по значениям приведенных температуры и давления.

Абсолютная критическая температура сырья определяется с использованием графика, представленного в [35]: Т_кр = 693 К.

Приведенная температура: Т_пр = (360 + 273)/693 = 0,913.

Критическое давление сырья вычисляем по формуле:

Где K - характеризующий фактор, равный:

Где T_ср - средняя молекулярная температура кипения приблизительно равная температура выкипания 50% об. фракции при разгонке на аппарате Энглера ( 276 єС). Тогда:



Приведенное давление Р_пр равно:

Для найденных Т_пр и P_пр находим из [35] поправку для энтальпии паров: I·M/T = 16,760, откуда I = 16,76·633/195,81 = 54,180 кДж/кг.

Энтальпия сырья с поправкой на давление равна I³⁶⁰ = 1050 - 54,18 = 995,82 кДж/кг;

Теплоемкость сырья с поправкой на давление равна с_с = 995,82/360 = 2,766 кДж/(кг·К).

Средняя теплоемкость реакционной смеси составляет:

Используя ранее выведенное уравнение, находим температуру газопродуктовой смеси на выходе из реактора:

t = t₀ + (Q_S + Q_н)/(G· ) = 360 + (1 112,2 + 19 453,55)/(119,7·3,2) 414 єС.

Как видно, при больших тепловых эффектах, вследствие гидрирования ароматических углеводородов, без учета теплопотерь во внешнюю среду, градиент температур в реакторе достигает 54 єС, что способствует усилению нежелательных вторичных реакций расщепления углеводородов и сокращению диапазона варьируемых температур по мере отработки катализатора. В этом случае экзотермический характер превращений требует отвода теплоты из зоны реакции, который может быть осуществлен подачей в систему части холодного циркуляционного водородсодержащего газа. Расход холодного ЦВСГ можно подобрать таким, чтобы он частично компенсировал тепловой эффект реакции, обеспечивая повышение температуры по слою не более чем на 25 єС. Главным условием здесь является то, чтобы входящий через боковой патрубок циркуляционный газ эффективно был распределен по всему объему катализатора. Для этого наиболее подходящим конструктивным решением будет являться выбор секционированного реактора, а холодный циркуляционный водородсодержащий газ в качестве хладагента будет направляться между секциями.

Поступающий с очистки ЦВСГ имеет температуру t_о.г. = 25 єС. Теплоемкость газа при данной температуре:

с_о.г. = 14,415·0,192 + 2,237·0,427 + 1,757·0,201 + 1,671·0,103 + 1,686·0,077 = 4,378 кДж/(кг·К)

Рассчитаем его расход, не изменяя общего расхода ЦВСГ, а взяв какую-то его часть на охлаждение смеси. Принимая за X - искомый расход квенчинг-газа, уравнение материального баланса запишется следующим образом:

Задавая температуру на выходе из реактора t = 360 + 25 = 385 єС, подставив исходные данные и после некоторых преобразований получаем уравнение с одной переменой:

Откуда Х = 5,95 кг (на 100 кг сырья). Таким образом, в реактор вместе со 100 кг сырья поступает 19,17 - 5,95 = 13,22 кг водородсодержащего газа, а 5,95 кг подается при температуре 25 єС через патрубок в межсекционное пространство на охлаждение реакционной смеси до температуры 385 єС.