Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Сибирский государственный технологический университет»

Факультет химических технологий

Кафедра технологии порохов, твердых ракетных топлив и нефтепродуктов

ОТЧЕТ

По учебной практике

Место практики: АНПЗ.

Руководитель практики от предприятия: Игнатьев Е.М., И.О. начальника цеха №3/5.

Руководитель практики от университета: Андреевская Н.В.

Студент: Симон А.В гр.63-3

Красноярск

2013

Содержание

Содержание 2

Общие сведения об ОАО “ Ачинский НПЗ” 3

Применение 20

Сера техническая 20

заключение 21

список использованных источников 22

Целью учебной практики в соответствии с Государственным образовательным стандартом высшей профессиональной подготовки (ГОС ВОП) является углубление и закрепление знаний, полученных при изучении естественно-научных и некоторых общеобразовательных дисциплин, а также:

• Знакомство с современными нефтеперерабатывающими предприятиями и нефтебазами, организацией транспортировки, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов;

• Подготовка к изучению теории общеобразовательных дисциплин: общей химической технологии, безопасности жизнедеятельности, экономики и управления производством, системы управления химико-технологических процессов.

Задачей учебной практики является:

• Назначение производства, его стадии и их взаимосвязь;

• Изучение устройства технологического оборудования, технологических процессов нефтеперерабатывающего завода;

• Использование в производстве известных физических, физико-химических, гидромеханических и других закономерностей, т.е. взаимосвязь производства с теоретическими основами технологического процесса;

• Материальные балансы отдельных стадий производства и аппаратурное оформление процессов;

• Утилизация отходов, водоснабжение и водооборот, очистка сточных вод.

Моей непосредственной задачей являлся анализ, фильтрация и информационная обработка нормативной документации цеха №1 АНПЗ «первичной переработки нефти и каталитических процессов».

Общие сведения об оао “ Ачинский нпз”

Как и многие предприятия Центральной Сибири, Ачинский НПЗ относительно молод. Его строительство началось в 1972 году, а первая продукция была получена в декабре 1982 года. Ачинский нефтеперерабатывающий завод вступил в состав действующих предприятий Сибири в 1983 году. С начала эксплуатации завод уверенно набирал производственные мощности, совершенствовалась технология, крепли собственные кадры. Это были непростые годы становления и развития самого молодого в нефтехимической отрасли предприятия. Начиная с 1983 года по январь нынешнего года было переработано 173,5 миллионов тонн нефти и сегодня Ачинский НПЗ – современное, высокоэффективное производящее экологически чистую продукцию производство, является предприятием с высокой степенью механизации и автоматизации всех технологических процессов. Он утвердился стабильным выполнением договорных обязательств и качеством продукции не только в нашей стране, но и за ее пределами, занимает одно из ведущих мест в отрасли.

Он является единственным крупным нефтеперерабатывающим предприятием в Красноярском крае. С 2007 года входит в периметр НК «Роснефть». Установленная мощность Ачинского НПЗ по переработке составляет 7,5 млн. тонн нефти в год.

Завод перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть». Достигнутая мощность по переработке составляет 7,5 млн. тонн нефти в год. Вторичные перерабатывающие мощности предприятия включают установки каталитического риформинга, гидроочистки бензиновой и керосиновой фракций, гидроочистки дизельных топлив, совмещенной с процессом депарафинизации, изомеризации легких бензиновых фракций, газофракционирующую и битумную установки, установку утилизации сероводородного газа и производства гранулированной серы. Ассортимент выпускаемой продукции включает широкий спектр нефтепродуктов. Это бензины автомобильные и для нефтехимии, дизельные топлива зимних и летних марок, технологическое топливо и топочные мазуты, авиационное топливо, нефтебитумы, сжиженные газы, техническая сера. Продукция завода конкурентоспособна, высококачественна и экологична. Реализуется на территории Красноярского края и соседних регионов, а также поставляется на экспорт. С началом производства нефтепродуктов, соответствующих стандарту Евро-3, организованы поставки в западные регионы страны. Нефтепродукты АНПЗ (топливо дизельное «Евро» по ГОСТ Р 52368-2005, сорт С, вид II и бензин неэтилированный «Премиум Евро-95» вид II) – призеры всероссийского конкурса «100 лучших товаров России». 

В 2011 году Ачинский НПЗ переработал 7,508 млн. тонн нефти, впервые в своей истории преодолев рубеж в 7,5 млн. тонн. Глубина переработки составила 62,32%. В настоящее время Ачинский НПЗ производит самое большое среди НПЗ «Роснефти» количество автобензина, соответствующего III экологическому классу. В число приоритетов ОАО «АНПЗ ВНК» входят повышение эффективности управления производством, охрана труда, промышленная и экологическая безопасность. На предприятии разработана и внедрена интегрированная система менеджмента (ИСМ) в области качества, экологической и промышленной безопасности. В 2009 году ОАО «АНПЗ ВНК» прошел сертификацию ИСМ, разработанной на основании стандартов ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, OH SAS 18001:2007, на соответствие требованиям спецификации на Интегрированные Системы Менеджмента PAS 99:2006. Область сертификации - производство автомобильных бензинов, дизельных топлив, авиатоплив, мазутов, сжиженных углеводородных газов, нефтяных битумов, серы элементарной.

Традиционные регионы потребления нефтепродуктов производства ОАО «АНПЗ ВНК» - Красноярский край, Новосибирская, Томская, Кемеровская, Иркутская области, республики Хакасия и Тыва, Алтайский, Приморский и Хабаровский края; часть продукции отправляется на экспорт. С переходом предприятия на выпуск продукции класса ЕВРО производятся отгрузки в западные регионы России.

До 90% объема произведенных нефтепродуктов вывозится по железной дороге. Для удобства работы с покупателями небольших партий товара организована схема налива топлива в автоцистерны.

В настоящее время на ОАО «АНПЗ ВНК» проводится модернизация производства, направленная на увеличение глубины переработки и повышение качества нефтепродуктов. С 2008 года по 2010 год на Ачинском НПЗ был реализован ряд инвестиционных проектов. Ведены в эксплуатацию комплекс химводоподготовки, установка утилизации сероводородного газа и производства гранулированной серы, полигон хранения отходов производства и потребления. Завершен перевод ТЭЦ завода на совместное сжигание жидкого и газообразного топлива.

Для увеличения глубины переработки нефти и выполнения требований Технического регламента на предприятии продолжается реализация комплексного проекта развития завода, который предусматривает строительство комплекса по производству нефтяного кокса, комплекса гидрокрекинга, второй установки изомеризации, объектов общезаводского хозяйства.

1. Общая характеристика производственного объекта.

Назначение установки утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы - очистка кислых газов, содержащих сероводород и аммиак, с целью получения элементарной серы по технологии процесса Клаус. Сжигание аммиака происходит в условиях, предотвращающих образование SO₃ и NOх.

Сырьем для установки утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы являются кислый газ с установки аминовой очистки газов и газ SWS от установки отпарки кислых вод.

Полученная жидкая сера направляется на дегазацию и далее на узел грануляции с последующей расфасовкой, упаковкой и транспортировкой.

В состав установки утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы на ОАО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании» входят:

· узел сепарации кислого газа амина

· узел сепарации кислого газа SWS, включающие сепаратор и насос для вывода конденсата по мере накопления;

· узел сепарации топливного газа, включающий сепаратор, вывод конденсата топливного газа осуществляется клапаном-регулятором уровня;

· энерготехнологическое оборудование: котлы-утилизаторы с выработкой пара 1,3 МПа (изб); котел с выработкой пара 0,4 МПа (изб); с выработкой пара 0,144 МПа (изб);

· электронагреватели, оснащенные системой АСУ ТП;

· реакторное оборудование на титанооксидном и алюмооксидном катализаторе;

· теплообменное оборудование;

· аппарат воздушного охлаждения отработанного пара;

· сероуловитель с сетчатым каплеотбойником для улавливания капель жидкой серы, уносимой с технологическим газом;

· узел печи дожига со сбросом дымовых газов через существующую дымовую трубу;

· деаэрационная установка и деаэраторный бак с насосами подачи питательной воды в котельные агрегаты;

· воздуходувки для подачи воздуха на горелки котлов-утилизаторов;

· воздуходувки для подачи воздуха на горелку печи дожига;

· узел дегазации с барботажной колонкой, работающей по непрерывному воздушному способу, и хранения жидкой серы с погружным насосом , предназначенным для перекачивания дегазированной жидкой серы на установку грануляции;

* система серозатворов для вывода жидкой серы в подземный сборник дегазации и хранения жидкой серы;

* узел грануляции.

Технологическая схема установки выполнена в один поток, который включает в себя все вышеперечисленное оборудование.

Номинальная мощность составляет (100 %) для установки утилизации сероводородного газа и производства гранулированной серы по перерабатываемому сырью (смешанный сероводородный газ) 7345,0 т/год, содержащего 6630,0 т/год сероводорода и 133 т/год аммиака; производительность по сере – 6,14 тыс. т/год.

Возможна работа установки утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы при отсутствии кислого газа SWS (работа только на кислом газе амина). Работа установки утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы при отсутствии кислого газа амина – невозможна.

Эффективность извлечения серы на установке составляет не менее 98%, при степени конверсии аммиака – 100%.

Режим работы установки непрерывный, 8760 часов в год.

3.1. Описание технологического процесса.

Переработка сероводородного газа в серу производится по четырехступенчатому окислительному методу Клауса с применением одной термической и трех каталитических ступеней.

Термическая стадия заключается в высокотемпературном сжигании сероводорода в топке котла-утилизатора при подаче стехиометрического количества воздуха согласно реакции:

2H₂S + О₂→ 2Н₂О + S₂ + 157210 кДж/кмоль Н₂S

Реакция протекает при температуре 1250÷1350 ºС в зависимости от концентрации H₂S в сероводородном газе и наличия в нем углеводородов и аммиака.

Часть сероводородного газа в топке котла-утилизатора превращается в SO₂ по реакции:

2H₂S + 3O₂ → 2H=O + 2SО₂ + 519160 кДж/кмоль H₂S

Возможно протекание побочных реакций с образованием COS, CS₂, CO и H₂:

2СО₂ +S₂ →2COS + О₂

СО₂ + S₂ → CS₂ + О₂

Углеводороды и аммиак, содержащиеся в сероводородном газе, сгорают по реакциям (условно указано по метану):

СН₄ + 2О₂ → CO₂ +2H₂O + 80390 кДж/кмоль СН4

Аммиак, содержащийся в кислом газе SWS, сгорает по следующей реакции:

2NH₃ + 1,5O₂ → N₂ + 3H₂O + 316980 кДж/кмоль NH₃

Так как реакции протекают с выделением тепла, то понижение температуры реакции способствует увеличению выхода серы.

Минимальная температура реакции определяется температурой точки росы серы.

Вывод серы из газовой фазы сдвигает равновесие в сторону увеличения ее выхода и снижает температуру точки росы серы в технологическом газе.

С этой целью предусмотрено охлаждение технологического газа после каждой ступени конверсии с использованием тепла горячих газов и получения насыщенного водяного пара.

Подогрев технологического газа перед каталитическими ступенями осуществляется в электронагревателях.

Для возможности транспортировки серы производится ее грануляция.

Химически очищенная вода, используемая для питания котлов, деаэрируется на узле деаэрации.

Ожидаемый выход серы составит 98,33 % с учетом потерь серы с неорганизованными выбросами через не плотности оборудования при гарантированном выходе серы 98,00 %.

3.2. Описание технологической схемы производственного объекта.

3.2.1. Установка утилизации сероводородного газа.

Кислый газ амина, подаваемый на установку утилизации сероводородного газа и производство гранулированной серы, поступает в сепаратор для отделения капельной влаги. На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода кислого газа амина. Температура кислого газа амина не более 50 °. Давление кислого газа амина до 0,05 МПа. Конденсат кислого газа амина из сепаратора откачивается с установки насосом. На выходе с установки осуществляется замер температуры, давления и расхода конденсата кислого газа амина. Кислый газ амина из сепаратора направляется на подогрев в теплообменник.

Кислый газ SWS, подаваемый на установку, поступает в сепаратор для отделения капельной влаги. Температура кислого газа SWS до 90 °. Давление кислого газа SWS до 0,05 МПа. Конденсат SWS газа из сепаратора выводится с установки насосом.

Далее кислый газ SWS подается на смешение в трубопровод подогретого кислого газа амина, с последующим разделением смешанного кислого газа на два потока с подачей последнего в котлы-утилизаторы.

Температура смешанного кислого газа не более 120 °С. Давление смешанного кислого газа от 17 до 0,42 кгс/см².

Потребителями топливного газа на установке являются котлы-утилизаторы (при пуске) и печь дожига, работающая на топливном газе.

Топливный газ, подаваемый на установку, поступает в сепаратор для отделения капельной влаги.

На входе на установку, на трубопроводе топливного газа, установлен отсечной клапан дистанционного управления.

Температура топливного газа не более 90 °С.

Давление топливного газа до 0,5 МПа.

Конденсат топливного газа из сепаратора под остаточным давлением выводится с установки.

На выходе с установки осуществляется замер температуры, давления и расхода конденсата топливного газа.

Температура конденсата топливного газа до 90 °С.

Давление конденсата топливного газа от 0,25 до 0,45 МПа.

Трубопровод топливного газа на выходе из сепаратора С-3 заключен в паровую рубашку во избежание выпадения конденсата в трубопроводах.

После паровой рубашки производится замер температуры и давления топливного газа.

Температура топливного газа не более 130 °С.

Давление топливного газа от 0,150 до 0,494 МПа.

Воздух для сжигания кислых газов подается в горелку котла от компрессора.

Температура воздуха от 20 до 85 °С.

Давление воздуха от 0,02 до 0,07 МПа.

Воздух для сжигания кислых газов подается в горелку котла через отсечные клапаны, входящие в систему ПАЗ.

Регулирование расхода основного воздуха в горелку осуществляется регулятором соотношения расхода смешанного кислого газа (при работе на кислом газе амина) или по расходу топливного газа (при розжиге котла). Регулирующий клапан установлен на линии подачи основного потока воздуха в горелку.

Расход основного потока воздуха регулируется клапаном, установленным на трубопроводе подачи основного потока воздуха. Расход основного потока воздуха выводится на суммирование с воздухом оптимизации. При минимальном аварийном расходе суммарного воздуха при работе на кислом газе срабатывает блокировка по системе ПАЗ.

Достижение максимального выхода серы обеспечивается оптимизацией процесса, которая заключается в автоматической корректировке подачи части воздуха в зависимости от показаний газоанализатора на разность H₂S-2SO₂=0 в отходящем газе, установленного после сероуловителя.

Перед подачей в горелки котлов-утилизаторов, воздух подогревается в теплообменниках.

В топке котла-утилизатора осуществляется замер температуры.

Для розжига горелки котла-утилизатора предусмотрена система автоматического розжига. Питание котлов-утилизаторов осуществляется питательной водой от насоса.

Далее пар объединяется от двух котлов и выводится в заводскую сеть.

На выходе с установки осуществляется замер температуры, давления и расхода выводимого с установки пара.

Температура пара до 250 °С.

На линии пара ведется контроль давления и расхода пара.

Давление пара от 0,25 до 0,39 МПа (от 2,5 до 3,9 кгс/см2)

Технологический газ после котлов-утилизаторов объединяется и направляется на I ступень двухступенчатого конденсатора-генератора.

Сера, образовавшаяся в термической ступени, конденсируется и через серозатвор выводится из I ступени конденсатора-генератора в подземный сборник для дегазации и хранения жидкой серы.

Конденсатор-генератор по газу разделен на две ступени: первая ступень служит для охлаждения газа после термической ступени, вторая – после I-ой каталитической; паровая часть является общей.

Питательная вода в конденсатор-генератор подается насосом низкого давления.

Технологический газ далее направляется в электронагреватель I ступени.

Технологический газ из электронагревателя I ступени Эт-1 поступает в конвертор I ступени Р-1, представляющий собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого располагается слой высокоэффективных катализаторов марок CRS-31 и CR 3S. На слое катализатора происходит каталитическое окисление Н2S до серы, идущее с выделением тепла, при этом, температура технологического газа на выходе из конвертора Р-1 повышается.

Сконденсированная сера, образовавшаяся на I каталитической ступени, выводится из II ступени конденсатора-генератора КУ-2 через серозатвор Е-6 в подземный сборник для дегазации и хранения жидкой серы Е-11.

Вторая ступень каталитической конверсии Р-2 технологического газа с его предварительным подогревом в электронагревателе II ступени Эт-2 аналогична первой ступени.

Технологический газ из электронагревателя II ступени Эт-2 поступает в конвертор II ступени Р-2.

Для охлаждения и конденсации серы газ из конвертора Р-2 направляется в I-ую ступень конденсатора-генератора КУ-3.

Конденсатор-генератор КУ-3 по газу разделен на две ступени: первая ступень служит для охлаждения газа после II-ой каталитической ступени, вторая – после III-ей каталитической; паровая часть является общей.

Сконденсированная сера, образовавшаяся на II каталитической ступени, выводится из I ступени конденсатора-генератора КУ-3 через серозатвор Е-7 в подземный сборник для дегазации и хранения жидкой серы Е-11.

Выработанный пар конденсируется в аппарате воздушного охлаждения Хв-1 и в виде конденсата возвращается на питание конденсатора КУ-3.

Питательная вода в конденсатор-генератор КУ-3 подается насосом низкого давления Н-2,2Р.

Третья ступень каталитической конверсии Р-3 технологического газа с его предварительным подогревом в электронагревателе III ступени Эт-3 аналогична I и II ступеням.

Технологический газ из I ступени конденсатора-генератора КУ-3 направляется в электронагреватель III ступени Эт-3.

Технологический газ из электронагревателя III ступени Эт-3 поступает в конвертор III ступени Р-3.

Для охлаждения и конденсации серы газ из конвертора Р-3 направляется во II-ую ступень конденсатора-генератора КУ-3.

Температура отходящего технологического газа из КУ-3 не менее 125°С замеряется прибором ТЕ-1131 с выводом в контур TR-1131 для регистрации.

Сконденсированная сера, образовавшаяся на III каталитической ступени, выводится из II ступени конденсатора-генератора КУ-3 через серозатвор Е-8 в подземный сборник для дегазации и хранения жидкой серы Е-11.

Далее технологический газ направляется в сероуловитель Е-1, где происходит отделение капельной серы.

Жидкая сера через серозатвор Е-9 отводится в подземный сборник для дегазации и хранения жидкой серы Е-11.

Технологический газ из сероуловителя направляется на обезвреживание в печь дожига П-1. В печи дожига П-1 обезвреживается также паровоздушная смесь от подземного сборника для дегазации и хранения жидкой серы Е-11. Паровоздушная смесь в печь дожига подается эжекторами Эж-1А,Б.

Температурный режим, необходимый для дожигания остаточного сероводорода и других вредных примесей, содержащихся в технологическом газе, создается в печи П-1 за счет тепла сжигания топливного газа.

Воздух в печь дожига П-1 подается от воздушного компрессора В-2,2Р.

Давление на нагнетании турбокомпрессора В-2,2Р регулируется клапаном, установленным на сбросе воздуха в атмосферу.

На нагнетании турбокомпрессора осуществляется замер температуры и давления воздуха.

На входе воздуха для дожигания газов в горелку печи дожига П-4 установлен отсечной клапан XV-009 «НЗ», входящий в систему ПАЗ.

После печи дожига П-1 дымовые газы проходят газоход и рассеиваются в атмосфере через существующую дымовую трубу S-25. В газоход также подается вентвоздух от узла грануляции.

Дымовые газы после печи дожига П-1 разбавляются за счет организованного подсоса воздуха из атмосферы и сбрасываются через существующую дымовую трубу S-25. При этом сохраняется ее температурный режим.

Затем дымовые газы смешиваются с вентиляционным воздухом от узла грануляции (при условии его работы) и сбрасываются в существующую дымовую трубу S-25.

3.2.2. Дегазация и хранение жидкой серы.

Жидкая сера, получаемая на установке, поступает в дегазационную секцию подземного сборника Е-11, где осуществляется процесс ее дегазации.

Подземный сборник Е-11 разделен на секции дегазации и хранения переливной перегородкой, в нижней части которой предусмотрена арматура для освобождения дегазационной секции от серы.

Секция накопления жидкой серы рассчитана на не менее чем пять суток хранения.

Дегазация жидкой серы осуществляется по непрерывному воздушному способу, который заключается в отдувке растворенного сероводорода за счет барботажа воздуха через жидкую серу. Воздух подается компрессорами В-1,1Р в барботажную колонку К-1 и через нее проходит слой жидкой серы, отдувая растворенный в ней сероводород.

На трубопроводе подачи воздуха на входе в барботажную колонку К-1 установлен отсечной клапан XV-014 «НЗ».

Во избежание конденсации паров серы воздух, подаваемый на дегазацию в барботажную колонку, и вентиляционный воздух, поступающий из атмосферы, подается по трубопроводам с паровой рубашкой. Подогрев осуществляется паром низкого давления.

Удаление воздуха дегазации и вентиляционного воздуха из подземного сборника серы Е-11 осуществляется паровыми эжекторами Эж-1А,Б, производительность которых обеспечивает исключение образования взрывоопасной концентрации сероводорода в объеме сборника.

На трубопроводе подачи паровоздушной смеси в печь дожига П-1 установлен отсечной клапан XV-013 «НЗ».

Осуществляется замер расхода отсасываемого воздуха при работе одного эжектора и при работе двух эжекторов в пусковом режиме.

Температура в линии забора воздуха до 120 °С замеряется по месту прибором TI-1003.

Подогрев серы в секциях дегазации и хранения подземного сборника Е-11 осуществляется подачей пара низкого давления в змеевики.

Откачка дегазированной серы осуществляется погружным насосом Н-3,3Р на узел грануляции серы.

В секциях дегазации и хранения осуществляется замер температуры жидкой серы и температуры воздушной подушки над жидкой серой в секциях дегазации и хранения.

Температуры жидкой серы от 125 °С до 150 °С замеряется прибором ТЕ-1146А,В,С с выводом в контур TRAL-1146А,В,С для регистрации и сигнализации по минимальному значению 125 °С.

Температуры воздушной подушки от 90 °С до 120 °С замеряется прибором ТЕ-1147А,В,С с выводом в контур TRAH-1147А,В,С для регистрации и сигнализации по максимальному значению 120 °С.

В секции хранения осуществляется контроль уровня жидкой серы от 420 мм до 1700 мм прибором LT-4111 с выводом в операторную в контур LRSAHL(LL)-4111 для регистрации, сигнализации по минимальному 420 мм и максимальному 1700 мм значениям параметра, и блокировки по минимальному значению уровня 270 мм (останов насоса Н-3,3Р).

3.2.3. Грануляция жидкой серы.

В проекте используется технологическая система «Rotoform» фирмы «SANDVIK», состоящая из двух технологических линий.

При производительности узла грануляции серы 2700 кг/ч время работы установки на производительность 120 % составит ~7,5 ч/сут.

При производительности узла грануляции серы 1620 кг/ч время работы установки на производительность 120 % составит ~12,5 ч/сут.

Жидкая сера подается на грануляцию из секции хранения подземного сборника Е-11 насосом Н-3,3Р по обогреваемому трубопроводу.

Установка грануляции состоит из гранулообразующего устройства и стального ленточного конвейера-охладителя с системой подачи антиадгезива. Из трубопровода сера поступает в гранулообразующее устройство. Клапан, установленный на трубопроводе подачи жидкой серы на грануляцию может открываться только в случае работы приводов гранулообразующего оборудования. Температурный датчик, встроенный в обогреваемый Rotoformer, контролирует достаточную степень нагрева корпуса Rotoformer перед началом работы.

Гранулообразующее устройство проектируется по образцу Rotoformer®, и состоит из нагреваемого цилиндрического статора, на который подается жидкая сера, и перфорированного кожуха, который поворачивается вокруг статора, осаждая капли серы по всей ширине ленты. Окружная скорость Rotoformer® синхронизирована вручную со скоростью ленточного охладителя. Поэтому капли осаждаются на ленту без деформации и после отверждения образуются одинаковые гранулы оптимальной формы.

Образующееся в данном процессе тепло отводится через стальную ленту и поглощается охлаждающей водой, которая разбрызгивается по нижней стороне стальной ленты. Вода используется в качестве среды для непрямого (косвенного) охлаждения, продукт остается сухим. Гранулы снимаются в конце конвейера-охладителя.

Стальная лента обладает высокой теплопроводностью. Охлаждающая вода разбрызгивается по нижней стороне стальной ленты через форсунки, что обеспечивает равномерное распределение воды.

Наблюдение за работой форсунок осуществляется через боковые завесы. Регулировка и ремонт форсунок, осуществляется через отодвинутые завесы.

В качестве привода стальной ленты применяется двигатель с регулируемой частотой вращения. Выравнивание ленты выполняется с помощью рычажной системы, установленной с нижней стороны стальной ленты. Натяжения данной системы приводятся в движение шкивом привода и устройствами натяжения. Натяжение ленты, необходимое для передачи мощности стальной ленте, производится за счет узла натяжения. С помощью узла натяжения также компенсируется расширение ленты из-за перепадов температуры.

Контроль над расходом охлаждающей воды выполняется расходомером, который сигнализирует, если количество охлаждающей воды не достаточно.

Узел Rotoformer® оборудован вытяжной системой. Над Rotoformer® и лентой-охладителем устанавливается вытяжной шкаф с вентилятором.

Во избежание повреждения гранул при выгрузке на стальную ленту наносится тонким слоем антиадгезив на кремниевой основе посредством роликовой системы. Роликовая система установлена в резервуаре, который расположен под ведущим шкивом.

Из сборника антиадгезив поступает в систему нанесения самотеком.

Сборник антиадгезива встроен в Rotoformer.

Гранулы подаются ковшовым элеватором в накопительный бункер упаковочной машины.

Расфасовка гранулированной серы осуществляется автоматически в мешки весом от 200 до 1000 кг.

Мешки с гранулированной серой вилочным погрузчиком транспортируется на склад.

Для хранения мешков предусматривается открытый склад. Отгрузка осуществляется железнодорожным транспортом. Для перевозки мешков к вагонам предусмотрен пандус вдоль склада и платформа.

.

3.2.4. Деаэрация химически очищенной воды.

Для питания котлов-утилизаторов КУ-1А,Б и конденсаторов-генераторов КУ-2, КУ-3 используется деаэрированная химически очищенная вода.

На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода химически очищенной воды.

Температура химически очищенной воды не более 100 °С замеряется прибором ТЕ-1110 с выводом в операторную в контур ТR-1110 для регистрации.

Давление химически очищенной воды до 0,5 МПа (до 5,0 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2136 с выводом в операторную в контур РR-2136 для регистрации.

Деаэрация химически очищенной воды осуществляется насыщенным паром в деаэрационной колонке Е-2А, установленной на деаэраторном баке Е-3. Предварительно химически очищенная вода подогревается в подогревателе химически очищенной воды Т-3.

На входе в Т-3 осуществляется замер давления до 0,5 МПа (5,0 кгс/см2) химически очищенной воды по месту прибором PI-2122А.

После подогревателя Т-3 производится замер температуры и давления химически очищенной воды.

Температура химически очищенной воды от 54 до 100 °С Давление химически очищенной воды до 0,5 МПа (5,0 кгс/см2) замеряется по месту прибором PI-2022В.

Возврат конденсата от обогрева аппаратов и трубопроводов после конденсатоотводчиков направляется также в деаэраторный бак Е-3.

Вторичный пар из колонки Е-2А поступает в охладитель выпара Е-2Б.

Температура химически очищенной воды после охладителя выпара Е-2Б не более 100 °С замеряется по месту прибором TI-1005.

На выходе из деаэраторного бака Е-3 осуществляется контроль температуры питательной воды.

Температура воды питательной до 104 °С на выходе из Е-3 замеряется прибором ТЕ-1132 с выводом в контур TR-1132 для регистрации.

Деаэрированная вода из бака Е-3 поступает на всас питательных насосов Н-1,1Р и Н-2,2Р.

Питание котлов-утилизаторов КУ-1А,Б осуществляется от насосов Н-1,1Р, конденсатора-генератора КУ-2 – от насоса Н-2,2Р в автоматическом режиме.

1,64 МПа (16,4 кгс/см2) и блокировки по аварийному минимальному значению параметра 1,59 МПа (15,9 кгс/см2) – останов насоса Н-1,1Р.

Питание конденсатора-генератора КУ-3 осуществляется от насоса Н-2,2Р в ручном режиме по показанию прибора уровня.

На нагнетании насоса Н-2,2Р осуществляется замер давления питательной воды от 0,60 до 0,67 МПа (от 6,0 до 6,7 кгс/см2) местным прибором PI-2021А,В.

Разность давления между всасывающим и нагнетательным трубопроводом от 0,59 до 0,65 МПа (от 5,9 до 6,5 кгс/см2) замеряется прибором PDT-2118А,В с выводом в операторную в контур PDRSAL(LL)-2118А,В для регистрации, сигнализации минимального значения 0,59 МПа (5,9 кгс/см2) и блокировки по аварийному минимальному значению параметра 0,57 МПа (5,7 кгс/см2) (останов насоса Н-2,2Р).

3. 5. Вспомогательные узлы.

На установку производства элементарной серы подается оборотная вода.

На входе оборотной воды на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода.

Температура прямой оборотной воды не более 25 °С замеряется прибором ТЕ-1170 с выводом в операторную в контур ТR-1170 для регистрации.

Давление оборотной воды до 0,41 МПа (до 4,10 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2167 с выводом в операторную в контур РRAL-2167 для регистрации и сигнализации минимального значения параметра до 0,38 МПа (до 3,80 кгс/см2).

Расход оборотной воды до 25 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3137 с прибором FT-3137 с выводом в операторную в контур FRQ-3137 для регистрации хозрасчетной величины.

На выходе оборотной воды с установки осуществляется замер температуры, давления и расхода.

Температура обратной оборотной воды не более 35 °С замеряется прибором ТЕ-1171 с выводом в операторную в контур ТR-1171 для регистрации.

Давление оборотной воды до 0,25 МПа (до 2,50 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2168 с выводом в операторную в контур РRAL-2168 для регистрации и сигнализации минимального значения параметра до 0,20 МПа (до 2,00 кгс/см2).

Расход оборотной воды не более 25 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3138 с прибором FT-3138 с выводом в операторную в контур FRQ-3138 для регистрации хозрасчетной величины.

На установку подается технический воздух.

На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода технического воздуха.

Температура технического воздуха от минус 60 до плюс 39 °С замеряется прибором ТЕ-1149 с выводом в операторную в контур ТR-1149 для регистрации.

Давление технического воздуха не более 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2145 с выводом в операторную в контур РR-2145 для регистрации.

Расход технического воздуха от 17,5 до 48,3 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3124 с прибором FT-3124 с выводом в операторную в контур FRQ-3124 для регистрации хозрасчетной величины.

Технический воздух при работе подается на узел автоматической расфасовки на установку грануляции жидкой серы.

На установку для нужд КИП и А подается сжатый воздух КИП.

На установке предусмотрены два воздухосборника для сжатого воздуха КИП Е-10А,В, которые обеспечивают запас воздуха для установки не менее 1 часа.

На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода сжатого воздуха КИП.

Температура сжатого воздуха КИП от минус 60 до плюс 39 °С замеряется прибором ТЕ-1109 с выводом в операторную в контур ТR-1109 для регистрации.

Давление сжатого воздуха КИП не более 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2131 с выводом в операторную в контур РR-2131 для регистрации.

Расход сжатого воздуха КИП не более 139,5 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3131 с прибором FT-3131 с выводом в операторную в контур FRQ-3131 для регистрации хозрасчетной величины.

Азот используется в постоянном режиме на продувку приборов КИП в пределах печного и котлового оборудования, периодически на продувку трубопроводов и аппаратов и эпизодически на пожаротушение конверторов.

На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода азота на постоянное и периодическое потребление.

Температура азота от минус 60 до плюс 39 °С замеряется прибором ТЕ-1150 с выводом в операторную в контур ТR-1150 для регистрации.

Давление азота до 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2130 с выводом в операторную в контур РR-2130 для регистрации.

Давление азота «после себя» на постоянное потребление от 0,03 до 0,11 МПа (от 0,3 до 1,1 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2132 с выводом в операторную в контур РRСАН-2132 для регистрации, сигнализации по максимальному значению параметра 0,11 МПа (1,1 кгс/см2) и регулированию давления клапаном PV-2132 «НЗ», установленным на линии подачи азота на установку.

Расход азота на постоянное потребление не более 53,7 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3129 с прибором FT-3129 с выводом в операторную в контур FRQ-3129 для регистрации хозрасчетной величины.

Расход азота на периодическое потребление не более 395 м3/ч замеряется диафрагмой FE-3130 с прибором FT-3130 с выводом в операторную в контур FRQ-3130 для регистрации хозрасчетной величины.

На входе азота на установку установлен газоанализатор QТ-5103 содержания кислорода в азоте не более 0,5 % об. с выводом в операторную в контур QRAH-5103, который используется для сигнализации его максимального значения 0,5 % об.

На установку предусмотрена подача пара.

На входе на установку осуществляется замер температуры, давления и расхода пара.

Температура пара до 160 °С замеряется прибором ТЕ-1157 с выводом в операторную в контур ТR-1157 для регистрации.

Давление пара от 0,05 до 0,50 МПа (от 0,5 до 5,0 кгс/см2) замеряется прибором РТ-2164 с выводом в операторную в контур РRАL-2164 для регистрации и сигнализации минимального значения 0,05 МПа (0,5 кгс/см2).

Расход пара до 1200 кг/ч (при пуске) и до 1020 кг/ч (в рабочем режиме) замеряется диафрагмой FE-3139 с прибором FT-3139 с выводом в операторную в контур FRQ-3139 для регистрации хозрасчетной величины.

Расходы газовых сред даны при 20ºС и 101,3 кПа.