При появлении уровня жидкости в сепараторе С-202 перепускают продукт в сепаратор С-207 низкого давления, выдерживая нормальный уровень в С-202. Избыток жидкости из С-207 направляют в стабилизационную колонну К-202, доводят давление в С-207 до рабочего, а избыток углеводородных газов сбрасывают в линию сухого газа. Поднимают давление в колонне К-202 до рабочего. Избыток газов из рефлюксной емкости Е-202 сбрасывают в топливную сеть, избыток „головки стабилизации" из Е-202 насосом Н-210 откачивают в товарный парк, включают приборы контроля и автоматики. Стабильный катализат с низа К-202 через теплообменник и холодильник выводят в товарный парк. Постепенно повышают производительность секции до проектной, поднимают температуру на входе в реакторы до 480 °С со скоростью 10 градусов в час, увеличивают кратность циркуляции водородсодержащего газа до 1800 м3 на 1 м3 сырья в час. При снижении влажности циркулирующего газа риформинга до 150 млн"1 начинают по давать в систему раствор дихлорэтана в количестве до 5 млн'1 хлора на сырье. При влажности циркулирующего газа 50 млн'1 снижают подачу хлорсодержащего агента До 0,5 млн"1 хлора. Ужесточение температурного режима с целью повышения октанового числа стабильного катализата проводят плавно, со скоростью 2-3 градуса в сутки. После отладки контрольно-измерительных приборов переходят на автоматическое регулирование процесса.

3.2. Требования к эксплуатации реактора.

Реакторы установок каталитического риформинга работают в условиях химической и электрохимической коррозии, а также механического износа металла аппаратов катализатором. Химическая коррозия реакторов обусловлена содержанием в высокотемпературных газовых потоках сероводорода и водорода, а электрохимическая коррозия — содержанием в циркулирующих дымовых газах регенерации паров воды и двуокиси серы.

Сероводородная коррозия металла аппаратов реакторного блока установок тем сильнее, чем больше концентрация серы в сырье и чем выше содержание сероводорода в циркулирующем газе.

Водород, циркулирующий в системе реакторного блока, вызывает межкристаллитную коррозию металла, сопровождающуюся снижением его прочности и увеличением хрупкости. Межкристаллитное растрескивание, образование раковин и вздутий в металле оборудования под действием водорода усиливаются при повышении температуры и давления в системе.

Сульфидная коррозия практически протекает очень медленно, однако продукты коррозии засоряют катализатор, забивают поры между таблетками, а также трубы теплообмеников, что нарушает технологический режим процесса гидроочистки или каталитического риформинга, ухудшает теплопередачу и приводит к недопустимому возрастанию гидравлического сопротивления. По возникновению большого перепада давления между входом в реактор и выходом из него часто судят о степени сульфидной коррозии.

Реактор и катализатор засоряются также из-за присутствия в газовых потоках кислорода, хлоридов и азотсодержащих соединений. Кислород способствует окислению сернистых соединений, поэтому его концентрация в циркулирующем газе должна быть ограничена (0,0002—0,0006%). Хлориды и азотсодержащие соединения при взаимодействии с водородом образуют соответственно хлористый водород и аммиак, которые, связываясь, превращаются в хлористый аммоний, выпадающий в виде осадка. Осадок удаляют периодической промывкой, для чего в процессе эксплуатации установки по ходу продуктов реакции от реактора до сепаратора в систему впрыскивают воду. Промывку продолжают до тех пор, пока перепад давления не уменьшится до значения, определенного технологической картой.

Рис 5. Технологическая схема Список литературы:

1. Пичугин А.П. Переработка нефти. М., Гостоопттехиздат, 1960.

2. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть вторая. М., «Химия», 1968.

3. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. М., «Химия», 1973.