Ахметов и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа (2006)

Превышение допустимой температуры (200°С) свидетельствует о нарушении герметичности футеровки на данном участке.

Внутри аппарата имеется шесть съемных колосниковых решеток, на которые насыпан таблетированый алюмокобальтомолибденовый катализатор. Колосники устанавливают на кольцевые опоры, приваренные к корпусу реактора. Все внутренние устройства аппарата выполнены из стали ОХ18Н10Т.

Над каждым слоем катализатора расположен маточник из хромоникелевых труб для подачи охлаждающего циркуляционного газа. Это

811

слоя катализатора, через которые сверху вниз проходит сырье. Каждый слой катализатора защищен от динамического воздействия потока среды слоем фарфоровых шаров 6.

Вверхней части реактора установлена распределительная тарелка 1

спатрубками, под которой размещено фильтрующее устройство 2, состоящее из цилиндрических корзин, погруженных в слой катализатора. Корзины сварены из прутка и обтянуты сбоку и снизу сеткой. Сверху корзины открыты. В корзинах и верхней части слоя катализатора задерживаются продукты коррозии и механические примеси.

Верхний слой катализатора поддерживается колосниковой решеткой 4, на которой уложены два слоя сетки и слой фарфоровых шаров. Впространствемеждуверхниминижнимслоямикатализаторанаходится коллектор 5 для ввода пара. В нижней части реактора размещен слой фарфоровых шаров, служащих опорой для нижнего слоя катализатора иобеспечивающийравномерныйвыводпродуктовреакцииизаппарата. Вверхнемднищеимеютсятриштуцерадляустановкимногозонныхтермопар12,контролирующихтемпературноеполевслоекатализатора,крометого,предусмотренатермопаравсреднейчастиреактора.Катализатор выгружаетсяизверхнегослоячерезштуцер11встенкеаппарата,изнижнего слоя через дренажную трубу и штуцер в нижнем днище 9. В стенке реакторамеждуверхниминижнимслоямикатализатораустановленлюк. В нижней части имеются скобы для удобства обслуживания и ремонта.

8.6.2. Реакторы каталитического риформинга

Реактор(рис.8.18)представляетсобойцилиндрическийвертикальный сосудсшаровымиднищами.При525°Си2…4МПаводородспособствует развитию водородной коррозии металла, вызывающей его трещины ивздутия.Поэтомуи длятеплоизоляции изнутриметаллическуюстенку реактора защищают футеровкой из торкрет-бетона.

Кроме того, внутри реактора устанавливают стальной перфорированный стакан, между стенкой которого и стенкой аппарата имеется газовый слой. Нарушение футеровки приводит к перегреву и разрушению стенки реактора. Поэтому необходимо постоянно контролировать температуру внешней поверхности металла при помощи наружных термопар (не выше 150°С). Для изготовления корпуса и днища реактора применяют сталь марки 09Г2ДТ со специальной закалкой поверхности аппарата или сталь 12ХМ. Внутренняя арматура реактора и присоединительные фасонные патрубки изготовлены из легированных сталей.

На первых установках каталитического риформинга применяли реакторы с аксиальным (вдоль оси аппарата) движением газо-сырьевого

812

Рис. 8.18. Схема реакторов установки с аксиальным вводом сырья:

а — для гидроочистки сырья; б — для риформинга; 1 — зональная термопара; 2 — наружная термопара; 3 — футеровка; 4 — корпус; 5 — фарфоровые шары. Линии: I — сырье; II — продукты реакции; III - выгрузка катализатора; IV — вывод продуктов при эжектировании системы во время регенерации катализатора

потока. Реакторы блока гидроочистки и риформинга (рис. 8.18а) имеют верхнийштуцердлявводаинижний—длявыводапродуктов.Восталь- ныхреакторахриформингаштуцерыдлявводасырьяивыводапродукта находятсявверхуаппарата(рис.8.18б).Катализаторзагружаютваппараты через верхний штуцер и выгружают через нижний. Каждый аппарат оборудован штуцерами для выхода паров при эжектировании системы во время регенерации катализатора. Из-за большого перепада давления (1,3…1,5МПа)вреакторахсаксиальнымдвижениемпотока,впоследнее времясталиприменятьреакторысрадиальнымдвижениемгазо-сырьево- гопотока(реакционнаясмесьдвижетсявреакторечерезслойкатализато-

813

814

Глава 9

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

9.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных

иобслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонт- но-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т.д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн вгод),такисоставляющихихтехнологическихпроцессов.Вэтойсвязи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования

итехнологии, квалификации обслуживающего персонала.

Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных расходов. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства и,чтоособеннонедопустимо,ухудшаетсяэкологическаяситуациявнутри и вокруг НПЗ.

815

ОтличительнойособенностьюНПЗявляетсяполучениеразнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктовНПЗисчисляетсяобычносотняминаименований.Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперерабатывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профили):

1)НПЗ топливного профиля;

2)НПЗ топливно-масляного профиля;

3)НПЗтопливно-нефтехимическогопрофиля(нефтехимкомбинаты);

4)НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительнопревосходяткаксмазочныемасла,такипродукциюнефтехимическогосинтеза.Естественно,комплекснаяпереработканефтяного сырья (т.е. топливно-масляно-нефтехимическая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например чисто топливной.

Нарядусмощностьюиассортиментомнефтепродуктов,важнымпоказателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубинапереработкинефти(ГПН)—показатель,характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный

816

выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

ГПН = 100 – КТ – (Т + П) ,

где Г и П — соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

За рубежом глубину переработки нефти определяют преимущественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, т.е. имеется в виду глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти и, с другой — как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т.д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7% суммы светлых, ГПН составит более 90%, в то время как при углубленной переработке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлых 43% этот показатель составит менее 70%.

Исходя из этих соображений были предложения характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторичными процессами(гидрокрекингом,каталитическимкрекингомит.д.)изфракций нефти, выкипающих при температуре выше 350°С (т.е. из мазута).

Всоответствии с этой методикой переработка нефти атмосферной перегонкой будет соответствовать нулевой глубине переработки.

Всовременной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой

иглубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

Поспособууглубленияпереработкинефтинефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ — совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и, соответственно, концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубокова-

817

куумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.). По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие четыре типа:

1)НПЗ неглубокой переработки (НГП);

2)НПЗ углубленной переработки (УПН);

3)НПЗ глубокой переработки (ГПН);

4)НПЗ безостаточной переработки (БОП).

ОбэффективностииспользованияперерабатываемойнефтинаНПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в табл. 9.1.

Таблица 9.1 — Связь между типом НПЗ

и эффективностью использования нефти

Качествоперерабатываемогонефтяногосырьяоказываетсущественное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смо- листо-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенностиНПЗпроцессамиоблагораживания.Завышенныезатраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо:бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельныхтопливвсоответствующихпропорциях.Так,НПЗпреимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило,

818

процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельныхтоплив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

9.2. Основные принципы проектирования НПЗ

Современные и перспективные НПЗ должны:

1)обладать оптимальной мощностью, достаточной для обеспечения потребности экономического района в товарных нефтепродуктах;

2)обеспечивать требуемое государственными стандартами качество выпускаемых нефтепродуктов;

3)осуществлять комплексную и глубокую переработку выпускаемых нефтепродуктов;

4)быть высокоэффективным, конкурентноспособным, технически и экологически безопасным предприятием.

Ни один НПЗ не может вырабатывать все виды нефтепродуктов,

вкоторых нуждаются потребители, и одинаково эффективно перерабатывать все типы добываемых в стране нефтей, весьма существенно различающихся между собой по качеству. Следовательно, не может быть единого стандартного (типового) НПЗ, который можно строить

влюбом районе страны и в любой исторический период. Для каждого нового НПЗ требуется индивидуальное проектирование с учетом качества перерабатываемой нефти, экономической целесообразности, а также природных, геологических, гидрогеологических, климатических и других условий района его строительства. При этом следует максимально использовать многолетний (более ста лет) практический опыт эксплуатации нефтеперерабатывающих заводов и новейшие достижения в технике и технологии нефтепереработки, достигнутые

встране и мире к моменту начала проектирования.

ПрипроектированииНПЗмогутбытьиспользованытиповыепроекты отдельных технологических процессов и комбинированных установок, разработанных применительно к переработке трех сортов нефтей:

1)высокосортных,ккоторымможноотнестималосернистыесвысоким или повышенным содержанием светлых типа бакинских, грозненских нефтей;

2)среднесортных, к которым следует отнести сернистые с умеренным содержанием светлых типа смесей западно-сибирских нефтей;

3)низкосортных высокосернистых с низким содержанием светлых типа нефтей «Большого Арлана».

Местостроительства,профиль,мощностьНПЗ,типнефти,ассортимент выпускаемых нефтепродуктов и другие исходные данные опреде-

819

ляютсязаданиемнаегопроектирование,котороевыдаетсягенеральным заказчиком специализированной проектной организации. Проектный институт, открыв заказ на проектирование, выполняет на первом этапе технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства нового НПЗ, используя для этой цели типовые проекты отдельных процессов и технологические регламенты новых производств, разработанные отраслевыми или академическими НИИ.

На основании ТЭО уточняются месторасположение и размеры площадки строительства, определяются основные технико-экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость, рентабельность, производительность труда, прибыль, фондоотдача, расходы воды, пара, топлива, электроэнергии и др.).

Следующим,наиболеесложнымиответственным,этапомпроектированияявляетсяразработкаоптимальнойтехнологическойсхемы(структуры) НПЗ. Оптимизация технологической структуры заключается в расчетном выборе наиболее экономически целесообразного варианта наборатехнологическихустановок.Выбранныйнабортехнологических процессов должен обеспечить оптимальную глубину переработки данной нефти и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов, их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопасности должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается строительствоНПЗнабазекрупнотоннажныхтехнологическихпроцессов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигают:

—экономии капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плотности застройки;

—экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате

820