ного сырья и проанализируйте влияние температуры и давления на их равновесие.
31.Какова реакционная способность относительно гидрогенолиза гетероорганических соединений?
32.Каковы требования к катализаторам гидрогенизационных процессов и механизм их би- и полифункционального действия?
33.Дайте характеристику отечественным катализаторам гидро очистки и гидрообессеривания и укажите их компонентный состав.
34.Каково распределение гетеропримесей в нефтяных ф рак
циях?
35.Объясните влияние технологических параметров на глубину примесей гидрообессеривания сырья.
36.Каковы разновидности промышленных процессов гидрооблогораживания по способу, а) подачи ВСГ; б) сепарации ВСГ, их до стоинства и недостатки?
37.Перечислите способы регенерации насыщенных растворов моноэтаноламина.
38.Укажите типы промышленных отечественных установок гид рооблагораживания нефтяного сырья и примерные их режимные параметры,
39.Приведите принципиальную технологическую схему устано вок гдроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000, ее режимные па раметры и материальный баланс.
40.Приведите режимные параметры и материальный баланс ус тановок гидрообессеривания вакуумного газойля и масляных фрак ций.
41.Приведите классификацию нефтяных остатков по содержа нию металлов и коксуемости.
42.Укажите технологические методы «непрямого» гидрообессе ривания нефтяных остатков.
43.Перечислите разновидности промышленных процессов гид рообессеривания нефтяных остатков.
44.Приведите принципиальную технологическую схему установ ки гидрообессеривания нефтяных остатков «Хайвал».
45.Каковы целевое назначение и значение процессов гидрокре кинга нефтяного сырья и их разновидности?
46.Укажите особенности химизма и механизма реакций гидро крекинга.
47.Каковы требования к катализаторам гидрокрекинга и их ком понентному составу?
48.Объясните влияние технологических параметров на процес сы гидрокрекинга.
49.Дайте краткую характеристику процессам гидрокрекинга бензинов и их разновидностям (изориформинг, ригиз).
50.Каковы целевое назначение, значение и разновидности про цессов селективного гидрокрекинга?
51.Какой компонент катализатора обеспечивает селективность гидрокрекинга?
52.Дайте краткую характеристику технологии процессов гид родепарафинизации и селектоформинга.
53.Укажите целевое назначение, разновидности, термодинами ческие и технологические основы процессов гидродеароматизации реактивных топлив.
54.Каковы целевое назначение, достоинства, разновидности и режимные параметры процесса легкого гидрокрекинга вакуумного газойля?
55.Укажите целевое назначение, разновидности, режимные па раметры процесса гидрокрекинга вакуумного газойля.
56.Приведите принципиальную технологическую схему установ ки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля, материаль ный баланс и качество ее продуктов.
57.Каковы назначение, достоинства и особенности качества ма сел процесса гидрокрекинга масляного сырья?
58.Какие технологические трудности тормозят широкое распро странение процессов гидрокрекинга остаточного сырья?
Г л а в а 1 1
СОВРЕМ ЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
11.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ
НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехноло гических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомога тельных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырье вые, ремонтно-механические цеха, цеха КИП и А, паро-, водо- и элек троснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бух галтерия и т.д.). Целевое назначение НПЗ - производство в требуе мых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного по требления).
Современные нефтеперерабатывающие предприятия характе ризуются большой мощностью как НП З (исчисляемой миллиона ми тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НП З исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопас ности оборудования и технологии, квалификации обслуживающе го персонала.
Мощность Н П З зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического рай она их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дально сти транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.
Общеизвестно, йто крупные предприятия экономически более эффективны, чем мелкие. На крупных НПЗ создаются благоприят ные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизирован ных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффек тивного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатацион ных расходов. Однако при чрезмерной концентрации нефтеперера батывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, удлиняется продол жительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшает ся экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.
Отличительной особенностью НПЗ является получение разно образной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассор тимент нефтепродуктов Н П З исчисляется обычно около или более сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологи ческих процессов производятся преимущественно только компонен ты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получа ют, как правило, путем компаундирования нескольких компонен тов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаи мосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.
По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперераба тывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профили):
1)НПЗ топливного профиля,
2)НПЗ топливно-масляного профиля,
3)НПЗ топливно-нефтехимическогопрофиля (нефтехимкомбинаты),
4)НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимичес кого профиля.
Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предпри ятий наибольшее распространение имеют Н П З топливного профи ля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и про дукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная пе реработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехими ческая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспеци ализированной переработкой, например, чисто топливной.
Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.
Глубина переработки нефти (ГПН) - показатель, характеризу ющий эффективность использования сырья. По величине ГПН мож но косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высо кой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества бо лее ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следователь но, для более углубленной переработки нефти.
В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной неф тепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кро ме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):
ГПН = 100-КТ-(Т+П),
где Т и П - соответственно удельные затраты топлива на переработ ку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.
За рубежом глубину переработки нефти определяют преиму щественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, то есть имеется в виду глубина топливной переработки нефти.
Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде выше приведенного уравнения, несколько условно, так как выход непрев ращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не толь ко от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от каче ства нефти, и с другой - как будет использоваться нефтяной оста ток: 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 пере гонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7 % суммы светлых, ГПН составит более 90 %, в то время как при углубленной перера ботке 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 вторич ными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т.д.) из фракций нефти, выкипающих выше 350 °С (то есть из мазута).
|
|
|
|
Таблица 11.1 |
|
Связь м еж ду типом Н П З и эффективностью использования нефти |
|
Показатель |
|
Тип НПЗ |
|
|
нефтепереработки |
НГП |
УПН |
ГПН |
БОП |
|
1. Тип остатка |
мазут |
гудрон |
тяжелый |
нет остатка |
|
гудрон |
|
2. Выход остатка, % на нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
средней сортности |
40+55 |
20+30 |
10+15 |
0 |
|
3. Глубина переработки неф |
|
|
|
|
|
ти, % масс, (без учета Т и П) |
45+60 |
70+80 |
85+90 |
1 0 0 |
|
4. Эффективность использова- |
|
|
|
|
|
ния нефти |
|
|
|
|
|
баллы |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
оценка |
неудовл. |
удовл. |
хорошо |
ОТЛИЧНО |
В соответствии с этой методикой переработка нефти атмосферной перегонкой будет соответствовать нулевой глубине переработки.
В современной нефтепереработке принято Н П З подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на 2 типа: с неглу бокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недо статочно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы мо гут входить в его состав.
По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатыва ющему заводу можно дать следующее определение: НПЗ - совокуп ность технологических процессов, в которых осуществляется после довательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико химическая переработка дистиллятных фракций нефти и соответ ственно концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.). По это му признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие 4 типа:
1)НПЗ неглубокой переработки (НГП);
2)Н П З углубленной переработки (УПН);
3)Н П З глубокой переработки (ГПН);
4)НПЗ безостаточной переработки (БОП).
Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в табл. Ц .1.
Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает суще ственное влияние на технологическую структуру и технико-эконо мические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать мало сернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким со держанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты .на переработку низкосортных нефтей долж ны компенсироваться заниженными ценами на них.
Одним из важных показателей НПЗ является также соотноше ние дизельное топливо:бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой пере работки это соотношение не поддается регулированию, и оно обус ловливается потенциальным содержанием таковых фракций в пере рабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой перера ботки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включени ем в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, Н П З преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизель ных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.
11.2. Основные принципы проектирования НПЗ
Современные и перспективные НПЗ должны:
1) обладать оптимальной мощностью, достаточной для обеспече ния потребности экономического района в товарных нефтепродуктах; 2) обеспечивать требуемое государственными стандартами ка
чество выпускаемых нефтепродуктов;
3)осуществлять комплексную и глубокую переработку выпус каемых нефтепродуктов;
4)быть высокоэффективным, конкурентноспособным, техничес ки и экологически безопасным предприятием.
Ни один НПЗ не может вырабатывать все виды нефтепродуктов,
икоторых нуждаются потребители, и одинаково эффективно пере рабатывать все типы добываемых в стране нефтей, различающихся но качеству между собой весьма существенно. Следовательно, не мо жет быть единого стандартного (типового) НПЗ, который можно было
строить в любом районе страны и в любой исторический период. Каж дый новый НПЗ требует индивидуального проектирования с учетом качества перерабатываемой нефти (см. § 3.7), экономической целе сообразности, а также природных, геологических, гидрогеологичес ких, 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 в стране и мире к моменту начала проектирования.
При проектировании Н П З могут быть использованы типовые проекты отдельных технологических процессов и комбинированных установок, разработанных применительно к переработке следующих трех сортов нефтей:
1) высокосортных, к которым можно отнести малосернистые с высоким или повышенным содержанием светлых типа бакинских, грозненских нефтей;
2) среднесортных, к которым следует отнести сернистые с умерен ным содержанием светлых типа смесей западно-сибирских нефтей;
3) низкосортных высокосернистых с низким содержанием свет лых типа нефтей «Большого Арлана».
Место строительства, профиль, мощность НПЗ, тип нефти, ас сортимент выпускаемых нефтепродуктов и другие исходные данные определяются заданием на его проектирование, которое выдается генеральным заказчиком специализированной проектной организа ции. Проектный институт, открыв заказ на проектирование, выпол няет на первом этапе технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства нового НПЗ, используя для этой цели типовые проек ты отдельных процессов и технологические регламенты новых про изводств, разработанные отраслевыми или академическими научноисследовательскими институтами.
На основании ТЭО уточняются месторасположение и размеры площадки строительства, определяются основные технико-экономи ческие показатели (капитальные вложения, себестоимость, рента бельность, производительность труда, прибыль, фондоотдача, рас ходы воды, пара, топлива, электроэнергии и др.).
Следующим наиболее сложным и ответственным этапом проек тирования является разработка оптимальной технологической схе-
,мы (структуры) НПЗ. Оптимизация технологической структуры зак лючается в расчетном выборе наиболее экономически целесообраз
е н
кого варианта набора технологических установок. Выбранный на бор технологических процессов должен обеспечить оптимальную глу бину переработки данной нефти и выпуск заводом заданного ассор тимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капи тальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов, их оборудование, уровень автоматиза ции и экологической безопасности должны соответствовать новей шим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных
иэксплуатационных затрат наиболее значительный эффект дости гается, когда в проекте предусматривается строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процессов и комбинирован ных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в со четании с укрупнением достигается:
-экономия капитальных вложений в результате сокращения ре зервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций
иинженерных сетей, более компактного расположения оборудова ния и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, оператор ных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плот ности застройки;
-экономия эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключе ния повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате со кращения численности обслуживающего персонала (то есть повыше ния производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т.д.;
-снижение потерь нефтепродуктов и количества стоков и, сле довательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.
Считается, что на Н П З средней мощности ( 5 - 7 млн т/год) каж дый процесс должен быть представлен одной технологической уста новкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автомнтизации, сроку службы катализаторов. В современной практике м|юектирования и строительства НПЗ большой мощности (10-15 млн t /год) предпочтение отдается двухпоточной схеме переработки не фти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными тех
нологическими установками. При этом процесс, для которого ресур сы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть пред ставлен одной технологической установкой (алкилирование, коксо вание, висбрекинг, производство серы и др.).
Технологическая структура маслоблоков Н П З топливно-масля ного профиля, в отличие от топливных производств, характеризует ся небольшим разнообразием, но многочисленностью. Наиболее рас пространенная схема масляной переработки нефти состоит из сле дующей последовательности процессов:
-атмосферно-вакуумной перегонки маслянистой нефти (АВТМ)
сотбором обычно двух-трех узких дистиллятных фракций и гудрона;
-деасфальтизации гудрона;
-селективной очистки масляных фракций и деасфальтизата;
-депарафинизации рафинатов;
-гидроочистки (или контактной очистки) депарафинированных рафинатов.
Поскольку процедуре очистки подвергается раздельно каждая из отбираемых на АВТМ узких масляных фракций, проектировщи ки маслоблоков располагают ограниченной возможностью как для укрупнения единичной мощности технологических процессов, так и для их комбинирования.
Исходя из принятой оптимальной мощности НП З топливного профиля, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современных отечественных и зару
бежных заводов принята оптимальной мощность головной установ ки АВТ, равная 6 млн т/год.
Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ - АВТ (АТ), гидроочистка бензина - каталитический риформинг, гидроочи стка вакуумного газойля - каталитический крекинг - газоразделение, сероочистка газов - производство серы; вакуумная перегонка - гид роочистка - каталитический крекинг - газофракционирование; де асфальтизация - селективная очистка, депарафинизация - обезмас ливание и др.
В отечественной нефтепереработке разработаны следующие модели комбинированных установок (табл. 1 1 .2):
1) неглубокой переработки нефти ЛК-бу производительностью
6 млн т/год;
2) углубленной переработки нефти ГК-3 производительностью
3 млн т/год;
