Ахметов А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

811

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 ката

лизатор. Колосники устанавливают на кольцевые опоры, приваренные

к корпусу реактора. Все внутренние устройства аппарата выполнены

из стали ОХ18Н10Т.

Над каждым слоем катализатора расположен маточник из хромо

никелевых труб для подачи охлаждающего циркуляционного газа. Это

позволяет поддерживать в каждой секции

необходимую температуру с постепен

ным повышением ее по ходу парогазо

вой смеси. Таким образом, в любой сек

ции протекает адиабатический процесс,

а в реакторе в целом — политропический.

Таблетированный катализатор в ко

личестве 12 м

загружают в аппарат через

верхний люк диаметром 450 мм, на крыш

ке которого имеется воздушник для отво

да продувочных газов. Над блоком реак

торов сооружают специальные площадки.

С них катализатор по гибкому рукаву

засыпают в соответствующую секцию

(снизу вверх), где рабочий, находящийся

внутри аппарата, соблюдая требования

техники безопасности для работы в за

крытых сосудах выравнивает вручную

слой катализатора. Газо-сырьевая смесь

поступает в верхнюю секцию по штуцеру

в верхней части аппарата, последователь-

но проходит через слой катализатора во

всех секциях и по штуцеру под нижней

секцией выводится из реактора.

Другим типом реактора для гидроо

чистки дизельного топлива является ре

актор с аксиальным движением сырья

Реактор гидроочистки дизельного то

плива с аксиальным движением сырья

(рис. 8.17) имеет корпус

3, изолирован-

ный снаружи. В реакторе размещены два

Рис. 8.17. Реактор гидроочистки

дизельного топлива с аксиальным

движением сырья:

1 — распределительная тарелка; 2 —

фильтрующее устройство; 3 — корпус;

4 — решетка колосниковая; 5 — коллек

тор для ввода пара; 6 — фарфоровые

шары; 7 —опорное кольцо; 8 — опора;

9, 11 — штуцер для выгрузки катализато

ра; 10, 12 — термопары. Потоки: I — сы-

рье; II —продукты реакции

812

слоя катализатора, через которые сверху вниз проходит сырье. Каждый

слой катализатора защищен от динамического воздействия потока сре

ды слоем фарфоровых шаров 6.

В верхней части реактора установлена распределительная тарелка

с патрубками, под которой размещено фильтрующее устройство

2, со-

стоящее 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 за

держиваются продукты коррозии и механические примеси.

Верхний слой катализатора поддерживается колосниковой решет

кой

4, на которой уложены два слоя сетки и слой фарфоровых шаров.

В пространстве между верхним и нижним слоями катализатора находит

ся коллектор

5 для ввода пара. В нижней части реактора размещен слой

фарфоровых шаров, служащих опорой для нижнего слоя катализатора

и обеспечивающий равномерный вывод продуктов реакции из аппарата.

В верхнем днище имеются три штуцера для установки многозонных тер

мопар 12, контролирующих температурное поле в слое катализатора, кро

ме того, предусмотрена термопара в средней части реактора. Катализатор

выгружается из верхнего слоя через штуцер 11 в стенке аппарата, из ниж

него слоя через дренажную трубу и штуцер в нижнем днище

9. В стенке

реактора между верхним и нижним слоями катализатора установлен люк.

В нижней части имеются скобы для удобства обслуживания и ремонта.

8.6.2. Реакторы каталитического риформинга

Реактор (рис. 8.18) представляет собой цилиндрический вертикальный

сосуд с шаровыми днищами. При 525 °С и 2…4 МПа водород способству

ет развитию водородной коррозии металла, вызывающей его трещины

и вздутия. Поэтому и для теплоизоляции изнутри металлическую стен

ку реактора защищают футеровкой из торкрет-бетона.

Кроме того, внутри реактора устанавливают стальной перфориро

ванный стакан, между стенкой которого и стенкой аппарата имеется

газовый слой. Нарушение футеровки приводит к перегреву и разруше

нию стенки реактора. Поэтому необходимо постоянно контролировать

температуру внешней поверхности металла при помощи наружных тер

мопар (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 присоеди

нительные фасонные патрубки изготовлены из легированных сталей.

На первых установках каталитического риформинга применяли ре

акторы с аксиальным (вдоль оси аппарата) движением газо-сырьевого

813

потока. Реакторы блока гидроочистки и риформинга (рис. 8.18а) имеют

верхний штуцер для ввода и нижний — для вывода продуктов. В осталь

ных реакторах риформинга штуцеры для ввода сырья и вывода продукта

находятся вверху аппарата (рис. 8.18

б). Катализатор загружают в аппара-

ты 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…1,5 МПа) в реакторах с аксиальным движением потока, в последнее

время стали применять реакторы с радиальным движением газо-сырьево

го потока (реакционная смесь движется в реакторе через слой катализато

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

а — для гидроочистки сырья; б — для риформинга; 1 — зональная термопара; 2 — наружная термо

пара; 3 — футеровка; 4 — корпус; 5 — фарфоровые шары. Линии:

I — сырье; II — продукты реакции;

III - выгрузка катализатора; IV — вывод продуктов при эжектировании системы во время регенера-

ции катализатора

814

ра в радиальном направлении,

а катализатор — вертикально)

(рис. 8.1

9). Реакторы такого

типа характеризуются малым

гидравлическим сопротивле

нием (< 0,8 МПа). Даже при

большом отношении высоты

к диаметру можно обеспечить

равномерное распределение

катализатора при минимуме

внутренних устройств, так

что истирание катализатора

очень мало. Поэтому старые

реакторы каталитического

риформинга переоборудуют

с аксиального ввода на ради

альный, а новые изготавлива

ют только с радиальным вво

дом. На вновь проектируемых

и строящихся установках

корпус днища реакторов вы

полняют из двухслойной

стали (12ХМ+0Х18Н10Т),

поэтому они не нуждаются

в защитной футеровке. На

установках каталитического

риформинга широко приме

няется теплообменная и хо

лодильная аппаратура; тепло

обменники в горизонтальном

и вертикальном исполнении,

с плавающими головками

и U-образными трубками; кон

денсаторы-холодильники —

воздушные. Кроме этого, уста

новки оснащаются вертикаль

ными многокамерными печа

ми, центробежными компрес

сорами и другой современной

аппаратурой.

Рис. 8.19. Схема реактора каталитического

риформинга с радиальным вводомгазо-сырьевой смеси:

1 — корпус; 2 — футеровка; 3 — кожух; 4 — много

зонная термопара; 5 — фарфоровые шары; 6 — ка

тализатор; 7 — поверхностная термопара. Линии:

I — газо-сырьевая смесь; II — продукты реакции;

III — выгрузка катализатора; IV — вывод продуктов при

эжектировании системы во время регенерации катали

затора

815

Глава 9

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ

И АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

9.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологи-

ческих процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных

и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функциони

рование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонт-

но-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения,

цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспаса

тельные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирек

ция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое

назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте

высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в по

следние годы — и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризу

ются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн

в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи

на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации

технологических процессов, надежности и безопасности оборудования

и технологии, квалификации обслуживающего персонала.

Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от по

требности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их

потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспорт

ных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически эффектив

нее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпо

сылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных техно

логических установок и комбинированных производств на базе круп

нотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного ис

пользования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного

снижения удельных капитальных и эксплуатационных расходов. Но

при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехи

мических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает

радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства

и, что особенно недопустимо, ухудшается экологическая ситуация внут-

ри и вокруг НПЗ.

816

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообраз-

ной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент

нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Ха

рактерно, что в большинстве технологических процессов производят

преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные

товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаунди

рования 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 нефтеперерабаты

вающие предприятия принято классифицировать на следующие груп

пы (профили):

1) НПЗ топливного профиля;

2) НПЗ топливно-масляного профиля;

3) НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты);

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического

профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприя-

тий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля,

поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива

значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефте

химического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного

сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехимическая) экономически более

эффективна по сравнению с узкоспециализированной переработкой,

например чисто топливной.

Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным по

казателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубина переработки нефти (ГПН) — показатель, характеризующий

эффективность использования сырья. По величине ГПН можно кос

венно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и струк

туре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей

вторичных процессов располагает большей возможностью для произ

водства 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 одно

значного определения этого показателя. В отечественной нефтепере

работке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный

817

выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращен-

ного 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 преимущест-

венно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, т. е.

имеется в виду глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде выше

приведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревра

щенного 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 неф-

тяной 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, каталитическим крекингом и т. д.) из фрак

ций нефти, выкипающих при температуре выше 350 °С (т. е. из мазута).

В соответствии с этой методикой переработка нефти атмосферной

перегонкой будет соответствовать нулевой глубине переработки.

В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без

указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой

и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно

информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработ

ки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить

в его состав.

По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатывающе

му заводу можно дать следующее определение: НПЗ — совокупность

технологических процессов, в которых осуществляется последователь

ное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая

переработка дистиллятных фракций нефти и, соответственно, концен

трирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубокова

818

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).

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ

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

Таблица 9.1 —

Связь между типом НПЗ

и эффективностью использования нефти

Показатель нефтепереработки

Тип НПЗ

НГП УПН ГПН БОП

Тип остатка

Мазут Гудрон

Тяжелый

гудрон

Нет

остатка

Выход остатка, %

на нефть средней сортности 40…55 20…30 10…15 0

Глубина переработки нефти, % мас.

(без учета Т и П) 45…60 70…80 85…90 100

Эффективность

использования нефти, баллы 2 3 4 5

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существен-

ное 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

насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затра

ты 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 по

тенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти.

На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное со

отношение ДТ : Б регулируется включением в состав завода вторичных

процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и ди

зельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущест-

венно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило,

819

процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преоб-

ладающего выпуска дизельных топлив 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,

в которых нуждаются потребители, и одинаково эффективно перера-

батывать все типы добываемых в стране нефтей, весьма существенно

различающихся между собой по качеству. Следовательно, не может

быть единого стандартного (типового) НПЗ, который можно строить

в любом районе страны и в любой исторический период. Для каждо

го нового НПЗ требуется индивидуальное проектирование с учетом

качества перерабатываемой нефти, экономической целесообразности,

а также природных, геологических, гидрогеологических, климатичес-

ких и других условий района его строительства. При этом следует

максимально использовать многолетний (более ста лет) практический

опыт эксплуатации нефтеперерабатывающих заводов и новейшие до

стижения в технике и технологии нефтепереработки, достигнутые

в стране и мире к моменту начала проектирования.

При проектировании НПЗ могут быть использованы типовые проек

ты отдельных технологических процессов и комбинированных устано

вок, разработанных применительно к переработке трех сортов нефтей:

1) высокосортных, к которым можно отнести малосернистые с высоким

или повышенным содержанием светлых типа бакинских, грознен

ских 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».

Место строительства, профиль, мощность НПЗ, тип нефти, ассорти

мент выпускаемых нефтепродуктов и другие исходные данные опреде

820

ляются заданием на его проектирование, которое выдается генеральным

заказчиком специализированной проектной организации. Проектный

институт, открыв заказ на проектирование, выполняет на первом эта

пе технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства нового

НПЗ, используя для этой цели типовые проекты отдельных процессов

и технологические регламенты новых производств, разработанные от

раслевыми или академическими НИИ.

На основании ТЭО уточняются месторасположение и размеры пло

щадки строительства, определяются основные технико-экономические

показатели (капитальные вложения, себестоимость, рентабельность,

производительность труда, прибыль, фондоотдача, расходы воды, пара,

топлива, электроэнергии и др.).

Следующим, наиболее сложным и ответственным, этапом проектиро

вания является разработка оптимальной технологической схемы (струк

туры) НПЗ. Оптимизация технологической структуры заключается

в расчетном выборе наиболее экономически целесообразного варианта

набора технологических установок. Выбранный набор технологических

процессов должен обеспечить оптимальную глубину переработки дан

ной нефти и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов

высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатацион

ными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов,

их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопаснос-

ти должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники.

При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее

значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается

строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процес

сов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких

технологических процессов в единую централизованно управляемую

установку в сочетании с укрупнением достигают:

— экономии капитальных вложений в результате сокращения резер

вуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций

и инженерных сетей, более компактного расположения оборудо

вания и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, опера

торных, киповских и других помещений и тем самым увеличения

плотности застройки;

— экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удель

ных 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