Современные нефтеперерабатывающие заводы России

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. История Уфимского нефтеперерабатывающего завода

Уфимский нефтеперерабатывающий завод (ОАО "Уфимский нефтеперерабатывающий завод" НПЗ, г. Уфа, ул. Ульяновых, 74), старейшее из предприятий нефтеперерабатывающего комплекса республики, одно из градообразующих предприятий Уфы. Является важнейшим звеном в цепи предприятий нефтеперерабатывающей индустрии Российской Федерации.

Строительство первых установок началось в 1935 г. после открытия в Ишимбае нефтяных месторождений. В 1937 г. завод был построен, в 1938 г. дал первый бензин (тогда это был бензин так называемой "прямой гонки"). В годы Великой Отечественной войны снабжал фронт горючим различных видов. В 1950-е гг. впервые в СССР освоил переработку высокосернистой нефти.

В 1970-е гг. производство реконструировано. В 1975 году на заводе были внедрены установки по изготовлению технического водорода марки ЭЛОУ-АВТ-6, а также гидроочистки дизельного горючего. В 1980-1990-е гг. в строй введены новые нефтеперерабатывающие комплексы, освоено производство товаров народного потребления.

Несмотря на солидный возраст, он является современным технологическим объектом, который производит большой перечень различных нефтепродуктов. Основные виды выпускаемой продукции - дизельное топливо, бензин, масла автомобильные и промышленные, газ горючий.

На предприятии используется технологическая схема, которая гарантирует глубокую переработку сырья с правильным использованием различных термических, а также каталитических и гидрогенизационных реакций. Имея в своем составе новейшее технологическое оборудование, завод может производить различные сорта моторных топлив, соответствующих качеству по международным стандартам, а также мазут марок различных марок с концентрацией серы до 3 %. Кроме того, на предприятии налажен выпуск огромного ассортимента сжиженных газов.

По объему нефтедобычи республика в течение ряда лет занимает 3-е место в стране. Нефтеперерабатывающий комплекс по мощности является одним из крупнейших в Европе. В республике перерабатывается каждая седьмая тонна российской нефти, производится каждая пятая тонна автомобильного бензина и дизельного топлива.

Добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан осуществляют: ОАО "АНК "Башнефть"", ООО "Башминерал", 000 "Аксаитовнефть", ЗАО "Зирган", ЗАО "Винка". На долю ОАО "АНК "Башнефть"" приходится 98,5 % всей добываемой нефти в республике. Добыча нефти производится в основном механическим способом с помощью насосов (ШГН, ЭЦНидр.). Разработка большинства нефтяных месторождений осуществляется с поддержанием пластового давления.

Добываемая в Башкортостане нефть поставляется в основном на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) республики: АО "УНПЗ", АО "Новойл", АО "Уфанефтехим"; ОАО "Салаватнефтеоргсинтез"; ЗАО "Стерлитамакский нефтехимический завод". Получаемые из нефти нефтепродукты полностью удовлетворяют потребности народного хозяйства Башкортостана. Собственная нефть обеспечивает порядка 20 % мощностей НПЗ республики, остальная перерабатываемая нефть поступает на НПЗ из других регионов России.

Среди основных видов продукции Уфимского нефтеперерабатывающего завода- бензины марок 80, 92, 95, а также летнее и зимнее дизельное топливо. Кроме того, завод производит большой объем топочного мазута различных марок. Мазут, как правило, используется для сжигания его в топках энергетических котлов электростанций и промышленных котельных. Кроме топлива предприятие производит моторное масло для автотракторных дизельных двигателей марки М-8Г 2 и промышленную серу сорта 9995.

Нефтеперерабатывающая отрасль является сложным и высокотехнологичным процессом. Уфимский нефтеперерабатывающий завод зарекомендовал себя как стабильное и надежное предприятие, которое непрерывно совершенствует свое производство, внедряя последние разработки в данной отрасли.



2. Состав завода

Особенно велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ - уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое. Не зря называют нефть "четным золотом", а XX век - веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно- вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракции и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые. масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ - AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ- вторичная перегонка и т.д.

Диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти широк - от 0,5 до 8 млн. т. нефти в год. До 1950 г. максимальная мощность наиболее распространенных установок AT и АВТ составляла 500-600 тыс. т/год. В 1950-60-х гг. проектировались и строились установки мощностью 1; 1,5; 2 и 3 млн. т/год нефти. В 1967 г. ввели в эксплуатацию высокопроизводительную установку АВТ мощностью 6 млн. т/год. Преимущества установок большой единичной мощности очевидны: высокая производительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнению с установками малой производительности.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании AT и АВТ (или ЭЛОУ - AT и ЭЛОУ -АВТ) с другими технологическими процессами, такими, как газо-фракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т.д.

Надо отметить, что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2-2,5 раза и более по сравнению с проектной.

Поскольку в эксплуатации находятся AT и АВТ довоенного и последующих поколений, отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинаковой производительности ретификационые колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по-разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего, и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологические схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки нефти.



3. Сырье и получаемые продукты

Нефтеперерабатывающий завод - это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Основные виды продукции НПЗ на сегодняшний день - это бензин, дизельное топливо, керосин, мазут.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) представляют собой совокупность нефтетехнологических установок, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование предприятия и производства нефтепродуктов. На НПЗ производят нефтепродукты и сырье для нефтехимии, а в последние годы также товары народного потребления. Основными характеристиками НПЗ являются: мощность переработки, ассортимент выпускаемой продукции и глубина нефтепереработки.

Топливный профиль НПЗ. На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно - перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно - вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно - перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно - вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д. На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д. Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

На крупных НПЗ мощностью по нефти более 12 млн.т/год применяются также для подготовки сырья каталитического крекинга процессы деасфальтизации гудрона пропаном или легким бензином, термоадсорбционная деасфальтизация мазута и гидроконверсия мазута в трехфазной системе (катализатор - мазут - водород). Для НПЗ, производительность которых менее 12 млн. т/год, эти процессы нерентабельны.

Продукты каталитического крекинга. В процессе каталитического крекинга образуются следующие продукты (табл. 3.4): сухой газ, пропанпропиленовая и бутанбутиленовая фракции, стабильный бензин, легкий газойль и кубовый продукт (тяжелый газойль).



№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу	Область применения готовой продукции
Сырье
1	Сырье - гидроочищенная фракция НК-62°С с уст Л-24-5 или фр. 62-85°С с уст АВТ-6	-	1. Октановое число, пункты, (ИМ)	Не норм.	Сырье установки
			2. Содержание серы, % масс.	Не более 0,0001
			3. Содержание влаги, % масс.	Не более 0,0008
			4. Содержание хлора, % масс	Не более 0,0001
			5. Содержание азота, % масс.	Не более 0,0001
			6. Содержание металлов (Pb, As), % масс.	Не более 1х 10-6 каждого
			7. Фракционный состав, °С: -начало кипения -конец кипения	Не ниже 25 Не выше 70
			8. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			9. Внешний вид и цвет	Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая посторонних примесей
			10. Углеводородный состав, в т. ч.: -содержание ?C1 чС 4 % масс., не более -содержание С 7+, % масс.. не более - содержание бензола, % масс.	4,0 2,5 3,0
			11. Плотность при 20°С, кг/м3	Не менее 640
2	Сырье-фракция 40-110 °С (62-85 °С) с установки Л-24-5	-	1. Фракционный состав, °С: - начало кипения - конец кипения	Не ниже 25 Не выше 120	Сырье для разделения в колонне К-2
			2. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			3. Внешний вид и цвет	Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая посторонних примесей
			4. Плотность при 20°С, кг/м 3	Не менее 640
6	Продукт - фр. 40-70 °С верхний погон колонны К-2	-	1. Октановое число, пункты, (ИМ)	Не норм.	Сырье установки Изориформинг
			2. Содержание серы, % масс.	Не более 0,0001
			3. Содержание влаги, % масс.	Не более 0,0008
			4. Содержание хлора, % масс	Не более 0,0001
			5. Содержание азота, % масс.	Не более 0,0001
			6. Содержание металлов (Pb, As), % масс.	Не более 1х 10-6 каждого
			7. Фракционный состав, °С: - начало кипения - конец кипения	Не ниже 25 Не выше 80
			8. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			9. Внешний вид и цвет	Бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая посторонних примесей
			10. Углеводородный состав, в т. ч.: -содержание ?C1 чС 4 % масс., не более -содержание С 7+, % масс.. не более - содержание бензола, % масс.	4,0 2,5 3,0
			11. Плотность при 20°С, кг/м3	Не менее 640
7	Продукт - фр. 70-110°С нижний погон колонны К-2	-	1. Фракционный состав, °С: - начало кипения - конец кипения	Не нормируется Не нормируется	Компоне-нт автобензина
			2. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			3. Содержание фр. до 70 °С, % масс	Не более 3,0
			4. Плотность при 20 °С, кг/м3	Не нормируется
Материалы, реагенты, топливо
1	Катализатор среднетемпературной изомеризации ИПМ- 02	ТУ 21-160-04610600-2003	1. Массовая доля компонентов катализатора в пересчете на прокаленный при (850±10) С, %: - платины - железа, не более -натрия (в пересчете на оксид натрия), не более - кремния (в пересчете на оксид кремния), не менее	0,35±0,02* 0,05 0,1 63	Катализатор процесса. Анализируется заводом-изготовителем
			2 Насыпная плотность, г/см 3	0,7±0,1
			3 Средний индекс прочности, кг/мм, не менее	1,3
			4 Массовая доля частиц размером менее 1 мм, %, не более	0,3
			5 Диаметр экструдатов, мм	2,1±0,3
			6 Массовая доля потерь при прокаливании при 850 С, %, не более	6,0
			7 Каталитические свойства ** при испытании на модельном сырье: активность - прирост индекса изомеризации (DИИ) при 270 С, не менее селективность, %, не менее	45 96
* Массовая доля платины в катализаторе может составлять (0,30 0,02) % и (0,40 0,03) % в зависимости от типа сырья по согласованию с потребителем. ** Испытания каталитических свойств проводятся в ОАО "ВНИИНефтехим".
2	Катализатор низкотемпературной изомеризации СИ-2, марка В	ТУ 2177-009-04706192-00. с изм 1-4	1 Массовая доля компонентов катализатора в пересчете на прокаленный при (850±10) С, %: - платины - оксида циркония - оксида алюминия - сульфат иона - оксида натрия, не более - железа, не более	0,30±0,02 75-85 9-18 9-14 0,01 0,03	Катализатор процесса. Анализируется заводом-изготовителем
			2 Насыпная плотность прокаленного (550+10 °С), г/см 3	1,3ч1,5
			3 Коэффициент прочности, кг/мм, средний, не менее	Не более 1,6
			4 Диаметр экструдатов, мм	2,8±0,3
			5 Массовая доля потерь при прокаливании, %, не более - при 550+10 °С - * при 850+10 °С	4,0 Не норм.
			6. Массовая доля пыли и крошки (менее 1 мм), % не более	0,2
			7 **Удельная поверхность, м 2/г, не менее	80
			8 Общий объем пор, см 3/г, не менее	0,2
			9 ** Каталитические свойства: - активность: массовая доля 2,2 диметилбутана в катализате С 5+, определенная при 170 °С, % не менее - селективность: массовая доля углеводородов С 5+ при 130 °С, не менее	24 97
3	Газ инертный (азот) низкого давления	-	1. Давление, МПа 2. Температура, °С 3. Состав, % об. - азот - кислород % об. 4 Точка росы, °С, не более	0,5(0,7) Окр. Среды 99,95 0,05 Минус 40	Применяется для продувки аппаратов
4	Топливный газ с заводской сети	-	1. Компонентный состав, % об.: содержание С 5 и выше, не более	0,5	Используется в качестве топлива технологических печей
5	Платиносодержащий катализатор изориформинга потерявший активность	-	1. Насыпная плотность, кг/м 3	Не норм.	Отправляется сторонним организациям для извлечения платины
6	Масло индустриальное И-40А	ГОСТ 20799-88, с изм №1-5	1. Вязкость кинематическая при 40°С, мм 2/сек 2. Температура застывания°С, не выше 3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже 4. Зольность, %, не более 5. Содержание воды 6. Содержание механических примесей 7. Массовая доля серы в маслах из сернистых нефтей, % масс., не более 8. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ не более 9. Содержание растворителей в маслах селективной очистки 10. Плотность при 20°С, кг/м 3, не более 11. Стабильность против окисления: а) приращение кислотного числа окисленного масла, мг КОН на 1 гр масла, не более б) приращение смол, %, не более 12. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	61-75 минус 15 220 0,005 Следы Отсутствие 1,1 3,0 Отсутствие 900 0,4 3,0 0,05	Используется для смазки насосов
7	Тяжелый газойль с установки Г-43-107 М/1	-	Показатели не нормируются	-	Используется как теплоноситель
8	Масло компрессорное Марки КС-19	ГОСТ 9243-75 с изм. 1-5	1. Вязкость кинематическая при 100 °С, м 2/с (сСт) 2. Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже 3. Температура застывания, °С, не выше 4. Плотность при 20 °С, г/см 3, не более 5. Индекс вязкости, не менее 6. Коксуемость, % не более 7. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 8. Общая стабильность против окисления: а) осадок после окисления, %, не более б) кислотное число, мг КОН на 1 г окисленного масла, не более 9. Зольность, % не более 10. Содержание водорастворимых кислот и щелочей 11. Содержание селективных растворителей 12. Содержание механических примесей 13. Содержание воды 14. Содержание серы, %, не более 15. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более 16. Коррозионность на пластинках из свинца марок С 1 или С 2 по ГОСТ 3778-77, г/м 2, не более 17. Склонность к образованию лака при 200°С в течении 30 мин., %, не более	18 ·10-6ч22·10-6 (18ч22) 260 Минус 15 0,905 92 0.5 0,02 Отс. 0,5 0,005 Отс. Отс. Отс. Отс. 1,0 7,0 10,0 3,5	Используется для смазки компрессоров
9	Оборотная вода	-	1. Давление, МПа 2. Температура, °С	0,5(0,7) 25 (40)	Для охлаждения насосов
10	Нижнее циркуляционное орошение колонны К-201	-	1. Молекулярный вес 2. Температура кипения при 0,07 МПа, °С	254,3 Не ниже 250	В качестве теплоносителя для Т-301, Т-302/1, Т-305, Т-308
Готовая продукция
1	Сухой газ из С-303	-	1. Углеводородный состав, % об.. в т.ч - содержание изопентана	Не более 2,0	Используется в качестве топлива технологических печей
			2. Объемная доля сероводорода, % об	Фактич.
2	Углеводородный газ	-	1. Углеводородный состав, % об. в т. ч. - содержание изопентана 2. Объемная доля сероводорода, % об.	Не более 2,0 Не нормируется	Используется в качестве топлива технологических печей
3	Изомеризат	-	1. Компонентный состав, % масс.: - содержание фракции метилпентанов и выше 2. Октановое число (ММ) 3. Фракционный состав	Не более 16,9 Не менее 85 Не нормируется	Высокооктановый компонент товарного бензина
4	Рециркулят (смесь н-гексана и метилпентанов)		1.Компонентный состав, % масс.: - содержание углеводородов С 6 2. Октановое число (ММ) 3. Фракционный состав	Не нормируется Не нормируется Не нормируется	Подается в емкость Е-300 установки "Изориформинг"



4. Технологические установки

АВТ. Современные нефтеперерабатывающие заводы представляют собой комплекс мощных установок первичной переработки нефти, каталитического крекинга, гидроочистки, риформинга, депарафинизации масел и т.д., оснащенных современным оборудованием. Установки первичной переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах играют большую роль. На современном У НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого фракционного состава от 350 до 500 °С, используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекингостатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов. Мазут, предварительно нагреваясь в вакуумной печи, подается в вакуумную колонну, где происходит разделение на фракции: дизельного топлива, вакуумного газоиля и гудрона. От показателей работы установки зависит эффективность последующих процессов очистки, газоразделения, каталитического крекинга, коксования и др. Поэтому работники нефтеперерабатывающей промышленности, сотрудники научных, научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций должны стремиться к усовершенствованию технологии отдельных узлов этих установок.



4.1 Литературный обзор

4.1.1 Современное состояние установок первичной переработки нефти

Разновидности и характеристики установок переработки под вакуумом Установки первичной перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или для использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Эти установки составляют основу всех НПЗ. На них вырабатывается практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и нефтехимического производства.

От качества работы установок первичной перегонки нефти зависят ассортимент и качество получения компонентов, технологические, экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. На современном нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). Первичная переработка нефти - это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к одной тонны перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн. т/год составляют:

- топливо, сжигаемое в печах, - от 35 до 38 кг/т;

- вода оборотная для охлаждения технологических потоков - от 3 до 7 м³/т;

- электроэнергия - от 7 до 8 кВт ч/т;

- водяной пар - от 100 до 150 МДж/т.

уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до четырех), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают водяной пар и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и вакуумной колонной). Для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлажденного гудрона. С целью снижения давления на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В вакуумной колонне применяют ограниченное количество тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуумсоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона. С этой целью одновременно уменьшают диаметр куба колонн. В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений.

Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока АТ прокачивается параллельными потоками через печь 2 в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения (и воздух, засасываемый через неплотности) с верха вакуумной колонны поступают в вакуумсоздающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется в газосепараторе на газовую и жидкую фазы. С низа вакуумной колонны отбирается гудрон, и после охлаждения направляется на дальнейшую переработку. Часть гудрона после охлаждения в теплообменнике возвращается в низ колонны в качестве квенчинга. В низ вакуумной колонны и змеевик печи подается водяной пар.

4.1.2 Основные виды технологического оборудования

К материалам, из которых изготовляют аппараты и оборудование для современных процессов первичной переработки нефти, предъявляют жесткие требования. Это обусловлено ростом производительности комбинированных установок, переработкой нефти с большим содержанием минеральных солей, серы, парафина и др., а также влиянием аппаратов, оборудования, механизмов, приборов контроля и автоматики на технологический режим отдельных узлов и показатели установки. По мере укрупнения установок абсолютный расход металла резко увеличивается, а удельный его расход заметно снижается. Наличие в нефтях минеральных солей, механических примесей, серы и сернистых соединений вызывает необходимость расходования значительных количеств дефицитных металлов. Число аппаратов и оборудования на установках АВТ достигает 100-120. Аппараты и оборудование на установках АВТ группируются следующим образом: основные и вспомогательные аппараты; оборудование технологическое и энергетическое (насосы, компрессоры, воздуходувки, котлыутилизаторы, вентиляторы); измерительные приборы, вычислительные машины и механизмы.

Основными видами оборудования АВТ являются:

- печи;

- колонна;

- теплообменная аппаратура;

- машинное оборудование.

Все трубы змеевика в радиантной камере печи выполнены в виде настенных и потолочных экранов, имеющих одностороннее облучение. В результате этого распределение теплонапряженности по окружности трубы не одинаково. Поэтому в условиях высокой температурой (810ч820 °С) максимальная температура стенки может достигнуть предела допустимых температур и даже превысить его.

Второй недостаток - невозможность дифференцированного подвода тепла по зонам радиантной части змеевика. Большой потолочный экран печи удалён от излучающих стен и на него более интенсивно действует тепло дымовых газов топочной камеры печи. Поэтому регулировать подвод тепла к потолочному экрану практически невозможно.

На рисунке 3 показана печь наиболее типичной современной конструкции.

Рисунок 3 - Печь с экранами двустороннего облучения: 1 - потолочный экран; 2 - экран двустороннего облучения; 3 - трубная решетка; 4 - каркас; 5 - конвекционная камера; 6 - трубная решетка конвекционной части змеевика; 7 - панельные горелки; 8 - гляделки; 9 - подвеска потолочного экрана

Данная конструкция печи имеет ряд преимуществ. Одно из них - это 11 сжимаются с изменением температуры в печи, поэтому в отличие от печей с горизонтальными трубчатыми змеевиками здесь не наблюдается прогиб труб между опорами и трения в опорах;

- печью аккумулируется сравнительно небольшое количество тепла, что позволяет легко производить зонное регулирование и быстро устанавливать оптимальный технологический режим при максимальном выходе целевых продуктов /2/. Характерной особенностью этих печей является короткое время контакта реагирующего сырья на определенном участке высокотемпературной зоны трубчатого змеевика, причем для проходящей эндотермической реакции необходимое количество тепла от сжигаемого топлива подводится равномерно всей поверхностью труб, и змеевик может продолжительно эксплуатироваться с высокой теплонапряженностью. Жесткие рабочие условия процесса предопределили основные требования к конструкции такой печи: обеспечение выравнивания теплонапряжения и температуры наружной поверхности змеевика по его окружности и длине; увеличение отношения теплопередающей поверхности к объему реакционной зоны; возможное гибкое регулирование температурного профиля по длине змеевика.

Печи отличаются высокими теплотехническими характеристиками, надежным и экономичным материальным оформлением, компактной и современной конструкцией, высокой эффективностью работы /3/.

4.1.3 Колонные аппараты

Колонные аппараты применяют для процессов ректификации, абсорбции, мокрой очистки газов для некоторых химических процессов, т.е. для процессов взаимодействия между жидкой и газовой фазой. Обеспечение хорошего контакта между жидкостью и газом (паром) достигается за счет применения устройств, заставляющих газ многократно барботировать через жидкость; применения насадки, по которой стекает жидкость, смываемая газом; 13 регенерации растворителей при депарафинизации масел и др. По типу устройств для контактирования пара (газа) и жидкости различают насадочные колонны, тарельчатые аппараты, пленочные колонные аппараты. В насадочных колоннах происходит контакт между газом (паром) и жидкостью осуществляется на поверхности специальных насадочных тел, а также в свободном пространстве между ними /5/. В тарельчатых колоннах происходит контакт между фазами при прохождении пара (газа) сквозь слой жидкости, находящейся на контактном устройстве. В пленочных фазах контактируют на поверхности тонкой пленки жидкости, стекающей по вертикальной или наклонной поверхности Высоту и диаметр колонных аппаратов определяют на основании технологических, тепловых и гидродинамических расчетов. Обычно они представляют собой вертикальные устройства большой высоты и сравнительно малого диаметра. Колонны имеют круглую форму. Колонны больших размеров обычно устанавливают под открытым небом. Трубопроводы, обслуживающие площадки и вспомогательное оборудование, крепятся, как правило, к корпусу колонны. На верхнюю площадку крепят кранукосину для монтажных и ремонтных работ. На колоннах монтируют много контрольно-измерительных приборов для измерения давления, температуры, состава смеси и т.д. На линиях ввода и вывода жидкости на колонны обязательно устанавливают гидравлические затворы, препятствующие проходу газа через жидкостные патрубки. Затворы выполняют в виде U - образных участков трубопроводов или поперечных перегородок перед штуцерами. Колонны обычно работают при атмосферном давлении. Температурные пределы применения колонных аппаратов довольно велики: от -190 в установках глубокого холода, до 350-400 пучки труб, трубные решетки, корпус, крышки, патрубки. В кожухотрубчатом теплообменнике одна из обменивающихся теплом сред движется внутри труб (в трубном пространстве), а другая в межтрубном пространстве.

Среду обычно направляют противотоком друг к другу. При этом нагреваемую среду направляют снизу-вверх, а среду, отдающую тепло - в противоположном направлении. Такое направление движения каждой среды совпадает с направлением, в котором стремится двигаться данная среда под влиянием изменения ее плотности при нагревании и охлаждении.

Кроме того, при указанных направлениях движения сред достигается более равномерное распределение скоростей и идентичные условия теплообмена по площади поперечного сечения аппарата. В противном случае, например, при подаче более холодной (нагреваемой) среды сверху теплообменника, более нагретая часть жидкости, как более легкая, может скапливаться в верхней части аппарата, образуя "застойные" зоны.

Рисунок 4 - Кожухотрубчатый многоходовой теплообменник: 1 - корпус (обечайка); 2 - трубные решетки; 3 - трубы; 4 - крышки; 5 - перегородки в крышках; 6 - перегородки в межтрубном пространстве

Трубы в решетках обычно равномерно размещают по, периметрам правильных шестиугольников, то есть по вершинам равносторонних треугольников, реже применяют размещение труб по концентрическим окружностям. В отдельных случаях, когда необходимо обеспечить удобную очистку наружной поверхности труб, их размещают по периметрам.

В кожухотрубчатых теплообменниках нежесткой конструкции предусматривается возможность некоторого независимого перемещения теплообменных труб и корпуса для устранения дополнительных напряжений и температурных удлинений. Нежесткость конструкции обеспечивается сальниковым уплотнением на патрубке (рисунок 6 б) или корпусе (рисунок 6 в), пучком U-образных труб (рисунок 6 г), подвижной трубной решетки закрытого и открытого типа (рисунок 6 д, е).

Рисунок 6 - Типовые конструкции теплообменников

В аппаратах полужесткой конструкции температурные деформации компенсируются осевым сжатием или расширением специальных компенсаторов, установленных на корпусе (рисунок 6 ж). Полужесткая конструкция надежно обеспечивает компенсацию температурных деформаций, если они не превышают 10-15 мм, а условное давление в межтрубном пространстве составляет не более 2,5 кгс/см².

Элементные (секционные) теплообменники состоят из последовательно соединенных элементов секций, которые представлены на рисунке 7.

Погружной конденсатор-холодильник состоит из металлического прямоугольного сварного ящика (резервуара), заполненного проточной водой, и трубчатой поверхности охлаждения. Для придания жесткости стенки резервуара укреплены вертикальными стойками. Верхние концы противоположных стоек попарно связаны тягами. В резервуаре имеется коллектор для равномерной подачи воды в нижнюю часть резервуара по всей его ширине. Для вывода воды с противоположной стороны по всей ширине верха резервуара приварен карман, имеющий сливную планку. Для слива воды при ремонтах резервуар снабжен спускной пробкой.

Нефтепродукт подают через специальные коллекторы в верхние трубы охлаждающих поверхностей. Выводят продукт из нижних труб через стенку резервуара.

По конструкции поверхности охлаждения можно разделить на три типа: змеевиковые с прямыми трубами на фланцах, змеевиковые с гнутыми трубами и секционные.

Змеевиковые поверхности с прямыми трубами выполняют на условное давление 1 и 4 МПа. Трубы соединяют на квадратных фланцах литыми двойниками. Трубы и двойники изготовляют чугунными или стальными. Чугунные литые трубы условным диаметром 80 и 100 мм и длиной 3000 мм соединяют встык попарно. Эти трубы укладывают в ящике холодильника на деревянных брусьях. Трубы и двойники из чугуна применяют при давлении до 1 МПа и температуре не выше 250 °С.

Стальные трубы с квадратными приварными фланцами и стальными двойниками можно использовать при более высоких давлениях и температурах. Опорами для стальных труб служат квадратные фланцы. Змеевиковые поверхности с гнутыми трубами, соединенными на сварке, могут быть различной конструкции. Гнутые змеевики, Выполненные из труб сравнительно небольшого диаметра (<76 мм), применяют при повышенных 21 как насосы, компрессоры и вентиляторы. Существует большое множество типов и конструкций насосов, предназначенных для перекачки различных по свойствам продуктов, рассчитанных на разную производительность (подачу), на разную стойкость к коррозии и на разную температуру перекачиваемой среды. Основная часть этих насосов представляет группу центробежных, в которых напор перекачиваемой среды создается вращающимся рабочим колесом, имеющим лопатки специального профиля. Значительно меньшую группу представляют плунжерные насосы, давление на выходе из которых создается поступательно движущимся плунжером (поршнем) в цилиндре. Центробежные насосы, в свою очередь, классифицируются по следующему ряду конструктивных признаков:

- по материалу корпуса насоса:

а) стальные, чугунные насосы.

- по конструкции опор вала:

а) консольные (имеющие на валу опору, т. е. подшипник, только с

одной стороны рабочего колеса насоса);

б) с выносными опорами (подшипники с двух сторон рабочего колеса и

вынесены вне корпуса насоса);

в) встроенные в емкости (опора вала в стенке или в крышке технологиской емкости).

- по числу ступеней сжатия рабочего потока (числу рабочих колес на валу) - одно-, двух, четырех- и восьмиступенчатые;

- по типу рабочих колес - с односторонним вводом (всасыванием) перекачиваемой жидкости и с двухсторонним вводом;

- по расположению вала насоса - горизонтальные и вертикальные.

Более детальная классификация и перечень выпускаемых отечественной промышленностью насосов приведены в таблице 1 помещены характеристики некоторых горизонтальных стальных и чугунных центробежных насосов на разную подачу и напор.

4.2 Каталический крекинг Г-43-107/1М

Анализ динамики производства и потребления нефтепродуктов в начале XXI века свидетельствует о неуклонном росте производства и потребления бензина и средних дистиллятов. На перспективу прогнозируются опережающие темпы роста потребления дизельного топлива по сравнению с потреблением бензина. Основным фактором, обусловливающим возрастание спроса на дизельные топлива, является дизелизация автотранспорта, что объясняется высокой надежностью, долговечностью и экологичностью дизельного двигателя.

Широкие возможности для получения максимального количества дизельного топлива обеспечивает процесс глубокого гидрокрекинга. Однако этот процесс характеризуется высокими капитальными и эксплуатационными затратами. С экономической точки зрения более целесообразно получение дизельного топлива на установках гидрокрекинга при умеренном давлении(<10 МПа) - в процессе мягкого гидрокрекинга (МГК).

Преимущества этого процесса: более низкие парциальное давление и расход водорода, а также высокая гибкость, которая достигается регулированием режима эксплуатации установок и позволяет быстро реагировать на изменение конъюнктуры спроса на моторные топлива.

Варьирование ассортимента продуктов обеспечивается эксплуатацией установки МГК либо в режиме максимального превращения сырья в дизельное топливо, либо в режиме глубокого гидрообессеривания с целью получения максимального количества сырья каталитического крекинга.

Дополнительными факторами, стимулирующими внедрение процесса МГК в современную практику нефтепереработки, явились, с одной стороны, сокращение потребления котельных топлив, что привело к появлению дополнительных ресурсов сырья для производства дистиллятов, с другой, выделение средних дистиллятов в блоке гидрообессеривания, что дает возможность глубокой очистки вакуумных дистиллятов и увеличения производительности установок каталитического крекинга в целом.

Все это создало предпосылки для реализации процесса МГК на действующих установках (блоках) гидрообессеривания вакуумного газойля.

В блоке гидрообессеривания комплекса Г 43-107/1м для реализации процесса МГК было решено заменить катализатор. Основным узким местом реализации этого процесса оказалась подсистема стабилизации его продуктов. Согласно проектной схеме стабилизации продуктов гидрообессеривания, газы и бензиновые фракции отбираются из колонны К-101 сверху, фракция дизельного топлива - сбоку и далее через отпарную колонну К-108, стабильный гидроочищенный вакуумный газойль-снизу. Поскольку в процессе гидрообессеривания выход газов, легких и средних дистиллятов низкий (глубина конверсии не превышает 5-9 % мас.), концентрационная секция существующей колонны К-101 по проекту выполнена диаметром 1,6 м. В то же время отгонная секция имеет диаметр 3,2 м, а контактные устройства в зависимости от нагрузки по жидкости выполнены по зонам двух- и четырехпоточными по жидкости.

Глубина конверсии вакуумного газойля в процессе МГК колеблется от 20 до 40 % мас. В зависимости от жесткости технологического режима. Поэтому выход газов, легких и средних дистиллятов возрастает в 2-3раза. В этих условиях стала необходимой оптимизация как технологического режима, так и материального баланса комплекса путем корректировки отбора легких и средних дистиллятов без изменения схемы разделения.

Для анализа функционирования действующей схемы стабилизации продуктов гидрообессеривания вакуумного газойля в комплексе Г 43-107/1м применили модифицированный метод релаксации. Результаты расчетов стабилизации продуктов гидрообессеривания в сравнении со стабилизацией продуктов МГК приведены в табл. 2-4. Анализ результатов этого этапа расчетов показал, что колонны К-101 и К-108 при стабилизации продуктов гидрообессеривания в проектном режиме работают удовлетворительно и обеспечивают качество получаемых продуктов, соответствующее стандартам предприятия. Тем не менее выделить в этих условиях содержащиеся в нестабильном гидрогенизате дизельные фракции в полном объеме не удается. Этому препятствуют недостаточность нагрева нестабильного гидрогенизата перед подачей в зону питания колонны К-101 и относительно высокое давление в подсистеме разделения.

Неоптимальность проектных условий разделения более четко проявляется при стабилизации продуктов МГК и при полном выделении образующихся дизельных фракций. Поэтому следующий этап расчетного анализа подсистемы стабилизации продуктов МГК выполнили для более жестких условий разделения. Температуру нагрева сырья на выходе из печи П-101 повысили до 375°С. При этом давление (абсолютное) в подсистеме стабилизации снизили до уровня, позволяющего поддерживать стабильный технологический режим в подсистеме, - 0,17 МПа в зоне питания и увеличили подачу водяного пара вниз колонны К-101 до 1 % мас. на сырье.



В результате отбор дистиллятов из продуктов МГК удалось довести до уровня их потенциального содержания в гидрогенизате - сырье колонны К-101. Результаты расчетов (см. табл. 2) показали, что в вышеприведенных условиях верхняя концентрационная секция колонны К-101 перегружается по расходу как пара, так и жидкости. При таком гидродинамическом режиме в этой секции, имеющей диаметр 1,6 м, существующие тарельчатые устройства неработоспособны. Поэтому было предложено клапанно-прямоточные тарелки заменить структурированной насадкой "INTALOX 3T", а в остальных зонах колонны сохранить существующие тарельчатые устройства. После такой модернизации в верхней части колонны К-101 во всех ее зонах достигается работоспособность контактных устройств в диапазоне устойчивой работы. Это обеспечивает требуемое качество разделения всех выделяемых продуктов процесса МГК (см. табл. 4).

Таким образом, в существующей подсистеме стабилизации гидрогенизата вакуумного газойля комплекса Г 43-107/1м устранена причина, препятствующая полному выделению в процессе МГК дизельных фракций.

4.3 Общая характеристика установки 35-5

Установка предназначена для улучшения качества прямогонной бензиновой фракции. В процессе переработки бензина происходит увеличение его октанового числа до 93-98 пунктов. Это достигается за счет протекания химических реакций на платиносодержащем катализаторе. Побочным продуктом является ВСГ - водородсодержащий газ, который направляется на установки гидроочистки дизельного топлива. Установка Л-35-5 не содержит в своем составе блок гидроочистки сырья с целью удаления катализаторных ядов - органических соединений серы, азота, кислорода и металлов - для защиты дорогого катализатора риформинга. Гидроочистка сырья производится на установке Л-24-300. Проектная производительность установки Л-35-5 по сырью - 300 тысяч тонн в год.

Установка изориформинга предназначена для получения высокооктанового компонента бензина.

Установка построена в 1989 году по проекту Уфимского ордена Ленина нефтеперерабатывающего завода на основании исследовательских данных ВНИИ НП и ВНИИНефтехим. Генеральный проектировщик ГУП "Башгипронефтехим".

В 2007 году произведена реконструкция установки согласно проектам "Внедрение схемы с колонной на установке "Изориформинг" и монтаж узла разделения изомеризата на узкие фракции" и "Строительство комплекса АСУ ТП по установкам Л-35-5, Л-24-300, Изориформинг. Реконструкция печи П-301 установки Изориформинг", выполненным ООО "ДиаМех".

В 2008 году произведено техническое перевооружение установки, связанное с переводом реактора Р-302 со среднетемпературной изомеризации на низкотемпературные условия работы.

Перевод реактора Р-302 на низкотемпературные условия работы

затронул следующие блоки:

- реакторный блок;

- блок осушки водородсодержащего газа, расположенный территориально на установке Л-35-5.

Установка состоит из 4х основных блоков:

- реакторного блока;

- блока стабилизации;

- блока деизогексанизации;

- блока осушки водородсодержащего газа (блок установки Л-35-5).

Утяжеление конца кипения выше 70єС приводит к увеличению содержания углеводородов С 7 и ароматических углеводородов. Нормальная эксплуатация катализатора заключается в использовании его в процессе изомеризации пентан-гексановой фракции с содержанием углеводородов С 7+ не более 2,5 % масс.

Для эффективного проведения процесса желательно минимизировать присутствие тяжелых углеводородов, т.к. они участвуют в побочных реакциях гидрирования и гидрокрекинга, повышают расход водорода в процессе и снижают его селективность. Незначительное повышение содержания бензола вызывает значительное повышение температуры в слое, ухудшая равновесие целевых реакций, а также оказывает отравляющее воздействие на катализаторы низкотемпературной изомеризации. Повышения давления позволяет частично компенсировать отрицательное воздействие примесей бензола. Для катализатора СИ- 2 ограничение по бензолу не более 3 % масс.

4.4 Объемная скорость

Объемная скорость характеризует время пребывания сырья в зоне реакции. Процесс изомеризации обычно осуществляется при объемной скорости подачи сырья 1,0-1,5 ч-1, хотя, в принципе, возможна работа установки в интервале объемной скорости 0,7-2,0 ч. Чем ниже объемная скорость, тем выше степень изомеризации парафиновых углеводородов и октановое число изомеризата. Это утверждение справедливо, если изменение объемной скорости сопровождается соответствующим изменением расхода, циркулирующего ВСГ, т.е. сохранением величины кратности циркуляции.

При снижении объемной скорости ниже рекомендуемого предела концентрация смеси приближается к равновесной и увеличения степени превращения практически не происходит.

Демонтаж существующих внутренних устройств и установка новых устройств позволила увеличить объем катализаторов в Р-301 и Р-302.

Новые внутренние устройства обеспечивают максимальное использование объема реакторов для загрузки катализатора и равномерное распределение газосырьевого потока по объему катализатора.

Объем катализаторов в Р-301-30м 3, Р-302-30м 3 (45т), что обеспечивает требуемую объемную скорость подачи сырья (не более 2,8 ч -1 для катализатора СИ-2).

4.5 Давление в реакционной зоне

Для катализатора ИПМ-02 давление в системе изомеризации поддерживают, как правило, в пределах 2,96-3,36 МПа изб.

Для катализатора СИ-2 рабочий диапазон давления составляет 2,85-3,05 МПа изб. Оптимальное мольное отношение Водород: Углеводороды следует поддерживать 2:1. Мольное отношение следует поддерживать кратностью циркуляции ВСГ и концентрацией водорода.

Кратность циркуляции ВСГ: сырье (с рециклом) для процесса изомеризации в Р-301-450ч550 нм 3/м 3, в Р-302-500ч650 нм 3/м 3, при этом содержание водорода в циркулирующем газе не должно быть менее 75 % объемных. Высокое содержание в циркулирующем ВСГ легких углеводородов С 1 - С 3 приводит к уменьшению времени контакта и соответственно к уменьшению конверсии углеводородов С 5 и С 6.

Необходимый уровень парциального давления водорода и соотношения водород: сырье (с рециклом) необходим для обеспечения стабильности катализаторов и продолжительности межрегенерационного периода. Чем выше давление в системе изомеризации, соотношение ВСГ: сырье (с рециклом) и концентрация водорода в ВСГ, тем выше стабильность работы катализаторов. Однако повышение давления и кратности циркуляции ведет к 11 снижению степени изомеризации парафиновых углеводородов и с этой точки зрения низкие давление и соотношение ВСГ: сырье благоприятствуют повышению октанового числа бензина. Приведенные выше интервалы величин давления и кратности циркуляции являются компромиссными между требованиями к стабильности изомеризата и величиной октанового числа.

Снижение значений давления и кратности циркуляции газа ниже указанных величин ведет к быстрой дезактивации катализатора. По этой причине при отказе циркуляционных компрессоров должна быть прекращена подача сырья и погашена печь.

4.6 Защита катализатора от примесей, содержащихся в сырье и ВСГ

Подготовка сырья и подпиточного ВСГ для процесса изомеризации. Одним из важных элементов технологии процесса изомеризации является защита катализаторов от отравления примесями, содержащимися в углеводородном сырье и водородсодержащем газе, поступающем в реактор. К числу таких примесей относятся сернистые и азотистые соединения, оксид и диоксид углерода, вода. Ароматические и нафтеновые углеводороды, содержащиеся в сырье, также влияют на протекание процесса.

Действие примесей зависит от природы катализатора и температуры процесса и резко усиливается при проведении процесса при низких температурах, что связано со спецификой процесса адсорбции и физико- химическими свойствами катализаторов.

Сера. При увеличении содержания серы в сырье, и соответственно сероводорода в циркулирующем газе, происходит снижение активности и селективности катализатора, резко снижается длительность его работы.12 Для катализатора ИПМ-02 содержание серы в гидроочищенном сырье не должно превышать 10 ppm, лучше не выше 2 ppm, в подпиточном ВСГ до 2 ppm. уфимский нефтеперерабатывающий оборудование химизм

Для катализаторов низкотемпературной изомеризации СИ-2 допускается содержание серы в сырье и свежем водородсодержащем газе (ВСГ) не выше 1 ррм. Оксиды углерода. Оксиды углерода, в особенности СО, оказывают отравляющее воздействие на катализатор в процессе изомеризации парафинов, Так как основным источником оксидов углерода является подпиточный ВСГ, то содержание в нем этих компонентов жестко ограничивается. Допустимое содержание оксида углерода в подпиточном ВСГ не выше 1 ррм

Вода. Присутствие воды оказывает отравляющее действие на катализатор (за исключением цеолитсодержащих катализаторов, устойчивых к влаге), снижая скорость реакций изомеризации и селективность и увеличивая долю реакций гидрокрекинга. Источниками воды в процессе являются сырье и свежий ВСГ.

Для катализатора ИПМ-02 содержание влаги в подпиточном ВСГ должно быть не более 50 ppm, а в сырье изомеризации менее 30 ppm, лучше менее 10 ppm.

Основным условием успешной эксплуатации катализатора СИ-2 является обеспечение требований по содержанию микропримесей влаги в гидрогенизате. В настоящее время это требование составляет не более 8 ррм.

Проскоки до 15-20 ррм допускают...