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

строить в любом районе страны и в любой исторический период. Каж­дый новый НПЗ требует индивидуального проектирования с учетом качества перерабатываемой нефти (см. § 3.7), 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 в стране и мире к моменту начала проектирования.

При проектировании НПЗ 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 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, ас­сортимент выпускаемых нефтепродуктов и другие исходные данные определяются заданием на его проектирование, которое выдается генеральным 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 научно-исследовательскими институтами.

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 наиболее сложным и ответственным этапом проек­тирования является разработка оптимальной технологической схе­мы (структуры) НПЗ. Оптимизация технологической структуры зак­лючается в расчетном выборе наиболее экономически целесообраз-

ного варианта набора технологических установок. Выбранный на­бор технологических 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 строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процессов и комбинирован­ных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в со­четании с укрупнением достигается:

- экономия капитальных вложений в результате сокращения ре-зервуарных 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;

- экономия 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 со­кращения численности обслуживающего персонала (то есть повьгёае-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 НПЗ средней мощности (5-7 млн т/год) каж­дый процесс должен быть представлен одной технологической уста-монкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и авто-ми гизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10-15 млн г/год) предпочтение отдается двухпоточной схеме переработки не­фти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными тех-

нологическими установками. При этом процесс, для которого ресур­сы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть пред­ставлен одной технологической установкой (алкилирование, коксо­вание, висбрекинг, производство серы и др.).

Технологическая структура маслоблоков НПЗ топливно-масля-ного профиля, в отличие от топливных производств, характеризует­ся небольшим разнообразием, но многочисленностью. Наиболее рас­пространенная схема масляной переработки нефти состоит из сле­дующей последовательности процессов:

- атмосферно-вакуумной перегонки маслянистой нефти (АВТМ) с отбором 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, проектировщи­ки маслоблоков располагают ограниченной возможностью как для укрупнения единичной мощности технологических процессов, так и для их комбинирования.

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современных отечественных и зару­бежных заводов принята оптимальной мощность головной установ­ки АВТ, равная 6 млн т/год.

Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ -АВТ (AT), гидроочистка бензина - каталитический риформинг, гидроочи­стка вакуумного газойля - каталитический крекинг - газоразделе­ние, сероочистка газов - производство серы; вакуумная перегонка - гид­роочистка - каталитический крекинг - газофракционирование; де-асфальтизация - селективная очистка, депарафинизация - обезмас-ливание и др.

В отечественной нефтепереработке разработаны следующие модели комбинированных установок (табл. 11.2):

1) неглубокой переработки нефти ЛК-бу производительностью 6 млн т/год;

2) углубленной переработки нефти ГК-3 производительностью 3 млн т/год;

Таблица 11.2

Набор технологических процессов, входящих в состав отечественных комбинированных установок

3) переработки вакуумного газойля Г -43-107 производительнос­тью 2 млн т/год;

4) переработки мазута КТ-1, включающая в свой состав комби­нированную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки ма­зута и висбрекинга гудрона;

5) переработки мазута КТ-1у, отличающаяся от КТ-1 использо­ванием процесса легкого гидрокрекинга вместо гидроочистки ваку­умного газойля;

6) переработки мазута КТ-2, которая отличается от КТ-1 у ис­пользованием вместо обычной вакуумной перегонки глубоковаку­умной перегонки с отбором фракции 350 - 540 °С (и отсутствием про­цесса висбрекинга).

Модели 1 - 4 внедрены на ряде НПЗ страны и показали высокую эффективность. Так, по сравнению с набором отдельно стоящих уста-

новок на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуата­ционные затраты ниже соответственно на 36 и 40 %, площадь застрой­ки меньше в 3 раза, а производительность труда выше в 2,5 раза.

С использованием высокопроизводительных комбинированных установок, а именно ЛК-бу и КТ-1, были в последние годы сооруже­ны и пущены в эксплуатацию высокоэффективные НПЗ нового по­коления в г. Павлодаре, Чимкенте и Чарджоу, на которых осуществ­ляется углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК -6у и КТ-1, дополнительно входят такие процессы, как алкили-рование, коксование, производства водорода, серы, битума и т.д. Тен­денция к укрупнению единичной мощности и комбинированию не­скольких процессов характерна не только для нефтеперерабатыва­ющей промышленности. Она является генеральной линией разви­тия и других отраслей промышленности, таких, как нефтехимичес­кая, химическая, металлургия и др.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: