Лекция 29 Основы технологии проектирования. Основные этапы проектирования. Генеральный план. Технологическое проектирование

химического производства, структура, принципы построения.

План:

1. Основы технологии проектирования.

2. Основные этапы проектирования.

3. Генеральный план.

1. Основы технологии проектирования.

Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомога­тельных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырье­вые, ремонтно-механические цеха, цеха КИП и А, паро-, водо- и элек­троснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бух­галтерия и т.д.).

Целевое назначение НПЗ - производство в требуе­мых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного по­требления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характе­ризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллиона­ми тонн 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 потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического рай­она их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дально­сти транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Общеизвестно, что крупные предприятия экономически более эффективны, чем мелкие.

На крупных НПЗ создаются благоприят­ные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизирован­ных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффек­тивного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатацион­ных расходов. Однако при чрезмерной концентрации нефтеперера­батывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, удлиняется продол­жительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшает­ся экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разно­образной продукции из одного исходного нефтяного сырья.

2. Основные этапы проектирования.

Ассор­тимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно около или более сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологи­ческих процессов производятся преимущественно только компонен­ты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получа­ют, как правило, путем компаундирования нескольких компонен­тов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаи­мосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

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

1) НПЗ топливного профиля,

2) НПЗ топливно-масляного профиля,

3) НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты),

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимичес-кого профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предпри­ятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профи­ля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и про­дукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная пе­реработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспеци­ализированной переработкой, например, чисто топливной.

Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.

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

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной неф­тепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кро­ме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

ГПН = 100-КТ-(Т+П), (133)

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

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

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

Исходя из этих соображений были предложения характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторич­ными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т.д.) из фракций нефти, выкипающих выше 350 °С (то есть из мазута).

В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на 2 типа: с неглу­бокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недо­статочно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы мо­гут входить в его состав.

По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатыва­ющему заводу можно дать следующее определение: НПЗ - совокуп­ность технологических процессов, в которых осуществляется после­довательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и соответ­ственно концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.). По это­му признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие 4 типа:

1) НПЗ неглубокой переработки (НГП);

2) НПЗ углубленной переработки (УПН);

3) НПЗ глубокой переработки (ГПН);

4) НПЗ безостаточной переработки (БОП).

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает суще­ственное 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 смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты 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 оно обус­ловливается потенциальным содержанием таковых фракций в пере­рабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой перера­ботки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включени­ем в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизель­ных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

3. Генеральный план.

Технологические установки, объекты общезаводского и энергетического хозяйства располагаются на заводской территории в определенном порядке. Чертеж планировки территории, отведенной под строительство завода, носит название генерального плана. На генеральный план наносятся все здания и сооружения проектируемого и строящегося завода, автомобильные и железные дороги, подземные и наземные трубопроводы, электролинии, линии связи и т.п.

Решения генерального плана должны обеспечивать минимальную протяженность технологических трубопроводов, сокращение количества перекачек нефтепродуктов, соответствие требованиям поточности технологического процесса и удобства эксплуатации. При составлении генерального плана нужно обеспечивать пожарную и санитарную безопасность эксплуатации, принимать во внимание направление господствующих ветров («розу ветров»). Все объекты должны иметь удобные пути подъезда. Поскольку большинство объектов нефтеперерабатывающего завода – пожароопасные и взрывоопасные производства, их необходимо отделять друг от друга незастроенной территорией. Расстояния между отдельными объектами и группами объектами и группами объектов регламентируются противопожарными и санитарными нормами[ОЛ6-10].

Вопросы для самопроверки:

1. Какие бывают этапы проектирования?

2. Что вы понимаете под понятием генеральный план?

3. Каковы структура и основные принципы построения химического производства?

Лекция 30.

Особенности проектирования производственных зданий и сооружений.

Основные принципы компоновки оборудования.

План:

1. Требования к нефтеперерабатывающим заводам

2. Особенности проектирования

1. Требования к нефтеперерабатывающим заводам

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 пере­рабатывать все типы добываемых в стране нефтей, различающихся по качеству между собой весьма существенно. Следовательно, не мо­жет быть единого стандартного (типового) НПЗ, который можно былостроить 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.

2. Особенности 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 целесообразного 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 резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудова­ния и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, оператор­ных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плот­ности застройки;

- 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 повыше­ния производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т.д.;

- снижение потерь нефтепродуктов и количества стоков и, сле­довательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Считается, что на НПЗ средней мощности (5-7 млн т/год) каж­дый процесс должен быть представлен одной технологической уста­новкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и авто­матизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10—15 млн т/год) предпочтение отдается двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими 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 тошшвно-масляного 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; деасфальтизация - селективная очистка, депарафинизация - обезмасливание и др[ОЛ5-8].