21 марта 2000 г.
Авторы: Широкова Г.С., Ермаков И.В., ОАО "Гипрогазоочистка"
Проблемы реконструкции установок производства серы на НПЗ и пути их решения
ОАО "Гипрогазоочистка" преобразовано из Государственного института по проектированию газоочистных сооружений "Гипрогазоочистка", который был создан в 1952 г., но фактически его подразделения функционируют с 1928 г. Постановлением Совмина СССР от 29.12.1972 г. на институт "Гипрогазоочистка" были возложены функции головной организации в стране по разработке проектов газоочистных сооружений. В 1995 году Институт вошел в состав многопрофильного холдинга "Стинс Коман", что позволило ему не только сохранить, но и значительно усилить свои позиции в области проектирования очистных систем, используя мощный потенциал холдинга и уникальную возможность комплексно подходить к решению проблем своих клиентов.
Одним из основных направлений деятельности ОАО "Гипрогазоочистка" является проектирование систем очистки углеводородных газов от сероводорода, углекислого газа и меркаптанов, а также производства элементарной серы из сероводородных газов. По проектам ОАО "Гипрогазоочистка" построены и успешно эксплуатируются десятки подобных систем на предприятиях нефте и газо перерабатывающего комплекса. Практически на всех НПЗ бывшего СССР эксплуатируются установки централизованной регенерации аминовых растворов и производства элементарной серы, построенные по проектам Института. Эти установки введены в эксплуатацию в 60-80 годах, т.е. более чем 40-20 лет назад, и следовательно ресурс работы оборудования практически исчерпан.
Чаще всего замене подвергается энерготехнологическое оборудование установок производства серы, что связано с неправильной эксплуатацией этого оборудования, которая выявлена отсутствием достаточной информации. Так, например, чаще всего котельное оборудование установок производства серы, вырабатывающее пар низкого давления, не оснащается системой регулирования давления пара в котле. Однако именно это давление и соответствующая этому давлению температура пара, определяют температуру технологического газа на выходе из котла. Поддержание температуры технологического газа после термической и 1 каталитической ступени на уровне не ниже 155-160°С обеспечивает нормальную эксплуатацию котельного оборудования. Снижение температуры технологического газа, содержащего комплекс компонентов (H2S, SO2 , H2O и т. д.) в количестве, определяющем кислотную точку росы, ниже 150 ° С, то есть ниже сернокислотной точки росы, приводит к разрушению футеровки, что ведет к интенсивной коррозии в области сварных швов. При наличие жидкой серы образуются вещества, которые забивают трубки конденсаторов, и не поддающиеся очистке.
Ручной розжиг топочных агрегатов при пуске чаще всего приводит к хлопкам в системе оборудования и выводит из строя термическую ступень процесса.
Одной из проблем эксплуатации установок производства серы является сохранение и поддержание активности катализатора на всем протяжении его работы (как правило замена катализатора должна проводится не чаще одного раза в три года).
Поэтому правильное проведение операции регенерации катализатора в период остановки-установки на планово-предупредительный ремонт играет значительную роль в продлении срока службы катализатора.
Все эти и другие проблемы могут быть решены при реконструкции установок производства серы.
Модернизация нефтеперерабатывающих заводов в настоящее время связана с одной стороны с внедрением новых технологий, что приводит к появлению дополнительных потоков кислого газа, содержащих наряду с сероводородом также и аммиак и с другой стороны углублению степени извлечения серы из нефтепродуктов, что увеличивает поток кислот газа, поступающего на производство серы. Для существующих установок производства серы, на которые предполагается подать NH3 - содержащий кислый газ, необходим следующий обязательный объем реконструкции:
  • реконструкция камеры сжигания кислого газа с заменой футеровочных материалов, выдерживающих более высокие температуры;
  • подогрев исходных потоков (воздуха и кислого газа) для поддержания температуры сжигания в пределах 1300-1350 ° С, которая обеспечивает полное разложение аммиака. При проскоке аммиака в систему Клауса неизбежна забивка оборудования, трубопроводов, катализатора солями аммония;
  • установка специальных горелочных устройств, обеспечивающих полное сжигание кислого газа в субстехиометрических условиях;
  • установка газоанализатора на соотношение H2 S/SO2 в технологическом газе после сероуловителя с целью оптимизации процесса получения серы за счет корректировки расхода воздуха, поступающего на сжигание.
Все современные горелочные устройства оборудованы системами автоматического розжига и контроля пламени, что обеспечивает большую безопасность при пуске. Нормальной работе и остановке установки.
В настоящее время для обеспечения дожига всех остаточных вредных веществ в технологических газах Клауса (H2S, CO2, H2, COS, CS2 ) изменен температурный режим в печах дожига с 600 ° С до 750-800 ° С.
Для снижения образования NOx в печах дожига устанавливаются специальные двухпроводные горелки, которые позволяют минимизировать выбросы NOx от установок Клауса.
За последние годы ОАО "Гипрогазоочистка" выполнила целый рад проектов с применением вышеуказанных технических решений как для новых, так и для реконструируемых производств серы на НПЗ.
Проектирование многих установок ведется совместно и в тесном контакте с известными иностранными фирмами, что позволяет учитывать мировой опыт.
 


Все замечания и пожелания присылайте по адресу: skv@nefte.ru

ЗАО "Независимое нефтяное обозрение "СКВАЖИНА" (С) 1999 Все права защищены