|
|
| 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. |
