Нефтеперерабатывающие заводы являются крупнейшими потребителями топливно-энергетических ресурсов, в том числе котельно-печного топлива, тепловой и электрической энергии. Эффективность их использования во многом определяется качеством работы заводского оборудования. Оптимизация технологических процессов необходима по многим причинам. В частности, существующие заводы были спроектированы и построены во времена значительно более дешевой, чем сейчас, энергии, поэтому актуальной является необходимость предусмотреть меры по ее экономии.

60–70% общего расхода топлива приходится на долю трубчатых печей для нагрева сырой нефти и нефтепродуктов в различных технологических процессах. Поэтому повышение КПД трубчатых печей может дать значительную экономию топлива.

Пути повышения эффективности работы трубчатых печей

• повышение равномерности нагрева по окружности и длине радиантных труб;
• приведение в соответствие фактических и допускаемых теплонапряжений;
• повышение КПД печей за счет снижения присосов воздуха и автоматизации процесса горения;
• утилизация тепла уходящих дымовых газов;
• уменьшение загрязнения воздушного бассейна за счет совершенствования методов сжигания топлива.

Из перечисленных направлений наибольший интерес вызывает утилизация тепла уходящих дымовых газов. В качестве объекта исследования была выбрана установка каталитического риформинга Л-35-11/450К с предварительной гидроочисткой ООО «РН-Комсомольский НПЗ».
Вопросы экономии топлива неотделимы от вопросов охраны окружающей среды. На ряде НПЗ в качестве топлива используется природный газ, однако имеется тенденция сжигания нефтезаводских отбросных газов, являющихся побочным продуктом переработки нефти. Трубчатые печи, сжигающие газообразное топливо, являются источником вредных выбросов в атмосферу, в основном, окислов азота и серы. Следует отметить, что при сжигании в печах сернистого топлива выходят из строя утилизационные устройства (котлы-утилизаторы, воздухоподогреватели) из-за повреждений их поверхностей нагрева, вызванных низкотемпературной сернокислотной коррозией.
По современным представлениям сернокислотная коррозия низкотемпературных поверхностей нагрева при сжигании сернистых топлив вызывается присутствием в продуктах сгорания серного ангидрида SO₃, который, взаимодействуя с водяными парами, образует серную кислоту H₂SO₄, конденсирующуюся на поверхностях с температурами ниже точки росы продуктов сгорания. Процесс образования SO₃ и паров H₂SO₄ из сернистых соединений топлива протекает в три этапа:
1. Образование сернистого ангидрида SO₂ при горении топлива.
2. Окисление SO₂ в SO₃, которое происходит в ходе гомогенных реакций при горении топлива и в результате протекания гетерогенных реакций каталитического окисления двуокиси серы на конвективных поверхностях нагрева.
3. Образование паров серной кислоты H₂SO₄ при снижении температур дымовых газов до уровня 400–250 °С. При температуре 400 °С серная кислота находится в диссоциированном состоянии в виде H₂O и SO₃. По мере охлаждения продуктов сгорания H₂O и SO₃ соединяются и образуют серную кислоту. Образование серной кислоты по реакции протекает в газовой фазе, при этом выделяющееся тепло идет на нагрев газа (SO₃). Охлаждение дымовых газов приводит к образованию жидкой фазы. Концентрация паров Н₂SO₄ в дымовых газах определяется в основном содержанием SO₃, поскольку количество водяных паров гораздо больше, чем это необходимо для прохождения реакции образования серной кислоты. Количество конденсирующейся Н₂SO₄ прямо пропорционально концентрации SO₃. Поэтому все факторы, под воздействием которых происходит увеличение или уменьшение содержания SO₃, оказывает такое же влияние и на количество конденсирующейся кислоты и, соответственно, на скорость низкотемпературной коррозии. Начало конденсации Н₂SO₄ при соприкосновении с холодной поверхностью связано с температурой сернокислотной точки росы (TТP). В связи с этим необходимо знать величину ТТР продуктов сгорания. По данным В.А. Григорьева и В.М. Зорина, ТТР продуктов сгорания бессернистого топлива находится в пределах от 70 до 80 °С. С повышением содержания серы в топливе ТТР повышается до 160-170 °С.
Сконденсированная на поверхности серная кислота вызывает коррозию металла (условно железа). Для снижения точки росы нужно:

• сжигать топливо с минимально возможным доступом воздуха. Снижение избытка воздуха с 1,15 до 1,05 снизит температуру точки росы на 17 ⁰С.
• снизить температуру в зоне горения, что достигается применением горелок с двухстадийной подачей топлива, рециркуляцией части дымовых газов в устье горелок.

Основной целью исследований является внедрение энергосберегающих технологий на установке каталитического риформинга.
Для выполнения указанной цели были поставлены следующие задачи:

• расчет и выбор воздухоподогревателя (энергосберегающая технология);
• технико-экономическое обоснование и оптимизация методов утилизации тепла уходящих газов печей;
• разработка рекомендаций по повышению надежности и эффективности применения теплоутилизационных устройств для трубчатых печей.

Дымовые газы печей П-1, П-2, П-3, П-4, ТП-1 (используется при отсутствии или недостатке дымовых газов от печей) поступают в общий газоход, далее в конвекционные зоны котлов через дистанционно управляемые шиберы НV-1119, 1120. Контроль разрежения на входе в котлы осуществляется приборами PRAL-647 с сигнализацией минимального (25 мм вод. ст.) значения; разрежение на выходе из котлов перед дымососами – 130–150 мм вод. ст. контролируется приборами РІR-839, 840. Температура дымовых газов на входе в котлы (не более 850 ⁰С) контролируется ТR-579; на выходе из котлов (перед дымососами) – ТІAH-562, 563. После дымососов газы поступают в дымовую трубу Д-1. Для контроля за температурой дымовых газов, выбрасываемых в дымовую трубу, установлена термопара поз. ТЕ-1080 с выводом показаний в операторную.
Температура дымовых газов после дымососов достаточно высока (T = 250–350 ⁰C). На основании вышеизложенного ПРЕДЛАГАЕТСЯ утилизировать это тепло дымовых газов на систему подогрева воздуха, подаваемого на горелки печей П-1, П-3, П-4.
По новой схеме, дымовые газы после дымососов попадают в чугунные ребристые пакеты воздухоподогревателей (ВП-1, ВП-2). Воздухоподогреватели ВП-1, ВП-2 работают параллельно.
После воздухоподогревателя дымовые газы отводятся в дымоход, далее через дымосос Д-1 в дымовую трубу. При выходе из строя дымососа сброс дымовых газов осуществляется, минуя воздухоподогреватель, через байпасные шиберы непосредственно в дымовую трубу.
Печь оборудована двумя вентиляторами (В-1, В-2), предназначенными для подачи первичного (нижняя заслонка) и вторичного (верхняя заслонка) воздуха к горелкам печей. В работе находится один вентилятор (В-1). Второй, резервный (В-2), автоматически включается в работу при остановке первого.
Варианты расчета поверхности воздухоподогревателя

1 вариант. Требуется воздухоподогреватель для нагрева воздуха с -20 ⁰С до 200 °С. Температура воздуха, поступающего непосредственно в воздухоподогреватель, составляет 100 °С, что необходимо для получения температуры стенки выше температуры точки росы. Это достигается частичной рециркуляцией нагретого воздуха. Расход дымовых газов представлен в таблице 3; их температура на входе в аппарат – 350 °С, на выходе – 200 °С.
2 вариант. Отличается от первого варианта тем, что температура дымовых газов на входе в аппарат 300 °С, на выходе – 200 °С.
3 вариант. Отличается тем, что температура дымовых газов на входе в аппарат 250 °С, на выходе – 200 °С.
Методика расчета предполагает анализ газообразного топлива на установке каталитического риформинга. Выбираем крайние случаи (легкий и тяжелый газ); рассчитываем средние теплоемкости газов (воздуха и продуктов сгорания); рассчитываем теоретические объемы продуктов сгорания и воздуха, действующие присосы воздуха, энтальпии газов, среднюю разность температур в воздухоподогревателе и поверхность аппарата, результаты заносим таблицу.
Приблизительный расчет экономического эффекта проведем в соответствии с действующими методиками «Нормативная методика теплового расчета трубчатых печей^[1]» ч/з регулирование коэффициента избытка воздуха в топке для следующих случаев:

• Вариант 1. Максимальный расход топливного газа на горелку В_г = 300 м³ / час. Температура наружного воздуха и уходящих дымовых газов: t_в = — 20 ⁰С, t_ух = 560 ⁰С, наблюдаем снижение коэффициента избытка воздуха в топке с величины 1,15 (до модернизации) до значения 1,1 (после модернизации), легкий газ;
• Вариант 2. Максимальный расход топливного газа на горелку В_г = 300 м³ / час. Температура наружного воздуха и уходящих дымовых газов: t_в = — 20 ⁰С, t_ух = 560 ⁰С, наблюдаем снижение коэффициента избытка воздуха в топке с величины 1,15 (до модернизации) до значения 1,1 (после модернизации), тяжелый газ;
• Вариант 3. Максимальный расход топливного газа на горелку В_г = 125 м³ / час. Температура наружного воздуха и уходящих дымовых газов: t_в = — 20 ⁰С, t_ух = 660 ⁰С, наблюдаем снижение коэффициента избытка воздуха в топке с величины 1,25 (до модернизации) до значения 1,1 (после модернизации), легкий газ;
• Вариант 4. Максимальный расход топливного газа на горелку В_г = 125 м³ / час. Температура наружного воздуха и уходящих дымовых газов: t_в = — 20 ⁰С, t_ух = 560 ⁰С, наблюдаем снижение коэффициента избытка воздуха в топке с величины 1,2 (до модернизации) до значения 1,1 (после модернизации), легкий газ;
• Вариант 5. Максимальный расход топливного газа на горелку В_г = 150 м³ / час. Температура наружного воздуха и уходящих дымовых газов: t_в = — 20 ⁰С, t_ух = 560 ⁰С, наблюдаем снижение коэффициента избытка воздуха в топке с величины 1,25 (до модернизации) до значения 1,1 (после модернизации), тяжелый газ.

Методика заключается в следующем – рассчитываем теоретически необходимое для горения количество воздуха, определяемое по составу топливного газа; находим количество избыточного воздуха, полученного от осуществления мероприятий, рассчитываем потери тепла при нагреве до температуры уходящих газов в пересчете на природный газ и находим экономический эффект.

Подведем итоги

1. Внедрение новой схемы утилизации дымовых газов в качестве энергосберегающей технологии на установке каталитического риформинга ООО «РН-Комсомольский НПЗ» экономически оправданно, но малоэффективно вследствие низкой окупаемости инвестиций.
2. Проведенный анализ показал, что необходима разработка системы управления процессом утилизации дымовых газов в соответствии с режимами работы установки и параметрами используемого сырья.

А.А. Круценко
В.А. Соловьев

*полную версию статьи читайте на страницах ДЭП №3 2010