Перспективные нефтеперерабатывающие заводы СССР. (Сборник материалов совещаний, проведенных Госнефтехимкомитетом 6 апреля и 7—9 июля 1964 г.) - Казьмин Г.И.

Author: Казьмин Г.И.
Tags: технология минеральных масел технология нефти и аналогичного сырья биологические науки в целом управление предприятиями, организация производства, торговли и транспорта химическая промышленность нефтяная промышленность
Year: 1966
Similar
Энергетические масла. Часть 1. Турбинные масла
Энергетические масла. Часть 2. Трансформаторные, кабельные и конденсаторные масла
Энергетические масла. Часть 3. Компрессорные, холодильные и вакуумные масла
Ремонт и эксплуатация насосов нефтеперерабатывающих заводов
Text
                    МИНИСТЕРСТВО	//
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
СССР
ЦЕНТРАЛЬНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Для служебного пользования
экз №
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ
СССР
(сборник материалов совещаний, проведенных Госнефтехимкомитетом
6 апреля и 7—9 июля 1964 г.)
ЦНИИТЭнефтехим
Москва 1966
УДК 665.63.013 (47+57) «313»:65.012.63
Аннотация
Настоящий сборник составлен по материалам технических разработок, выполнен-
ных проектными и научно-исследовательскими организациями, и двух совещаний, про-
веденных Госнефтехимкомитетом в апреле и июле 1964 г., по проблеме проектирова-
ния перспективных иефтеперерабатыйающих заводов.
В материалах сборника охарактеризовано состояние техники и экономики, сло-
жившееся в отечественной нефтеперерабатывающей промышленности за последние го-
ды, и изложены основные направления в проектировании новых н перспективных
нефтеперерабатывающих заводов, а также обоснованные предложения и технические
решения проектных и научно-исследовательских организаций и Комитета. Рассматри-
ваются технологические схемы, генеральные планы, применение мощных установок и
высокопроизводительного оборудования, автоматизации управления и механизации
трудоемких работ, применительно к переработке высокосернистых, сернистых и высо-
копарафинистых нефтей на перспективных НПЗ мощностью 12 млн. т,'год, обеспечи-
вающие получение больших отборов светлых нефтепродуктов, по качеству отвечаю-
щих требованиям лучших мировых стандартов, производство в значительных объемах
широкого ассортимента сырья для химической переработки и высокие экономические
показатели.
Сборник предназначен для работников проектных и научно-исследовательских ор-
ганизаций, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, руководящих и
планирующих органов, связанных с данной отраслью промышленности.
Редактор Г. И. Казьмин
Технический редактор Л. В. Инюткина
Ведущий редактор С. И. Цейтлин
Корректор Р. Т. Баканова, О. Н. Цыпленкова
Сдано в набор 2/XII 1965 г.	Подписано к печати 24/Ш—1966 г. Т-05311.
ЦНИИТЭнефтехим № 17 Бумага 84X108 Печ. л. 17,75 . Уч.-изд. л. 33,93+1 вкл. Тираж 1.000 экз.
Бесплатно Зак. № 905
ЦНИИТЭнефтехим, Москва, Ж-4, М. Коммунистическая, 16/27
Подольская типография Главполиграфпрома Комитета по печати при Совете
Министров СССР, г. Подольск, ул. Кирова, д. 25
Предисловие
Перед нефтеперерабатывающей и нефтехимической
промышленностью Советского Союза стоят огромные
задачи.
В области наращивания мощностей по первичной
перегонке нефти необходимо обеспечить ввод мощности
до 20—25 млн. т в год, т. е. на уровне среднего приро-
ста добычи нефти в ближайшем пятилетии.
Необходимость увеличения в 2—3 раза моторесурса
автомобильных, тракторных, судовых, тепловозных и
других двигателей, экономическая целесообразность
применения карбюраторных двигателей с более высоки-
ми степенями сжатия и твердо определившаяся тен-
денция к переходу на более мощные и более форсиро-
ванные двигатели, машины и механизмы выдвигает на
первый план задачу коренного улучшения качества
нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающая промышлен-
ность должна обеспечить производство автомобильных
бензинов с октановым числом до 95—100 по исследо-
вательскому методу при минимальном содержании сер-
нистых соединений в бензинах, керосинах и дизельных
топливах; необходимо также увеличить долю производ-
ства низкозастывающих дизельных топлив и расширить
производство высокоэффективных присадок к маслам.
Огромны задачи в области увеличения производства
углеводородного сырья, полупродуктов н продуктов
для нефтехимического и микробиологического синтеза.
Так, согласно предварительным наметкам, в 1970 г. по
сравнению с 1965 г. должно возрасти производство эти-
лена и пропилена >в 6 раз, бутан-бутиленовой фракции
в 8 раз, жидкого нефтяного сажевого сырья в 3,5 раза,
парафинов в 6,5 раза, синтетических каучуков в 2,4 ра-
за, полиолефинов более чем в 10 раз, синтетических
жирных кислот в 3,3 раза; в значительных объемах
возрастет производство нефтяных ароматических уг-
леводородов, элементарной серы, серной кислоты и
других продуктов, в том числе и белково-витаминных
концентратов.
В свете этих задач возникает вопрос, как н в ка-
ком направлении следует развивать отечественную неф-
теперерабатывающую промышленность, чтобы при ми-
нимальных затратах денежных и материальных средств
на строительство новых и модернизацию существую-
щих нефтеперерабатывающих заводов обеспечить соот-
ветствующее темпам роста нефтедобычи ежегодное на-
ращивание мощностей нефтепереработки, коренное
улучшение качества нефтепродуктов и производство во
все возрастающих объемах сырья для промышленно-
сти нефтехимического и микробиологического синтеза?
Рассмотрению этих важнейших вопросов было по-
священо два совещания, созванные Государственным
комитетом нефтеперерабатывающей и нефтехимической
промышленности, из которых первое состоялось 6 ап-
реля и второе 7—9 июля 1964 г.
На совещании 6 апреля, в работе которого приняли
участие руководители проектных и научно-исследова-
тельских институтов и ряда нефтеперерабатывающих
заводов, было рассмотрено состояние техники нефтепе-
реработки в СССР и за рубежом и определено принци-
пиальное направление перевооружения отечественной
нефтеперерабатывающей промышленности, основанное
на использовании большого отечественного опыта и но-
вейших достижений науки и техники.
Разработанные в результате работы этого совеща-
ния исходные положения и данные для проектирова-
ния перспективных НПЗ предусматривают создание но-
вых заводов с оптимальной мощностью 12 млн. т неф-
ти в год и более. Эти заводы должны обеспечить про-
изводство нефтепродуктов по качеству на уровне луч-
ших мировых стандартов и сырья для нефтехимическо-
го синтеза в значительных объемах, в том числе угле-
водородов С, — С< до 8—10% от объема переработки
нефти. Схемы НПЗ будут разрабатываться примени-
тельно к переработке основных типов нефтей, добывае-
мых в СССР; высокосернистой (типа арланской), сер-
нистой (типа ромашкинской) и малосернистой высоко-
парафинистой (типа озек-суатской и мангышлакской) —
с обеспечением выхода светлых нефтепродуктов не ни-
же 60%. За счет применения мощных технологических
установок и высокопроизводительного оборудования,
высокой степени автоматического регулирования произ-
водственных процессов и максимальной механизации
трудоемких работ, а также целесообразного сочетания'
нефтеперерабатывающих и нефтехимических произ-
водств, ряда других мероприятий будут достигаться
минимальные удельные капиталовложения, эксплуата*-
ционные расходы и себестоимость переработки нефти;
Проектным и научно-исследовательским институтам
было поручено приступить к разработке проектов
перспективных нефтеперерабатывающих заводов в соот-
ветствии с приведенными выше исходными положения-
ми, что позволит создать нефтеперерабатывающие и
нефтехимические предприятия, превосходящие по уров-
ню техники и экономики лучшие зарубежные заводы.
Рассмотрение на совещании 7—9 июля 1964 г. пред-
проектных соображений и других докладов и предло-
жений проектных и научно-исследовательских институ-
 3
тав и конструкторских организаций: Гипронефтезаво-
ды — ВНИИНП — Гипрогазтоппром, Гипрогрознефть —
ГрозНИИ, Ленгипрогаз — ВНИИнефтехим, Укргипро-
иефть, БашНИИНП, Гипрогидролиз— ВНИИсинтезбе-
лок и СКВ АНН — показало, что правильная реализа-
ция разработанных исходных положений для проекти-
рования перспективных НПЗ может обеспечить получе-
ние наиболее эффективных технико-экономических по-
казателей. Так, на НПЗ мощностью 12 млн. т нефти в
год в зависимости от варианта схемы и перерабатывае-
мой нефти при сравнительно небольшой глубине пере-
работки (выход светлых на уровне 52—66%), но, бла-
годаря большой доле вторичных процессов переработ-
ки нефти (каталитический риформинг до 17,7%, катали-
тический крекинг до 27,6%, гидроочистка до 56,3%, гид-
рокрекинг до 38,4% и др.), может быть получено от
13,6 до 21,3% высокооктанового бензина с октановым
числом 88—96 и 104, от 5,0 до 8,1% гидроочищенного
реактивного топлива и от 28,8 до 36,0% малосернистого
дизельного топлива (в том числе от. 3,3 до 14,0% ди-
зельного топлива зимнего сорта). На таком заводе мо-
жет быть выработано в год около 850—1345 тыс. т лег-
кого углеводородного сырья, состоящего из углеводоро-
дов Ci — С4, 120—250 тыс. т ароматических углеводоро-
дов (бензол, толуол, ксилолы и этилбензол), 100—
380 тыс. т жидкого парафина, нафталин, сырье для про-
изводства сажи и другое сырье, продукты и полупро-
дукты для нефтехимического и микробиологического
синтеза. При переработке сернистой и высокосернистой
нефтей может быть получено от 100 до 260 тыс. т
элементарной серы высокой чистоты или 300—750 тыс. т
серной кислоты. Всего сырья для всех отраслей хими-
ческой промышленности и микробиологического синте-
за на НПЗ мощностью 12 млн. т может вырабатывать-
ся от 1230 до 2300 тыс. т в год или от 10 до 19% на
нефть.
Вместе с этим укрупнение и комбинирование техно-
логических установок, автоматизация процессов произ-
водства позволит резко сократить число технологиче-
ских установок, площадь застройки завода, а также
численность эксплуатационного персонала.
Предпроектная проработка схем перспективных НПЗ
и широкий объем мнениями на совещаниях 6 апреля и
7—9 июля 1964 г., а также фактическое состояние на-
учно-исследовательских и, проектно-конструкторских ра-
бот позволяют рассчитывать, что в ближайшее врем»
можно начать конкретное проектирование для строи-
тельства новых и реконструкции действующих НПЗ, от-
вечающих по уровню техники современным требова-
ниям. При этом совещание разработало программу
комплексных научно-исследовательских, опытно-про-
мышленных, проектно-конструкторских работ по совер-
шенствованию существующих и разработке новых оте-
чественных высокоэффективных процессов, технологи-
•ческих установок, высокопроизводительного оборудова-
ния, средств и систем контроля и автоматизации. Вы-
полнение этой программы будет осуществляться науч-
но-исследовательскими, проектными и конструкторскими
организациями Государственного комитета нефтепере-
рабатывающей и нефтехимической промышленности,
Государственного комитета химической промышленно-
сти, Государственного комитета химического и нефтяно-
го машиностроения. Государственного комитета по при-
боростроению, средствам автоматизации и системам
управления, планирующими органами, совнархозами и
нефтеперерабатывающими заводами.
Предпроектная проработка схем перспективных
НПЗ и проведенные по этому вопросу совещания —
важный этап в осуществлении технического прогресса
отечественной нефтеперерабатывающей и нефтехимиче-
ской промышленности. Среди других вопросов был ре-
шен один из принципиальных вопросов этого техниче-
ского прогресса, а именно — на какой же основе осу-
ществлять этот прогресс: на базе закупки импортного
нефтеперерабатывающего завода или на базе отечест-
венного оборудования.
Участники совещания единодушно одобрили второй
путь.
Проведенные Горнефтехимкомитетом совещания по
проектированию перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов и материалы настоящего сборника окажут
значительную помощь в решении задач стоящих перед
нефтеперерабатывающей промышленностью.
Председатель
Государственного комитета нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности при Госплане СССР
В. С. ФЕДОРОВ
От редактора
Настоящий сборник, составленный по материалам
предпроектных проработок, выполненных проектными и
научно-исследовательскими организациями и двух со-
вещаний, проведенных Госнефтехимкомитетом 6 апре-
ля и 7—9 июля 1964 г. по проблеме проектирования
перспективных НПЗ, издается в соответствии с поже-
ланиями участников этих совещаний.
Сборник состоит как бы из двух составных частей.
В первой из них, включающей материалы первого со-
вещания,— доклад Председателя Госнефтехимкомитета
В. С. Федорова, выступления участников совещания и
приложения, освещается состояние отечественной техни-
ки нефтепереработки >и приводятся разработанные
участниками совещания основные направления, исход-
ные данные и рекомендации проектным и научно-иссле-
довательским организациям для разработки «предпро-
ектных соображений» по перспективным нефтеперера-
батывающим заводам. Вторая часть включает материа-
лы второго совещания. Сюда входят доклады научно-
исследовательских и проектных организаций о схемах
перспективных НПЗ и основных новых процессах и про-
изводствах для действующих и перспективных нефтепе-
рерабатывающих заводов, доклады о проектируемом
Украинском и реконструируемом Ново-Уфимском нефте-
перерабатывающих заводах, а также выступления
участников совещания. Эта часть сборника включает
также развернутое решение, разработанное рабочей
группой ведущих специалистов на основе обмена мне-
ниями и с учетом внесенных предложений на совеща-
нии 7—9 июля 1964 г., утвержденное Председателем
Г оснефтехимкомитета.
Руководствуясь стремлением возможно более полно
ознакомить инженерно-техническую общественность с
материалами проектных и научно-исследовательских
институтов по проектированию перспективных НПЗ, ре-
дактор счел целесообразным, а руководство Госнефте-
химкомитета одобрило, з основу составления сборника
положить не стенограммы докладов, а подлинные мате-
риалы предпроектных проработок.
При составлении этих докладов с целью придания
табличному материалу максимально возможной иден-
тичности, выразительности и сокращения громоздкости
таблиц, последние редактором были значительно пере-
работаны против содержавшихся в проектных за-
писках и по возможности приведены к однотипным об-
щим сопоставимым показателям, а многие из таблиц
были составлены заново. При составлении таблиц в
число светлых продуктов, помимо бензинов, керосинов
и дизельных топлив, условно включены все продукты,
выкипающие в пределах С5 — 360° (углеводороды С6,
ароматические углеводороды Се—Се, легкие раствори-
тели и жидкие парафины); числовые значения в боль-
шинстве таблиц округлены — тонн до тысячи единиц,
процентов до десятых долей единиц; таблицы по тех-
нико-экономическим показателям перспективных НПЗ,
ввиду ориентировочности этих показателей и неодно-
родности методик их определения различными проект-
ными организациями, приводятся в сборнике в том ви-
де как они представлены в материалах предпроектных
проработок, хотя с некоторым сокращением числа этих
показателей. Кроме того, редактор счел целесообраз-
ным ряд из указанных выше докладов дополнить мате-
риалами, не содержавшимися в записках по предпроект-
ным проработкам перспективных НПЗ; в связи с этим
в доклады А. П. Арефьева и Р. К. Степуро были вклю-
чены соображения о возможности ввода в эксплуата-
цию мощных нефтеперерабатывающих заводов двумя
очередями вместо одной, там где это представится не-
обходимым по условиям обеспечивания сырьем или по-
требления готовой продукции, а в доклад Я. И. Бур-
штейна— предварительные соображения о целесообраз-
ности включения процесса каталитического крекинга в
состав схем перспективных НПЗ, представленных ин-
ститутами Ленгипрогаз и ВНИИнефтехим. Окончатель-
ные тексты докладов согласованы и одобрены автора-
ми. В сборнике дается перечень проектных записок,
использованных редактором при составлении и редак-
тировании текстов, указанных выше докладов.
В состав сборника включен ряд докладов и подго-
товленных выступлений, имеющих непосредственное от-
ношение _ к вопросам проектирования перспективных
НПЗ, по по независящим от авторов причинам неза-
слушанных на совещании 7—9 июля 1964 г. К числу их
относятся доклады Э. Г. Иоакимиса (БашНИИНП) о
схемах водоснабжения, канализации и очистки сточных
вод перспективных НПЗ для переработки сернистых и
высокосернистых нефтей, Ю. А. Шмука и К. А. Яковле-
ва (Гипрокаучук) о новых направлениях использования
углеводородных газов НПЗ для производства СК и
других продуктов номенклатуры Гипрокаучука,
А. В. Агафонова (ВНИИНП) о процессе гидрокрекинга
в схемах современных и перспективных НПЗ, а также
выступления Д. И. Орочко (ВНИИНП) и Н. Н. Кон-
стантинова (ВНИИНП).
Учитывая, что к концу периода подготовки сборника
5
к печати (июнь 1965 г.) у ряда докладчиков и высту-
павших на совещании 7—9 июли 1964 г. появились но-
вые, более уточненные данные, материалы и проектные
решения, представляющие интерес и мало освещенные
в печати, редактором было признано целесообразным
обновить содержание этих докладов и выступлений. К
числу их относятся доклады Е. И. Наумова (УкрНИИ-
гипронефть) о проектировании Украинского НПЗ,
Г Ф. Ивановского о реконструкции Ново-Уфимского
НПЗ, С. В. Чепиго и А. А. Андреева (ВНИИсинтез-
белок и I ипрогидролиз) о микробиологическом получе-
нии белково-витаминных концентратов из нефтяных
парафинов, В. С. Герша и Б. Г. Берго (Гипрогазтоп-
пром и ВНИИнефть) о конденсационно-испарительном
методе разделения газовых смесей для производства
этилена из сухих газов нефтепереработки и ряд дру-
гих, а также выступления Ю. Л. Вихмана (Гипронеф-
темаш), И. И. Штейнгольца (Гипронефтезаводы),
Я. Р. Кацобашвили (ИНХС АН СССР) и Др.
Текст решения совещания помещается в сборнике в
полном объеме, как оно было в свое время (23 сентяб-
ря 1964 г., письмо № Д-58) разослано заинтересован-
ным организациям, а приложения к этому решению
приводятся в виде значительно переработанных таб-
лиц с изменением нумерации и уточнением ряда пока-
зателей.
Отличительной особенностью сборника «Перспектив-
ные нефтеперерабатывающие заводы СССР», как это
следует из самого наименования, является то, что его ма-
териалы отражают не итоги пройденного, как это ха-
рактерно для аналогичных изданий, а смелый взгляд
вперед, взгляд на перспективу развития отечественной
нефтеперерабатывающей промышленности. Основная
сущность материалов сборника заключается в том, что
они, как бы устами представленных в нем проектных
и научно-исследовательских институтов, как бы отвеча-
ют на остропоставленный жизнью и всех нас волнующий
вопрос — как следует далее развивать отечественную
нефтеперерабатывающую промышленность, чтобы при
минимальных затратах денежных и материальных
средств на строительство новых и модернизацию су-
ществующих НПЗ, обеспечить наращивание мощностей
нефтепереработки, соответствующее огромным темпам
прироста нефтедобычи, коренное улучшение качества
нефтепродуктов и производство во все возрастающих
объемах сырья для нефтехимического синтеза. Решение
этой проблемы в сборнике рассмотрено не только при-
менительно к перспективным НПЗ, хотя этому и по-
свящается основная часть его материалов, а и приме-
нительно к действующим (доклад Г. Ф. Ивановского)
и проектируемым (доклад Е. И. Наумова) в настоящее
время нефтеперерабатывающим заводам. В этом отно-
шении значение сборника далеко выходит за рамки чи-
сто информационного издания.
Предложения проектных и научно-исследователь-
ских организаций, изложенные в сборнике, обеспечива-
ют решение поставленной задачи. Даже при переработ-
ке высокосернистых и высокопарафинистых нефтей на
перспективных заводах достигается производство зна-
чительных количеств нефтепродуктов по качеству соот-
ветствующих или превосходящих мировые стандарты,
большого объема и широкого ассортимента сырья для
химической переработки и высокие техиико-экоиомиче-
ские показатели, значительно превышающие аналогич-
ные показатели действующих и проектируемых в на-
стоящее время НПЗ.
На заводе мощностью 12 млн. т/год обеспечивается
производство до 21% высококачественного беизииа (ок-
тановое число 88, 96 и 104—106), до 8% гидроочищен-
ного керосина (содержание серы ниже 0,05%), до 36%
малосернистого дизельного топлива (содержание серы
не более 0,2%) и от 11 до 19% на нефть нефтехимиче-
ского сырья. Такой завод может быть размещен на
6
небольшой площадке (168—266 га), а эксплуатацион-
ный штат его не превысит 1500—2800 человек.
Несмотря на значительные различия и многообразие
проектных решений перспективных НПЗ, что говорит о
самостоятельности инициативы и творческой индиви-
дуальности проектных и научно-исследовательских ин-
ститутов, принципиальные пути достижения таких высо-
ких показателей содержат много общего — мощные, а
не мелкие заводы, крупные и комбинированные техно-
логические установки, большая доля современных вто-
ричных процессов нефтепереработки, автоматизация и
централизация управления и механизация трудоемких
работ, рациональное решение генерального плана заво-
да, комплексные заводы целесообразно сочетающие
нефтеперерабатывающие и нефтехимические производ-
ства. Выполненная предпроектная проработка перспек-
тивных НПЗ и материалы сборника убедительно пока-
зывают, что эти пути являются технически и экономиче-
ски вполне оправданными и единственно правильными.
Естественно возникает законный вопрос — реальны
ли проектные решения, заложенные в предпроектных
проработках перспективных НПЗ, или они являются
плодом фантастических желаний мечтателей. Ответ на
этот вопрос может быть только положительным. Опыт
зарубежных стран с высокоразвитой нефтепереработ-
кой, где уже в течение многих лет широко и успешно
применяются мощные технологические установки, в том
числе по самым сложным вторичным процессам, высоко-
производительное оборудование и совершенные систе-
мы автоматизации и управления, а также состояние и
последние достижения отечественной науки и техники,
в том числе машиностроения и приборостроения, нали-
чие высококвалифицированных кадров, подтверждают
это. Однако процесс перехода к строительству таких
заводов и установок является длительным. Поэтому
реальность осуществления проектных решений перспек-
тивных НПЗ есть функция времени, так как она зави-
сит от того, насколько быстро технологические научно-
исследовательские и проектные институты завершат от-
работку новых процессов и сформулируют свои требо-
вания в части оборудования и систем управления и ав-
томатизации, а машиностроительная и приборострои-
тельная промышленность освоит и наладит их произ-
водство. Осуществляемые в настоящее время переход
от территориального к отраслевому управлению про-
мышленностью и мероприятия по совершенствованию
планирования и усилению экономического стимулиро-
вания промышленного производства, станут могучим
рычагом в ускорении реализации всех прогрессивных
решений на основе внедрения новейших достижений
науки и техники во все отрасли народного хозяйства,
в том числе в нефтеперерабатывающую и нефтехимиче-
скую промышленность. Поэтому можно с полной уве-
ренностью сказать, что отечественные перспективные
нефтеперерабатывающие заводы, представленные в
сборнике — это не только мечта сегодня, но и реаль-
ность завтра.
В сборнике ие содержится ответа на вопрос — какие
из представленных в нем перспективных НПЗ или от-
дельные проектные решения и замыслы следует одоб-
рить, а какие отвергнуть. И это вполне понятно, ибо
рекомендации проектных и научно-исследовательских
институтов, изложенные в сборнике, следует рассмат-
ривать лишь как основные начала, как возможные из
многочисленного множества варианты проектных ре-
шений, а не как окончательно установленные догмы
или каноны. Выбор (а в ряде случаев — синтез) наибо-
лее целесообразной схемы и проектных решений может
быть сделай лишь в результате дальнейшей всесторон-
ней технико-экономической проработки применительно
к конкретным условиям района строительства завода
(сырье, структура потребления нефтепродуктов, эиерго-
ресурсы и др.) с учетом степени готовности к внедре-
нию конкретных современных процессов и наиболее эф-
фективного оборудования. Такой взгляд на проектные
решения по перспективным НПЗ является единственно
правильным. Он себя вполне оправдал, например, при
разработке проектов новых, намеченных строительст-
вом на ближайшие 3—5 лет (Красноярский, Мозыр-
ский, Литовский и др.) и реконструкции ряда действую-
щих заводов, где уже нашел отражение ряд проектных
решений и замыслов, заложенных в перспективные
НПЗ. В дальнейшем, при разработке проектов заводов
для строительства в более отдаленные сроки, по мере
создания крупных отдельно стоящих и комбинирован-
ных технологических установок и высокопроизводитель-
ного совершенного оборудования, проектные решения,
примененные для перспективных НПЗ, будут находить
все большее и большее отражение. Тот факт, что пред-
проектные проработки схем перспективных НПЗ вы-
полнены применительно к переработке наиболее ти-
пичных и многодебитных нефтей СССР — сернистая,
высокосернистая и высокопарафинистая (суммарная до-
ля которых уже превышает 2/3 и продолжает увеличи-
ваться) и что эти схемы предусматривают возможность
переработки нефтей с различной глубиной, говорит о
широком диапазоне применимости схем для будущих
нефтеперерабатывающих заводов СССР.
Сборник не только подводит итоги первому этапу
творческой работы, начатой большими коллективами
19 научно-исследовательских и проектных институтов
под руководством Госнефтехимкомитета по разработке
проектов мощных перспективных НПЗ, но и определяет
направления дальнейших комплексных научно-исследо-
вательских опытно-промышленных, проектных и конст-
рукторских работ по совершенствованию существующих
и по разработке новых отечественных высокоэффектив-
ных процессов, технологических установок, высокопро-
изводительного оборудования, средств и систем контро-
ля и автоматизации. Став достоянием широкого круга
ИТР, сборник призван сыпрать существенную органи-
зующую и координирующую роль в деле мобилизации
усилий инженерно-технической общественности не толь-
ко нефтеперерабатывающей и нефтехимической, но и
смежных отраслей промышленности (таких как нефте-
и газодобывающая, химическая, машино- и приборо-
строительная, металлургическая, строительная и др.) в
создании самых передовых в мире НПЗ.
Отечественная нефтеперерабатывающая промышлен-
ность, пережившая за 48 лет своего существования
ряд этапов бурного развития и коренного перевооруже-
ния техники нефтепереработки, в настоящее время всту-
пила в новую фазу своего дальнейшего развития, ха-
рактеризуемого еще более значительным обновлением и
совершенствование техники нефтепереработки, обус-
ловленным невиданными до сих пор открытиями и до-
стижениями отечественной и зарубежной науки и тех-
ники. Осуществляемые в нашей стране сейчас меро-
приятия по совершенствованию управления промышлен-
ностью создают самые благоприятные условия для та-
кого развития и уверенность в том, что задача создания
нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприя-
тий, соответствующих передовому техническому уровню,
будет выполнена в наиболее короткие сроки.

Совещание 6 апреля 1964 г
Председательствует министр СССР В. С. Федоров
О СОСТОЯНИИ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ТЕХНИКИ
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЯХ
В ПРОЕКТИРОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
Перед нашим совещанием стоит трудная,
но почетная задача— определить основ-
ные направления в проектировании и
строительстве новых нефтеперерабатывающих
заводов с тем, чтобы отечественные заводы
превосходили по технико-<экономическим пока-
зателям лучшие зарубежные предприятия.
В работе нашего совещания принимают
участие руководящие работники Госнефтехим-
комитета, руководители и ведущие специа-
листы институтов Гипронефтезаводы, Гипро-
азнефть, Гипрогрознефть, Ленгипрогаз, Укр-
НИИгипронефть, Гипрогазтоппром, Гипрокау-
чук, Гипронефтемаш, СКВ АНН, ВНИИНП,
ГрозНИИ, ВНИИнефтехим, БашНИИНП и
представители ряда крупных нефтеперераба-
тывающих заводов. Такой состав участников
нашего совещания дает полное основание по-
лагать, что мы сможем успешно решить по-
ставленную задачу.
В качестве первого шага проведения этой
большой и важной задачи Госнефтехимкоми-
тет решил собрать настоящее совещание на
уровне руководителей проектных, научно-ис-
следовательских и конструкторских.организа-
ций с тем, чтобы обменяться мнениями и оп-
ределить исходные данные и общие положе-
ния для проектирования перспективных неф-
теперерабатывающих заводов.
В. С. ФЕДОРОВ
Госнефтехимкомитет
После разработки этого вопроса на мес-
тах намечено собраться вновь и рассмотреть
более детально 'результаты предпроектных сот
ображений и конкретные предложения проект-
ных и научно-исследовательских организаций
по проектам таких заводов. Мы полагаем, что
такой порядок решения поставленной задачи
является наиболее эффективным, так как он
позволит научно-исследовательским и проект-
ным организациям на местах наилучшим об-
разом использовать творческую инициативу
коллективов специалистов й обеспечит более
широкий обмен мнениями. На основе такой
предварительной предпроектной проработки и
расчетов мы сможем точнее определить основ-
ные направления проектирования новых заво-
дов.
Разрешите коротко остановиться на ос-
новных вопросах состояния отечественной неф-
теперерабатывающей промышленности в сопо-
ставлении с некоторыми показателями зару-
бежной промышленности.
По объему переработки нефти нефтепере-
рабатывающая промышленность Советского
Союза занимает второе место в мире после
США. Что же касается технического уровня,
то наша отечественная промышленность зна-
чительно уступает зарубежной, особенно, если
сравнивать ее с США. В силу неоправданно
9
сложившегося отставания в деле внедрения
вторичных процессов переработки на наших
заводах, начес.во вырабатываемых нефтепро-
дуктов, особенно топлив, значительно ниже
мировых стандартов. Из-за несовершенства
оборудования и аппаратуры производства оте-
чественной машиностроительной промышлен-
ности мы вынуждены для набора мощности
применять при строительстве новых и рекой-.
струкции действующих заводов большое число
технологических установок малой производи-
тельности и вместе с тем по этой же причине
принимать в проектах малопроизводительное
оборудование и аппаратуру, малоразмерные
резервуары и емкости. Все это вызывает вы-
сокие удельные капитальные вложения и экс-
плуатационные расходы, повышенную метал-
лоемкость наших предприятий. По производи-
тельности труди, численности персонала, раз-
мерам площадок заводов, расходным показа-
телям по топливу, пару, электроэнергии, ката-
лизаторам и реагентам, а также по величине
потерь нефтепродуктов паши действующие
НПЗ з; 1а'Чите”Ы’о уступают зарубежным.
Недавно мне представилась возможность
посетить итальянский нефтеперерабатываю-
щий завод в Саи-Пззаре. На этом заводе пе-
рерабатывается 5 млн. т нефти в год и вы-
рабатываются бензины и дизельные топлива
высокого качества, отвечающие требованиям
мировых стандартов. В состав завода входит
небольшое число технологических устано-
вок— одна АВТ мощностью 5 млн. т и по ОД-
'пюй установке каталитического риформинга и
_каталитическое о крекинга; численность персо-
нала завода — 410 чел. На отечественных же
заводах аналогичной мощности число техно-
логических установок значительно больше, а
численность трудящихся составляет 1500—
2000 чел., а иши-да и более.
Что касается качества моторных топлив,-
то в настоящее время октановые числа основ-
ной массы отечественных автомобильных бен-
зинов находятся па уровне 66 и даже 60. На-
ши бензины содержат значительно больше се-
ры по сравнению с бензинами Европы и Аме-
рики. Америка некие и европейские бензины
по октановому числу распределяются следую-
щим образом: в Европе около 50% бензинов,
производится с октановым числом 88 и около
50% —с октановым числом 98; в США около
40% бензинов производится с октановым чис-
лом 92- 94, около 60% — с октановым числом
98—100 и, кроме того, выпускаются еуперпре-
миальпые бензины с октановым числом 103—
105.
Наша промышленность вырабатывает око-
ло 60% дизельных топлив с содержанием серы
10
до 1%, а на ряде заводов выше 1%. Нам хо-
рошо известно, какой большой ущерб наносит
народному хозяйству применение на двигате-
лях таких топлив. Низкое качество нефтепро-
дуктов существенно снижает моторесурс дви-
гателей. Расчеты наших специалистов показы-
вают, что повышение октанового числа бензи-
нов на 10 пунктов обеспечит в течение пяти
лет экономию только на эксплуатационных
расходах около 500 и на капитальных вложе-
ниях до 127 млн. руб.
Центральный Комитет КПСС и Совет Ми-
нистров СССР поставили задачу — увеличить
в 2—3 раза моторесурс автомобильных, трак-
торных, судовых, тепловозных и др. двигате-
лей. И здесь следует сказать, что какие бы
усилия ни прилагали конструкторы двигате-
лей, без коренного улучшения качества мо-
торных масел и топлив, нельзя будет добиться
такого повышения моторесурса двигателей.
Наряду с этим на нефтеперерабатывающих
заводах страны плохо еще обстоят дела с ор-
ганизацией сбора и подготовки легкого угле-
водородного сырья для химической промыш-
ленности; производство индивидуальных уг-
леводородов: бутана, изобутана, бутиленов,
изопентана, изоамиленов, пентана и других
углеводородов, в которых так остро нуждается
развивающаяся нефтехимическая промышлен-
ность, практически не налажено. Отсутствуют
удовлетворительные решения по проектирова-
нию комплексного нефтеперерабатывающего и
нефтехимического предприятия, хотя в наших
институтах уже наметился твердый путь к
комплексному использованию нефтяного
сырья как в направлении переработки его в
моторные топлива и масла, так и в направле-
нии развития промышленности органического
синтеза.
Можно ли поправить это положение ? Да,
можно. Ведь мы располагаем всеми процес-
сами, на базе широкого внедрения которых
отечественная промышленность может и долж-
на не только догнать, но и превзойти европей-
ский и американский уровень техники перера-
ботки нефти и производства моторных топлив
и масел.
Госнефтехимкомитет по поручению ЦК
КПСС и Совета Министров СССР при актив-
ном участии институтов ВНИИНП, Гипронеф-
тезаводы и других организаций подготовил
проект «О мерах по развитию нефтеперераба-
тывающей промышленности до 1970 г. в целях
коренного улучшения качества топлив и масел
для повышения моторесурса двигателей в 2—
3 раза».
Для того чтобы удовлетворить требования
моторостроителей по количеству моторных
топлив, нужно будет в течение 1964—1970 -гг.
увеличить мощности по переработке нефти
приблизительно на 100—110 млн. т. Увеличе-
ние производства моторных топлив будет до-
стигаться также и за счет некоторого углуб-
ления переработки нефти. Поэтому нами пре-
дусматривается при проектировании новых и
реконструкции действующих заводов выход
светлых нефтепродуктов порядка 55—60%
против 52% в настоящее время.
По данным развития моторостроения, по-
требность в бензине с октановым числом 85—
91 к 1970 г. составит примерно 60% от общего
объема производства бензинов. И в связи с
тем, что еще некоторое время будут находить-
ся в эксплуатации двигатели сегодняшнего
дня, промышленность будет вырабатывать
около 20% бензина с октановым числом 66—
70 и 20%—с октановым числом 72—76.
Вполне понятно, что при такой структуре про-
изводства автомобильных бензинов по октано-
вым числам наша промышленность при необ-
ходимости сможет производить бензины с ок-
тановым числом 95 и выше. В целях повыше-
ния октанового числа бензинов потребуется в
течение 1964—1970 гг. значительно нарастить
мощности по каталитическому риформингу и
каталитическому крекингу.
Для снижения содержания серы в дизель-
ных топливах, керосинах и бензинах до ве-
личин, требуемых потребителями, необходимо
увеличить мощности по гидроочистке до
75 млн. т, предусмотрев при этом в качестве
обязательного условия гидроочистку реактив-
ных топлив. Необходимо также создать соот-
ветствующие мощности и для гидроочистки
бензинов.
Чтобы обеспечить производство дизельных
топлив с низкими температурами застывания,
необходимо к 1970 г. иметь мощности по кар-
бамидной депарафинизации в размере около
25 млн. т. В дальнейшем эта величина будет
уточнена. При определении объема депарафи-
низации мы исходим не только из необходи-
мости понижения температуры застывания ди-
зельного топлива, а также из необходимости
расширения сырьевых ресурсов жидких пара-
финов для получения моющих средств и раз-
вития производства белково-витаминных кон-
центратов. При этом следует иметь в виду,
что для производства белково-витаминных
концентратов пока требуется деароматизиро-
ванный жидкий парафин с содержанием аро-
матики не более 0,5% и температурой засты-
вания не выше 30—32°. Может быть, в даль-
нейшем эти показатели изменятся, но пока не-
обходимо ориентироваться на приведенные
выше требования. Объем карбамидной депа-
рафинизации, видимо, будет увеличен, ибо
целесообразнее создать хорошую сырьевую ба.
зу для этих двух направлений использования
жидких парафинов, а не сжигать их вместе с
дизельным топливом.
Наметилась также необходимость развития
процесса гидрокрекинга. Как известно, ката-
литический крекинг и гидрокрекинг обеспечи-
вают увеличение выхода светлых нефтепродук-
тов; каталитический крекинг позволяет увели-
чивать выход главным образом высококачест-
венного бензина, а гидрокрекинг — бензинов
и высококачественных дизельных топлив. По-
этому в наших планах предусматривается к
1970 г. создать мощности по гидрокрекингу
около 10 млн. т.
Увеличение объема гидрогенизационных
процессов—-гидроочистки и гидрокрекинга —
выдвигает новую проблему — получение деше-
вого водорода. Баланс по водороду па нефте-
перерабатывающих заводах складывается
примерно так: одну треть водорода можно бу-
дет получить за счет развития каталитичес-
кого риформирования, а две трети придется
получать за счет создания мощностей спе-
циально для производства водорода. При этом
общая потребность в водороде к 1970 г. опре-
деляется в размере около 560 тыс. т.
Необходимо также увеличить мощность по
производству масел. Для производства масел
за последние 10—12 лет у нас создана хоро-
шая база, отработана современная технология
их получения. Однако надо основательно поп-
равить положение с присадками к различным
маслам. Исследователями разработан ряд.
композиций присадок, которые успешно про-
ходят испытания у потребителей. Но это еще
не все. Необходимо создать базу для промыш-
ленного производства высококачественных
присадок.
Задачи дальнейшего развития нефтепере-
рабатывающей и нефтехимической промыш-
ленности — грандиозны.
Огромный объем работ, высокая стои-
мость строительства и настоятельная необхо-
димость осуществления этой программы в
ближайшее время требуют от каждого спе-
циалиста проектных и исследовательских ин-
ститутов и заводов тщательно изучить все
наши возможности, творчески подойти к вы-
полнению стоящих задач и решить их на вы-
соком технико-экономическом уровне.
Некоторые считают, что эту задачу можно
успешно решить за счет закупки по импорту
комплексно>го нефтеперерабатывающего пред-
приятия. Такое мероприятие, по их мнению,
обусловит ускоренное развитие отечественной
11
техники нефтепереработки. Это один путь.
Второй путь — разработка собственных
проектов и строительство наиболее передовых
в техническом отношении предприятий на ос-
нове того огромного опыта, которым распола-
гают наши инженеры и техники, работающие
в нефтеперерабатывающей и смежных отрас-
лях промышленности.
Необходимо выбрать правильный путь.
Как известно, ранее было предопределено
решение о закупке по импорту комплексного
нефтеперерабатывающего завода. С этой
целью наши специалисты выезжали за грани-
цу, встречались с представителями многих ев-
ропейских фирм. Из составленных на основа-
нии этого материалов следует, что стоимость
закупки завода мощностью 12 млн. т соста-
вит около 250 млн. долл. Если такой завод по-
купать в кредит, то из расчета 6% годовых в
течение 10 лет оплата кредита составит около
150 млн. долл. Следовательно, общие плате-
жи за покупку одного завода по переработке
12 млн. т составят около 400 млн. долл. Это
очень дорого.
Конечно, нельзя исключить целесообраз-
ность закупки отдельных видов оборудования
и лицензий на его изготовление, закупки от-
дельных процессов, по которым мы пока от-
стаем. Однако, по моему мнению, трудно най-
ти оправдание тем огромным затратам, кото-
рых потребует закупка комплексного нефте-
перерабатывающего завода. Если бы завод
мощностью 12 млн. т решал проблему перера-
ботки все возрастающего объема добычи неф-
ти, скажем на 5—6 лет, то тогда еще в ка-
кой-то мере можно было согласиться на такую
затрату средств. Но за период с 1964 по
1970 гг. нам предстоит нарастить мощности по
переработке нефти не на 12 млн. т, а на 100—
110 млн. т. Таким образом, говоря о покупке
завода мощностью 12 млн. т, нам следует ду-
мать о том, как обеспечить переработку ос-
тального количества нефти на высоком тех-
ническом и экономическом уровне. Покупкой
завода мощностью 12 млн. т решается только
*/д часть задачи. На какой же технической
основе должна решаться другая, наибольшая
часть задачи? Поэтому к вопросу о закупке
завода по импорту нужно подойти очень и
очень осторожно. При этом лично я не могу
согласиться с тем, что закупка завода'—един-
ственный и правильный путь развития отече:-
ственной нефтеперерабатывающей промыш-
ленности.
По этому вопросу также хотелось бы об-
меняться мнениями с участниками нашего со-
вещания.
Как же следует развивать отечественную
нефтеперерабатывающую промышленность,
чтобы при минимальных затратах денежных
и материальных средств на строительство но-
вых и реконструкцию действующих нефтепе-
рерабатывающих заводов обеспечить значи-
тельное ежегодное наращивание мощностей
нефтепереработки, а также коренное улучше-
ние качества нефтепродуктов и производство
во все возрастающих объемах сырья для неф-
техимии?
Какими должны быть отечественные нефте-
перерабатывающие заводы будущего с точки
зрения мощности, технологической схемы и
набора установок, генерального плана и дру-
гих технико-экономических показателей?
Как следует организовать работу нашего
и смежных комитетов, а также подведомствен-
ных им научно-исследовательских, проектных
и конструкторских организаций, чтобы в наи-
более короткие сроки разработать проекты
самых совершенных в мире нефтеперерабаты-
вающих заводов?
Вот те коренные вопросы, по которым хо-
телось бы знать мнение участников нашего со-
вещания.
Мне также хотелось изложить некоторые
соображения и предложения по затронутым
вопросам, которые сложились на основе пред-
варительных расчетов, выполненных в поряд-
ке подготовки к настоящему совещанию.
Об оптимальной мощности заводов
На какую же мощность следует рассчиты-
вать проектируемые заводы?
Все мы помним то время, когда заводы
мощностью по 2—3 млн. т считались «завода-
ми-гигантами». Мощность строящихся в на-
стоящее время Киришского, Полоцкого и
Кременчугского заводов была первоначально
определена 6—8 млн. т!год, но вскоре возник-
ла необходимость увеличения этой мощности
в 1,5—2 раза, что и было сделано.
Опыт и технико-экономические расчеты го-
ворят о том, что в целях повышения эффек-
тивности капиталовложений и сокращения экс-
плуатационных издержек нам следует пере-
смотреть увеличение мощности новых заводов
против того, что определялось нами в 1950—
1954 гг. Даже в то время, принимая мощ-
ность завода в размере 6 млн. т/год, мы пре-
дусматривали возможность последующего ее
увеличения в два раза. Учитывая уже сло-
жившиеся мощности Омского, Уфимского,
Новокуйбышевского и некоторых других за-
водов, а также оценивая уже определившие-
ся темпы ежегодного прироста добычи нефти
и ее переработки, видимо, целесообразно пе-
12
рейти к строительству заводов мощностью
12 млн. т с возможностью увеличения ее до
18, а может быть, для некоторых районов — и
до 24 млн. т/год. Это позволит наиболее эф-
фективно обеспечить определившийся ежегод-
ный прирост мощностей нефтепереработки, ис-
ходя из того, что темпы прироста добычи
нефти на ближайшие годы определяются при-
мерно в размере 25—30 млн. т/год. Поэтому
при таких темпах роста добычи нефти строить
в нашей стране маломощные заводы, какие
мы строили раньше, экономически 'нецелесо-
образно. Об экономической эффективности
строительства мощных заводов свидетельству-
ют многочисленные данные. Так, согласно рас-
четам Гипронефтезаводов, увеличение мощ-
ности НПЗ с 6 до 12 и 18 млн. т!год, даже при
сохранении на всех этих заводах одинаковых
мощностей технологических установок для
одноименных процессов, удельные капиталь-
ные вложения на тонну перерабатываемой
нефти снижаются на 13 и 19%, а эксплуата-
ционные расходы — на 8 и 9% соответственно.
Если же учесть, что на мощных нефтеперера-
батывающих заводах открываются большие
возможности для применения крупных техно-
логических установок и высокопроизводитель-
ного оборудования, то экономический выигрыш
при строительстве мощных заводов будет еще
более значительным. Переход к строительству
мощных заводов и крупных технологических
установок позволит, в свою очередь, значи-
тельно снизить удельный расход металлов и
сократить сроки строительства. А это для
нас весьма важный фактор. Кроме того,
мощные НПЗ открывают большие возмож-
ности для организации крупнотоннажных про-
изводств продуктов нефтехимического синте-
за.
В этой связи при разработке проектов
перспективных нефтеперерабатывающих за-
водов следует уделить большое внимание воп-
росу выбора оптимальной мощности завода.
Об оптимальной мощности технологических
установок
Характерной особенностью для многих сов-
ременных зарубежных НПЗ является приме-
нение крупных технологических установок с
минимальным числом повторения их при на-
боре мощностей по одноименным процессам,
входящим в технологическую схему завода.
Выше был приведен пример итальянского
нефтеперерабатывающего завода в Сан-На-
заре. На этом заводе при переработке
5 млн. т нефти число повторений одноимен-
ных процессов равно единице, т. е. на этом
заводе имеется по одной установке: АВТ, ка-
талитического риформинга и каталитического
крекинга. При этом все установки управляют-
ся из одной операторной. Завод представляет
собой как бы комбинированное предприятие.
Здесь по существу нет отдельных установок,
а имеются секции, связанные между собой
«жесткими» технологическими связями.
В книге «Нефтеперерабатывающие заводы
США»1 описывается другое аналогичное это-
му предприятие —нефтеперерабатывающий
завод в Делавере. На этом заводе в 1960 г.
побывали наши инженеры: Г. И. Казьмин,
В. А. Касаткин, Б. С. Семенов и др. В их кни-
ге сообщается о том, что Делаверский нефте-
перерабатывающий завод при мощности по
переработке нефти 7,2 млн. т/год имеет всего
девять технологических установок. При этом
набор мощности по каждому процессу осуще-
ствлен либо одной технологической установ-
кой— АВТ, коксование, каталитический кре-
кинг, либо секциями — каталитический ри-
форминг, гидроочистка, алкилирование, поли-
меризация и др. Можно сказать, что этот за-
вод по уровню техники, а также и по техни-
ческим решениям, заложенным в основу
проекта, не потерял для нас своего значения
и в настоящее время. Уместным будет ска-
зать, что ориентация на применение крупных
технологических установок в составе отече-
ственных нефтеперерабатывающих заводов
определилась еще 8—10 лет назад. В извест-
ном нам приказе № 109, изданном еще в
1955 г. б. Министерством нефтяной промыш-
ленности, предусматривалась разработка
проектов ряда крупных по тому времени тех-
нологических установок. Но, к сожалению, на-
чатые в то время разработки с реорганизацией
управления промышленностью, были осуще-
ствлены частично.
Как на этой основе были получены в свое
время неплохие технико-экономические пока-
затели по Рязанскому нефтеперерабатываю-
щему заводу? Напомню, что по первоначаль-
ному проекту этого завода по переработке
6 млн. т нефти в год намечалось построить
83 технологические установки, для эксплуата-
ции которых предусматривался штат завода
около 6 тыс. чел. при размере площадки за-
вода около 700 га. После же пересмотра
проекта Рязанского завода в сторону укруп-
нения на основе замены маломощных техно-
логических установок укрупненными и более
рационального решения по генеральному
плану завода число технологических устано-
1 Г. И. Казьмин, Л. А. Гвоздецкий, В. А. Касаткин,
Б. С. Семенов, Гостоптехиздат, 4962.
13
вок удалось сократить до 44, а размер пло-
щадки— до 410 га. При этом и штат завода
сократился до 760 чел.
Однако то, что было сделано по проекту
Рязанского завода 8—40 лет назад, далеко
не предел наших возможностей. Теперь, ког-
да техника нефтепереработки значительно
обогатилась новыми достижениями, мы мо-
жем добиться значительно более высоких
технико-экономических показателей при
проектировании перспективных нефтеперера-
батывающих заводов. Как я уже говорил, на
итальянском заводе в Сан-Назаре для пере-
работки 5 (Млн. т нефти в под занято всего
410 чел., в том числе на установках атмос-
ферно-вакуумной перегонки, каталитического
крекинга и каталитического риформинга —
80 чел. (по 20 чел. в каждую из четырех
смен). В производстве пара и электроэнер-
гии, водоснабжении, реагентном хозяйстве и в
других вспомогательных хозяйствах занято
44 чел., или по 14 чел., в смену, на операциях
по приготовлению и отгрузке сырья и товар-
ной продукции — 94 чел., на работах по ре-
монту оборудования—106 чел.: управлен-
ческий аппарат завода — 30 чел., лаборатор-
ный персонал — всего 24 чел., в противопо-
жарной службе занято 20 чел., охрана и мед-
персонал составляют 12 чел.
Так же невелик штат на нефтеперераба-
тывающем заводе в Делавере, мощность ко-
торого по переработке нефти 7,2 млн. т/год.
В штате этого завода насчитываются 700 чел.,
в том числе 200 чел. — на ремонтных работах.
Численность же персонала на наших заводах
более значительна. Для того чтобы добиться
таких же высоких показателей по производи-
тельности труда, нам предстоит сделать еще
очень и очень много. И большая роль в этом
принадлежит укрупнению технологических
установок, применению высокопроизводи-
тельного оборудования и широкому внедре-
нию современных средств автоматического
контроля и управления процессами производ-
ства.
Об огромной эффективности применения
укрупненных технологических установок сви-
детельствуют многочисленные данные. Так
расчеты показывают, что при повышении мощ-
ности установки первичной перегонки нефти
с 3 до 6 млн. т/год производительность труда
увеличивается в 2,4 раза; одновременно с
этим на 24% снижаются удельные капиталь-
ные вложения и на 47% расход металла. Та-
кой же эффект получается при укрупнении
установок каталитического риформинга и ус-
тановки каталитического крекинга.
Какая же оптимальная мощность должна
быть принята для технологических установок,,
отдельных секций и блоков? Под блоком,
здесь понимается набор технологических сек-
ций, обеспечивающих выработку товарной
продукции. Что же касается секции, то это
элемент блока. Таким образом, в состав бло-
ка современного нефтеперерабатывающего
завода, помимо установок по первичной пере-
гонке нефти, должны войти установки или
секции таких вторичных процессов, как ка-
талитический риформинг — для повышения
октановых чисел бензина и гидроочистка —
для очистки дизельных и реактивных топлив
от сернистых соединений. При необходимости
получения печного топлива и электродного-
кокса, а также увеличения выхода моторных
топлив в состав блока будут включаться ус-
тановки или секции коксования, каталитичес-
кого крекинга или гидрокрекинга.
Возвращаясь к вопросу оптимальных мощ-
ностей, можно сказать, что для установок
первичной перегонки нефти, видимо, опти-
мальная мощность будет находиться на уров-
не 6 млн. т/год, а набор мощности на заводе
для переработки 12 млн. т/год по первичной
перепонке нефти целесообразно осуществить
на базе сооружения двух установок первичной
перегонки, вместо большего числа установок
малой мощности, как это делалось до сих
пор. Реально ли применение в проектах
строящихся и проектируемых заводов устано-
вок первичной перегонки мощностью
6 млн. т/год? Да, реально. Как известно, в
настоящее время заканчивается разработка
рабочих чертежей АВТ мощностью
6 млн. т/год и в ближайшие год-два мы нач-
нем строить такие установки. При этом пер-
вая 6-миллионная установка должна войти в
эксплуатацию на Полоцком нефтеперерабаты-
вающем заводе в 1966 г.
Предусматривать в настоящее время раз-
работку проекта более крупной атмосферно-
вакуумной установки, например на 8, 10 или
12 млн. т/год, едва ли целесообразно, так как
дальнейшее укрупнение головной установки
снизит производственную гибкость завода.
Высказывая это мнение, я не исключаю, что
могут быть и другие предложения, которые
мы готовы рассмотреть.
При определении оптимальных мощностей
установок вторичных процессов переработки
следует исходить из мощности потоков пер-
вичного сырья для этих процессов, которое
может дать отдельный блок или нефтеперера-
батывающий завод в целом. Например, блок
мощностью 6 м#н. т/год при переработке ро-
машкинской нефти может дать прямогонного
низкооктанового бензина, т. е. сырья для
14
процесса каталитического риформинга, около
1 млн. т!год. Следовательно, оптимальная
мощность установки или секций каталитичес-
кого риформинга будет находиться на уров-
не 1 млн. т/год при условии использования
прямогонного бензина для производства вы-
сокооктанового автомобильного бензина. В то
же время проектная мощность типовых отече-
ственных установок каталитического рифор-
минга находится на уровне 300 и 600 тыс.
т/год. При наличии таких маломощных уста-
новок мы вынуждены были в планах на пе-
риод 1966—1970 гг. предусмотреть строитель-
ство 85 установок каталитического рифор-
минга мощностью по 300 тыс. т/год. Это по-
требует огромных и не всегда оправданных
перерасходов денежных средств и материаль-
ных ресурсов по сравнению со строительством
установок мощностью 600 тыс. т/год, а тем
более установок каталитического риформин-
га мощностью 1 млн. т/год.
Дело в том, что в блоке, имеющем поток
прямогонного бензина в 1 млн. т для рифор-
минга, надо будет вместо одной установки
мощностью 1 млн. т/год соорудить три уста-
новки мощностью по 300 тыс. т/год. Это бу-
дет дорого.
Сырьевой поток дизельного топлива, под-
лежащего гидроочистке, на блоке мощностью
6 млн. т/год составляет около 1600 тыс. т/год,
в то же время как мощность типовой отече-
ственной установки для гидроочистки дизель-
ного топлива — 900 тыс. т/год. Следовательно,
применительно к 6-миллионному блоку мощ-
ность установки гидроочистки дизельного топ-
лива следовало бы довести до 1600—
2000 тыс. т/год и сократить, таким образом,
число установок гидроочистки более низкой
производительности. Оптимальная мощность
установки каталитического крекинга при усло-
вии производства дизельного топлива для
6-миллионного блока будет находиться на
уровне 1500 тыс. т/год. Напомню, что в свое
время, согласно приказу № 109, было приня-
то решение о разработке проекта установки
мощностью 1500 тыс. т/год. В настоящее вре-
мя Гипронефтезаводы заканчивают разработ-
ку рабочих чертежей установки каталитичес-
кого крекинга типа 43-403 мощностью
1200 тыс. т/год. Такую мощность можно счи-
тать приемлемой для блока 6 млн. т/год. В то
же время применительно к такому блоку для
некоторых процессов в настоящее время мы
не располагаем достаточно крупными техноло-
гическими установками, позволяющими при
наборе мощности ограничиться для таких про-
цессов сооружением только по одной уста-
новке. Поэтому при строительстве заводов
ближайших лет мы вынуждены будем в таком
случае набирать мощность для одноименных
процессов двумя, а иногда и тремя установ-
ками.
Определение оптимальной мощности уста-
новки вторичного процесса в соответствии с
мощностью потока сырья и сокращение числа
повторения установок одноименных процессов,
с моей точки зрения, является единственно
правильным и этим следовало бы руководст-
воваться при разработке на ближайшую
перспективу мощных НПЗ, к разработке
проектов которых мы приступаем. По моему,
мнению, для завода по переработке 12 млн. т
нефти в год мощность установки или секции
каталитического риформинга должна быть по-
рядка 2 млн. т/год, каталитического крекин-
га — порядка 3 — 3,5 млн. т/год, гидроочистки
порядка 4—5 млн. т/год. Секции или установ-
ки аналогичной и даже более высокой мощ-
ности для вторичных процессов в настоящее
время созданы и успешно эксплуатируются на
ряде нефтеперерабатывающих заводов США.
И мы теперь нуждаемся в установках такой
мощности.
Расчеты, выполненные по моей просьбе
Г. И. Казьминым для НПЗ мощностью 6, 12 и
18 млн. т/год, показали наличие мощных
сырьевых потоков для вторичных процессов.
Так, на нефтеперерабатывающем заводе при
переработке в год 12 млн. т нефти типа ро-
машкинской будет получаться: суммарного
первичного сырья для процесса каталитичес-
кого риформинга в виде низкооктанового бен-
зина около 2000 тыс. т/год, сырья для катали-
тического крекинга порядка 3000 тыс. т/год и
для гидроочистки фракций дизельного топлива
около 3200 тыс. т/год.
Определение оптимальных мощностей ус-
тановок для вторичных процессов в составе
завода мощностью 12 млн. т/год может быть
решен в двух вариантах. Первый вариант: за-
вод состоит из двух параллельных блоков по
переработке 6 млн. т нефти каждый с двумя
головными установками АВТ мощностью по
6 млн. тис параллельным набором всех вто-
ричных процессов в каждом блоке. Второй ва-
риант: в головной части завода сооружаются
те же две установки АВТ, а все вторичные
процессы имеют по одной установке на всю
мощность сырьевого потока — каталитического
крекинга, каталитического риформинга, гид-
роочистки и др. процессов.
В настоящее время мы не можем дать под-
робного сравнения технико-экономических
преимуществ каждого из этих вариантов. Но
можно сказать, что второй вариант будет яв-
ляться более экономичным по первоначальным
15
затратам и металлоемкости, так как этот ва-
риант рассчитан на применение установок
вдвое более мощных по сравнению с первым
вариантом. Однако, пока у нас не разработа-
ны проекты крупных технологических устано-
вок для вторичных процессов, мы вынуждены
будем при проектировании новых заводов
придерживаться пока первого варианта. В
дальнейшем же, по мере разработки проектов
более крупных установок, а также, при созда-
нии совершенных средств контроля и авто-
матического управления, будут созданы усло-
вия для проектирования заводов по второму,
наиболее экономичному варианту.
Проектные, научно-исследовательские и
конструкторские организации должны глубо-
ко и всесторонне поработать над всем комп-
лексом вопросов, связанных с выбором опти-
мальных мощностей установок по вторичным
процессам применительно к перспективным
нефтеперерабатывающим заводам. Мы долж-
ны занять твердую линию на укрупнение тех-
нологических установок для вторичных про-
цессов и искать всевозможные пути к дости-
жению этой цели. Без значительного укруп-
нения мощностей установок наиболее широки
применяемых вторичных процессов — катали-
тического крекинга, каталитического рифор-
минга, гидроочистки и гидрокрекинга — мы
не сможем выполнить большую программу
строительства мощностей по этим процессам с
минимальными затратами денежных и мате-
риальных средств.
О технологической схеме и профиле будущих
заводов
Исходным положением для выбора техно-
логической схемы и набора установок для бу-
дущих нефтеперерабатывающих заводов дол^
жно быть безусловное обеспечение производ-
ства высококачественных моторных топлив и
масел, которые по основным показателям дол-
жны находиться на уровне лучших мировых
стандартов.
Исходя из перспектив развития моторо- и
машиностроения, нефтеперерабатывающие за-
воды должны обеспечить производство авто-
мобильных бензинов с октановым числом до
98—100 и более по исследовательскому мето-
ду; содержание сернистых соединений в бензи-
нах должно быть не более 0,1%, в керосинах
не более 0,05%, а в основных сортах дизель-
ных топлив — не более 0,2%. Должна быть
увеличена доля производства низкозастываю-
щих дизельных топлив, расширено производ-
ство высокоэффективных присадок к маслам,
повышающих их эксплуатационные свой-
ства.
В целях обеспечения производства таких
высококачественных моторных топлив и масел
в схемах нефтеперерабатывающих заводов не-
обходимо предусматривать значительное увели-
чение доли вторичных процессов — каталити-
ческого крекинга, каталитического риформин-
га, гидроочистки и гидрокрекинга, карбамид-
ной депарафинизации. При этом в ряде случа-
ев для увеличения глубины переработки мо-
жет оказаться целесообразным включение в
схему завода таких процессов, как коксование
и другие процессы переработки тяжелых неф-
тяных остатков.
Увеличение доли вторичных процессов в
технологии переработки нефти не только по-
высит качество моторных топлив, но и создаст
наиболее благоприятные условия для значи-
тельного увеличения производства сырья, про-
дуктов и полупродуктов органического синте-
за — мономеров для эластомеров и пластмасс,
ароматических углеводородов, жидких и твер-
дых парафинов, серы, сырья для сажи и т. п.
Если еще в состав завода включить процесс
пиролиза жидкого или газообразного сырья,
как это сейчас широко практикуется на зару-
бежных заводах, то потоки сырья для нефте-
химии станут настолько значительными, что
на базе его можно будет создавать также
крупнотоннажные производства нефтехимиче-
ских продуктов массового применения — мою-
щие средства, синтетические волокна, синтети-
ческие каучуки, пластические массы, удобре-
ния, серную кислоту, элементарную серу, бел-
ково-витаминные концентраты и многие дру-
гие важнейшие виды продукции органическо-
го синтеза.
Расчеты, выполненные Г. И. Казьминым,
показывают, что при переработке ромашкин-
ской нефти на заводе мощностью 12 млн. т/год,
при глубине переработки на уровне 60% и
включении в состав завода установки по пи-
ролизу всего балансового количества рафина-
тов от каталитического риформинга может
быть получено углеводородов до С4 включи-
тельно около 1200 тыс. т/год, в том числе
120 этилена, 140 этана, 160 пропилена, 190
пропана, 350 тыс. т/год бутан-бутиленовой
фракции. Кроме того, может быть получено
около 140 тыс. т/год бензола, толуола, ксило-
ла и этилбензола, 140 тыс. т жидких парафи-
нов, 80 тыс. т элементарной серы, 300 тыс. т
сырья для производства активной и полуак-
тивной сажи, а также многие другие виды
сырья, продукты и полупродукты для нефте-
химии. При этом будет уместным сказать, что
при переработке на аналогичном заводе высо-
косернистых или высокопарафинистых нефтей
в 2—2,5 раза возрастают ресурсы соответст-
венно элементарной серы или жидких пара-
финов.
Все это позволяет сказать, что нефтепере-
рабатывающие заводы недалекого будущего,
да и настоящего, должны создаваться и раз-
комплексные предприя-
и нефтехимии. Проекти-
виваться
как единые
тия
нефтепереработки
рование комплексных заводов по сравнению с
самостоятельными, как это делалось у нас до
последнего времени, может дать значительные
экономические выгоды. Помимо обеспечения
сырьем, могут быть выгодно решены в едином
плане вопросы производства и использования
водорода и водородсодержащего газа от про-
цессов нефтепереработки и нефтехимии, серо-
водорода, смол пиролиза и т. п. Большой
выигрыш при проектировании такого комп-
лексного предприятия может дать и правиль-
ное решение вопросов генерального плана, соз-
дания единого общезаводского хозяйства, ре-
монтных служб и т. п.
При разработке проектов перспективных
нефтеперерабатывающих заводов проектным и
научно-исследовательским организациям сле-
дует всесторонне и глубоко проработать не
только нефтеперерабатывающую, но и нефте-
химическую части будущих заводов.
ч О построении генерального плана завода
Опыт проектирования Рязанского НПЗ,
проект которого неоднократно рассматривался
и корректировался б. Министерством нефтяной
промышленности совместно с проектными ор-
ганизациями, многому нас научил. Но это бы-
ло в 1955—1956 гг. С тех пор техника нефте-
переработки как у нас, так и за рубежом, зна-
чительно обновилась, усовершенствовалась.
Все это обязывает нас теперь по-новому по-
дойти к решению вопросов построения гене-
рального плана перспективного завода. К чис-
лу новых возможностей, позволяющих созда-
вать более компактные заводы, следует отне-
сти, в частности, следующие:
применение крупных технологических ус-
тановок и высокопроизводительного оборудо-
вания; создание мощных комбинированных
установок, блоков и их технологических сек-
ций, переход на «жесткие» связи между уста-
новками и исключение промежуточных емко-
стей;
применение диспетчеризации, централизо-
ванного управления группами технологических
установок или заводом в целом и сокращение
на этой основе числа операторных;
строительство комплексных нефтеперераба-
тывающих и нефтехимических предприятий с
объединением служб общезаводского назначе-
ния и исключением дублирования служб об-
щего назначения;
вынос громоздкого оборудования (насосы,
компрессоры и др.) из помещений на откры-
тые площадки, уменьшение числа строений на
заводах; сокращение противопожарных раз-
рывов, применение резервуаров и емкостей
значительно больших размеров, чем в настоя-
щее время.
Нам нужно искать принципиально новые
проектные решения генерального плана заво-
да. С моей точки зрения, заслуживает внима-
ния «построчное» расположение технологиче-
ских установок, как на заводе в Делавере
(США), или секционно-блочное расположение,
как это сделано на Рязанском заводе. Пра-
вильное решение генерального плана завода
может дать огромные технико-экономические
выгоды за счет сокращения размеров площад-
ки завода (а вместе с этим и протяженности
коммуникаций), уменьшения капитальных
вложений и сокращения эксплуатационных
расходов.
О закупках по импорту
О нецелесообразности закупки импортного
комплексного нефтеперерабатывающего заво-
да я уже говорил. Если по этому вопросу бу-
дут другие мнения, давайте обменяемся имд.
Мне представляется наиболее целесообраз-
ным пойти по линии закупки отдельных про-
цессов, уникального оборудования и лицензий
на его изготовление, в том случае, если отече-
ственное машиностроение еще не освоило его
производство. Например, неплохо было бы за-
купить мощную установку карбамидной депа-
рафинизации по методу Эделеану. Мы актив-
но участвуем в переговорах о закупке по им-
порту крупных установок каталитического ри-
форминга и гидроочистки.
Не исключена возможность, что при разра-
ботке проектов перспективных нефтеперераба-
тывающих заводов возникнет целесообраз-
ность закупки некоторых других процессов,
технологических установок или отдельных ви-
дов оборудования, отличающихся высокой
производительностью, новизной и оригиналь-
ностью. Такие предложения будут всесторонне
рассмотрены, изучены, и по ним будут приня-
ты решения. Нам необходимо добиться того,
чтобы все предложения по импортным закуп-
кам рассматривались, оценивались и обобща-
лись теми проектными и исследовательскими
организациями, которые разработали или раз-
рабатывают аналогичные отечественные про-
цессы или оборудование. Такой порядок поз-
2 Зак. 905
17
волит ,нам более тщательно определить целе-
сообразность закупок и избежать ошибок.
Об отечественном оборудовании
Значительное укрупнение технологических
установок, которое должно стать одним из
важнейших отправных моментов при проекти-
ровании перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов, потребует применения высоко-
производительного совершенного оборудова-
ния и аппаратуры: насосы, компрессоры, воз-
духодувки, реакционные аппараты, арматура
и т. д. Такое оборудование должно работать
безостановочно не менее 8—12 тыс. ч и обес-
печивать надежную длительную безостановоч-
ную работу технологических установок. За ру-
бежом, особенно в США, такое оборудование
давно разработано и с успехом применяется
на нефтеперерабатывающих заводах.
Обеспечение гарантированной длительной
безостановочной работы нефтезаводского обо-
рудования является важнейшим требованием
к отечественному машиностроению, ибо не-
возможно создавать мощные нефтеперераба-
тывающие заводы и крупные технологические
установки на базе малопроизводительного
оборудования, требующего частых остановок
для ремонта.
За последние 5—8 лет у нас сложились
серьезные отставания в области разработок
оборудования для нефтеперерабатывающих
заводов. Нужно прямо сказать, что отсутствие
совершенного высокопроизводительного отече-
ственного оборудования уже теперь является
одним из основных затруднений при разработ-
ке проектов крупных технологических устано-
вок для перспективных НПЗ.
Но нам нужно приступать к разрешению и
этого сложного вопроса. Прежде всего необ-
ходимо четко сформулировать наши требова-
ния к машиностроителям — что нам нужно и
когда. По нашему мнению, предпроектная ра-
бота в области создания нефтеперерабатываю-
щих заводов недалекого будущего, к которой
мы приступаем, позволит четко сформулиро-
вать эти требования и определить, что следу-
ет закупать по импорту, а что производить на
отечественных машиностроительных заводах.
Во второй половине 1963 г., когда наши
специалисты готовились к поездке за границу
с целью закупки комплексного современного
нефтеперерабатывающего завода, они вместе
с проектными и научно-исследовательскими
институтами выработали конкретные техниче-
ские условия для закупки завода, определили
технические требования к отдельным процес-
сам, технологическим установкам и оборудо-
18
ванию. В этих требованиях были сконцентри-
рованы все наши лучшие пожелания к совре-
менному заводу. Поскольку закупка завода по
импорту не состоялась, на наш взгляд, пред-
ставляется целесообразным теперь вновь рас-
смотреть эти требования и предъявить их са-
мим себе и к отечественному машинострое-
нию. В связи с этим технические условия, раз-
работанные для импортного завода, необхо-
димо разослать всем проектным, научно-иссле-
довательским и конструкторским организаци-
ям.
О модернизации действующих
нефтеперерабатывающих заводов
Технический прогресс в нефтеперерабаты-
вающей промышленности не может быть осу-
ществлен только за счет строительства новых
заводов, даже если эти заводы будут самыми
современными. Основная масса нефти еще
длительное время будет перерабатываться на
нефтеперерабатывающих заводах, построен-
ных десятки лет назад, уровень техники кото-
рых далеко не отвечает современным требова-
ниям, На большинстве таких заводов отсутст-
вуют или почти отсутствуют современные вто-
ричные процессы переработки, из-за чего ка-
чество вырабатываемых нефтепродуктов, осо-
бенно бензинов и дизельных топлив, низкое;
чрезвычайно велико число мелких технологи-
ческих установок, доходящее иногда до мно-
гих десятков, огромен штат обслуживающего
персонала, чрезмерно велики площадки заво-
дов, растянуты коммуникации и т. п. Такое
серьезное отставание уровня техники на на-
ших старых заводах очень дорого обходится
государству из-за плохого качества нефтепро-
дуктов, низкой производительности труда, не-
допустимо больших потерь нефтепродуктов и
других ценных материалов, а также из-за
чрезвычайно высоких эксплуатационных рас-
ходов.
Настало время серьезно подумать о мо-
дернизации устаревших заводов. В свое вре-
мя, в 30-х годах, мы осуществили коренную
модернизацию отечественной нефтеперераба-
тывающей промышленности — кубовые бата-
реи заменили современными по тому времени
трубчатыми установками первичной перегон-
ки, построили большое число установок тер-
мического крекинга. Это была своего рода
техническая революция в нефтеперерабатыва-
ющей промышленности, которая дала большую
выгоду народному хозяйству страны. И теперь
проектные и научно-исследовательские инсти-
туты, приступая к разработке проектов перс-
пективных нефтеперерабатывающих заводов,
должны вместе с этим искать наиболее раци-
ональные пути модернизации действующих
заводов. Основными направлениями модерни-
зации действующих заводов должно быть ос-
нащение их вторичными процессами перера-
ботки, применение крупных технологических
установок, высокопроизводительного и надеж-
ного оборудования и современных средств ав-
томатизации, а также улучшение условий тру-
да и техники безопасности.
Модернизация действующих заводов—про-
цесс длительный, требующий на свое осущест-
вление больших капитальных затрат. Поэтому
нам необходимо основательно и всесторонне
разработать проекты реконструкции каждого
нефтеперерабатывающего завода с учетом осо-
бенностей перерабатываемых нефтей и тех
новых требований, которые предъявляются в
настоящее время потребителями моторных
топлив и масел и развивающейся промышлен-
ностью нефтехимического синтеза.
В этой связи было бы целесообразно на
следующем нашем совещании заслушать пред-
проектные соображения о путях модернизации
одного из наших крупных нефтеперерабатыва-
ющих заводов Башкирии — Ново-Уфимского
завода. С момента ввода этого завода в экс-
плуатацию мощность его возросла более чем
в 10 раз. В результате постепенного наращи-
вания мощностей на заводе построено множе-
ство мелких технологических установок. Вме-
сте с этим на заводе невелика доля вторичных
процессов в результате чего качество основ-
ной продукции оставляет желать много луч-
шего. Поэтому было бы неплохо рассмотреть
и определить основные направления по рекон-
струкции этого завода в течение ближайших
3—4 лет.
Как известно, Госнефтехимкомитет присту-
пил к подготовке проекта Постановления ЦК
КПСС и Совета Министров СССР о мерах
по коренному улучшению качества вырабаты-
ваемых нефтепродуктов в связи с увеличени-
ем моторесурса двигателей. Необходимо, что-
бы основные мероприятия, связанные с необ-
ходимой модернизацией действующих нефте-
перерабатывающих заводов, нашли отраже-
ние в проекте Постановления.
Об основных вопросах организации нашей
работы
После того как поставлены конкретные за-
дачи и определены основные направления их
решений, организационные формы работы при-
обретают весьма важное, а иногда — решаю-
щее значение.
В связи с этим мне бы хотелось вынести
на обсуждение участников совещания ряд
предложений по организации работ, связан-
ных с проектированием мощных перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов.
О специализации проектных и научно-ис-
следовательских институтов. За годы Совет-
ской власти у нас выросли замечательные
кадры специалистов нефтеперерабатывающей
промышленности — ученые, проектанты, конст-
рукторы, машиностроители, специалисты в
области автоматизации и систем управления,
производственники. Но, к сожалению, силы их
не сосредоточены на решении узловых вопро-
сов технического прогресса нефтеперерабаты-
вающей промышленности. Имеет место парал-
лелизм в работе, дублирование и вместе с тем
упущение важных вопросов.
В связи с этим назрела настоятельная не-
обходимость закрепить за проектными, науч-
но-исследовательскими и конструкторскими
организациями разработки основных техноло-
гических процессов, установок, оборудования,
средств автоматизации и систем управления,
с тем чтобы сосредоточить на разработках
этих вопросов наиболее опытных в данной об-
ласти специалистов и исключить вредный для
дела параллелизм в их работе.
Хотелось бы, чтобы проектные, научно-ис
следовательские и конструкторские организа
ции всесторонне проанализировали свои воз-
можности и внесли предложения по этому во-
просу к нашему следующему совещанию.
О планах работы научно-исследователь-
ских, проектных и конструкторских институ-
тов. Разработка проектов мощных перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов потре-
бует активного творческого участия в этом
всех наших специалистов и прежде всего ра-
ботников институтов. В результате предпро-
ектной проработки таких заводов определится
перечень научно-исследовательских и проект-
но-конструкторских работ, которые необходи-
мо выполнить в лабораториях, на моделях,
на пилотных, опытно-промышленных и про-
мышленных установках для создания крупных
технологических установок и высокопроизво-
дительного оборудования. Выполнение комп-
лекса таких работ является важнейшим зве-
ном во всей работе по проектированию новых-
заводов, ибо этими работами закладывается
основа, надежность будущих заводов, процес-
сов и оборудования. В связи с этим планы на-
учно-исследовательских, проектных и конст-
рукторских работ институтов по содержанию
и срокам выполнения должны быть подчинены
задачам разработки проектов новых и модер-
низации действующих нефтеперерабатываю-
щих заводов.
2*
19
Желательно, чтобы к следующему нашему
совещанию проектные научно-исследователь-
ские и конструкторские институты определили
перечень таких работ исроки их выполнения.
О повышении роли управлений Комитета.
Разработка проектов новых и модернизация
существующих нефтеперерабатывающих заво-
дов потребуют усиления руководящей и орга-
низующей роли всех управлений Комитета.
Организатором, душой этих работ должны
быть Управление нефтеперерабатывающей
промышленности и углеводородного сырья и
Управление проектирования и капитального
строительства. Управления нефтехимического
синтеза, синтетического каучука, биосинтеза,
синтетических жирозаменителей, шинной про-
мышленности (вместе с подведомственными
им проектными и научно-исследовательскими
институтами (Гипрогазтоппром, Гипрокаучук,
НИИСС и др.) должны взять на себя раз-
работку нефтехимических комплексов пер-
спективных нефтеперерабатывающих заводов.
Особенно должна быть повышена роль
Управления оборудования и аппаратуры, учи-
тывая, что в этой области у нас имеют место
серьезные отставания, а конструкторские ин-
ституты по нефтяному машиностроению под-
чинены другому ведомству.
Вопросы разработки проектов современных
нефтеперерабатывающих заводов, особенно в
части научно-исследовательских и опытно-
промышленных работ, должны быть в центре
внимания Технического управления Комитета.
В условиях сложившейся ведомственной ра-
зобщенности нефтеперерабатывающей про-
мышленности роль Технического управления
как координирующего органа должна быть
значительно повышена.
Управления Комитета должны больше про-
являть собственной инициативы и добивать-
ся согласованных с другими ведомствами
решений по вопросам, связанным с проекти-
рованием современных нефтеперерабатыва-
ющих заводов.
О порядке проведения совещания. После
ответов на вопросы прошу участников сове-
щания высказать свои мнения и пожелания.
Хотелось бы, чтобы в результате работы
нашего совещания были выработаны и сфор-
мулированы основные исходные данные и
требования к проектам новых и реконструк-
ции действующих заводов.
Для подготовки таких исходных данных и
требований рекомендуется создать следующие
рабочие группы по основным разделам про-
ектирования:
I группа — выбор типов нефтей, требо-
вания к качеству и объемам производства
нефтепродуктов. Состав рабочей группы:
В. Н. Пажитнов, И. Ф. Благовидов, М. Д. Ни-
кифорова и А. П. Арефьев.
II группа — требования к качеству и
объемам производства углеводородного сырья
и продуктов нефтехимического синтеза. Состав
рабочей группы: Л. Н. Злотин, Г. И. Казьмин,
А. П. Троицкий, И. Р. Черный, А. Ф. Зиновь-
ев и А. И. Берман.
III группа — пункты предполагаемого
строительства новых заводов, их мощности,
профиль, требования к технологическим схе-
мам заводов и установок, связь с нефтехими-
ческими производствами. Состав рабочей
группы: Н. И. Сорокин, А. В. Агафонов,
С. К. Лалабеков, В. Т. Скляр, А. 3. Дорого-
чинский, А. П. Дронин, Б. К. Америк,
В. Д. Данилов, А. С. Эйгенсон и И. Р. Осад-
ченко.
IV группа — требования к генераль-
ным планам и размерам площадок заводов,
компоновке оборудования, к предотвращению
потерь и загрязнений почвы, водоемов и ат-
мосферного воздуха, к объектам общезавод-
ского хозяйства. Состав рабочей группы:
А. Д. Местер, А. Т. Гондаксазов, Г. Г. Мар-
карьян, В. В. Средин, В. А. Касаткин,
С. В.-Макарьев и Г. Ф. Ивановский.
V группа — требования к аппаратуре,
оборудованию, (средствам автоматизации и си-
стемам управления для технологических уста-
новок и объектов общезаводского хозяйства.
Состав рабочей группы: В. Ф. Анастасьин,
Ю. Л. Вихман, А. А. Баскаков, Я. Н. Френ-
кель, Т. Ф. Слепуха и С. В. Несмелое.
VI группа — основные требования по
технико-экономическим показателям заводов.
Состав рабочей группы: Б. Б. Крупицкий,
Б. В. Ребельский и С. А. Фейгин.
Материалы данного совещания вместе с
исходными данными и требованиями для про-
ектирования новых заводов целесообразно ра-
зослать всем проектным, научно-исследова-
тельским и конструкторским организациям,
связанным ic разработкой проектов таких за-
водов.
Целесообразно через 2—3 месяца созвать
второе совещание, но уже более широкое по
своему составу, с привлечением не только
специалистов научно-исследовательских и про-
ектных организаций, но и специалистов с за-
водов и строек. На этом совещании будут
рассмотрены конкретные предложения инсти-
тутов, которые должны быть подготовлены
в объеме предпроектной проработки; они.
должны включать технологические схемы, ге-
неральные планы, набор и оптимальные мощ-
ности технологических установок, а также тех-
20
нико-экономические показатели будущих за-
водов. Вместе с этими предложениями инсти-
туты должны сформулировать свои требования
не только к организациям Госнефтехимкоми-
тета, но и к смежным отраслям промышлен-
ности, особенно к машиностроителям.
Следует порекомендовать институтам не
связывать свои предложения только с теми
рекомендациями, которые разработает наше
совещание. При разработке проектов на мес-
тах могут появиться более рациональные
предложения, которые следует тщательно рас-
смотреть и проанализировать. Нужно предо-
ставить полную возможность для проявления
творческой инициативы на местах.
На этом разрешите закончить мое сообще-
ние и перейти к обмену мнениями по затрону-
тым вопросам. Выражаю уверенность, что на-
ше совещание пройдет на высоком уровне и
успешно решит поставленные перед ним зада-
чи.
Докладчик ответил на многочисленные во-
просы, после чего выступили участники сове-
щания.
Выступления
А. п. ДРОНИН
главный инженер института Гипрогрознефть
Высказанное докладчиком предложение о
том, чтобы приступить к разработке проектов
мощных перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов, коллективом Гипрогрознефти
поддерживается полностью. К сожалению, в
течение 6—7 последних лет институты почти
не занимались крупными проблемами пер-
спективного характера, а сосредоточивали
свое внимание главным образом на текущих
вопросах. Задачи, поставленные перед инсти-
тутом, конкретны и ясны. Коллектив Гипро-
грознефти с большим желанием приступит к
их решению.
При разработке проектов мощных перспек-
тивных заводов наибольшие трудности воз-
никнут со стороны машиностроительной про-
мышленности, так как она не освоила произ-
водство высокопроизводительного современно-
го оборудования, без которого немыслимо со-
здание крупных технологических установок и
современных мощных заводов.
Имеются следующие замечания и предло-
жения:
1.	Перспективные заводы следует проекти-
ровать применительно к переработке трех на-
иболее распространенных в нашей стране ти-
пов нефтей— сернистой, высокосернистой и
высокопарафинистой.
2.	Производство масел и парафина следует
ориентировать на малосернистые парафинис-
тые нефти. Многолетний опыт производства
масел и парафинов из сернистых восточных
нефтей показывает, что такое сырье для ма-
сляных ветвей завода является малорацио-
нальным, так как значительно усложняет и
удорожает производство. Об этом также го-
ворят экономические расчеты, выполненные в
Гипрогрознефти.
3.	Желательно, чтобы в заданиях на про-
ектирование новых заводов было установлено
соотношение производства топлив и масел.
Это имеет большое значение при создании схе-
мы и решения вопроса о выборе сырья. Сей-
час расход масел по отношению к топливу
составляет 4%. Получение этого количества
масел может быть вполне обеспечено за счет
парафинистых нефтей. Поток масел не так
уже велик, поэтому представляется целесооб-
разным сосредоточить производство их в тех
районах, которые располагают наиболее бла-
гоприятным сырьем. Одновременно надо ре-
шить вопрос производства высококачествен-
ных парафинов, в том числе парафинов для
пищевой промышленности. В части производ-
ства бензина и дизельного топлива следует
ориентироваться на соотношение 1 : 1,8. Надо
это утвердить официально. От величины при-
нятого соотношения будут зависеть мощности
гидрокрекинга, каталитического крекинга и
других процессов.
4.	О котельном топливе и глубине перера-
ботки. Нужно решить, из каких нефтей це-
лесообразнее вырабатывать котельные топ-
лива. Проблема сжигания топлива из высоко-
сернистых нефтей до сих пор не решена. Мо-
жет быть, следует идти по пути глубокой пе-
реработки таких нефтей, а сернистые нефти
перерабатывать по мазутным вариантам. Ос-
новное количество мазута в этом случае будет
получаться из сернистых нефтей.
5.	О гидрокрекинге и каталитическом кре-
кинге. Сырьем для гидрокрекинга должны
служить сернистые нефти, а не парафинистые.
По всей вероятности, для переработки пара-
финистых нефтей лучше рекомендовать ката-
литический крекинг, а не гидрокрекинг.
6.	О Павлодарском нефтеперерабатываю-
щем заводе. Гипрогрознефть является гене-
ральным проектировщиком этого завода. На
протяжении многих лет задание на проекти-
рование, а вместе с ним и тип исходного
сырья, несколько раз менялись. Представля-
ется целесообразным, чтобы Комитет разре-
21
шил проектировать Павлодарский завод, ис-
ходя из тех требований, которые будут раз-
работаны на данном совещании, утвердив в
качестве исходного сырья высокосернистую
арланскую нефть.
7.	О пунктах строительства заводов. Пред-
проектную проработку перспективных заводов
нужно вести применительно к конкретным
районам строительства, иначе наша работа
окажется не конкретной и малореальной.
Для Гипрогрознефти одна точка строитель-
ства уже определена — эта Павлодар. Возни-
кал вопрос о создании завода по переработ-
ке парафинистых нефтей на Северном Кавка-
зе, вблизи одного из черноморских портов. В
таком ^случае можно было бы вырабатывать
высококачественные продукты, способные кон-
курировать на международном рынке. Инсти-
тут предлагает создать такой завод около
г. Крымска, в 20 км от Новороссийска, либо
на Украине — в Донбассе, или в Крыму. Эти
пункты удобны в отношении водного тран-
спорта.
8.	О сырье для химической промышленно-
сти. В. С. Федоров давно уже говорил, что
нефтяники Грозного должны получать квали-
фицированное сырье для химии. Хотелось бы,
чтобы нефтяники получали все виды сырья,
вплоть до бутадиена. В институтах имеются
квалифицированные специалисты для разра-
ботки этих вопросов.
Наконец последнее. Институту в свое вре-
мя поручили разработать проекты установок
каталитического крекинга. Было составлено
проектное задание, но Комитет передал эту
работу другой проектной организации. В пред-
ставленном на сегодняшнем совещании про-
екте распределения работ за Гипрогрознефтью
эта работа не числится. Просим закрепить
за нашим институтом разработку проекта ус-
тановки каталитического крекинга по избран-
ной нами модели.
В настоящее время институт занимается
парафинами, создана четкая система вакуум-
ной установки. Хотелось бы, чтобы эти рабо-
ты были также за институтом закреплены.
Д. и. ОРОЧКО
начальник сектора ВНИИНП
Я хочу остановиться на нескольких вопро-
сах, которые могу! иметь значение для по-
следующей работы проектных и научно-иссле-
довательских институтов при разработке про-
ектов новых нефтеперерабатывающих заводов
и технологических установок.
Требуемые качества автомобильных бензи-
нов целесообразно достигать не за счет посте-
пенного повышения их октановых чисел (как
это делалось до сих пор), а на основе получе-
22
ния на всех заводах значительного запаса по
октановым числам бензинов каталитического
риформинга (порядка 98—100 и даже выше
по исследовательскому методу) с последую-
щим снижением их в процессе компаундирова-
ния товарных бензинов до уровня требований
потребителей. Этот путь позволит устранить
отставание в выпуске высококачественных
бензинов, сложившееся в течение многих лет
и наряду с этим значительно расширит воз-
можности выработки дешевого водорода,
нужного для гидрогенизационных процессов.
Для практического решения задач доста-
точно глубокого обессеривания топлив необ-
ходимо:
1)	обессеривать прямогонные дизельные
топлива не только гидроочисткой, а в основном
автогидроочисткой, без расхода водорода;
2)	гидроочистку со сравнительно большим
расходом водорода принять только: для под-
готовки (глубокой гидроочисткой) сырья
каталитического риформинга; для очистки
специальных реактивных топлив и очистки
дизельных топлив вторичного происхождения,
т. е. дистиллятов термоконтактного крекинга,
каталитического крекинга и коксования;
3)	водород, необходимый для процессов
гидроочистки, получать в основном каталити-
ческим риформингом прямогонных бензинов,
значительно углубляя их ароматизацию;
4)	требования к режимам и балансам ка-
талитического риформинга устанавливать не
по октановым числам бензинов, а по выработ-
ке водорода, по которой должна определяться
необходимая глубина ароматизации прямо-
гонного сырья (дегидрированием нафтенов и
дегидроциклизацией парафинов). Сейчас она
меньше 50% («а уровне 40%) от исходного
сырья каталитического риформинга с выходом
водорода всего около 0,8%. В подсчетах же,
применительно к схемам новых нефтеперера-
батывающих заводов, проводившихся во
ВНИИНП, выход водорода, по-видимому, при-
нимался около 1 % вес., что тоже недостаточно
и соответствует октановым числам бензинов
лишь около 80 по моторному или 92—93 по ис-
следовательскому методам. Выход водорода
при каталитическом риформинге необходимо
повышать и в настоящее время требовать не
менее 1,5—2% (достигнутых уже в практике
США и 1,7% —в последних работах ВНИИ-
нефтехима), а в перспективе — до 2,5—3%
вес.
Реальность этих цифр подтверждается сле-
дующим. Легкие парафинистые бензины
(условно октаны) со средним молекулярным
весом 115—120 могут дать следующий выход
водорода:
а)	в теоретическом пределе при 100%-ной
(не сопровождаемой деструкцией) селектив-
ной дегидроциклизации практически чистых
парафинов выход достигает 7% (при
100%-ном дегидрировании нафтенов предель-
ный выход равен 5,4%);
б)	при очень глубокой ароматизации (с де-
гидроциклизацией парафинов и дегидрирова-
нием нафтенов), сопровождаемой незначи-
тельной деструкцией с преимущественным об-
разованием С6Н14 и СгН4 и лишь очень не-
большим СН4— до 20—25% при выходе аро-
матики 75—80% от сырья, выработка водоро-
да теоретически может достигать 3,8—4% вес.
от риформируемого сырья. Октановые же чис-
ла бензинов, содержащих больше 85—87%
ароматических углеводородов, будут намного
выше 100 по исследовательскому методу;
в)	при глубокой ароматизации легких бен-
зинов, сопровождающейся средней степенью
общей деструкции 25—30%, также дающей
бензины с октановыми числами выше 100,
выход водорода может достигать 2,5—3%;
г)	при неглубокой ароматизации с образо-
ванием 50—55% ароматических углеводоро-
дов и малой деструкции сырья, дающей бен-
зины с октановым числом от 93 до 96 по мо-
торному и до 100 по исследовательскому ме-
тодам, выход водорода все же может дости-
гать 1,5—2%;
д)	при низком образовании ароматических
углеводородов (около 40%), хотя и малой де-
струкции (с образованием газов меньше
10%), с получением бензинов с октановыми
числами около 80 по моторному и до 93 по ис-
следовательскому методам, выход водорода
может составлять лишь 0,8—1 %.
Именно этот самый низкий выход водоро-
да (0,8%) заложен в первые типовые проек-
ты каталитического риформинга. Его, по-ви-
димому, учитывали в расчетных балансах
лишь с небольшим повышением (до 1%) при-
менительно к новым нефтеперерабатывающим
заводам. Из-за этого создался большой недо-
статок .водорода и сделан ошибочный вывод о
невозможности существенного углубления
обессеривания моторных топлив без строи-
тельства новых специальных установок для
производства дорогого водорода методом кон-
версии СН4 или другими способами. Однако
эти подсчеты неточны и, пожалуй, даже оши-
бочны, так как в них не учтены потенциальные
возможности каталитического риформинга,
заложенные в новых проектах установки 35/8,
предусматривающих выход водорода около
1,7% и возможности автогидроочистки с целью
снижения расхода водорода на нефтеперера-
батывающих заводах.
Потребности в водороде для гидрогениза-
ционного облагораживания с практически пол-
ным обессериванием дизельных и реактивных
топлив могут быть покрыты каталитическим
риформингом, дающим бензины с октановы-
ми числами близкими к 100 при одновремен-
ном широком внедрении процесса модернизи-
рованной автогидроочистки дизельных топлив,
проводимой под средним давлением. Этот про-
цесс проверен заводскими опытами ВНИИНП
и БашНИИНП.
В перспективе могут быть разработаны и
применены высокопроизводительные системы
обессеривания топлива в кипящем слое по-
рошкообразного катализатора под низким
давлением (3—5 ати), дающие даже избыточ-
ный водород благодаря умеренной и вполне
допустимой ароматизации и глубокого рас-
щепления части дизельного топлива с допол-
нительным образованием около 4—6% аро-
матических углеводородов при выходе кокса
до 6%. Эти вопросы изучаются сейчас во
ВНИИНП.
На некоторых заводах можно будет со-
здать условия, при которых появятся даже
избытки водорода, которые целесообразно
будет направлять на производство аммиака и
удобрений для сельского хозяйства.
Для покрытия нарастающего дефицита в
дизельных топливах на всех заводах нужно
будет в первую очередь широко внедрять тер-
моконтактный крекинг (ТКК) с неглубокими
его формами, с выработкой небольшого коли-
чества порошкообразного кокса и с умеренной
деструкцией, дающей сравнительно немного
газа, бензина, дизельных фракций и много
(до 32—40%) основного продукта — газотур-
бинных топлив или высококачественных топоч-
ных мазутов. При необходимости значитель-
ного увеличения выработки дизельных топлив
степень деструкции при ТКК может увеличи-
ваться. Выработка на нефтеперерабатываю-
щих заводах большого количества газотурбин-
ных топлив открывает возможности энерго-
технологического комбинирования на этих за-
водах с выработкой большого количества де-
шевой электроэнергии, стоимость которой
будет соизмерима со стоимостью электроэнер-
гии гидроэлектростанций. Об энергонефтехи-
мических (или энерготопливных) комбинатах
(вместо обычных НПЗ), организация которых
возможна только на базе широкого промыш-
ленного внедрения процесса ТКК и различных
Э1нерготех1нолопических схем, смогут инфор-
мировать Комитет следующие авторы: по схе-
мам энерготехнологического комбинирова-
ния — Н. Н. Константинов, по процессу ТКК —
Я. А. Ботников, по автогидроочистке —
А. Д. Сулимов.
23
Учитывая вышеизложенное, по-видимому,
целесообразно будет еще раз рассмотреть схе-
мы и материальные балансы всех новых заво-
дов, в которых рекомендуются:
1.	Октановые числа бензинов, получаемых
при каталитическом риформцнге, повысить до
96—100 по исследовательскому методу и в
перспективе превысить 100 с достижением вы-
работки водорода 1,5—2% на первом этапе и
более 2°/о в последующем, направляя избыток
водорода, например при переработке малосер-
нистых нефтей, на производство удобрений.
2.	Гидроочистку прямогонных дизельных
топлив заменить модернизированной автогид-
роочисткой вначале под средним давлением,
проверенной заводскими опытами ВНИИНП и
БашНИИНП, а в дальнейшем (при наращива-
нии мощностей)—автогидроочисткой низкого
давления (3—5 ати), изучаемой во ВНИИНП.
3.	На новых нефтеперерабатывающих за-
водах широко внедрять процесс ТКК, а на
старых — реконструировать установки терми-
ческого нрекинга на ТКК с тем, чтобы открыть
возможности для энерготехнолопического ком-
бинирования и увеличения выработки дизель-
ных топлив.
4.	Применять на новых заводах энерготех-
нологические схемы, придавая заводам новую
роль энергонефтехимических комбинатов.
Нефтеперерабатывающие заводы будущего
должны быть превращены в энергонефтехими-
ческие комбинаты, вырабатывающие мотор-
ные, реактивные и газотурбинные топлива, по-
лупродукты (сырье для собственной химиче-
ской промышленности) и дешевую электро-
энергию по ценам, соизмеримым с ценами эле-
ктричества мощных гидроэлектростанций.
'	А. 3. ДОРОГОЧИНСКИИ
директор ГрозНИИ
Рассматриваемый на совещании вопрос
имеет исключительно большое значение. При-
ходится радоваться тому, что спустя примерно
10 лет мы снова собираемся и обсуждаем та-
кие принципиальные вопросы и сожалеть, что
по ряду субъективных и объективных причин
это не было сделано раньше. Это обязывает
нас сейчас сделать многое, чтобы наверстать
упущенное.
Практически все, что говорил В. С. Федо-
ров заслуживает внимания и одобрения. Но
один из вопросов остался не ясным — относи-
тельно перспектив развития газотурбинных
двигателей. В связи с этим мне кажется, что
очень важно сейчас усилить связи с двигате-
лестроителями и конструкторами, особенно ра-
ботающими в области газовых турбин и реак-
тивных двигателей. У грознинцев создается впе-
24
чатление, что в Советском Союзе этому важ-
нейшему вопросу не придан государственный
размах. Ведь при решении этой проблемы
можно будет совсем по-иному поставить во-
прос об октановых числах, а следовательно, о
колоссальном строительстве на нефтеперера-
батывающих заводах, связанном с производст-
вом высокооктановых бензинов.
Не все ясно также в отношении реактивных
двигателей и требований к реактивным топли-
вам. В 1956 г. на совместном совещании с кон-
структорами нам, производителям топлив, был
предъявлен ряд требований. Были поставлены
конкретные задачи, проведена большая рабо-
та, внесены важные предложения, а теперь,
когда дело доходит до внедрения, вдруг ока-
зывается, что это топливо сейчас не нужно
якобы за неимением потребителей.
В связи с этим представляется целесооб-
разной встреча проектировщиков и перера-
ботчиков с создателями газотурбинных и ре-
активных двигателей для разрешения возник-
ших вопросов.
Грозненцы с большим желанием примут
участие в разработке проектов перспективных
нефтеперерабатывающих заводов.
И. Ф. БЛАГОВИДОВ
директор ВНИИНП.
Обсуждаемый вопрос поставлен своевре-
менно. Нет сомнений в том, что научно-иссле-
довательские институты нашего Комитета мо-
гут создать такой современный завод. Но од-
ними нашими силами этого не сделать, необ-
ходимо активное участие машиностроителей
и (производителей другого оборудования.
При посещении европейских заводов, науч-
но-исследовательских и проектных институтов
и фирм, а также в результате бесед с зару-
бежными специалистами мы убеждались, что
в нашей стране значительно выше степень
разработки процессов, больше размах и выше
уровень научных исследований. Но вместе с
тем резко отстает качество и технический уро-
вень нефтезаводского оборудования — по не-
которым важным видам оборудования отста-
вание составляет 20—30 лет. Поэтому вряд лн
можно одними нашими силами, без машино-
строителей,- создать современный нефтепере-
рабатывающий завод. Если мы дадим сейчас
задания машиностроителям на разработку
конструкций современного оборудования, они
смогут создать такое оборудование. Об этом
говорит высокий уровень развития отечествен-
ного общего машиностроения. Но это потре-
бует значительного времени. Поэтому не сле-
дует исключать целесообразность закупки по-
импорту отдельных видов оборудования и ап-
паратуры, а также лицензий на их изготовле-
ние. Мне кажется также, что не следует полно-
стью снимать вопрос о закупке импортного
нефтеперерабатывающего завода. Конечно,
400 млн. долл.— это очень много. Но следует
иметь в виду, что для нефтеперерабатываю-
щей промышленности ничего не закупалось по
импорту в течение многих десятилетий, в то
время как для химической промышленности
производятся большие закупки. Может быть,
вместо комплексного завода следует купить
один блок или даже одну-две технологические
установки, которые представляют для нас на-
ибольший интерес. Я не хочу умалять дости-
жения наших институтов, но для всех ясно,
что у нас недопустимо медленно разрабатыва-
ются новые процессы: пока новый процесс до-
водится до стадии промышленного внедрения,
он становится морально устаревшим.
Далее я хотел коснуться нескольких техни-
ческих и общих вопросов.
О мощности завода. Совершенно ясно, что
чем крупнее завод, тем экономичнее его стро-
ительство. Но экономику надо рассматривать
в целом по стране, ибо чем больше мощность
нефтеперерабатывающего предприятия, тем
больше расходов приходится на долю транс-
портировки продуктов в районы потребления.
С учетом этого оптимальная мощность перс-
пективных заводов составит 12 млн. т. Видимо,
такая мощность приемлема при наших увели-
чивающихся объемах переработки нефти. Но
повышение мощности до 18 и 24 млн. т вряд
ли целесообразно. Это может быть оправдано
лишь в отдельных частных случаях. У нас
есть районы, где объем переработки нефти
значительно превышает 12 млн. т/год, напри-
мер в Башкирии. Но это сложилось не в ре-
зультате экономически оправданного разви-
тия, а вопреки ему.
В Европе крупных заводов мощностью 6
и более млн. т/год нет, кроме завода в Роттер-
даме. В Америке большинство заводов имеют
небольшую мощность. Создание слишком
крупных нефтеперерабатывающих заводов не-
целесообразно с точки зрения общегосударст-
венной.
О мощности отдельных установок. Мне ка-
жется, что установки каталитического крекин-
га мощностью выше 1,2 млн. т/год не стоит
сооружать. Во-первых, нельзя считать, что
процесс каталитического крекинга будет расти
быстрее других процессов. Его нужно плани-
ровать очень разумно, и мощность 1,2 млн.
т/год будет, видимо, приемлемой для завода
мощностью 12 млн. т/год. Кроме того, этот
процесс нужно планировать с учетом мощно-
сти гидрокрекинга, т. е. рассчитывать гидро-
крекинг на общую мощность и обессеренное
сырье, подавать на каталитический крекинг.
Такое сочетание процессов наиболее эконо-
мично.
По гидроочистке нужно создавать специа-
лизированные установки — для вторичного и
для прямогонного сырья, а не так, как это де-
лается у нас в настоящее время. На зарубеж-
ных заводах считают, что экономика подска-
зывает необходимость специализированных
установок гидроочистки, так как при этом по-
лучается больший эффект, чем при использо-
вании смеси сырья, как намечено у нас. Ана-
логичным образом нужно поступать и в отно-
шении гидроочистки прямогонных и вторич-
ных бензинов. Основным сортом реактивного
топлива остается топливо Т-1. Его также не-
обходимо подвергать гидроочистке, чтобы оно
было термически стабильным, пригодным для
использования в самолетах со сверхзвуковой
скоростью. Хотелось бы еще отметить, что,
видимо, необходимо иметь гидроочистку для
бензинов термического крекинга и также обес-
серивать их селективно.
В связи с этим хочу кратко коснуться вы-
ступления Д. И. Орочко. Рассчитывать на то,
что можно обойтись водородом, полученным
при каталитическом риформинге, вряд ли при-
ходится. Расчеты по импортному заводу, кото-
рые производили наши, итальянские, француз-
ские и немецкие специалисты, показывают, что
для завода производительностью 12 млн. т/год
требуется около 40 тыс. т/год добавочного во-
дорода. Применять автогидроочистку не сле-
дует, так как даже при более низких давлени-
ях увеличивается расход энергозатрат на ре-
циркуляцию газа. В конечном итоге автогид-
роочистка дает продукты более низкого каче-
ства, поскольку сопровождается деструкцией,
хотя и незначительной. То же относится к ди-
зельным топливам. Если рассчитывать на
перспективу, то не следует заранее ориенти-
роваться на получение продуктов низкого ка-
чества. Исходя из таких позиций, нам каза-
лось бы, что нужно иметь обязательно специ-
ализированные установки по получению водо-
рода.
О перспективах развития двигателей до
1970 г. Мы обсуждали этот вопрос с ведущими
конструкторами по моторостроению. До
1970 г. серьезного развития газотурбинные
двигатели не получат. На железной дороге их
вообще не будут применять. На транспорте в
перспективе будет электрическая тяга, а га-
зотурбинные двигатели как у нас, так и за
границей не будут иметь решающего значения.
25-
И. И. ШТЕЙНГОЛЬЦ
начальник отдела института Гипронефтезаводы
Я хочу остановиться на вопросах обеспече-
ния оборудованием, ибо это главный вопрос,
от правильного решения .которого зависит в
основном успех разработки проектов мощных
нефтеперерабатывающих заводов и технологи-
ческих установок.
Мы имеем большое число разрабатывае-
мых и законченных проектов установок и ис-
пытываем чрезвычайно большие затруднения
в обеспечении их оборудованием, предусмот-
ренным проектами. Например, мы разрабаты-
ваем рабочие чертежи установки каталитиче-
ского крекинга 43—103 мощностью 1,2 млн.
т/год. Но машиностроители ставят нас в тупик
своей неподготовленностью к удовлетворению
запросов проектантов в части оборудования.
В течение длительного времени мы не смогли
примирить два завода, которые делают газо-
вые компрессоры с паротурбинным приводом.
Невский завод им. Ленина делает газовый
компрессор, а Калужский завод — паровую
турбину. Мы не можем заставить Калужский
завод модернизировать паровую турбину, что-
бы она удовлетворяла нашим требованиям.
Мы обращались и в Комитет общего машино-
строения, и в Комитет нефтяного и химическо-
го машиностроения, но вопрос остается нере-
шенным. Приближается юрок окончания рабо-
чих чертежей, а мы не можем примирить эти
два предприятия. Необходимо выпускать ра-
бочие чертежи установок, а оборудование не
подтверждено машиностроителями. Например,
для установки 43-103 котел проектирует
НКТИ, но никаких данных для разработки
рабочих чертежей не дает. Нашим институ-
том разработаны проекты крупных установок
АТ-6. Но мы не можем решить вопрос о по-
ставке и типе воздухонагревательных регене-
раторов. Изготовление этих аппаратов было
поручено Таганрогскому заводу. Однако за-
вод прислал письмо, что их выполнение не мо-
жет быть качественным. Так, у нас до сих пор
по воздухоподогреву ничего и не делается.
Аналогичное положение с оборудованием и
по другим процессам, например, по производ-
ству масел.
Вопросы машиностроения решаются ис-
ключительно трудно и медленно. Поэтому,
решая вопрос о закупках по импорту, необхо-
димо учесть все эти трудности.
Н. И. СОРОКИН
директор института Гипронефтезаводы
Я бы хотел конкретизировать некоторые
положения, которые привел в своем докладе
В. С. Федоров.
26
Мощность завода — 12 млн. т/год с воз-
можностью расширения до 18 или 24 млн.
т/год.
К следующему нашему совещанию инсти-
тутами должны быть разработаны: схема за-
вода, генеральный план, технико-экономиче-
ские обоснования, размер площадки завода,
расходные показатели и штаты. Нужно, что-
бы эти материалы послужили основой при вы-
работке четкого и конкретного задания на
проектирование крупных перспективных неф-
теперерабатывающих заводов.
Я считаю, что на первой стадии работы
будет трудно сформулировать требования к
машиностроителям. Но в дальнейшем мы
должны будем вернуться к окончательной про-
работке вопросов оборудования. Это будет
вторая стадия, когда мы более конкретно
перейдем к разработке проектов.
В связи с тем, что мы приступаем к разра-
ботке проектов перспективных нефтеперераба-
тывающих заводов, возникает ряд организа-
ционных вопросов — финансирование работ,
привлечение проектных организаций Госстроя
для разработки генеральных планов, вопросы
участия машиностроительных и других конст-
рукторских организаций, не подчиненных на-
шему Комитету и др. Руководство Комитета
проведет соответствующую работу, чтобы эти
и другие вопросы, связанные с проектировани-
ем, были разрешены в ближайшее время.
В отношении вопросов, которые здесь пра-
вильно затронул А. П. Дронин. Действитель-
но, необходимо учитывать три типа нефтей:
парафинистую, высокосернистую и со средним
содержанием серы. Каждая проектная орга-
низация пусть сама выберет для себя те ти-
пы нефтей, по которым она имеет опыт про-
ектирования.
В отношении профиля заводов и масляно-
го производства. Мысль, высказанная тов.
Дрониным, не новая, ее высказывали и рань-
ше. Необходимо четко определить завод топ-
ливного профиля и завод смешанного профи-
ля, так как вырабатывать масла на всех за-
водах экономически нецелесообразно.
Соотношение между бензином и дизель-
ным топливом, как здесь указывали, можно
принять 1 : 1,8. Эту цифру можно считать ори-
ентиром, из которого следует исходить.
Я хотел бы также остановиться на во-
просе противопожарных разрывов. Мы дого-
ворились взять на себя определенную ответ-
ственность: не придерживаться строго суще-
ствующих норм противопожарных разрывов
при разработке проектов новых заводов, а ис-
ходить из разумной целесообразности и из
опыта работы аналогичных зарубежных пред-
приятий. За это время мы подготовим проект
новых норм противопожарных разрывов и со-
гласуем его в установленном порядке. Это
даст большой экономический эффект.
Недавно Гипрогазтоппром закончил проект
Пермского химического завода. В этом проек-
те есть ряд неплохих перспективных идей по
составлению генерального плана и вопросу
прокладки трубопроводов. Следует с ним по-
знакомиться и использовать все полезное.
Заключительное слово В. С. ФЕДОРОВА
Разрешите мне подвести некоторые итоги
работы нашего совещания и высказать ряд за-
мечаний по затронутым в выступлениях вопро-
сам.
Следует отметить, что все выступавшие
товарищи одобрили предложение о разработ-
ке проектов и создании мощных перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов на базе
отечественной техники. Правильно отмечалось,
что отсутствие надлежащего оборудования и
аппаратуры будет самым большим затрудне-
нием при разработке таких проектов. Но никто
не высказал сомнений в том, что наша отече-
ственная машиностроительная промышлен-
ность способна создать оборудование для пер-
спективных нефтеперерабатывающих заводов.
Действительно, прежде всего нам нужно са-
мим разобраться, какое и когда нам нужно
оборудование и четко сформулировать кон-
кретные требования перед отечественным ма-
шиностроением. Сейчас мы это сделать не
сможем. Необходимо, чтобы проектные и на-
учно-исследовательские институты в процессе
работы над проектами новых мощных заводов
и крупных технологических установок сфор-
мулировали эти требования. А затем все эти
материалы будут нами рассмотрены со специ-
алистами Государственного Комитета химиче-
ского и нефтяного машиностроения и на ос-
нове этого будут приняты решения о том, что
надо закупить по импорту, а что надо начи-
нать разрабатывать своими силами.
Какими должны быть перспективные неф-
теперер а б аты в а ющи е з ав оды ?
Ни у кого не вызвала сомнений (рекомен-
дуемая оптимальная мощность перспективных
нефтеперерабатывающих заводов—12 млн.
т/год. Такую мощность следует принять для
разработки типовых проектов, но в то же вре-
мя нужно зарезервировать возможность даль-
нейшего расширения заводов до 18 млн. т/год.
При этом окончательная мощность завода мо-
жет определиться лишь после выбора конкрет-
ных районов строительства таких заводов.
Можно согласиться с предложениями высту-
павших о том, чтобы такие заводы проектиро-
вать применительно к переработке трех типов
нефтей — арланской, ромашкинской и мангы-
шлакокой. Соотношение объемов производства
автомобильных бензинов и дизельных топлив
можно принять порядка 1 : 1,8. Проектирова-
ние будущих заводов нужно ориентировать на
применение высокопроизводительных техно-
логических установок, в том числе установок
по вторичным процессам переработки, с та-
ким расчетом, чтобы в дальнейшем исключить
повторение одноименных процессов в составе
нефтеперерабатывающего завода мощностью
12 млн. т/год. Сейчас трудно назвать опти-
мальные мощности установок по отдельным
процессам; они определятся лишь в результа-
те тщательной проектной проработки с уче-
том особенностей принятых выше типов неф-
ти для переработки.
Большое внимание следует уделить разра-
ботке вопросов нефтехимического комплекса.
Вероятно, на стадии предпроектной проработ-
ки не удастся определить наиболее целесооб-
разные объемы и номенклатуру нефтехимиче-
ских производств. Это представится возмож-
ным лишь после того, как будут определены
конкретные районы строительства таких заво-
дов и проведена соответствующая технико-
экономическая проработка этого вопроса. По-
этому условимся, что на стадии предпроект-
ной проработки институты представляют лишь
объемы производства первичного нефтехими-
ческого сырья, которое может быть получено
непосредственно на нефтеперерабатывающих
заводах — этилен, пропилен, бутилены, амиле-
ны, бензол, толуол, ксилолы, этилбензол, наф-
талин, парафины, элементарная сера, сырье
для производства сажи, а также рекоменда-
ции обоснованных направлений использования
этих видов сырья. Эта часть работы должна
быть выполнена нашими специализированны-
ми институтами — Гипрокаучук, Гипрогазтоп-
пром, ВНИИСИНЖ и ВНИИсинтезбелок —
каждым в своей области. Нефтехимическое
сырье должно быть в первую очередь направ-
лено на производство химических продуктов
наиболее массового применения: пластические
массы, синтетические каучуки, белково-вита
минные концентраты, моющие средства и др.
27
Представляется целесообразным в составе
перспективных заводов обязательно иметь
процесс пиролиза для переработки низкоок-
тановых рафинатов от процесса каталитиче-
ского риформинга, сжиженных газов, а мо-
жет быть, и тяжелых видов сырья — дистил-
лятного или остаточного. Пиролиз в составе
нефтеперерабатывающего завода, как сейчас
практикуется за рубежом, позволит значитель-
но увеличить сырьевые ресурсы для нефтехи-
мического производства и придаст заводу не-
обходимую гибкость в отношении возможно-
сти маневрирования объемами производства
и составом нефтехимического сырья в зави-
симости от спроса на него. В случае необходи-
мости пиролизные установки могут вводиться
в эксплуатацию одновременно с головными ус-
тановками завода — АВТ. При этом временно
пиролизу будет подвергаться прямогонный
низкооктановый бензин для обеспечения раз-
вития нефтехимических производств главным
образом на базе этилена и пропилена до за-
вершения строительства нефтеперерабатываю-
щего завода по всему комплексу. Такая воз-
можность не исключается, и над использо-
ванием ее следует поработать. При разработ-
ке схем новых нефтеперерабатывающих заво-
дов нужно предусматривать .получение нефте-
химического сырья такой степени чистоты, ка-
кая требуется для непосредственного исполь-
зования в процессах органического синтеза,
без дополнительной ректификации и очистки
у потребителя.
Наши вновь строящиеся и действующие
нефтеперерабатывающие заводы должны от-
личаться высокими технико-экономическими
показателями и превосходить лучшие зару-
бежные предприятия по удельным капиталь-
ным вложениям, эксплуатационным расходам
и производительности труда. Это безуслов-
ное требование к проектам строительства но-
вых и реконструкции действующих заводов.
Поэтому в материалах предпроектной разра-
ботки необходимо сопоставить полученные
данные с показателями для наиболее совре-
менных зарубежных нефтеперерабатывающих
заводов. Для достижения высоких технико-
экономических показателей перспективных
заводов проектные и научно-исследователь-
ские институты должны предусматривать в
своих проектах все самое передовое и про-
грессивное. В то же время они должны четко
сформулировать, что для этого нужно от
смежных институтов нашего Комитета, от дру-
гих отраслей промышленности, от научных уч-
реждений Академии наук СССР, На следую-
щем нашем совещании эти требования будут
рассмотрены и определены пути их реализа-
ции в установленном порядке.
28
О предложениях Д. И. Орочко. Он предла-
гает углубить процесс ароматизации при ка-
талитическом риформинге и тем самым обес-
печить значительное увеличение выхода водо-
рода в этом процессе. Кроме того, Д. И. Ороч-
ко рекомендует процесс гидроочистки различ-
ных топлив осуществлять селективно, с уче-
том их химического состава. В частности, он
считает, что для прямогонных дизельных топ-
лив достаточно осуществлять вместо гидро-
очистки процесс автогидроочистки, протекаю-
щий без расхода водорода извне. Он считает,,
что благодаря этим двум мероприятиям удает-
ся исключить или значительно сократить объ-
ем строительства дорогостоящих установок по
производству водорода. Это предложение за-
служивает внимания и всестороннего рас-
смотрения при разработке проектов перспек-
тивных заводов. Однако на настоящем сове-
щании мы не готовы принять это предложе-
ние. Дело в том, что как показывают расчеты,
при переработке сернистых и высокосернистых
нефтей дефицит в водороде составляет при-
мерно около 2/з и только ’/з °т потребности в.
нем покрывается за счет процесса каталити-
ческого риформинга. Бесспорным является то,,
что потребление водорода на будущих заво-
дах значительно возрастает благодаря широ-
кому распространению процесса гидроочист-
ки. Учитывая эффективность этого процесса,
он будет применяться не только для очистки
дизельных топлив, но и для очистки бензинов,
керосинов, масел, парафинов,’ сырья для ката-
литического крекинга, для производства са-
жи и т. д. Потребление водорода будет воз-
растать еще и потому, что из года в год в
отечественной промышленности будет увели-
чиваться объем переработки высокосернистых,
сернистых и высокосмолистых нефтей. Для
обеспечения гарантированного производства
нефтепродуктов высокого качества из таких
нефтей наши заводы должны иметь достаточ-
ное количество водорода. Это является важ-
ным фактором гибкости работы как действу-
ющих, так и вновь строящихся нефтеперера-
батывающих заводов. Поэтому вопросу обес-
печения водородом при разработке проектов
перспективных НПЗ должно быть уделено
большое внимание. Нужно разработать высо-
копроизводительные установки по производ-
ству дешевого водорода из нефтезаводских га-
зов. На одном из итальянских заводов, кото-
рые мы недавно посетили, перерабатывается
нефть с содержанием серы до 7%. Но благо-
даря правильному решению проблемы водо-
рода, который там получают в большом коли-
честве конверсией метана, завод вырабатыва-
ет высококачественные глубокоочищенные
нефтепродукты. Здесь же на заводе всегда
имеется избыток водорода, который использу-
ется для производства аммиака. Это придает
большую гибкость предприятию.
Несколько частных замечаний.
О совещании с моторостроителями. Сове-
щание, о котором здесь говорил А. 3. Дорого-
чинокий, необходимо. Поручим А.1 Ф. Кабано-
ву, О. Н. Дымент и В. В. Аренбристеру под-
готовить и провести встречу с моторострои-
телями, на которой должны быть рассмотрены
перспективы развития двигателей и требова-
ния к моторным топливам.
О нерешенных вопросах с машиностроите-
лями. О некоторых из них здесь подробно и
правильно говорил И. И. Штейнгольц. Пору-
чим А. Ф. Кабанову и Н. И. Сорокину вместе
с проектными организациями подготовить весь
перечень вопросов, не решенных до сих пор с
машиностроителями. Мы встретимся в бли-
жайшее время с руководителями Госкомитета
химического и нефтяного машиностроения и
других ведомств и договоримся о порядке и
сроках решения этих вопросов. Ведь имеется
решение Правительства о разработке проек-
тов крупных технологических установок, кото-
рое машиностроители пока выполняют не-
удовлетворительно. Может быть, мы догово-
римся о том, чтобы машиностроительная про-
мышленность сама производила комплектова-
ние оборудованием технологических устано-
вок по нашим проектам. Это поднимет ее
ответственность за своевременную разработку
конструкций и изготовление новых образцов
оборудования и аппаратуры.
О привлечении проектных организаций Гос-
строя. Выступавшие правильно отметили, что
выделение строительных отделов, в том числе
отделов генеральных планов, из наших про-
ектных институтов в подчинение Госстрою от-
рицательно сказалось на работе проектных
организаций. Внесем на рассмотрение руко-
водства Госстроя нашу просьбу о возврате в
наши организации строительных отделов и от-
делов генеральных планов.
Об обеспечении материалами данного со-
вещания. Все проектные и научно-исследова-
тельские институты в ближайшие дни полу-
чат материалы настоящего совещания, вклю-
чая стенограммы, основные и исходные дан-
ные для проектирования и основные рекомен-
дации к импортному и перспективным заво-
дам. Эту работу поручим выполнить Г. И.
Казьмину.
На этом разрешите закончить работу на-
шего совещания и пожелать коллективам про-
ектных, научно-исследовательских и конструк-
торских организаций успехов в большой и по-
четной работе, к которой мы сейчас присту-
паем.
Приложения
Приложение /
ИСХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
(разработаны совещанием в Госнефтехимкомитете 6 апреля 1964 г.)
1.	Мощность — 12 млн. т нефти в год с воз-
можностью дальнейшего увеличения до
18 млн. т и более.
2.	Нефти — три типа: высокосернистая ти-
па арланской (содержание серы до 3,5%),
сернистая типа ромашкинской (содержание
серы до 1,6%) и малосернистая высокопара-
финистая типа мангышлакской или озек-
суатской.
3.	Профиль: топливо — нефтехимия и, воз-
можно, топливо — нефтехимия — масла.
4.	Схема завода должна предусматривать:
производство автомобильных бензинов, ди-
зельных топлив, топлив для реактивных дви-
гателей, а также других нефтепродуктов,
удовлетворяющих прилагаемым требованиям;
гибкость, обеспечивающую возможность пе-
реработки сернистой и высокосернистой неф-
тей, возможность оперативного изменения от-
бора светлых нефтепродуктов из этих нефтей
в пределах от 55 до 60% (соотношение объе-
мов производства дизельных топлив и бензи-
нов порядка 1,8:1) при сохранении заданно-
го качества вырабатываемых нефтепродук-
тов и возможность изменения в значительных
пределах соотношения объемов производства
бензинов, керосинов, дизельных топлив и ма-
зутов для удовлетворения сезонных и других
изменений спроса;
значительный объем производства сырья
для нефтехимии, в частности, производство уг-
леводородов Ci — С4 за счет развития вторич-
ных процессов нефтепереработки и пиролиза,
который должен быть составной частью за-
вода и составлять не менее 8—10% от объе-
30
ма перерабатываемой нефти; завод должен
быть единым комплексным предприятием с
нефтехимическими производствами, включаю-
щими единую систему разделения легких уг-
леводородов до такой чистоты, которая обес-
печивает непосредственное использование их
в качестве сырья при переработке в химиче-
ские продукты;
применение крупных технологических уста-
новок: например, для нефтеперерабатываю-
щих заводов мощностью 12 млн. т.'год число
установок первичной перегонки не должно
быть более двух; в отношении установок вто-
ричных процессов должно быть сопоставлено
два варианта:
применительно к наиболее мощным уста-
новкам вторичных процессов, разработанным
или разрабатываемым в настоящее время;
применительно к максимальным мощностям
установок вторичных процессов, подлежащих
разработке и рассчитанных на полную пере-
работку сырьевых потоков завода, имея в ви-
ду исключение повторения одноименных про-
цессов.
5.	Генеральный план. Завод должен иметь
минимально возможную площадку за счет:
применения мощных технологических уста-
новок и высокопроизводительного оборудо-
вания;
рационального размещения технологиче-
ских установок с объединением управления
ими в одном операторном помещении и ком-
пактного размещения оборудования внутри
установок и объектов общезаводского хозяй-
ства;
сокращения числа заводских строений и
размещения части оборудования на открытых
площадках;
рационального отступления от принятых
норм строительных разрывов.
Генеральный план завода должен быть ре-
шен так, чтобы была возможность дальней-
шего расширения как завода в целом, так и
отдельных технологических установок при
минимальном строительстве коммуникаций и
объектов общезаводского хозяйства.
6.	На заводах должны быть предусмот-
рены:
высокая степень автоматизации и механи-
зации при минимальном применении ручного
труда персонала на регулирование парамет-
ров режимов технологических установок и
операций общезаводского характера; целесо-
образное объединение операторных и щито-
вых контроля и автоматизации для блока из
нескольких установок; применение анализато-
ров качества (в том числе на потоке) и опе-
ративной расчетной обработки основных тех-
нико-экономических показателей работы уста-
новок и завода в целом;
применение надежного оборудования и ап-
паратуры, обеспечивающих длительную без-
остановочную работу основных технологиче-
ских установок в течение 1, 1,5 и 2 лет.
7.	Заводы должны обеспечивать:
минимальное количество потерь нефтепро-
дуктов, реагентов, тепла, катализаторов и т. п.
и минимальное загрязнение почвы, водоемов
и атмосферного воздуха;
высокие технико-экономические показатели,
превышающие показатели лучших зарубеж-
ных заводов — по капитальным вложениям,
себестоимости продукции, расходным пока-
зателям, производительности труда, числу ра-
ботающих, плотности застройки и др.
Предложения проектных и научно-исследо-
вательских институтов, представляемые на
рассмотрение следующего совещания по про-
ектированию перспективных нефтеперераба-
тывающих заводов, наряду со схемами, ма-
териальными балансами, набором и характе-
ристикой технологических установок, генпла-
нами и технико-экономическими показателя-
ми по заводам, должны также включать:
задания на выполнение научно-исследова-
тельских, проектных и конструкторских ра-
бот организациями Госнефтехимкомитета и
других ведомств;
перечень процессов, отдельных образцов
оборудования и лицензий, которые желатель-
но приобрести по импорту с указанием их ха-
рактеристики и приблизительной стоимости
оборудования, а также стран и фирм изгото-
вителей.
П риложение 2
РЕКОМЕНДАЦИ И
ПО ТИПАМ НЕФТЕЙ, ПРИНИМАЕМЫХ ДЛЯ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
Основная характеристика восточных нефтей:
Ромашкин- скан		Арланская (товарная, 1963 г.)
Плотность р4°		0,867	0,892
Вязкость при 20°, сст		18,0	39,7
Содержание, %		
серы		1,62	3,04
асфальтенов 		4,16	5,5
парафина 		4,97	3,4
смол сернокислотных . . .	38,0	76,0
» силикагелевых ....	11,6	—
Температура плавления парафи-		
на, град		50	52
Коксуемость, %		5,85	6,7
Фракционный состав, %		
до 120° выкипает 		9,4	8,5
» 200°	»			22,4	17,5
» 300°	»			39,0	32,0
» 350°	»			46,0	41,6
Содержание серы в бензиновых		
фракциях, %:		
н. к,—120°		0,028	0,02
н. к,—200°		0,1	0,17
Выход дизельного топлива		
(фракция 200—350°), %	. .	23,6	24,1
Содержание серы в дизельном		
топливе, %			1,07	2,37
Выход остатка, %:		
выше 300°			61,0	66,6
»	350° 		54,0	57,2
»	450° 		40,0	39,2
Содержание серы в остатках, %
выше 300° ...................... 2,56	4,05
»	350° .................. 2,58	4,23
»	450° .................. 3,37	4,47
Плотность остатка выше 450° р^0	—	1,02
Основная характеристика мангышлакских
нефтей (г. Узень):
111 горизонт XVI горизонт
Плотность р2°		0,8550	0,8425
Содержание, %		
серы		0,45	0,22
смол силикагелевых .	15,8	12,7
асфальтенов ....	4,28	0,7
парафина 		10,3	13,7
Температура плавления		
парафина, град. . . .	53	49
Коксуемость, % ....	5,21	3,84
Температура застывания,		
град		34	30
Фракционный состав, %		
до 120° выкипает . .	4,5	8,6
» 200°	»	. .	12,0	16,3
» 300°	»	. .	23,2	29,9
» 350°	»	. .	30,7	39,6
31
Ш горизонт XVI горизонт
Фракция 350—490°
выход на нефть, % .	27,1	26,2
вязкость при 100°, сст 2,3—7,2	2,5—8,2
плотность р^0 . . . , 0,830—0,869 0,833—0,867
температура застыва-
ния, град........... 23—50	20—51
содержание парафина,
%................... 32,4	24,3
тимпература плавления
парафина, град. ...	64	65
содержание серы, % 0,24—0,40	0,06—0,18
Примечание. Качество нефтей и характеристика
продуктов первичной перегонки принимаются:
для ромашкинской нефти — по отчету ВНИИНП № 688
и отчет БашНИИНП за 1962 г. по теме № 1;
для арланской нефти — по отчету БашНИИНП по теме
01—63 за 1963 г.;
для мангышлакской нефти — по журналу .Химия и тех-
нология топлив и масел* № 6 за 1963 г.
Приложение 3
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО КАЧЕСТВУ И ОБЪЕМАМ ПРОИЗВОДСТВА
ОСНОВНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА
ПЕРСПЕКТИВНЫХ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
ЗАВОДАХ
Автомобильные бензины
Показатели	Бензин А-88	Бензин А-96	Бензин А-106
Октановое число: по исследовательскому методу 		88	96	106
по моторному методу . .	80	90	—
Содержание: этиловой жидкости, мл/кг, не более 		0,5	1.0	1.0
серы, %, не более . . .	0,10	0,10	0,05
фактических	смол, .иг/100 мл, не более .	5	5	2
Сезонные сорта автомобильных бензинов
Показатели	Север- ная зона	Средняя зона		Южная зона
		зимний	летний	
Фракционный состав, град.: 10% выкипает при тем- пературе не выше . .	40	45	55	60
50% то же		90	95	100	по
90%	„			155	165	170	175
к.к. не выше		170	180	190	200
Давление насыщенных па- ров, мм pm. cm. не более 		800	600	500	400
не менее 		600	500	400	200
Прочие показатели должны соответство-
вать ГОСТ 2084—56.
Соотношение объемов производства
должно быть следующим, %:
А-88 . , .40
А-96 . . .40
А-106 . . .10
Керосин
Предусмотреть выработку гидроочищенно-
го реактивного топлива ТС-1Г по МРТУ 12Н
№ 36-63 со следующими основными показате-
лями:
Плотность Р4°, не менее.................0,775
Фракционный состав, град,
н. к., не выше........................ 150
98% выкипают при температуре, ие вы-
ше ....................................250
Температура кристаллизации, град., не выше —60
Термическая стабильность при 150° в тече-
ние 4 ч в мг/100 мл, не более...........	6
Общее содержание серы, %, не более . . 0,05
Предусмотреть возможность отбора топли-
ва ТС-1Г не менее 85% от потенциала, а так-
же возможность выработки топлива Т-2 по
ГОСТ 10227—62.
Дизельное топливо
Предусмотреть выработку следующих сор-
тов дизельного топлива:
Знмиее Летнее
Цетановое число, не менее . .	45	45
98% выкипает при температу-
ре, град., не выше........	340	360
, Общее содержание серы, %, не
более............................ 0,2	0,2
Температура застывания, град.,
не выше.....................—35	—10
Прочие показатели ..............По	ГОСТ 305—62
Предусмотреть выработку не менее 30% ди-
зельного топлива зимнего от суммарного
объема производства этих топлив и арктиче-
ского дизельного с содержанием серы не бо-
лее 0,2% и прочими показателями согласно
ГОСТ 305—62.
Соотношение объемов производства дизель-
ного топлива и автомобильных бензинов по-
рядка 1,8: 1,0.
Общий отбор суммы светлых при прямой
перегонке нефти должен составлять не менее
90% от потенциала.
Выход светлых в целом по заводу должен
составлять: при переработке сернистых неф-
тей не менее 60%; при переработке высоко-
сернистых — не менее 55%.
Газотурбинное топливо
Предусмотреть возможность выработки га-
зотурбинного топлива из дистиллятов коксо-
вания по ГОСТ 01433—63.
32
Кокс
Объем производ- Качество и чистота
ства
Сернистый и высокосернистый кокс, полу-
чаемый в процессе коксования, должен быть
использован в качестве топлива на ТЭЦ за-
вода.
бутиле- По балансу за-
ны вода
Котельное топливо
Качество товарного котельного топлива
должно отвечать показателям ГОСТ 10585—
63 марки 100 (высокосернистое).
Приложение 4
изобутан То же
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ОБЪЕМАМ ПРОИЗВОДСТВА И КАЧЕСТВУ
ОСНОВНЫХ ВИДОВ НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО
СЫРЬЯ НА ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ
	Объем производ- ства	Качество и чистота
Ароматиче- ские углево- дороды бензол	Максимум	По ВТУ на нефтя-
толуол	По балансу за-	ной бессернистый бензол По ВТУ для спе-
о-ксилол	вода при по- лучении сов- местно бензо- ла и толуола Максимум	циальных целей и производства бензола По ВТУ для полу-
м-ксилол	По балансу за-	чения фталевого ангидрида
п-ксилол	вода с воз- можностью изомеризации в п-ксилол Максимум	По ВТУ для полу-
этилбен-	То же	чения лавсана По ВТУ для полу-
зол		чения стирола
н-бутан » »
изобутан » »
н-бутан » »
Легкие угле- В объеме, обес-
водороды	печивающем
пиролиза1	(вместе с га-
зами нефтепе-
реработки)
производство
углеводоро-
дов Ci—С4 в
количестве
8—10% от
перерабатыва-
емой нефти
Сырье для Максимум
производ-
ства сажи
Элементар- По балансу за-
ная сера вода при глу-
боком обессе-
ривании газов
и светлых
продуктов
Жидкие па- Максимум
рафины
I вариант — бутан-
бутиленовая
фракция с содер-
жанием С5 не бо-
лее 1,5%, С3 не
более 1,5%;
II вариант —нор-
мальные бутиле-
ны с минималь-
ным (не более
0,1%) содержа-
нием изобутиле-
нов
97—98 % для изо-
бутилена;
98% для дивинила
По ВТУ, одобрен-
ным решением
НТС Госнефте-
химкомитета от
27 ноября 1963 г.
По ВТУ на нефтя-
ное сажевое
сырье
99,9% и по ВТУ
для производства
серной кислоты
По ВТУ для целей
окисления и для
микробиологиче-
ского синтеза
(содержание аро-
матики не более
0,5%, темпера-
тура плавления
не выше 30—32°)
1 Извлечение углеводородов Сх—С< должно быть не ме-
нее 85—95% от потенциального содержания их в газах.
Легкие угле-	Приложение 5
водороды
нефтепере-	ВТУ НА ЭТИЛЕН
работки1
метан По балансу за- 99,9% при произ-	(одобрены решением НТС Госхимнефтекомитета
вода	водстве метано-	от 27 января 1963 г.)
ла
этан	То	же	По ВТУ, одобрен-	Содержание основных компонентов и			примесей
этилен	»	»	ным решением				
пропилен	»	»	пленума НТС	С2Н4, %	объемн.; не	менее ....	99,9
пропан	»	»	Госхимнефтеко-		объемн.; не	более ....	100-10~4
			митета от 27 ян-	СН4 то	же ....		30-1 о-4
		t	варя 1963 г.	С8Нв	» ....			500-10~4
				с2н2*	» ....			10-10-4
3 Зак. 905
33
Бутадиен »	...................... 10-10 4
Н2	» ........................100-10-4
СО	» ........................ 5-10“4
СО2	» ......................... 10-10-4
О2	» .......................... 1-10~4
Суммарная сера** мг/нм3, не более .	0,10
В том числе H2S, мг/нм3, не более .	0,1
Н2О, мг/нм3, не более.................. 0,96
(точка росы
, не выше
-76°)
*	Для производства окиси этилена нормальные показа-
—4
тели 0,1-10	% объемы.
•	* Для производства окиси этилена суммарное количе-
ство серы 0,002 лг/мл8.
Приложение 6
ВТУ НА ПРОПИЛЕН
(одобрены решением НТС Госхимнефтекомнтета
27 января 1963 г.)
Содержание основных компонентов и примесей;
СзНв*, % объемн., не менее ....	99,9
С3Нв, % объемн., не более..........	0,1
С2Нв	то	же.................... 100-10-4
С2Н4	»	»	................ 50-Ю-4
Н2	»	»	................ 100-10~4
СО	»	»	................ 5-I0-4
СО2	»	»	................ 20-10-4
С2Н2	»	»	................ 10-10-4
СНзССН (метилацетилен), % объемн.,
не более............................. 10-10~4
СН2ССН2 (пропадиен) то же ....	10-10-4
Бутадиен	»	......... 10-10-4
О2	»	......... 1-10~4
Суммарная сера, мг/нм3, ие более . .	1
В том числе:
H2S, мг/нм3, не более................ 0,1
Н2О, % объемн., не более** .... 10,6-1СГ-4
* Для других областей применения, кроме производ-
ства полипропилена, СКЭПа, сополимерных пластических
масс и окиси пропилена, содержание основного вещества
может быть снижено до 99,5%, при сохранении прочих по-
казателей.
Точка росы ие выше минус 60°.
Приложение 7
ТРЕБОВАНИЯ К ИМПОРТНОМУ ЗАВОДУ*
Примерный перечень технологических установок
Ориентиро-
вочная
мощность
по сырью,
тыс. т/год
АВТ на арланской нефти (вакуумная
часть на 3000 тыс.	т/год)............ 6000,0
АВТ на ромашкинской нефти
топливная ............................. 3000,0
масляная ........................... 3000,0
Всего................ 12000,0
* Разработаны в 1963 г. в связи с намечавшимся
приобретением завода по импорту.
34
Ориентиро-
вочная
мощность
по сырью,
тыс. т/год
Коксование остатков ................... 2500,0
Каталитический крекинг ................ 2000,0
Гидрокрекинг .......................... 1100,0
Каталитический риформинг................2100,0
в том числе:
ароматизация ........................... 800,0
облагораживание бензина............ 1300,О’
Гидроочистка
дизельных топлив .................... 3800,0’
бензинов коксования............ 400,О’
сырья каталитического	крекинга	.	.	800,0
Всего гидроочистки ................... 5000,0
Производство нафталина............. 100,0
Производство сырья для сажи	(экстракт)	200,0
Деасфальтизация гудрона (сырья катали-
тического крекинга) .................... 1000,0
Деасфальтизация гудрона (двухступенча-
тая) ................................. 1000,0
Селективная очистка
дистиллятных масел................... 900,0
деасфальтизата...................... 400,0
Депарафинизация......................... 200,0
Совмещенное обезмасливание и депарафи-
низация ............................. 600,0
Гидроочистка масел .................... 500,0
Перколяционная доочистка	парафина . .	100,0
Газофракционирование .	.	. ......... 1800,0
Пиролиз мазута ....................... 1000,0
Алкилирование ......................... 200,0
Производство водорода	............... 40,0
Блок производства присадок
сульфонатных.......................... 25,0
алкилфеиольных....................... 25,0
В составе завода следует предусмотреть
производство серы, розлив жидких газов, эти-
лосмесительную станцию и производство ка-
тализаторов.
Технические требования к проектированию
завода и технологических установок
1.	Необходимо запроектировать и поставить
минимальное число технологических устано-
вок высокой производительности, соответству-
ющей наличию материальных потоков. Неже-
лательно дублирование одноименных техно-
логических установок. В каждом процессе
должно быть не более одной установки. До-
пускается применение одинарных установок
для переработки нескольких потоков сырья.
2.	Для всех технологических установок сле-
дует предусмотреть высокую степень автома-
тизации, что даст возможность: сократить
численность эксплуатационного персонала,
автоматически поддерживать оптимальный ре-
жим и корректировать его в ходе эксплуата-
ции, обеспечить продолжительный пробег
установки на потоке; автоматизировать учет-
ные операции по сырью, продуктам, расходу
пара, энергии, воды, материалов. Более под-
робно об этом изложено в специальном раз-
деле.
3.	Очистку продуктов на установках необхо-
димо осуществлять с использованием водоро-
да или регенерируемых реагентов без образо-
вания стоков, нуждающихся в специальном
обезвреживании. Нельзя допускать сброс в
атмосферу горючих и вредных газов с техноло-
гических установок. Система сброса должна
быть закрытой и не иметь факелов.
4.	Технологические установки должны быть
скомпонованы таким образом, чтобы обеспе-
чивалась пожарная безопасность и безопас-
ность обслуживающего персонала, а также
удовлетворялись санитарные требования. Ап-
паратура и оборудование, где это возможно
по условиям пуска и длительной надежной эк-
сплуатации в заданных климатических усло-
виях, должны располагаться на открытом
воздухе. В случае необходимости при доста-
точных обоснованиях допускаются отступле-
ния от действующих норм ПТУСП. Следует
предусмотреть применение и поставку необхо-
димых средств механизации, в том числе ста-
ционарных и самоходных передвижных уст-
ройств со специальными экстракторами для
вытаскивания трубчатых пучков, демонтажа и
установки аппаратов, компрессоров, насосов,
электродвигателей, арматуры, узлов трубопро-
водов и др.
Трубопроводы установок, как правило,
должны быть расположены над поверхностью
планировки на стойках и только в необходи-
мых случаях — в непроходных лотках или на
земле.
5.	Насосно-компрессорное оборудование
технологических установок должно иметь вы-
сокий ресурс непрерывной работы. Резервные
агрегаты должны быть предусмотрены для
машин средней и малой мощности, а также
для тех случаев, когда длительность их не-
прерывной работы не может гарантировать
запланированный рабочий пробег установки.
6.	Технологические установки должны обес-
печить переработку нефтей в заданных коли-
чествах и получение требуемой товарной про-
дукции. На отдельных технологических уста-
новках следует применять:
а)	электроотделители для разделения фаз,
обеспечивающие лучшее отделение и исполь-
зование реагента;
б)	на установке каталитического крекин-
га — утилизационный паровой котел, в кото-
ром осуществляется дожиг окиси углерода в
двуокись и используется физическое тепло га-
зов регенерации. Аналогично должны быть
предусмотрены котлы-утилизаторы на других
установках, где это экономично. Установка
каталитического крекинга должна включать
устройство и оборудование, позволяющие сни-
мать с циркулирующего катализатора отло-
жения тяжелых металлов.
7.	Поставляемое оборудование и аппарату-
ра должны соответствовать современным тре-
бованиями обеспечивать надежную эксплуата-
цию технологических установок при макси-
мальной длительности рабочих пробегов.
Материальное оформление оборудования
должно обеспечивать эффективную защиту от
коррозии и эрозии, связанных с переработкой
сернистых и высокосернистых нефтей.
Оборудование общего назначения необхо-
димо унифицировать с целью максимального
сокращения номенклатуры запасных частей.
К нему должны быть поставлены запасные
части в объеме, обеспечивающем трехгодич-
ную работу. Перечень запасных деталей, обо-
рудования и материалов должен быть уточ-
нен.
Должна быть предусмотрена механизация
ревизий и ремонта оборудования. Стационар-
ные и передвижные средства механизации не-
обходимо поставлять вместе с оборудованием.
По отдельным видам оборудования необходи-
мо предусмотреть следующее:
а)	трубчатые нагреватели для работы на
двух видах топлива: жидком остаточном
(остаточном мазуте марки 100) и газообраз-
ном; соответственно автоматическое регулиро-
вание должно быть предусмотрено для рабо-
ты на каждом из этих видов топлива раз-
дельно.
Следует предусмотреть также сжигание по-
рошкообразного кокса, где это окажется воз-
можным и целесообразным.
Температура отходящих дымовых газов не
должна превышать 250°. При необходимости
в комплект нагревателя нужно включать обо-
рудование для подогрева воздуха, поступаю-
щего на сжигание.
Тепловая мощность каждого нагревателя
должна соответствовать потребности тепла
данного потока (без дробления потока на не-
сколько нагревателей, работающих парал-
лельно) ;
б)	ректификационные колонны необходимо
укомплектовать наиболее эффективными ти-
пами тарелок, допускающими работу с высо-
ким к. п. д. при значительных колебаниях на-
грузок. Тарелки должны быть простыми и
удобными при ремонте.
Ректификационные устройства на АВТ для
производства масел должны обеспечить полу-
чение масляных фракций с пределами кипе-
ния 50°;
в)	в предложениях на поставку должно
3*
35
быть разработано два варианта конденсаци-
онно-холодильного оборудования: с примене-
нием водяного и воздушного или смешанного
воздушного и водяного охлаждения. Должен
быть рекомендован наиболее экономичный ва-
риант.
Все оборудование должно обеспечивать эф-
фективный теплообмен в течение всего меж-
ремонтного пробега установок.
Необходимо предусмотреть средства и уст-
ройства (стационарные и передвижные) для
быстрой и нетрудоемкой очистки трубок теп-
лообменников (химические и др.).
Использование тепла парофазных и жид-
ких нефтепродуктов должно предусматри-
ваться как для подогрева сырья, так и для
генерации водяного пара в случае избытка
тепла.
Кожухотрубчатые теплообменные аппара-
ты должны быть по возможности унифициро-
ваны по диаметрам корпуса и размерам теп-
лообменных трубок (длина и диаметр);
г)	насосы должны быть с электрическим
приводом, как правило, центробежные, при-
способленные для работы на открытом возду-
хе в условиях низких температур (до ми-
нус 40°).
Следует предусмотреть дистанционный
контроль за работой насосов (температура
подшипников, появление течи в уплотнениях
и пр.).
Уплотнения (торцовые и др.) должны мак-
симально гарантировать от утечки перекачи-
ваемого продукта;
д)	оборудование для производства масел
должно включать:
вакуум-фильтры для депарафинизации с
фильтрующей поверхностью не менее 75 .м2
каждый;
кристаллизаторы поверхностью не менее
100 л«2 каждый;
холодильную станцию установки депарафи-
низации на базе пропановых компрессоров
мощностью не менее 1,5 млн. ккал1ч каждый
при температуре испарения минус 40°. Для
установок, выпускающих низкотемператур-
ные масла, на которых хладагент может иметь
температуру ниже минус 40°, должны быть
предусмотрены холодильные станции, обеспе-
чивающие необходимый потенциал холода;
экстракционные аппараты для процессов
деасфальтизации и селективной очистки, обес-
печивающие наиболее полное извлечение про-
дукции и хорошее разделение фаз (ротацион-
ного типа и др.);
автоматическое включение вакуум-фильтра
на промывку нагретым растворителем и по-
36
следующее автоматическое его включение на
нормальную работу;
для защиты атмосферы должны быть пре-
дусмотрены устройства, предохраняющие воз-
дух от загрязнения сернистым ангидридом при
сжигании сернистого топлива на установках.
Концентрация сернистого ангидрида в возду-
хе не должна превышать 0,15 мг/м3.
Технические требования к общезаводскому
хозяйству завода
Нефтеперерабатывающий завод должен
быть оснащен всем необходимым общезавод-
ским хозяйством, обеспечивающим нормаль-
ную работу завода, для хранения бензинов и
нефти необходимы резервуары с максималь-
ной герметизацией. Все резервуары снабжа-
ются дистанционным управлением и автома-
тизированным отбором проб; емкость исполь-
зуемых резервуаров должна быть максималь-
ной.
Число резервуаров необходимо определять,
исходя из следующих сроков хранения:
Сырье............. 6 суток
Промежуточные продук-
ты ................Не более 2 суток
для жидких про-
дуктов И 16 ч для
сжиженных газов
Товарные продукты . .	15 суток
Товарные жидкие газы .	1 сутки
Насосные перекачивающие станции жела-
тельно иметь с электроприводом и автомати-
ческим управлением.
Необходима смесительная станция бензи-
нов и дизельных топлив со смешением компо-
нентов в трубопроводе и их автоматическим
дозированием. Следует предусмотреть смеси-
тельную станцию масел со смешением в тру-
бопроводе и автоматическим дозированием
компонентов. На этой станции предусматри-
вается добавка присадок.
Предусматривается механизированный роз-
лив и упаковка парафина.
Предусматривается производство тары (1;
2; 3; 5л) из пластических масс для масел и
механический розлив автомобильных масел в
эту тару.
Должны быть запроектированы автомати-
зированная эстакада для налива бензина в
автоцистерны и автоматизированные эстака-
ды для налива светлых продуктов, масел и
темных продуктов в железнодорожные ци-
стерны.
Необходимо поставлять лабораторное обо-
рудование, пилотные установки, моторно-ис-
питательную станцию для определения окта-
новых чисел бензинов различными методами
и цетановых чисел дизельных топлив, обору-
дование для определения склонности бензи-
нов к калильному воспламенению и для ис-
пытания масел с присадками.
Должна быть предусмотрена поставка обо-
рудования для ремонтных мастерских и подъ-
емно-транспортного оборудования в объеме,
обеспечивающем проведение всех видов ре-
монта оборудования, включенного в состав
нефтеперерабатывающего завода.
Предусмотреть воздушную компрессорную
для удовлетворения нужд завода в сжатом
воздухе.
Все объекты завода должны быть обеспече-
ны необходимыми видами связи и сигнали-
зации.
Автоматизация и централизация управления
Ниже приводятся основные технические
требования на системы автоматизации и цент-
рализации управления как по отдельным объ-
ектам, так и по заводу в целом.
Более детальные технические условия долж-
ны быть на этой основе разработаны фир-
мой — поставщиком.
Технологические установки. Технологиче-
ские установки завода должны иметь высо-
кий уровень автоматизации и соответствую-
щий этому уровню малый штат обслуживаю-
щего персонала.
В частности, по технологическим установ-
кам, по которым имеется практический опыт
автоматической оптимизации технологических
процессов, должна быть предусмотрена авто-
матическая оптимизация технологических про-
цессов с использованием специальной управ-
ляющей информационно-вычислительной ма-
шины-оптимизатора, автоматически рассчиты-
вающей оптимальный режим и воздействую-
щей на задания главных автоматических ре-
гуляторов установки. По остальным техноло-
гическим установкам, где не может быть при-
менена управляющая информационно-вычис-
лительная машина, система автоматизации
должна быть таковой, чтобы после вывода
установки на режим оператор выполнял лишь
функции наблюдения за работой оборудова-
ния и при необходимости изменял вручную
задания автоматических регуляторов. Управ-
ление должно быть централизовано в опера-
торной установки.
Возможно управление несколькими техно-
логическими установками из единой оператор-
ной, где это окажется экономически целесооб-
разным.
Автоматизация технологических установок
должна базироваться на единой для всех
установок завода системе автоматизации, га-
рантирующей полную пожаро- и взрывобезо-
пасность.
На каждой технологической установке дол-
жен быть обеспечен автоматический учет всех
материальных и энергетических ресурсов и
возможность направления данных учета на
вычислительную машину (местную или цент-
ральную).
При этом имеется в виду, что специальные
управляющие информационно-вычислитель-
ные машины, которые будут предусмотрены
на некоторых технологических установках,
кроме управления установкой, должны будут
выполнять также функции автоматического
эпизодического подсчета материального ба-
ланса установки и выдачи основных технико-
экономических показателей работы установ-
ки за смену или за целые сутки.
Необходимо применять схемы автоматиче-
ского регулирования по качественным (т. е.
прямым, а не косвенным) параметрам во всех
случаях, где это экономически целесообразно
и подтверждено практическим опытом.
Общезаводское хозяйство. По всем объек-
там общезаводского хозяйства, где это воз-
можно и целесообразно, должен быть преду-
смотрен высокий уровень автоматизации,
включая полную автоматизацию управления
( т. е. работу объекта без постоянно находя-
щегося обслуживающего персонала).
Необходима автоматизация или полуавто-
матизация системы налива готовых нефтепро-
дуктов в автоцистерны и железнодорожные
цистерны с герметизацией налива легких (ис-
паряющихся) нефтепродуктов.
На полностью автоматизированных объек-
тах должны быть предусмотрены насосы,
компрессоры и другие машины, снабженные
средствами контроля за параметрами их со-
стояния.
По всем объектам общезаводского хозяй-
ства следует обеспечить автоматический учет
всех материальных ценностей и энергетиче-
ских ресурсов и возможность направления
данных учета на центральную информацион-
но-вычислительную машину завода.
Система управления заводом. Для наиболее
ритмичной и экономически целесообразной
работы завода и всех его частей должна
быть предусмотрена наиболее надежная и
оправдавшая себя на практике система уп-
равления. Этой системой должен предусмат-
37
риваться контроль за безаварийной работой
полностью автоматизированных объектов.
Необходимо обеспечить ежесуточный под-
счет материального баланса завода в целом и
вычисление основных технико-экономических
показателей его работы.
Имеется в виду применение для этих целей
центральной информационно-вычислитель-
ной машины, которая бы эпизодически прини-
мала от объектов всю необходимую информа-
цию и проводила все бухгалтерские и плано-
вые расчеты.
СПИСОК
участников совещания в Госнефтехимкомитете
6 апреля 1964 г. по вопросу проектирования перепек
тивных НПЗ
Фамилия, и. о.	Организация
Федоров В. С.	Госнефтехимкомитет
Поляков И. С.	ВСНХ Совета Министров СССР
Кабанов А. Ф.	Госнефтехимкомитет
Сорокин Н. И.	>
Злотин Л. И.	»
Дымент О. Н.	>
Анастасьин В. Ф.	>
Пажитнов В. Н.	>
Местер А. Д.	>
Никифорова М. Д.	>
Соловьев А. И.	»
Крылов К. В.	»
Лалабеков С. К.	
Казьмин Г. И.	»
Макарова Е. М.	>
Баскаков А. А.	
Ятрова В. Н.	Г оснефтехимкомитет
Рябых П. М.	Гипронефтезаводы
Драшковский К. М.	>
Штейнгольц И. И.	»
Лопатухин Б. Э.	>
Слепуха Т. Ф.
Арефьев А. П.
Ребельский Б. В.
Берман А. И.
Ларионов Л. И.
Вытнов В. А.
Днепровский Г. И.
Туманов П. Б.
Карпов Б. Н.
Данилов В. Д.
Черный И. Р.
Маркарян Г. Г.
Дронин А. П.
Макарьев С. В.
Феофилов Е. Е.
Средин В. В.
Вилков Г. И.
Зиновьев А. Ф.
Захарочкин Л. Д.
Дьяков В. Г.
Бахшиян Ц. А.
Гольдштейн Р. Б.
Белозерский С. С.
Гун Р. Б.
Благовидов И. Ф.
Сулимов А. Д.
Ботников Я. А.
Орочко Д. И.
Румянцева Т. И.
Липкинд Б. А.
Соловьев А. И.
Эйгенсон А. С.
Неяглов А. В.
Молочников И. М.
Дорогочинский А. 3.
Америк Б. К.
Клименко В. Л.
Аэров М. Э.
Ивановский Г. Ф.
Иванюков Д. В,
Шурыгин В. Н.
Гипронефтезаводы
»
»
»
Гипронефтезаводы, Горьков-
ский филиал
То же
Гипронефтезаводы, Ростов-
ский филиал
Гипронефтезаводы, Куйбышев-
ский филиал
Гипрогазтоппром
»
Гипроазнефть
Гипрогрознефть
Гипрогрознефть
Ленгипрогаз
»
УкрНИИгипронефть
Гипрокаучук
Гипронефтемаш
»
СКВ АНН
»
ВНИИНП
»
»
»
ВНИИНП, ГОБ
»
БашНИИНП
»
»
ГрозНИИ
»
ВНИИнефтехим
НИИСС
Ново-Уфимский НПЗ
Московский НПЗ
Главкомплектооборудование
при СНХ РСФСР
Совещание 7—9 июля 1964 г,
Председательствует министр В. С. Федоров
Вступительное слово В. С. ФЕДОРОВА
На совещании в Госнефтехимкомитете
6 апреля 1964 г. был рассмотрен вопрос об
основных направлениях проектирования
мощных перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов с таким расчетом, чтобы в бли-
жайшие годы не только догнать, но и пре-
взойти лучшие образцы зарубежной техни-
ки нефтепереработки при меньших удельных
капиталовложениях, высокой производитель-
ности труда и низкой себестоимости продук-
ции.
Эту задачу мы наметили решать на осно-
ве широкого применения на нефтеперераба-
тывающих заводах вторичных процессов,
значительного укрупнения технологических
установок, рационального решения генераль-
ных планов заводов, автоматизации управле-
ния процессами производства, а также на
основе комплексного развития процессов неф-
тепереработки и нефтехимии.
Приняв основные исходные данные и по-
ложения для проектирования новых заво-
дов, которые были разосланы Комитетом
всем проектным и научно-исследовательским
организациям, на втором нашем совещании
мы условились рассмотреть конкретные
предложения и предпроектные соображения
коллективов проектных и научно-исследова-
тельских институтов по перспективным неф-
теперерабатывающим заводам в комплексе
с нефтехимическими производствами.
Учитывая, что на сегодняшнем совеща-
нии собралось значительно большее число
участников, чем на совещании 6 апреля
1964 г., следует кратко напомнить об основ-
ных исходных данных и положениях, кото-
рые были разработаны и приняты для про-
ектирования перспективных заводов.
Мощность заводов—12 млн. т/год с воз-
можностью дальнейшего увеличения до
18 млн. т и более. Проектирование-заводов ве-
сти применительно к переработке трех типов
нефтей: высокосернистой типа арланской,
сернистой типа ромашкинской и высокопа-
рафинистой типа мангышлакской.
Схемы и набор технологических процес-
сов на заводах должны обеспечить:
а)	производство автомобильных бензинов
с октановым числом до 95—100 и более по
исследовательскому методу, дизельных топ-
лив с содержанием серы не более 0,2%,
бессернистого топлива для реактивных дви-
гателей, а также других нефтепродуктов,
удовлетворяющих современным и перспек-
тивным требованиям потребителей; по ос-
новным показателям качества нефтепродук-
ты должны соответствовать лучшим миро-
вым стандартам;
б)	возможность переработки сернистой и
высокосернистой нефти, оперативного изме-
нения отбора светлых нефтепродуктов из
этих нефтей в пределах от 55 до 60%' при
сохранении заданного качества вырабатыва-
емых нефтепродуктов и возможность изме-
нения в значительных пределах соотношения
объемов производства бензинов, керосинов,,
дизельных топлив и мазутов для удовлетво-
рения сезонных и других изменений спроса;
в)	возможность производства значитель-
ного объема сырья для нефтехимии; в част-
ности, производство углеводородов С]—С4
за счет развития вторичных процессов неф-
тепереработки и пиролиза должно состав-
лять 8—10%' от объема переработки нефти;
завод должен быть единым комплексным
нефтехимическим предприятием, включаю-
щим единую систему разделения легких уг-
леводородов до такой чистоты, которая обес-
печивает непосредственное использование их
в качестве сырья при переработке в химиче-
ские продукты;
г)	применение мощных технологических
39
установок первичной перегонки нефти и вто-
ричных процессов с таким расчетом, чтобы
на заводе мощностью 12 млн. т/год одно-
именные вторичные процессы не повторя-
лись.
Завод должен занимать минимально воз-
можную площадь за счет применения мощ-
ных технологических установок, рациональ-
ного размещения технологических установок
и объединения управления ими из одной
операторной, компактного размещения обо-
рудования внутри установок и на заводе в
целом; за счет сокращения числа строений
на заводе и размещения части оборудования
на открытых площадках, а также за счет ра-
ционального отступления от принятых норм,
строительных и противопожарных разрывов.
При этом генеральный план завода дол-
жен быть решен так, чтобы имелась воз-
можность дальнейшего расширения как за-
вода в целом, так и отдельных блоков и сек-,
ций при минимальном строительстве комму-
никаций и объектов общезаводского хозяй-
ства.
В основу предлагаемых проектных реше-
ний проектные организации должны были
положить высокую степень автоматизации и
механизации при минимальном применении
ручного труда персонала на регулирование
параметров режимов технологических уста-
новок и операций общезаводского характе-
ра.
Должно быть предусмотрено целесообраз-
ное объединение операторных и щитовых
контроля и автоматизации для блока из не-
скольких установок, применение анализато-
ров качества на потоке, оперативная расчет-
ная обработка основных технико-экономиче-
ских показателей работы установок и заво-
да в целом.
Необходимо было ориентироваться на при-
менении высокопроизводительного оборудо-
вания и аппаратуры, обеспечивающих дли-
тельную безостановочную работу основных
технологических установок завода в течение
1, 1,5 и 2 лет.
Должны быть обеспечены минимальные
потери нефтепродуктов, реагентов, тепла,
катализаторов и т. п. и минимальное загряз-
нение почвы, водоемов и атмосферного воз-
духа.
В результате этого нефтеперерабатываю-
щие заводы должны обеспечить высокие тех-
нико-экономические показатели, превышаю-
щие показатели лучших зарубежных заводов
по удельным капитальным вложениям, себе-
стоимости продукции, расходным показате-
лям, производительности труда и числу рабо-
тающих.
Вместе с этим проектные и научно-иссле-
довательские организации к сегодняшнему
совещанию должны были подготовить зада-
ния машиностроительным, конструкторским,
научно-исследовательским и смежным про-
ектным организациям на разработку новых
высокопроизводительных технологических
установок, машин, аппаратов, приборов и
систем контроля и автоматизации, необходи-
мых для перспективных нефтеперерабатыва-
ющих заводов.
Наряду с рассмотрением докладов проект-
ных и научно-исследовательских институтов
по проектам перспективных НПЗ, мы усло-
вились заслушать доклад директора завода
Г. Ф. Ивановского «Реконструкция Ново-
Уфимского НПЗ для переработки высоко-
сернистых нефтей, коренного улучшения ка-
чества нефтепродуктов и технико-экономиче-
ских показателей завода».,
Представляется целесообразным рассмот-’
реть в ближайшее время в Госнефтехимко-
митете совместные предложения заводов,
проектных и научно-исследовательских ин-
ститутов о путях модернизации и других
нефтеперерабатывающих заводов.
Программа второго совещания очень
большая. Нам предстоит заслушать 17 до-
кладов, обсудить их и принять по ним реше-
ния с тем, чтобы определить конкретный
план нашей дальнейшей работы в направле-
нии разработки проектов для перспективных
и реконструкции действующих НПЗ.
Разрешите пожелать участникам совеща-
ния успеха в работе и выразить надежду,
что оно пройдет на высоком уровне и решит
поставленные перед ним задачи.
Раздел I
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ
ЗАВОДЫ ТОПЛИВНО-ХИМИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ
МОЩНОСТЬЮ 12 млн. т/год ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ
РОМАШКИНСКОЙ И АРЛАНСКОЙ НЕФТЕЙ
(Гипронефтезаводы, ВНИИНП, Гипрогазтоппром и СКБ АНН)
ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ
ОБОСНОВАНИЯ К ПРОЦЕССАМ, ПРЕДУСМОТРЕННЫМ СХЕМОЙ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ
И. Ф. БЛАГОВИДОВ
ВНИИНП
Рассматриваемый вопрос является весьма
важным для развития отечественной .нефте-
перерабатывающей промышленности. Ранее
предполагали приобрести по импорту совре-
менный нефтеперерабатывающий завод в
составе всех требуемых технологических
процессов. Но это не осуществили, так как
ни одна фирма европейских стран не могла
представить необходимых предложений по
такому заводу в полном его объеме.
При разработке схемы перспективного
НПЗ были приняты следующие основные по-
ложения.
Отбор светлых продуктов предусматрива-
ется с учетом максимально возможного по-
лучения сырья для нефтехимических произ-
водств. Качество получаемых моторных топ-
лив соответствует рекомендациям Комитета,
исходящим из необходимости увеличения в
2—2,5 раза моторесурса двигателей. Наме-
чено получение трех сортов автомобильного
бензина с октановым числом 88, 96 и 104 по
исследовательскому методу. Выработка не-
большого количества бензина с октановым
числом 104 предполагается для экспорта и
диктуется перспективами дальнейшего со-
вершенствования автомобильных карбю-
раторных двигателей с повышением степени
сжатия до 11—12. Такой бензин имеет не-
сколько повышенное содержание тетраэтил-
свинца— до 0,82 г/кг. Намечается производ-
ство малосернистого дизельного топлива и
возможность получения зимних сортов это-
го топлива в количестве около 40% от об-
щей его выработки. Поставленные Комите-
том задачи по получению других нефтепро-
дуктов высокого качества также полностью
учтены при разработке данной технологиче-
ской схемы.
ВНИИНП и Гипронефтезаводы исходили
из необходимости применения наиболее раз-
работанных технологических процессов без
радикального изменения общепринятой тех-
нологической схемы переработки нефти, так
как такие заводы. должны строиться в бли-
жайшие годы, а не в далеком будущем. По-
этому в технологической схеме рекомендуе-
мого завода представлены уже разработан-
ные в Советском Союзе процессы или про-
цессы, исследования и проектная проработ-
ка которых находятся в завершающей ста-*
дии. Однако следует отметить, что для соз-
дания крупных технологических установок
по ряду процессов требуется выполнить зна-
чительный дополнительный объем полупро-
мышленного экспериментирования, проект-
ных и конструкторских работ.
Из новых процессов в схему завода вклю-
41
чены: гидрокрекинг (вакуумного газойля, тер-
моконтактный крекинг гудрона с частичным
обессериванием получаемого кокса, изоме-,
ризация пентановых и других легкокипящих
бензиновых фракций и каталитический ри-
форминг с ужесточенным режимом, позволя-
ющим получать высокооктановые бензины.
Термоконтактный крекинг. Отработка про-
цесса термоконтактного крекинга (ТКК)
производится на опытно-промышленной
установке Куйбышевского нефтеперерабаты-
вающего завода. Процесс в основном отра-
ботан, проведено около 15 длительных про-
бегов с максимальной продолжительностью
пробега до 40 суток, определены основные
параметры процесса. В настоящее время до-
рабатывается узел выхода паров из реакто-
ра в парциальный конденсатор. Предпо-
лагается, что в текущем году эксперимен-
тальные работы на установке будут законче-
ны. На указанной установке вырабатывается
также порошкообразный кокс для первона-
чальной загрузки системы будущей промыш-
ленной установки. •
По данным ВНИИНП Ленгипрогаз разра-
ботал проект установки термоконтактного
крекинга производительностью 900 тыс. т!год
по исходному сырью (гудрону) с рециркуля-
цией фракций, выкипающих выше 500°. При
одноходовом процессе эта установка имеет
мощность 1,4 млн. т/год. Необходимо запро-
ектировать новую установку ТКК мощ-
ностью 2,5 млн. т/год, учитывая, что при пе-
реработке арланской нефти на заводе мощ-
ностью 12 млн. т/год общая мощность уста-
новки термоконтактного крекинга гудрона
(остаток выше 450°) составит 4,6 млн. т/год.
Создание такой установки потребует прове-
дения дополнительных исследовательских и
опытно-промышленных работ на установке
ТКК Куйбышевского нефтеперерабатывающе-
го завода и, возможно, внесения некоторых из-
менений и дополнений к проектным решени-
ям, принятым применительно к установке ТКК
значительно меньшей производительности.
Вопрос обессеривания порошкообразного
кокса, получаемого при термоконтактном
крекинге, до сих пор в промышленном мас-
штабе в мировой практике не решен. Наши
научно-исследовательские работы в этой об-
ласти находятся на уровне исследований,
проводимых в странах Западной Европы.
Техническими решениями вопроса обессери-
вания порошкообразного кокса могут быть
гидрирование при низком давлении и темпе-
ратуре 740—760° или высокотемпературная
прокалка в кипящем слое. Наши работы и
технико-экономические соображения под-
42
сказывают экономическую целесообразность
решения этого вопроса методом высокотем-
пературной прокалки кокса в кипящем слое
при температуре 1500°. В этом случае полу-
чаемый кокс содержит до !%i серы и по со-
держанию летучих пригоден для электрод-
ной промышленности. Однако такой кокс
для этой промышленности еще не испыты-
вался, в связи с чем требуется продолжение
научно-исследовательских работ в этом на-
правлении, в том числе и работ по испыта-
нию кокса в полузаводском масштабе.
Во ВНИИНП разработано проектное за-
дание опытной установки по прокалке по-
рошкообразного кокса производительностью
8 т/сутки с одновременным его обессеривани-
ем применительно к установке ТКК Куйбы-
шевского нефтеперерабатывающего завода;
Ленгипрогаз выполняет рабочие чертежи
этой установки. Приблизительная стоимость
работ, включая стоимость реконструкции са-
мой установки ТКК и сооружения специали-
зированной печи для сжигания порошкооб-
разного кокса, составляет 400 тыс. руб. Все
работы намечено закончить в 1965—1966 гг.
Технологической схемой перспективных за-
водов предусматривается сжигание основной
массы порошкообразного кокса от процесса
ТКК на теплоэлектроцентрали.
Каталитический крекинг. Исследователь-
ские и опытные работы по разработке круп-
ной промышленной установки каталитиче-
ского крекинга с равновысотным расположе-
нием реактора и регенератора институтами
ВНИИНП и Гипронефтезаводы в основном
закончены. Утвержден технический проект
установки 43-103 мощностью 1,2 млн. т/год
сырья, которую намечено построить на Ом-
ском нефтеперерабатывающем заводе. Кроме
этой установки, Гипроазнефть заканчивает
разработку рабочих чертежей установки ка-
талитического крекинга мощностью 750 тыс.
т/год аналогичной модели.
Объем каталитического крекирования на
рекомендуемом перспективном заводе наме-
чен в двух вариантах — 0,9 и 2,2 млн. т/год
сырья.
Важным для обеспечения нормальной ра-
боты установок каталитического крекинга
указанных выше моделей является своевре-
менное окончание строительства катализа-
торной фабрики по выработке микросфери-
ческого катализатора на Омском заводе,
пуск которой намечен в текущем году.
Для получения высококачественного саже-
вого сырья на рекомендуемом перспектив-
ном заводе предусматривается работа уста-
новок каталитического крекинга на обычном
и жестком режимах и специальная установка
по экстракции ароматизованных концентра-
тов из газойля каталитического крекинга.
Ввиду небольшой разницы между темпера-
турами кипения применяемых в обычной
практике селективных растворителей (фено-
ла и фурфурола) и фракций сажевого
сырья, представляется целесообразным со-
оружение экстракционной установки с при-
менением жидкого сернистого ангидрида.
Целесообразно использовать опыт Румын-
ской Народной Республики, поставившей в
Индию установки такого типа, а не прово-
дить специальных исследований в этой об-
ласти.
Гидрокрекинг вакуумного газойля. В на-
стоящее время в мировой практике усиленно
проводятся исследовательские работы в об-
ласти гидрокрекинга. В США работают про-
мышленные установки гидрокрекинга раз-
личных модификаций, получивших фирмен-
ные названия «изомакс», «изокрекинг» и др.;
во Франции также намечается создание па-
тентоспособной системы гидрокрекинга. Во
ВНИИНП исследования в этой области
проводятся в масштабе пилотных установок.
Вариант одноходового гидрокрекинга без
рисайкла с получением дизельного топлива,
и обессеренного сырья для каталитического
крекинга, предусмотренный технологической
схемой перспективного завода, позволяет ус-
пешно применять алюмокобальтмолибдено-
вый катализатор. Проведенный во ВНИИНП
эксперимент на пилотной установке пока-
зывает, что в течение 2 тыс. ч степень кон-
версии сырья не меняется, а катализатор мо-
жет подвергаться многократной регенера-
ции. Рекомендуемое давление для этого про-
цесса—100 ат. К проектным 'работам по
процессу гидрокрекинга под таким давлени-
ем пока не приступали. По-видимому, целе-
сообразно поручить институту Ленгипрогаз
запроектировать такую установку гидрокре-
кинга с определением ее оптимальной мощ-
ности и технико-экономических показателей.
Для уточнения исходных данных, необхо-
димых для проектирования мощной установ-
ки гидрокрекинга, кроме лабораторных ра-
бот выполняемых ВНИИНП, необходимо
предусмотреть проведение опытно-промыш-
ленных пробегов на установке 24-1 Новокуй-
бышевского нефтеперерабатывающего заво-
да при пониженном давлении (до 50 ат) и
последующее дооборудование этой установ-
ки блоком для давления 100—150 ат.
Гидроочистка. Технологической схемой за-
вода предусматривается гидроочистка бен-
зина каталитического крекинга, а также ре-
активного и дизельного топлив, получае-
мых из продуктов первичной перегонки неф-
ти и термоконтактного крекинга. В процес-
се проектирования завода будет уточнена
необходимость переделки существующих
проектов установок гидроочистки. Институ-
том ВНИИНП уже выданы все необходимые
исходные данные по гидроочистке легких
нефтепродуктов — бензинов и керосинов.
Карбамидная депарафинизация. Ввод в
эксплуатацию установки карбамидной депа-
рафинизации, запроектированной институтом
Гипронефтезаводы по данным б. АзНИИНП
и Московского нефтеперерабатывающего за-
вода, намечен в текущем году на Уфимском
НПЗ им. XXII съезда КПСС. Серьезными
недостатками этой установки являются: гро-
моздкость, большая металлоемкость и вы-
сокий расход электроэнергии. Кроме того,
для получения жидкого парафина с содержа-
нием ароматических углеводородов не бо-
лее 0,5%, что необходимо для синтеза мою-
щих средств и белково-витаминных концен-
тратов, требуется дополнительная адсорбци-
онная очистка парафина, а это приведет к
значительному его удорожанию. Разрабаты-
ваемая в ГрозНИИ и Гипрогрознефти дру-
гая технологическая схема карбамидной де-
парафинизации, предусматривающая исполь-
зование кристаллического карбамида ' и
трехступенчатого центрифугирования, нахо-
дится пока в стадии проверки. Следует отме-
тить, что для получения жидкого парафина
требуемого качества по этой схеме также на-
мечается дополнительная очистка его серной
кислотой.
Сравнивая разрабатываемый в Советском.
Союзе процесс карбамидной депарафиниза-
ции с процессом, разработанным фирмой
«Эделеану», следует сказать, что последний
отличается большой простотой и обеспечива-
ет получение качественного жидкого парафи-
на без дополнительной очистки. С нашей точ-
ки зрения целесообразна покупка такой уста-
новки карбамидной депарафинизации или ли-
цензии по этому процессу.
Другие процессы. Технологической схемой
завода предусмотрено разделение ксилолов с
максимальным получением параксилола за
счет изомеризации фракции метаксилола.
Работы по изомеризации этой фракции про-
водятся во ВНИИНП и должны быть закон-
чены в текущем году. Процесс протекает при
атмосферном давлении и температуре 400—
440° с длительностью рабочего цикла 100 ч;
при этом используется алюмосиликатный ка-
тализатор. Выход параксилола составляет
75% от метаксилольной фракции. Исходные
43
данные для выполнения проектного задания
по этому процессу будут выданы институтом
к 1 августа текущего года.
Процесс получения серы и серной кислоты в
промышленном масштабе освоен и, по всей
вероятности, не требует дополнительных ис-
следований.
Что касается алкилирования бутан-бутиле-
новой фракции, то, ввиду относительно не-
больших мощностей алкилирования, преду-
сматриваемого на перспективных заводах,
следует применять проверенный в промыцр
ленном масштабе метод сернокислотного ал-
килирования.
Производство битума должно быть выпол-
нено в непрерывном варианте с использовани-
ем опыта Краснодарского и других нефтепе-
рерабатывающих заводов.
Необходимо ускорить работы, проводимые
ВНИИнефтехимом по каталитическому ри-
формингу на так называемом «жестком» ре-
жиме, а также ускорить проведение промыш-
ленной проверки этого режима на Москов-
ском нефтеперерабатывающем заводе.
Технологической схемой завода предусмот-
рен каталитический риформинг на аромати-
зацию широкой фракции, выкипающей в
пределах 62—140°, с одновременным получе-
нием бензола, толуола и ксилолов. Такое ши-
рокое по фракционному составу сырье с успе-
хом применяется на ряде нефтеперерабатыва-
ющих заводов Западной Европы и США, так
как позволяет применять более мощные ус-
тановки каталитического риформинга, хотя и
приводит к некоторому уменьшению выхода
бензола. Необходимо, чтобы ВНИИнефтехим
выполнил дополнительные исследования по
ароматизации широких бензиновых фракций
и, что самое главное, отработать технологиче-
ский процесс экстракции с максимально воз-
можным извлечением ароматических углево-
дородов. Может быть, следовало бы купить
по импорту процесс «юдекс», разработанный в
США или процесс «аросальван», разработан-
ный западногерманской фирмой «Лурги».
Поскольку имеет место довольно значи-
тельный выход толуола, который не является
перспективным продуктом, схемой завода пре-
дусматривается деалкилирование толуола в
бензол. Намечается также и получение наф-
талина из газойля каталитического крекинга.
Располагая большим объемом научно-ис-
следовательских разработок, проектных ма-
териалов и огромным производственным опы-
том, мы не сомневаемся, что сплоченная и
целенаправленная работа наших коллекти-
вов позволит создать лучшие в мире нефте-
перерабатывающие заводы.
СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТОПЛИВНОЙ ЧАСТИ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ НП31
Разрабатываются два типа шерспективных
заводов топливно-химического профиля при-
менительно к переработке сернистой и высоко-
сернистой нефтей. В качестве сернистой при-
нята ромашкинская (плотность 0,867, содер- 1
жание серы 1,62%), а в качестве высокосер-
нистой—арланская (плотность 0,892, содер-
жание серы 3,04%) нефти. По каждому типу
нефти прорабатывается два варианта схем —
вариант 1 и вариант II — различающиеся со-
отношением объемов производства дизельных
топлив и автомобильных бензинов и связан-
ным с этим некоторым различием материаль-
ных балансов. Целесообразность проработки
1 В основу доклада была положена записка Гипро-
нефтезаводов — ВНИИНП «Соображения по проектиро-
ванию типовых перспективных технологических схем
нефтезаводов», № IX—8081/ПЗ, т. <1, Технологическая
часть, август, 1964 г.
А. П. АРЕФЬЕВ
'	Гипронефтезаводы
второго варианта схем обусловлена стремле-
нием увеличить объем производства бутан-
бутиленовой фракции для промышленности
синтетического каучука.
Для обоих вариантов схем были приняты
следующие технологические решения:
каталитическому риформингу на аромати-*
зацию подвергаются не узкие фракции, как
это рекомендует ВНИИнефтехим, а широкая
фракция, выкипающая в пределах 62—140°,
что имеет существенные преимущества;
применение процесса изомеризации м-кси-
лольной фракции с целью увеличения произ-
водства п-ксилола;
фракции 195—270° и 270—420° каталитиче-
ского крекинга на жестком режиме использу-
ются для производства нафталина и сажево-
го сырья соответственно;
44
все потоки реактивного и дизельного топ-
лив подвергаются гидроочистке;
вакуумные газойли перерабатываются на
установках каталитического крекинга и гид-
рокрекинга; изменением соотношения объе-
мов сырья для этих процессов достигается не-
обходимое соотношение объемов производст-
ва бензинов, дизельных топлив, олефинов, изо-
бутана и сырья для нафталина и сажи; про-
цесс гидрокрекинга используют для получения
дизельного топлива как целевого продукта
при минимальном выходе бензина;
для переработки тяжелых остатков исполь-
зуется в основном процесс термоконтактного
крекинга (ТКК), хотя в ряде случаев не ис-
ключается возможность применения процесса
замедленного коксования;
производство газотурбинных топлив не
предусматривается, но в случае необходимо-
сти такие топлива могут быть выработаны
за счет дизельных топлив и других нефтепро-
дуктов;
в качестве головных установок приняты
АВТ мощностью по 6 млн. т/год каждая.
Все рекомендуемые схемы перспективных
НПЗ удовлетворяют технологическим требо-,
ваниям в части глубины переработки, объе-
мов и качества вырабатываемых нефтепро-
дуктов и производства сырья для химической
переработки, разработанным на совещании в
Госнефтехимкомитете 6 апреля 1964 г.
На рис. 1—4 приведены схемы материалы
ных потоков заводов, а в табл. 1—8 пред-
ставлены данные по материальным балансам,
основным показателям качества нефтепродук-
тов, компонентному составу бензинов, дизель-
ных и котельных топлив, а также данные по
объемам производства сырья для химиче-
ской промышленности применительно к пере-
работке ромашкинской и арланской нефтей
по вариантам I и II.
На установках АВТ получаются сухой газ,
газовая головка и фракции с пределами ки-
пения: до 62°, 62—140°, 140—190°, 190—230°,
230—350°, 350—450° или 350—500° и остаток
выше 450° или выше 500° соответственно для
арланской и ромашкинской нефтей.
Фракция н.к. — 62° направляется на уста-
новку изомеризации для получения высокоок-
тановых компонентов автомобильного бензи-
на; фракция 62—140° является основным
сырьем установки каталитического рифор-
минга на ароматизацию с целью получения
бензола, толуола, суммарных ксилолов и
этилбензола; фракции 140—190°. 190—220° и
220—350° после гидроочистки используют как
компоненты реактивных и дизельных топлив
соответственно; фракция 350—450° арланской
нефти и фракция 350—500° ромашкинской
нефти направляются иа гидрокрекинг, а ос-
татки выше 450 и 500° являются сырьем для
установки ТКК и частично используются для
производства битума.
Кокс, получаемый на установке ТКК, ча-
стично обессеривается путем прокалки и ча-
стично используется на ТЭЦ как топливо.
Жидкие продукты процесса ТКК используют-
ся как компоненты дизельного (фракция 160—•
360° после гидроочистки) и котельного (фрак-
ция 360—460°) топлив.
Фракция н.к.— 180° процесса гидрокрекин-
га направляется на установку каталитическо-
го риформинга для облагораживания, фрак-
ция 180—360° используется как компонент
дизельного топлива; остаток выше 360° явля-
ется сырьем установки каталитического кре-
кинга.
Установка каталитического крекинга рабо-
тает на жестком режиме и имеет в своем со-
ставе секцию для экстракции сажевого сырья.
Жидкие продукты каталитического крекинга
используют как высокооктановый компонент
автомобильного бензина (фракция н.к,—195°),
сырье для нафталина (фракция 195—270°),
сырье для сажи (экстракт фракции 270—
420°) и как компонент котельного топлива
(рафинат фракции 270—420°).
Гидроочистка всех дистиллятов первичной
перегонки нефти и вторичных процессов пе-
реработки сосредоточена на одной мощной
установке, состоящей из нескольких секций.
На установке карбамидной депарафиниза-
ции перерабатывается часть гидроочищенно-
го прямогонного дизельного топлива с целью
получения зимнего дизельного топлива и жид-
ких парафинов, передаваемых для производ-
ства СЖК, СЖС и БВК.
Смесь ксилолов и этилбензола с установки
каталитического риформинга направляется на
комплекс установок по разделению ксилолов,
состоящий из четырех секций соответственно
для получения о-ксилола, п-ксилола, этилбен-
зола и для изомеризации фракции м-ксилола
в п-ксилол.
В составе установки ГФУ предусматрива-
ются секции для разделения отдельно пре-
дельных и непредельных газов с получением
на первой из них пропановой, изобутановой,
бутановой и пентановой, и на второй — про-
пан-пропиленовой, бутан-бутиленовой и пен-
тан-амиленовой фракций чистотой 94—96%.
Часть бутан-бутиленовой фракции и изобута-
на используется для получения алкилата, яв-
ляющегося высокооктановым компонентом ав-
томобильных бензинов высших сортов.
45
Таблица 1
Товарный материальный баланс завода прн переработке ромашкинской нефти
Сырье и продукты	Вариант I		Вариант П		Показатели качества
	тыс. Tjгод	% вес.	тыс. т{год	% вес.	
Нефть		12000	100,0	12000	100,0	Обезвоженная и обес- соленная*
Автомобильный бензин**		1785	14,8	2172	18,1	5 = 0,1%
В том числе:					
А-88 		705			862			Без ТЭС
А-96 	.	898	—	1095	—	С 0,41 г/кг ТЭС
А-104		182	—	215			С 0,82 г!кг ТЭС
Топливо ТС-1 		600	5,0	600	5,0	Гидроочищенное
Дизельное топливо 		3800	31,6	3593	29,9	S = 0,18—0,2%
В том числе:					
летнее	  *	* *		2094	—	1887	—	.—
зимнее		1706	—	1706	—	—
Ароматические углеводороды Св — С8		251	2,1	218	1,8	—
Сырье для нафталина		280	2,3	205	1,7	Фракция 195—270°***
Рафинаты риформинга 		502	4,2		—	Фракция 62—140°
То же		—	—	340	2,8	Фракция 85—140°
Парафин жидкий		280	2,3	280	2,3	—  '
Отбор светлых продуктов		7498	62,3	7408	61,6	—•
Котельное топливо**** 		2311	19,4	2343	19,5	—.
Битум		250	2,1	250	2,1	—
Кокс обессеренный		180	1,5	180	1,5	S= 1%
Сера элементарная 		100	0,8	93	0,8	—
Сырье для сажи		106	0,9	78	0,7	Экстракт фракции 270—420°***
Сухой газ на топливо 		144	1,2	151	1,3	—
Сухой газ для химической переработки 		424	3,5	422	3,5	Очищенный от серы
Пропан и пропан-пропиленовая, бутан и бутаи-	428	3,6	446		
бутиленовая фракции 					3,7	Чистота 94—96%
Итого продукции***** . . . .	10481	87,2	10351	86,1	
в том числе исходное сырье для химии, вклю- чая углеводороды Ci — С4, ароматику, па- рафин, серу, сырье для сажи и нафталина, рафинаты риформинга 		2371	19,7		17,3	
			2082		
Потери плюс кокс выжигаемый		559	4,7	629	5,4	
Всего 		12000	100,0	12000	100,0	
Соотношение объемов производства:					
дизельного топлива и автомобильного бензина	2,1	: 1	1,6	: 1	
летнего и зимнего дизельного топлива ....	1,2	: 1	1,1	: 1	
Сорта автомобильного бензина, % вес.:					
А-88 		40		40		
А-96 		50		50		
А-104		1	0	1	0	
‘На НПЗ поступает сырая нефть с содержанием воды 0,5%, солей 400 мг/л, растворенного газа “ Октановое число по исследовательскому методу соответственно 88, 96 и 104. От процесса каталитического крекинга на жестком режиме.					1%.
♦♦♦• в том числе на собственные нужды завода 816 и 869 тыс. т!год или 6,9 и 7,2% соответственно *•*•* Без котельного топлива и сухого топливного газа иа собственные нужды завода.					для вариантов I и II.
46
Таблица 2
Товарный материальный баланс завода при переработке арланской нефти
Сырье и продукты	Вариант I		Вариант II		Показатели качества
	тыс. т^год	% вес.	тыс. т^год	% вес.	
Нефть		12000	100,0	12000	100,0	Обессоленная и обез-
					воженная*
Автомобильный бензин**		1765	14,7	2347	19,6	8 = 0,1%
В том числе:					
А-88 		696	—	964	—	Без ТЭС
А-96			893	—	1153	—	С 0,41 г/ка ТЭС
А-104 		176	—	230	—	С 0,82 а/кг ТЭС
Топливо ТС-1 		600	5,0	600	5,0	Гидроочищенное
Дизельное топливо		4342	36,1	3564	29,7	8 = 0,18—0,2%
В том числе:					
летнее 		2636	—	1858	—		
зимнее		1706	—	1706	—	—
Ароматические углеводороды Св — С8		171	1,4	157	1,3	—
Сырье для нафталина		182	1,5	182	1,5	Фракция 195—270°***
Рафинаты риформинга 		394	3,3	—	 "	Фракция 62—140°
То же		—	—	274	2,3	Фракция 85—140°
Парафин жидкий		280	2,3	280	2,3	—
Отбор светлых продуктов 		7734	64,3	7404	61,7	—
Котельное топливо 		818	6,8	856	7,1	
Битум . . . . •		500	4,2	500	4,2	—
Кокс 		699	5,8	699	5,8	—
В том числе обессеренный 		200	—	200	—	S= 1%
Сера элементарная 		186	1,6	186	1,6	—
Серная кислота 		27	0,2	27	0,2	—
Сырье для сажи		70	0,6	70	0,6	Экстракт фракции
					270—420°***
Сухой газ на топливо 		166	1,4	190	1,6	—
Сухой газ для химии 		430	3,6	471	3,9	Очищенный от серы
Пропан и пропан-пропиленовая фракция, бутан и					
бутан-бутиленовая фракция		518	4,3	685	5,7	Чистота 94—96%
Итого продукции****		10164	84,6	10042	83,7	
в том числе исходное сырье для химии, вклю-					
чая углеводороды Ci — С4, ароматику, пара-					
фин, серу и серную кислоту, сырье для					
сажи и нафталина, рафинаты риформинга	2258	18,8	2332	19,4	
Потери плюс кокс выжигаемый		852	7,2	912	7,6	
Всего 		12000	100,0	12000	100,0	
Соотношение объемов производства:					
дизельного топлива и автомобильного бензина	2,4 : 1		1,5	: 1	
летнего и зимнего сортов дизельного топлива	1,5	: 1	1,1	: 1	
Сорта автомобильного бензина, % вес.:					
А-88 		40		40		
А-96 		50		50		
А-106		1	0	1	0	
* На НПЗ поступает сырая нефть с содержанием воды	0,5%, солей 400 мг!л.		растворенного газа i		1%.
Октановое число по исследовательскому методу соответственно		88, 96 И 104.			
От процесса каталитического крекинга на жестком	режиме.				
Ьез котельного топлива и сухого топливного газа, полностью расходуемых			иа собственные нужды завода.		
47
Таблица 3
Компонентный состав высокооктановых товарных автомобильных бензинов при переработке
ромашкинской нефти
Продукты и компоненты	Октановое число	Вариант I		Вариант II	
		тыс. т'1год	% вес.	тыс. тЦгод	% вес.
Производство бензина всех сортов 				1785		2172	
% вес. на нефть 			14,8		18,1	
Бензин А-88*		90	705	100,0	862	100,0
В том числе компоненты:					
дебутанизированный каталитического риформинга** . .	96	282	40,0	200	23
каталитического крекинга** 		89	168	23,8	—.	—
каталитического крекинга (гидроочищенный) 		84	—	—	240	28
пентан-амиленовая фракция 		96	—	—	45	5,2
фракция н. к. — 85° ТКК (гидроочищенная)		82	22	3,2	22	2,6
изопентановая фракция с установки изомеризации . . .	91	91	13,0	—	—
изогексановая фракция с установки изомеризации . . .	83	57	8,2	240	28
остаток после извлечения ароматики и фракция Св . .	74 и 70	51	7,3	95	И
бутан 		94	34	4,5	—	—
нзобутановая и бутановая фракции 		99	—	—	19	2,2
Бензин А-96***		96,5	898	100,0	1095	100,0
В том числе компоненты:					
дебутанизированный каталитического риформинга . . .	100	368	41,0	430	39
каталитического крекинга** 		93	186	20,5	260	23,8
каталитического крекинга (гидроочищенный) 		88	—	—	41	3,7
фракция н. к. — 60' с установки каталитического ри-					
форминга на ароматизацию		88	—	—	48	4,4
изобутановая и бутановая фракции 		99	—	—	88	8
изомеризат с установки изомеризации рафината ....	85	—	—	153	14
изопентановая фракция с установки изомеризации . . .	100	97	10,9	—	—•
алкилат 		99	76	8,5	50	4,6
пентан-амиленовая фракция 		99	34	3,8	—	—
остаток fпосле разделения ароматики и фракция					
н.к. —60° с каталитического риформинга 		75 и 91	93	10,3	—	—
бутан 		102	44	5,0	—	—
толуол 		114	—	—	25	2,5
Бензин А-104****		104	182	100,0	215	100,0
В том числе компоненты:					
дебутанизированный каталитического риформинга . . .	101	71	38,0	84	39,1
алкилат 		101	54	30	60	27,9
толуол 		114	45	25,0	53	25
бутан 		102	12	7,0	18	8
* Октановое число по исследовательскому методу без ТЭС.					
** От процессов на жестком режиме.					
*** Октановое число по исследовательскому методу с 0,41 г/кг ТЭС.					
**** Октановое число по исследовательскому методу с 0,82 г/кг ТЭС.					
Таблица 4
Компонентный состав высокооктановых товарных автомобильных бензинов при переработке арланской нефти
Продукты и компоненты	Октановое число	Вариант I		Вариант II	
		тыс. т]год	% вес.	тыс. т$год	% вес.
Производство бензина всех сортов 	 % вес. на нефть	 Бензин А-88* 		89,6	1765 14,7 696	100,0	2347 19,6 964	100,0
В том числе компоненты: каталитического риформинга**		96	316	45	113	12
каталитического крекинга** 		91	71	10	230	23
каталитического крекинга 		87	—	—	313	32
фракция С8 — С8 риформинга после выделения ксилолов	82	63	9	63	7
' фракция н. к. — 85° ТКК (гидроочищенная)		82	80	12	80	8
изомеризат фракции н. к. — 62°		87	153	22	67	7
бутан	 		94	14	2	19	2
48
Продолжение
		Вариант I		Вариант II		
	Октановое					
Продукты и компоненты						
		тыс. т/год	% вес.	тыс. т/год		% вес.
изомеризат бензинового рафината		77	—	—.	44	5	
фракция н. к. — 62° риформинга		81	—		35	4	
Бензин А-96*** 		96	893	100	1153	100,0	
В том числе компоненты:						
каталитического риформинга**		99	416	47	598	52	
каталитического крекинга** 		93	159	18	—-	—	
каталитического крекинга 		89	—	— II	150	13	
фракция н. к.—62° каталитического риформинга . . .	88	35	4	—	—	
изомеризат фракции н. к. —62°		94	132	15	218	19	
авиаалкилат 		99	73	8	35	3	
пентан-амиленовая фракция		98	48	5	60	5	
бутан 		99	30	3	23	2	
изомеризат бензольного рафината 		85	—	—	69	6	
Бензин А-104****		104	176	100	230	100	
В том числе компоненты:						
каталитического риформинга		101	67	38	87	38	
авиаалкилат 		101	53	30	69	30	
толуол 		114	44	25	58	25	
бутан 		102	12	7	16	7	
• Октановое число по исследовательскому методу без ТЭС.						
** От процессов на жестком режиме.						
*♦♦ Октановое число по исследовательскому методу с 0,41 г/кг ТЭС.						
**** Октановое число по исследовательскому методу с 0,82 г/кг ТЭС.						
Таблица 5
Компонентный состав дизельного и котельного
топлив при переработке ромашкииской нефти
Таблица 6
Компонентный состав
дизельного и котельного
Топливо н компоненты	Вариант I		Вариант II	
	тыс. т/год	% вес.	тыс. т/год	% вес.
Дизельное топливо летнее В том числе фракции: 190—2203 АВТ (неочи-	2094	100	1887	100
щенная) 		338	16,0	338	17,9
180—350° гидрокрекинга	1054	50,3	770	40,8
220—350° АВТ* ....	219	10,5	219	11,6
160—350° ТКК* .... 195—270° каталитичес-	483	23,2	483	25,6
кого крекинга* . . .	—•	—	77	4,1
Котельное топливо — всего % вес. на нефть	 В том числе компоненты:	2311 19,4	100	2343 19,5	100,0
остаток с АВТ ....	1132	49,0	852	36,4
фракция 360—460° ТКК	1050	45,5	1050	44,8
рафинат сажевого сырья отгон с битумной уста-	109	4,6	80	3,4
новки 	 остаток перегонки ав-	7	0,3	7	0,3
тоалкилата 	 фракция выше 270° ка- талитического крекин-	13	0,6	11	0,5
га	 * После гидроочистки.			343	14,6
4 Зак. 905
топлив при переработке арланской нефти
Топливо н компоненты	Вариант I		Вариант II	
	ТЫС. т/год	% вес.	ТЫС. т/год	% вес.
Дизельное топливо летнее В том числе фракции:	2635	100,0	1858	100
160—360° ТКК* ....	1361	51,7	—		
180—360° гидрокрекинга	862	32,8	863	46,5
220-350° АВТ* .... 190—330° каталитичес-	412	15,5	412	22,2
кого крекинга ....	—	—	583	31,3
Котельное топливо — всего % вес. на нефть	 В том числе компоненты:	818 6,8	100,0	856 7,1	100,0
фракция 360—460° ТКК рафинат фракции саже-	724	88,5	724	84,5
вого сырья	 отгон с битумной уста-	71	8,7	71	8,3
новки 	 остаток перегонки авто-	10	1,2	10	1,2
алкилата 	 фракция выше 330° ка- талитического крекин-	13	1,6	10	1,2
га	 * После гидроочистки.			41	4,8
49
Таблица 7
Производство ароматических углеводородов
Се—Cg, тыс. т/год
Углеводороды	Ромашкинская нефть		Арланская нефть	
	вари- ант I	вари- ант II	вари- ант I	вари- ант II
Всего 	 % вес. на нефть .... В том числе: бензол 	 толуол 	 п-ксилол 	 о-ксилол	 этилбензол 		251 2,1 50 85 73 23 20	218 1,8 50 52 73 23 20	171 1,4 30 45 60 20 16	157 1,3 30 32 60 19 16
Таблица 8
Производство углеводородов С,—Сл дли химической
промышленности, тыс. т/год
	Ромашкинская нефть		Арланская нефть	
				
				
Углеводороды и фракции	вари- ант I	вари- ант II	вари- ант I	вари- ант II
				
				
Всего		852	868	948	1156
% вес. на нефть	 В том числе:	7,1	7,2	7,9	9,6
сухой газ 	 каталитического кре -	424*	422	430	471
кинга и ТКК ....	246	259	327	368
предельный	 пропан и пропан-пропи-	178	163	103	103
леновая фракция . .	325	343	367	417
пропан 	 пропан-пропиленовая фракция каталитичес-	160	154	169	168
кого крекинга и ТКК бутан-бутиленовая фрак-	165	189	198	249
ция		103	103	151	268
бутан 	 бутан-бутиленовая фракция каталитичес-	30	—	45	61
кого крекинга и ТКК	73	103	106	207
Итого углеводородов Сз—С4	428	446	518	685
% вес. на нефть		3,6	3,7	4,3	5,7
* В том числе 58 тыс. т/год для производства водорода.				
Примечание. Чистота и С < *—94—96%.	углеводородов		и фракций С3	
На базе сероводорода, извлекаемого из су-
хих газов всех установок, включая АВТ, пре-
дусматривают производство элементарной се-
ры.
Отработанная серная кислота процесса ал-,
килирования и кислый гудрон процесса сер-,
нокислотной очистки жидких парафинов ис-
пользуются для получения серной кислоты
методом расщепления.
50
Предусматривается получение водорода
для нужд НПЗ на базе использования сухих
газов нефтепереработки в количестве
44,4 тыс. т)год, считая на 100%-ный водород.
Отличительными особенностями схемы вто-
рого варианта для арланской нефти являют-
ся:
1.	Фракционирование рафинатов риформин-
га на фракцию, выкипающую до 85°, направ-
ляемую на изомеризацию, и фракцию, кипя-
щую выше 85°, направляемую на пиролиз.
2.	Наличие второй установки каталитиче-
ского крекинга, использующей в качестве
сырья фракции дизельного топлива от процес-
са ТКК; установка работает на бензиновом
режиме и при этом получаются фракции:
н.к.— 190° — компонент автомобильного бен-
зина,
190—330° — компонент дизельного топлива,
выше 330° — компонент котельного топлива.
3.	Уменьшение объема производства алки-
лата с целью высвобождения ресурсов бутан-г
бутиленовой фракции для производства син-
тетического каучука.
Применительно к переработке ромашкин-
ской нефти второй вариант предусматривает,
уменьшение объема гидрокрекинга и увеличе-
ние объема каталитического крекинга. Одна
из установок каталитического крекинга полу-
чает в качестве сырья остаток выше 360° гид-
рокрекинга и работает на жестком режиме.
На другой установке крекируется прямогон-
ная фракция 350—500° при обычном режиме.
В остальном второй вариант для ромашкин-
ской нефти аналогичен второму варианту
для арланской нефти.
В табл. 9 и 10 приведен перечень техноло-
гических установок с указанием их мощности
и загрузки сырьем, а также показаны доли
основных вторичных процессов переработки
в составе перспективных НПЗ.
Предусматривается применение наиболее
совершенных процессов и их модификаций
согласно последним рекомендациям научно-
исследовательских институтов, в том числе
каталитический крекинг и каталитический
риформинг на жестком режиме, обеспечиваю-
щие производство высокооктановых бензинов
(соответственно 89 и 96 по исследовательско-
му методу) и повышенный выход водорода
при каталитическом риформинге (1,6% на
сырье). В состав заводов включены высоко-
производительные установки с таким расче-
том, чтобы по каждому вторичному процессу
было не более одной установки. Это позволи-
ло до минимума свести число технологических
установок на заводе (18—19) и получить зна-
чительные технико-экономические выгоды. В
Таблица 9
Перечень технологических установок и доля процессов перспективного НПЗ при переработке
ромашкинской нефти
Процессы н установки	Мощность установок, тыс. т/гад	Число установок	Вариант I		Вариант П	
			Загрузка установок, тыс. т/год	Доля про- цесса, %	Загрузка установок, тыс. т/год	Доля про- цесса, %
АВТ с секцией ЭЛОУ		6000	2	12000	100,0	12000	100,0
Гидрокрекинг вакуумного газойля		2500	1	2500	21,6	1900	15,9
ТКК гудрона с секцией обессеривания кокса . . Каталитический крекинг с секцией экстракции са-	2500	1	2500	20,8	2500	20,8
жевого сырья*		1200 (900)	1	1340	11,2	980	8,2
Каталитический крекинг** 		1200	1	—	—	980	8,2
Гидроочистка с секциями		4000	1	3700	30,8	4000	33,3
топлива ТС-1 		,600	—	600	—“•	600	—
прямогонного дизельного топлива 		2400	—’	2300	—	2380	—
продуктов ТКК 		700	—	700	—	700	—•
бензина каталитического крекинга 		300	—	—	—	290	—
сероочистки сухого газа 		100	—	100	V 	 0-	100	—
Карбамидная депарафинизация дизельных топлив . Каталитический риформинг на ароматизацию фрак- ции 62—140° с секциями гидроочистки сырья и выделения бензола, толуола и суммарных кси-	2000	1	2000	16,6	2000	16,6
лолов 	 Разделение суммарных ксилолов с секцией изоме-	1100	1	1224	10,2	1224	10,2
ризации фракции м-ксилола 	 Каталитический риформинг на облагораживание	150	1	152	—	152	—
бензина с секцией гидроочистки сырья ....	1000	1	894	7,5	875	7,3
Изомеризация 	 прямогонной фракции н. к. — 62° (пентановый	400	1	258	2,2	420	3,6
блок) 	 бензольного рафината 62—85° (гексановый	250	—	258		258	—
блок) 		150	—	—	—	162	—
Алкилирование (сернокислотное) 		180	1	179	1,5	153	1,3
ГФУ 		800	1	800	——	800	
Битумная установка		250	1	250	—	250	—
Производство серы*** 		100	1	100	—	93	—
Производство серной кислоты 		27	1	27	—	24	—
Всего основных технологических установок . . . Суммарная доля вторичных каталитических про-	——	—	1 10095	6	1	3 79,8
цессов 	 В том числе: каталитический крекинг, каталитический ри-				85,0	9552	
форминг, гидроочистка, гидрокрекинг . . .	—	—	9658	81,3	8979	74,9
алкилирование и изомеризация 		——	—	437	3,7	573	4,9
Доля вторичных термических процессов		—	—	2500	20,8	2500	20,8
•Жесткий режим, обессеренное сырье; 1200 и 900 тыс. т/год — мощность установки соответственно зиновом и жестком режимах. *	* Бензиновый режим, сернистое сырье. *	•* Мощность по продукту.					при работе	на бен-
4*
51
Таблица 10
Перечень технологических установок и доля процессов перспективного НПЗ при переработке
арланской нефти
Процессы и установки	Мощность установок, тыс. т/год	Число установок	Вариант I		Вариант II	
			Загрузка установок, тыс. т/год	Доля про- цесса, %	Загрузка установок, тыс. т/год	Доля про- цесса, %
АВТ с секцией ЭЛОУ		6000	2	12000	100,0	12000	100,0
Гидрокрекинг вакуумного газойля		2500	1	1908	15,9	, 1908	15,9
ТКК гудрона с секцией обессеривания кокса . .	2500	2	4642	38,6	4642	38,6
Каталитический крекинг с секцией экстракции са- жевого сырья*		1200 (900)	1	870	7,2	8701	18,6
Каталитический крекинг** 		1200	1	—	—•	1361 J	
Гидроочистка с секциями		5000	1	5259	43,8	5259	43,8
топлива ТС-1 		600	—	615	—	615	
прямогонного дизельного топлива 		2400	—	2566	—	2566	—
продуктов ТКК 		2000	—	2078	—	2078	—
сероочистки сухого газа 		160	—	137	—	137	—
Карбамидная депарафинизация дизельных топлив . Каталитический рнформннг на ароматизацию с сек-	2000	1	2000	16,6	2000	16,6
циямн гидроочистки сырья и выделения бензола, толуола и суммарных ксилолов 		1200	1	936	7,8	936	7,8
Разделение суммарных ксилолов с секцией изоме-	150		126		126	
ризации фракции м-кснлола 							
Каталитический риформинг на облагораживание	1000		996	8,3	996	8,3
бензина с секцией гидроочистки сырья ....						
	400	1	300	2,5	420	3,5
прямогонной фракции н. к.—62°		250	—	300	—	300	—
бензольного рафината 62—85°		150	—	—	—	120	—
Алкилирование (сернокислотное) 		180	1	168	1,4	140	1,2
	1300/1500 800/900	1	764	•“•	921	
непредельных газов 		500/600	—	441	—	598	—
	300	—	323	—	323	—
предельных газов 							
	500	1	500	.	1	500	-		
Битумная установка 						186	
	180	1	186			—
Производство серной кислоты		27	1	27	—	27	
Всего основных технологических установок . . .	—	—	16			9
Суммарная доля вторичных каталитических про-			10437	86,9	11890	99,1
						
В том числе:						
каталитический крекинг, каталитический рн-			9969	83,0 3,9	11330	94,4
формннг, гидроочистка, гидрокрекинг . . .			468		560	4,7
алкилирование и изомеризация 				4642	38,6	4642	38,6
Доля термических процессов 							
♦Жесткий режим, обессеренное сырье; 1200 и 900 тыс. т/год - мощность установки соответственно при работе						на бензи-
новом и жестком режимах.						
** Бензиновый режим, сернистое сырье.		 Мощность установки показана соответственно для	вариантов I и	II.				
52
связи с этим возникла необходимость в раз-
работке проектов установок и оборудования
цля них, по мощности значительно превыша-
ющие существующие и проектируемые в на-
стоящее время, а именно: каталитический ри-
форминг 1000—1200 тыс. т/год, гидроочистка
4000—5000 тыс. т/год, гидрокрекинг
2500 тыс. т/год, карбамидная депарафиниза-
ция 2000 тыс. т/год и др. По мощности пере-
численные установки находятся на уровне
наиболее крупных зарубежных установок.
В схемах заводов предусмотрены жесткие
связи между следующими технологическими
установками:
АВТ — каталитический риформинг на аро-
матизацию;
каталитический риформинг на ароматиза-
цию — разделение ксилолов;
АВТ — изомеризация фракции н.к. — 62°;
АВТ — гидрокрекинг;
гидрокрекинг — каталитический крекинг;
АВТ—ТКК (все блоки гидроочистки жест-
ко связаны с перечисленными установками);
гидроочистка — карбамидная депарафини-
зация.
Таблица 11
Основные показатели генерального плана
перспективного НПЗ
Показатели	Нефтепе- рерабаты- вающий завод	Товарно- сырьевая база	Всего
Размер площадки, м . .	1540X1120	1240X750		
Площадь, га		173	93	266
Площадь застройки, га .	81	33	—
Коэффициент застройки . Плотность застройки, га	0,47	0,36	—
на млн. т/год нефти . Используемая площадь,	14,4	7,8	22,2
га .......... Коэффициент использу-	103	45	—
емой площади ....	0,60	0,49	— 1
На рис. 5 представлена схема генерального,
плана перспективного НПЗ для перераоотки
сернистой и высокосернистой нефти, а в табл.
11 — основные показатели этого плана. В ос-
нову построения генерального плана положен
принцип технологической последовательности
и поточности производства; установки, связан^
ные между собой технологически, сгруппиро-
ваны и взаимно сближены; производства, вы-
дающие конечные товарные продукты, при-
ближены к границам завода и товарной базе;
прирельсовые области выведены на перифе-
рию завода; центральные воздушная компрес-
сорная и пункт управления водоснабжением,
а также объекты всех видов энергоснабжения
размещаются в центральной части завода;
межремонтные резервуары вынесены на гра-
ницу завода, в сторону возможного дальней-
шего его расширения, имея в виду использо-
вание их и для расширяемой части завода.
Подсобно-вспомогательные объекты завода
(бытовые помещения, медицинские пункты,
лаборатории, ремонтные мастерские, столо-
вые) группируются в четырех зданиях, распо-
ложенных с учетом санитарных норм и ради-
уса обслуживания не более 300 м. Генераль-
ный план составлен с учетом соблюдения дей-
ствующих противопожарных и санитарных
норм разрывов между объектами; кварталы
завода приняты укрупненными.
Площадь завода составляет 266 га, из ко-
торых 173 га приходится на собственно завод-
скую часть и 93 га на товарно-сырьевую ба-
зу (ТСБ) при плотности застройки завода в
целом 22,2 га на каждый миллион т перераба-
тываемой нефти в год. Аналогичный показа-
тель по НПЗ им. XXII съезда КПСС в Баш-
кирии составляет 45 га (без нефтехимической
части завода), а по Рязанскому НПЗ — 33 га.
Такие высокие показатели по плотности заст-
ройки достигнуты за счет укрупнения техно-
логических установок, сокращения объемов
промежуточных парков, благодаря примене-
нию жестких связей между технологическими
установками, а также за счет кооперирования
ряда объектов общезаводского хозяйства
НПЗ с нефтехимическим заводом.
Генеральный план перспективного НПЗ ра-
зработан как составная часть общего нефте-
химического комплекса данного района. В
связи с этим такие сооружения, как ТЭЦ,
объекты ремонтного и складского хозяйства
и материально-технического снабжения, стро-
ительная база, внешний автомобильный и же-
лезнодорожный транспорт, внешние водоза-
борные сооружения и канализация, комплекс
административных зданий и др. предусматри-
ваются общими для нефтеперерабатывающей
и нефтехимической частей завода. Разрывы;
между этими предприятиями приняты 200 м.
Рекомендуемые схемы перспективных НПЗ
позволяют вводить в эксплуатацию заводы
несколькими очередями и вырабатывать при
этом нефтепродукты достаточно высокого ка-
чества. Начиная с пуска первой очереди за-
вод может вырабатывать бензин с октановым
числом 88 (без ТЭС, исследовательский ме-
тод) и гидроочищенное дизельное топливо-
Для этого предусматривается следующая оче-
редность строительства и ввода в эксплуата-
цию технологических установок:
53
Раеистролпно9	* дорога
Рис. 5. Схема генерального плана перспективного НПЗ для переработки арланской и ромашкин-
ской нефтей
/ — термоконтактный крекинг; 2 — ЭЛОУ— АВТ; 3 — риформинг на ароматику; 4 — каталитический рифор-
минг; 5— общезаводское хозяйство; 6* — гидрокрекинг; 7 — каталитический крекинг; 8 — ГФУ; 9 — производство
ксилолов; 10 — гидроочистка; 11 — алкилирование; 12 — изомеризация фракции н. к. — 62°; 13 — битумная
установка; 14 — карбамидная депарафинизация; 15 — установка инертного газа; 16 — производство серы; 17 —
производство серной кислоты; 18 — блоки водоснабжения № 1 и 2; 19 — этилосмесительная установка; 20— фа-
кельное хозяйство; 21 — реагентное хозяйство; 22 — стройбаза; 23 — ремонтная база; 24 — ТЭЦ; 25 — пром-
предпрнятия; 26 — химические производства
1 очередь: АВТ, каталитический рифор-
минг (1-я установка), гидроочистка дизель-
ного топлива (одна секция), битумная уста-
новка;
II очередь: АВТ, гидрокрекинг вакуум-
ного газойля, ТКК гудрона, каталитический
крекинг (1-я установка на жестком режиме),
гидроочистка продуктов ТКК (одна секция),
каталитический риформинг, ГФУ, сероочист^
ка газа, установка по производству элемен-
тарной серы;
III очередь: каталитический крекинг (2-я
установка на обычном режиме), извлечение
ароматических углеводородов и изомеризация'
ксилолов, гидроочистка (последняя секция),
изомеризация фракции н. к. — 62°, алкилиро-
вание, карбамидная депарафинизация дизель-
ного топлива, установка по производству
серной кислоты.
КОМПЛЕКС НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ НА БАЗЕ
УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ПЕРСПЕКТИВНОГО ИПЗ"
Р. С. ОЛЬШАНЕЦКАЯ
Гипрогазтоппром
Выполненная институтами Гипронефтеза-
воды и ВНИИНП предпроектная проработка
схем перспективных НПЗ мощностью
12 млн. т!год показала, какими огромными
ресурсами нефтехимического сырья могут
располагать мощные нефтеперерабатывающие
заводы, на базе которых могут быть созданы
крупнотоннажные производства самых раз-
личных химических продуктов массового пот-
ребления. Объем производства сырья для хи-
мической промышленности, получающегося
при переработке ромашкинской и арланской
нефтей по двум вариантам технологических
схем, были приведены в предыдущем докладе
и представлены в табл. 1, 2, 7 и 8.
Рекомендуемый ниже нефтехимический
комплекс разрабатывался применительно к
ресурсам сырья для химической промышлен-
ности, получающимися при переработке ар-
ланской нефти, как более перспективной по
сравнению с ромашкинской.
На рис. 1 и 2 показаны принципиальные
схемы нефтехимических производств, а в
табл. 1 и 2 приведены данные по ресурсам и
компонентному составу легкого углеводород-
ного сырья и рекомендации по направлениям
химической переработки основных видов это-
го сырья на перспективном НПЗ примени-
тельно к вариантам I и II переработки арлан-
ской нефти, изложенным в предыдущем до-
кладе.
Таблица 1
Ресурсы и компонентный состав легкого
углеводородного сырья перспективного НПЗ при
переработке арланской нефти
Виды сырья и компоненты
Углеводороды С4 — С4,
всего .................
В том числе:
сухой газ предель-
ный* ...............
сухой газ каталити-
ческого крекинга
н ТКК...............
состав газа:
Н2 ..............
сн4..............
с2н4 ............
с2н„ ............
Вариант I
Вариант II
3
* -О-
3
<р <У
o'- X
х
1 Доклад составлен по материалам стенограммы и
проектной записи Гипрогазтолпрома от 6 июля. 1964 г.
с использованием дополнительных данных.
^зПв J
сухой газ — всего . .
Пропан*................
Пропа н-пропиле новая
фракция каталитичес-
кого крекинга и ТКК
состав фракции:
С2Н4
С2Н,
С3Н,
С3Н8
Сумма
Сумма
Бутан** . .
с4н8
С4Н10
948	7,9	1156	9,6	
103	0,9	103	0,9	—
327	2,7	368	3,0	—
10	—	14			—
132	—	145	—	—
83	—	89	—	—
81	—	93	—	—
21	—	27	—	—
430	3,6	471	3,9	—
169	1,4	169	1,4	95
198	1,6	249	2,1	95
3	—	3	—	—
3		4	—		
116	—	149	—	—
72	—	88	—	—
3	—	3	—	—
1	—	2	—	—
45	0,4	61	0,5	94
*	С установок АВТ. каталитического риформинга, гид-
роочистки и гидрокрекинга.
*	* С установки алкилирования.
55
Продолжение табл. 1
	I вариант		II вариант		
		Л			
Виды сырья и компоненты		•& ф к		•& ф	Я о
	3	л к	Ф 3	л к	X
		©^		©^	гг
Бутан-бутиленовая фрак-					
ция каталитического крекинга и ТКК . . .	106	0,9	207	1,7	96
состав фракции:					
С3Н„ 1 с3н8 / 		2	—	4	—	—
i - С4Н8		28	—	46			——
П “ С4Н8 ....	41	—	72	—		
/ - С4Н10	....	26	—	65	—	—
П - С4Н10	....	7	—	16	—	——
Сумма С6 ....	2	—	4	—	—.
Жидкий газ — всего . .	518	4,3	685	5,7	—
Так как ресурсы свежей бутан-бутиленовой
фракции, получаемой по варианту 1, оказа-
лись явно недостаточными для организации,
производства синтетического каучука, возник-
ла необходимость в разработке варианта II
схемы НПЗ, отличающегося от первого более
высокой долей процесса каталитического кре-
кинга и более низкой долей процесса алкили-
рования. Это позволило увеличить ресурсы
бутан-бутиленовой фракции с 106 до
207 тыс. т)год. Согласно данным Гипрокаучу-
ка, для создания оптимальной мощности по*
производству дивинила и изопрена необходи-
мо располагать ресурсами бутан-бутиленовой
и дивинильной фракций порядка 280—
300 тыс. т!год.
Головными процессами нефтехимического
комплекса являются процессы получения мо-
номерного сырья, в качестве которых реко-
мендуется принять:
I. Процесс разделения сухих газов нефте-
переработки с последующим пиролизом в
трубчатых печах выделяемого этана, осущест-
вляемый на принципиально новой оригиналь-
ной установке, разрабатываемой в настоящее
время институтом Гипрогазтоппром, о которой
на настоящем совещании будет сделано спе-
циальное сообщение. При переработке на та-
кой установке сухих газов каталитического
крекинга и ТКК, количество которых состав-
ляет 327—368 тыс. т/год, может быть получе-
но около 150 тыс. т/год этилена чистотой
99,9%, а также метановая и водородная
фракции.
Таблица 2
Рекомендации по направлениям использования нефтехимического сырья, получаемого при переработке
арланской нефти, тыс. т/год
Вид сырья	Ресурсы сырья на НПЗ		Используются иа неф- техимическом комп- лексе		Передаются другим потребителям	
	Вариант I	Вариант II	Вариант I	Вариант II	Вариант I	Вариант II
Углеводороды Сх — С4, всего		948	1156							- -
Сухой газ предельный 		103	103	103*	103*	—•	—
Сухой газ каталитического крекинга и ТКК . . .	327	368	327	368	—	—
Пропан 		169	169	64	64	105**	105**
Пропан-пропиленовая фракция каталитического	198					
крекинга и ТКК			249	198	249	—	—
Бутан 		45	61	—	61	45***	
Бутан-бутиленовая фракция каталитического кре-						
кинга и ТКК		106	207			106***	207***
Рафинаты риформинга:						
фракция 62—140°			394	—	394	——	—	—
85—140° 		—-	274	—	274	—	—
Ароматические углеводороды, всего		171	157	—	—	—	—
бензол 		30	30	30	30	——	—
толуол 		45	32	45	32	—	—
п-ксилол 		60	60	——	—.		00*** *
о-ксилол 		19	19	—	—	19	19
этилбензол 		16	16	16	16	—	—
Сырье для производства нафталина		182	182	182	182	—	—
Парафин жидкий		280	280	150—180	150—180	100*****	100*****
* На топливо. ** На коммунально-бытовые нужды. ’** На заводы СК. **** Для производства лавсана.						
56
Установки: /—установка газоразделеиня и пиролиза этановой фракции; // — пиролиз, газоразделение и гидрирование пироконденсата; III —
производство СЖК; /V — каталитическое гидродеалкилирование, выделение нафталина и бензола; V — производство полиэтилена; V/ —произ-
водство этилбензола и стирола; V//— производство глицерина; V///— производство НАК; /X — производство СЖК (фракция С 10—Cxe); X —
производство СЖК (С*—Ct); XI — производство окиси этилена; XII — производство полистирола; XIII — производство водорода
Потоки: / — сухой газ с НПЗ; 2 — рафинат с установки каталитического риформинга; 3 — пропанпропиленовая фракция; 4 — пропановая
фракция; 5 —бензол; 6 — этилбензол; 7 — серная кислота; 8 — мягкие парафины; 9 — толуол; 10— газойль каталитического крекинга; 11 — во-
дородная фракция (85% Но); //а — водородная фракция (85% Но резервная); 12 — этилен; 12а — этилен резервный; 13 — метановая фракция;
13а— метановая фракция на отопление для собственных нужд; 14— этановая фракция; /5 — бутиленовая фракция на заводы СК; 16—пиро-
бензин; 17— пропилеи; 17а — пропилен резервный; /8 — аммиак; 19 — СЖК (фракция Си-С1в); 20 — СЖК (фракция С17 —С2в); 21 — СЖК
(Фракция Cs—Cs); 22 — бутиловые спирты; 23 — нафталин товарный; 24— бензин на НПЗ; 25— полиэтилен; 26 — НАК; 27 — окись этилена;
28 — полистирол и сополимеры; 29—водород; 30—глицерин; 31— жирные спирты (фракция Сн—Си); 32 — жирные спирты (фракция С5 — С9)
Ос
JO 31	32
33	34	35	36	37 Зв 36	39	40	22
Рис. 2. Схема нефтехимических производств перспективного НПЗ (вариант II)
Установки: / — установка газоразделения и пиролиза этана; II — пиролиз, газоразделение и гидрирование пироконденсата; III — крекинг парафина; IV — каталитическое
гидродеалкилирование, выделение нафталина и бензола; V — производство полиэтилена высокого давления; VI — производство этилбензола и стирола; VII — производ-
ство бутиловых спиртов методом оксосинтеза; VIII — производство НАК; /X — производство спиртов фракции С?—С9 методом оксосинтеза; X — производство типола; XI —
производство сульфонола; XII — производство окиси этилена с переработкой; XIII—производство водорода и синтез-газа; XIV — производство полистирола; XV—уста-
новка для получения мономеров (сырья для производства каучуков)
Потоки: / — сухой газ; 2—рафинат с установки каталитического риформинга; 3 — пропан-пропиленовая фракция; 4 — пропановая фракция; 5 — этилбензол; 6 — бензол;
7 — серная кислота; 8 — жидкий парафин; 9— фракция 40—140° с установки ТКК; 10— газойль каталитического крекинга; // — толуол; 12—бутаи-бутилеиовая и отра-
ботанная бутановая фракция; 13— метановая фракция: 14 — этилен; 14а— этилен резервный; 15 — этановая фракция; 16—водородная фракция: 17 — бутиленовая
фракция; 18 — пиробензин; 19 — фракция 140—180°; 20 — фракция 180—240°; 21 — бензин н. к.—200°; 22 — нафталин; 23— фракция 40—140°; 24— пропилеи; 25 — аммиак;
26 — сиитез-газ; 27 — бензин на НПЗ; 28 — отработанная бензиновая фракция иа НПЗ; 29 — метанол; 30 — полиэтилен высокого давления; 31 — окись этилена с пере-
работкой; 32 — водород (1000Д На); 33 — полистирол; 34 — НАК» 35 — бутиловые спирты; 36 — дивинил; 37 — спирты фракции С7—С, ; 38 — типол; 39 — изопрен; 40 — суль-
фонол
2. Процесс пиролиза пропана и рафинатов
риформинга с разделением пирогаза и про-
пан-пропиленовой фракции нефтепереработки,
ресурсы которых весьма значительны. В ре-
зультате такой переработки получается водо-
родная фракция (содержание водорода 85%
объемн.), этилен и пропилен (чистота
99,9%), бутилен-дивинильная фракция и пи-
роконденсат. Предусматривается гидрообла-
гораживание пироконденсата с целью превра-
щения его в высокооктановый компонент ав-
томобильного бензина. Пиролиз рафинатов
рекомендуется осуществлять в агрегатах с
движущимся теплоносителем, учитывая по-
вышенную склонность рафинатов риформинга
к коксообразованию, а пиролиз пропана — в
трубчатых печах высокой производительно-
сти. Наличие установки пиролиза с движу-
щимся теплоносителем в составе завода при-
даст последнему гибкость и маневренность в
части обеспечения сырьем этой установки,
что является весьма важным, особенно в пе-
риод первоначального пуска завода, когда
еще не получили полного развития вторичные
процессы нефтепереработки.
Упомянутые выше два головных процес-
са— разделение сухих газов НПЗ и пиролиз
этана, пропана и рафинатов риформинга —
обеспечивают получение значительных коли-
честв мономерного сырья, в том числе этиле-
на 280 и пропилена 180—200 тыс. т/год. На
базе этого сырья может быть разработано
много вариантов нефтехимических произ-
водств, определяемых потребностями, энерге-
тическими ресурсами и другими факторами
применительно к конкретным районам строи-
тельства. Ниже рассматриваются два наибо-
лее вероятных варианта таких производств-
соответственно вариант I и вариант II.
Жидкие парафины, ресурсы которых со-
ставляют 280 тыс. т!год, рекомендуется ис-
пользовать частично (порядка 100 тыс. т/год)
для производства белково-витаминных кон-
центратов (БВК) на специализированных
предприятиях и частично (порядка 150—
180 тыс. т/год) для окисления в кислоты (ва-
риант I) или для переработки в олефины че-
рез крекирование (вариант II) на специально
предусматриваемой для этой цели крекинг-
установке. Получаемые а-олефины направ-
ляются на производство методом оксо-
синтеза спиртов С7—С9 (фракция 40—140°),
типола (фракция 140—180°), сульфонола
(фракция 180—240°) и других продуктов. Со-
гласно первому варианту схемы, жидкий па-
рафин направляется на крупную установку
окисления парафина в СЖК с последующим
разделением их на фракции и гидрированием
в спирты, используемые для получения пла-
стификаторов (спирты С5—С9) и моющих по-
рошков (спирты Сю—Сю) , КИСЛОТЫ С17—С20
используются для мыловарения.
Бутилен-дивинильная фракция с газоразде-
ления совместно со свежей бутан-бутиленовой
и отработанной бутановой фракциями с НПЗ
передается заводам СК.
Благодаря включению в схему нефтехимиче-
ского комплекса процесса гидродеалкилиро-
вания, разрабатываемого Гипрогазтоппромом,
по данным ВНИИНП и НИИнефтехим, име-
ется возможность получать значительное ко-
личество нафталина (50 тыс. т/год) из газой-
ля каталитического крекинга и дополнитель-
ного количества бензола (17—23 тыс. т/год)
из толуола. Ресурсы бензола и этилбензола
позволяют создать крупнотоннажные произ-
водства фенола, и ацетона, а также стирола и
полистирола.
На перспективном НПЗ получается значи-
тельное количество параксилола
(60 тыс. т/год), который по рекомендации
Госхимкомитета не используется в составе
нефтехимического комплекса, а передается на
специализированные предприятия для пере-
работки в синтетические волокна, например
в лавсан. Ортоксилол и сажевое сырье, ресур-
сы которых невелики (соответственно 19—
20 и 70 тыс. т/год), на нефтехимическом ком-
плексе также не используются и могут быть
переданы специализированным предприятиям.
Некоторые виды нефтехимического сырья
перерабатываются непосредственно на НПЗ—
например сероводород, извлекаемый из сухих
газов и перерабатываемый в элементарную
серу.
В составе нефтехимического комплекса пре-
дусматривается производство водорода, по-
требность в котором для всех процессов неф-
теперерабатывающего завода составляет 40—
50 тыс. т/год. Для удовлетворения этой по-
требности намечается построить четыре агре-
гата производительностью по 15 тыс. т/год
водорода каждый. Кроме того, часть водоро-
да (36 ты-с. т/год с содержанием водорода
85% объемн.) может быть получена в про-
цессе газоразделения и использована для,
нефтехимических производств. Для производ-
ства водорода намечается применить наибо-
лее прогрессивный процесс паровой каталити-
ческой конверсии в трубчатых печах под дав-
лением 15—20 ат, а в качестве сырья — ме-
тановую фракцию, получаемую при газораз-
д°лении сухих газов НПЗ и пирогаза. По
второму варианту схемы нефтехимического
комплекса производство водорода совмещено
с получением синтез-газа в количестве
59
120 тыс. т/год методом углекислотной конвер-
сии метановой фракции, что дает значитель-
ные экономические выгоды. Ресурсы синтез-
газа позволяют создать крупнотоннажное
производство спиртов методом оксосинтеза.
При проектной разработке нефтехимического
комплекса стремились к применению наибо-
лее крупных технологических установок, для
чего пришлось несколько сузить ассортимент
вырабатываемой продукции. Предусмотрен-
ные на перспективном заводе мощности по
отдельным производствам находятся на уров-
не достигнутых на наиболее современных за-
рубежных нефтехимических предприятиях,
например по производству нитрила акриловой
кислоты (НАК) — 50, а производству поли-
этилена— 150 тыс. т/год. Намечается приме-
нефтехимкомитета — ВНИИНП, НИИСС,
ВНИИнефтехим, НИИПМ и др., проверенные
на лабораторных, пилотных, полузаводских и
промышленных установках. Исходя из степе-
ни готовности проектной разработки отече-
ственных высокопроизводительных установок
для рекомендуемого нефтехимического ком-
плекса, можно полагать, что строительство
таких заводов может быть начато через 3—4
года со сроком ввода их в действие в 1970—
1972 гг.
На рис. 3 представлен один из возможных
вариантов схемы генерального и ситуацион-
ного плана нефтехимического комплекса для
рассмотрения в предварительном наполнении,
поскольку еще не определен окончательно на-
бор технологических установок и объектов
Рис. 3. Схема генерального и ситуационного
плана нефтехимического комплекса перспек-
тивного завода
/ — промышленная площадка НПЗ; 2 —промышлен-
ная площадка нефтехимических производств; 3 — про-
изводство полиэтилена: 4 —пиролиз сухих газов;
5 — пиролиз рафинатов; 6 — водяной блок; 7 — произ-
водство полистирола; 8 — производство водорода; 9 —
производство этилбензола, стирола; 10 — производство
СЖК; // — производство нафталина; 12 — производст-
во окиси этилена; 13 — производство глицерина; 14 —
производство нитрила акриловой кислоты; 15 — про-
изводство СЖК (фракция С5—Св); 16 — произ-
водство СЖС (фракция С io~Cie); 17 — поселок; 18 —
санитарно-защитная зона; 19 — строительная база;
20 — ремонтно-механический завод; 21 — склады ма-
териально-технического снабжения; 22—ТЭЦ; 23—тар-
ное хозяйство; 24 — товарно-сырьевая база; 25—про-
мышленная площадка.
Примечание. Пунктиром обозначены площади воз-
можного расширения.
некие крупных реакторов полимеризации
мощностью 12—15 тыс. т/год, разрабатывае-
мых .в настоящее время Гипрогазтоппромом.
В состав нефтехимической части завода
включены новые шроцессы, разрабатываемые
научно-исследовательскими институтами Гос-
60
общезаводского хозяйства. Общая площадь,
занимаемая нефтехимическими производства-
ми (без товарно-сырьевой базы и админист-
ративного блока), равна 238 га, а с учетом
строительства всех остальных объектов она
составит не более 300 га. На наименьшем
расстоянии к НПЗ размещаются головные
технологические установки нефтехимического
комплекса, непосредственно связанные с неф-
теперерабатывающим заводом по сырью. Пре-
дусматривается резервная площадка для
дальнейшего расширения нефтехимического
комплекса. Все планировочные решения при-
няты в соответствии с действующими проти-
вопожарными техническими условиями.
Ниже представлены основные расходные и
технико-экономические показатели нефтехи-
мического комплекса при переработке арлан-
ской нефти, составленные по укрупненным
показателям, и приводимые лишь для ориен-
тировочного сопоставления схем по вариан-
там I и II.
Ниже показаны рекомендуемые мощности
(тыс. т1год) по производству продукции неф-
техимического /комплекса на базе сырья пер-
спективного НПЗ при переработке арланской
нефти:
Вари- Вариант II
ант 1
В том числе на технологические
установки.................... 1246	1275
Свежаи вода на технологиче-
ские установки, тыс. .и3 .	.	2508	2092
Оборотная вода на технологи-
ческие установки, тыс. м3	.	414358	374252
Топливный газ, тыс. т . . .	.	315	320
Энергетические затраты в ус-
ловном топливе, тыс. т}год	.	2015	1811
Капитальные вложения, млн.
руб........................ 352	321
В том числе стоимость оборудо-
вания, млн. руб............ 220	184
Затраты по обработке, млн.	руб.	155	148
Число работающих............. 8750	9267
Из них—рабочих............... 7755	8087
Стоимость валовой продукции в
оптовых ценах, млн. руб. . .	336	282
Производительность труда,
тыс. руб/чел............... 38,4	40,4
Размер площадки, га.......... 270**	300
* Без учета затрат на производство дивинильиого и изо-
пренового каучука.
** Включая ТСБ н административный блок.
Этилен* **................... 279	272
Пропилен* ....................181	198
Окись этилена с переработкой На заданную
мощность
Полиэтилен высокого давления 150	150
Глицерин ..................... На	заданную
мощность
Нитрил акриловой кислоты . .	75	75
Окисление жидких парафинов	150	—
Крекинг жидких парафинов . •	—	150
Спирты С7—С9 из СЖК ...	22	—
Спирты С10—С1в из СЖК ...	48	—
Спирты С7—С9 оксосинтезом	—	30
Бутиловые спирты................—	90
Нафталин....................... 50	50
Этилбензол, стирол ............ 60	60
Полистирол .................... 60	60
Бензол деалкилированием толу-
ола ....................... •	17	23
Сульфонол ......................—	'23
Типол...........................—	10
Водород....................... 40	40
Синтез-газ......................—	103
Дивинил.........................—	90
Изопрен.........................—	На задан-
ную мощ-
ность
* Суммарные ресурсы этилена и пропилена, получае-
мых в результате разделения сухих газов каталитического
крекинга и ТКК> а также пиролиза этана, пропана и ра-
финатов рнформиига.
Основные расходные и технико-экономиче-
ские показатели нефтехимического комплекса
перспективного НПЗ при переработке арлан-
ской нефти показаны ниже:
Вариант I Вариант II*
Тепловая энергия, тыс. Мкал . 4494	3552
В том числе на технологические
установки................... 3457	2732
Электроэнергия, млн. квт-ч . . 1868	1723
Таблица 3
Нормы расхода исходного углеводородного сырья
на 1 т товарной продукции, принятые при
проектировании нефтехимических производств
Товарный продукт	Исходное углеводо- родное сырье	Мощность, тыс. т/год	Расход сырья на 1 т про- дукта, т
Окись этилена . . Полиэтилен высо-	Этилен	По за- данию	1,32
кого давления .	Этилен	150	1,1
Глицерин . . . . Нитрил акриловой	Пропилен	—	0,9
кислоты (НАК) Спирты С7—С9 из	Пропилен	75	1,56
СЖК	 Спирты С7—С9 из	Синтетические жир- ные	кислоты С7 С„	22	1,1
а-олефинов . . Спирты С1о—С1в из	а-олефины	30	2,0
сжк		Синтетические жир- ные	кислоты Сю—С1в	48	1,21
Спирты бутиловые	Пропилен	90	0,9
Стирол 		Этилбензол	—	1,13
Полистирол . . . Сульфонол из а-	Стирол	60	0,833
олефинов . . . Типол из а-олефи-	а-олефины	23	0,91
НОВ		а-олефины	10	1,8
Примечания: на — 2.32 г. 2. Расход парафина	1. Расход парафина на на 1 г СЖК — 1,51 т	1 г «-олефи- 1	
6 1
При определении этих показателей были
приняты расходы сырья, энергетические за-
траты и удельные капитальные вложения по>
производству основных продуктов нефтехи-
мических производств согласно данным, при-
веденным в табл. 3, 4 и 5.
Затраты энергии и воды на 1 г товарной
продукции принятые при проектировании
нефтехимических производств
Наименование затрат	Расход на 1 т продукта	Товарный продукт	Мощность по продукту, тыс. Tjsod
Электроэнергия,			
кет -ч		2936	Окись этилена	По за-
Пар, Мкал . . . Вода оборотная, л3 Электроэнергия,	5,43 101,6		данию
квт-ч 		2500	Полиэтилен вы-	150
Пар, Мкал . . .	0,86	сокого давле-	
Вода оборотная, м3 Электроэнергия,	216,6	НИЯ	
квт-ч 		1408,3	Нитрил акрило-	75
Пар, Мкал . . . Вода оборотная, м3 Электроэнергия,	7,5 98,05	вой кислоты	
квт-ч 	 Пар, Мкал . . . Вода оборотная, л«3 Электроэнергия,	729 1,5 263,6	Спирты С7—Св	22
квт-ч 	 Пар, Мкал . . . Вода оборотная, ж3 Электроэнергия, квт-ч1 		943 0,85 285,8	Спирты Сю—Сю	46
	1699	Спирты бутило-	90
Пар,’Мкал . . . Вода оборотная, м3 Электроэнергия,	3,84 437,7	вые	
квт-ч 		1377,5	Спирты С7—С9	30
Пар, Мкал . . . Вода оборотная, м3 Электроэнергия,	3,06 576,6	из а-олефинов	60
Квт -Ч . . . . .	2014,4	Полистирол	
Пар, Мкал . .	9,05	(в том числе	
Вода оборотная, л3 Электроэнергия,	643,2	этилбензол, стирол)	
квт-ч 	 Пар, Мкал . . . Вода оборотная, л«3 Электроэнергия,	365,2 0,202 109,5	Сульфонол	23
квт-ч 	 Пар, Мкал . . . Вода оборотная, м3	120 0,64 300	Типол	10
Ниже приводятся основные технические
требования на сырье, принятые при проекти-
ровании нефтехимических производств.
62
Таблица 5
Удельные капитальные вложения на 1 г товарной
продукции, принятые прн проектировании
нефтехимических производств
Таблица 4
Товарный продукт	Мощ- ность, тыс. т/год	Удельные капиталь- ные вложения, руб{т	
		по про- мышленно- му строи- тельству в целом	в том. числе по объектам основного производ- ственного назначения (оборудо- вание и монтаж)
Окись этилена .... Полиэтилен высокого	Заданная	135	115
давления 		150	360	173
Г лицерин	 Нитрил акриловой кис-	Заданная	308	228
ЛОТЫ		75	366	174
Спирты С7 —С9 из СЖК	22	170	130
Спирты С1о—Сю из СЖК Спирты С7—С9 из а-оле-	48	264	182
финов 		30	290	107
Спирты бутиловые . . .	90	123	97
Полистирол 		60	234	115
Сульфонол 		23	58	20
Типол 		10	70	10 1
Парафины для окисления при производст- ве синтетических жирных кислот:			
Твердый
Содержание водорастворимых кислот
и щелочей	............ Отсутствие
Цвет по йодной шкале, менее . . .	100
Йодное число, менее............... 2
Температура, град.:
плавления, не выше.................. 48
кипения при остаточном давлении15 мм рт. ст.
н. к................................ 220
к. к.............................. 280
Содержание, %, не более:
масел .............................. 2
серы............................. 0,01
парафинов изостроения ......... 10
Скорость окисления до кислотного
числа 70, ч, не более.............. 28
Молекулярный состав, %:
С21—С24, не менее.................. 60
С26—С27, не более ............. 35
Жидкий
Температура, град.:
плавления	..... ............... 18—25
н. к. сорт	А....................... 300
н. к. сорт	Б....................... 240
конца кипения ..................... 360
Содержание, % вес.
серы, не более................... 0,01
комплексообразующих с мочеви-
ной, не менее ................. 93
ароматики, % вес., не более ...	0,5
Синтетические жирные кислоты Сю—Сю
для производства СЖС Сю—Cis
кислотное число в мг КОН/г . . 250—270
эфирное число в мг КОН/г . . .	5—7
Содержание, % вес., не более:
неомыляемых......................... 3
фракции до С1о............... 5
фракции выше С1Й............ 17
Карбонильное число,	не	более	.	15
Йодное число, не более	....	12
Синтетические жирные кислоты С?—Сэ для
производства синтетических жирных спиртов
С7—С9:
Кислотное число в мг КОН/г . . 370—410
Эфирное число в мг КОН/г, не бо-
лее .................................. 3
Содержание, % вес., не более:
неомыляемых ........................ 1
воды............................. 1,5
Пределы кипения:
до 215° отгоняется,	% , не более	3
» 215—360° »	не менее	80
выше 360°	»	не более	12
а — олефины (фракция 55—140°), получае-
мые при крекинге парафинов и используемые
для производства синтетических жирных
спиртов С?—С9:
Содержание непредельных, % ...	70—90
Остаток при испарении,	%............. 0,5
Содержание серы, %	вес............ 0,02
Бромное число ....................... 145
Малеиново-ангидридное число (содер-
жание диолефинов).................. 10
Пределы выкипания:
96,5% вес. выкипает прн темпе-
ратуре, град................... 55—140
Технические требования на этилен и про-
пилен приведены в приложениях 5 и 6 к ма-
териалам совещания 6 апреля 1964 г.
СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ПЕРСПЕКТИВНОГО НПЗ
СКВ АНН совместно с институтом Гипро-
нефтезаводы разработало основные техниче-
ские требования на системы автоматизации и
централизации управления применительно к
перспективному нефтеперерабатывающему
заводу мощностью 12 млн. т]год. Эти требо-
вания сводятся в основном к следующему:
1.	Технологические установки завода долж-
ны иметь высокий уровень автоматизации и
соответствующий этому уровню небольшой
штат обслуживающего персонала. В частно-
сти, на основных технологических установках
должна быть предусмотрена автоматическая
оптимизация с использованием специальной
управляющей вычислительной машины — оп-
тимизатора (УВМ), автоматически рассчиты-
вающей оптимальный режим и воздействую-
щей на задания главных автоматических ре-
гуляторов установки. На остальных техноло-
гических установках, где нецелесообразно
применение УВМ, система автоматизации
должна быть разработана таким образом,
чтобы после вывода установки на режим опе-
ратор лишь наблюдал за работой установки
и проводил необходимые ручные перенастрой-
ки заданий автоматических регуляторов.
2.	Возможность объединения управления
несколькими технологическими установками
из единой операторной.
3.	Обеспечение надежной работы техноло-
гических установок без промежуточных емко-
стей («жесткая связь»).
С. В. НЕСМЕЛО»
СКВ АНН
4.	Автоматизация технологических устано-
вок должна базироваться на единой для всех
установок завода системе автоматизации, га-
рантирующей полную пожаро- и взрывобез-
опасность.
5.	На каждой технологической установке
должен быть обеспечен автоматический учет
всех энергетических ресурсов с помощью
объемных счетчиков и возможность направ-
ления данных учета на вычислительную ма-
шину— местную или центральную. При этом
имеется в виду, что специальные управляю-
щие вычислительные машины основных тех-
нологических установок, кроме управления
процессами, должны выполнять также функ-
ции автоматического эпизодического подсчета
материального баланса установки и выдачи
основных технико-экономических показателей
ее работы за */з или */« суток и за целые сутки
с передачей вычисленных параметров на ко-
ординационно-вычислительную машину
(КВМ). На эту же машину должна поступать
сводная информация от информационно-вы-
числительных машин остальных установок за-
вода. Предусматривается применение схемы
автоматического регулирования по качест-
венным, т. е. прямым, а не косвенным пара-
метрам.
6.	Основные показатели качества сырья,
полупродуктов и товарных продуктов должны
определяться автоматически на потоке.
Принципиальная схема управления пер-
63
спективным нефтеперерабатывающим заво-
дом представлена на рисунке.
Основные технологические установки заво-
да: АВТ, ТКК, гидрокрекинга, каталитиче-
ского крекинга, каталитического риформин-
га, гидроочистки, алкилирования, изомериза-
ции и производства ксилолов (всего 11 уста-
новок) — оборудуются управляющими маши-
нами-оптимизаторами (УВМ). Остальные ус-
тановки: карбамидной депарафинизации, би-
тумная, по производству водорода, серы и
ГФУ (всего 5 установок) оборудуются лишь
ями по автоматизации перспективных НПЗ,
необходимо выполнить большую программу
работ по конструированию конкретных при-
боров, узлов и машин, а также по разработ-
ке систем управления и автоматизации про-
цессами нефтепереработки и отдельными one*
рациями. Ниже приводится перечень некото-
рых из этих работ.
По конструированию приборов:
1)	промышленные анализаторы качества
нефтепродуктов в потоке, в том числе анали-
заторы для определения фракционного соста-
Схема управления перспек-
тивным нефтеперерабаты-
вающим заводом
Установки: / — АВТ с секцией
ЭЛОУ; 2 — ТКК; 3 — гидрокре-
кинг; 4 — каталитический ри-
форминг; 5 — экстракция и изо-
меризация ксилолов в пара-
ксилол; 6 — каталитический
крекинг; 7 — гидроочистка; 8 —
алкилирование; 9 — изомериза-
ция; 10 — координационно-вы-
числительная машина (КВМ);
11 — производство серы; 12 —
производство водорода; 13 —
ГФУ; 14 — энергетическое хо-
зяйство; 15 — товарио-транспорт-
ное хозяйство; 16— карбамид-
ная депарафинизация; 17 — би-
тумная; 18 — местные диспет-
черские пункты (МДП) с ин-
формационно-вычислительными
машинами (ИВМ); 19 — то же,
для обслуживания товарно-
транспортного и энергетическо-
го хозяйства
информационно-вычислительными машинами
(ИВМ) и будут управляться с помощью двух
местных диспетчерских пунктов (МДП). Объ-
екты товарно-транспортного и энергетическо-
го хозяйства завода будут обслуживаться
двумя другими информационно-вычислитель-
ными машинами.
Предусматривается высокий уровень авто-
матизации объектов общезаводского хозяйст-
ва (налив готовых продуктов в железнодо-
рожные и автомобильные цистерны, смешение
компонентов топлив в потоке, общезаводские
перекачки, операции учета и др.), включая
полную автоматизацию управления некоторы-
ми из них. Следовательно, обеспечивается на-
дежная работа без постоянного обслуживаю-
щего персонала.
Для производства ежесуточных расчетов,
отражающих эффективность хозяйственно-
финансовой и технико-экономической дея-
тельности предприятия, на заводе преду-
сматривается координационно-вычислитель-
ная машина (КВМ).
Чтобы реализовать решения, намеченные
настоящими предпроектными соображени-
ва узких фракций бензина для каталитичес*
кого риформинга и тяжелых нефтепродук-
тов, выкипающих в пределах 350—500°, для
определения вязкости и температуры
вспышки остаточных продуктов, кипящих вы-
ше 500°, для определения основных показате-
лей качества гудрона и битумов, содержания
ароматических углеводородов в сырье для
производства сажи (фракции 270—420°) и в
экстрактах каталитического риформинга
(этилбензола, орто-, пара- и метаксилолов),
для определения содержания сероводорода
в углеводородных газах, промышленный хро-
матограф для определения этилбензола,
ортоксилола, метаксилола, параксилола и др.;
2)	регулирующие клапаны с ручным при-
водом, в том числе для труб диаметром
до 300 мм и высоких давлений — до 40 ат —
при работе в условиях агрессивных сред;
3)	автоматические станции смешения ком-
понентов топлив, масел и присадок к ним.
По разработке информационно-вычисли-
тельных и управляющих машин:
информационно-вычислительные и управ-
ляющие машины типов УМ-1, МППИ’2
64
и КВМ, предусмотренные в проекте перспек-
тивного НПЗ, разрабатываются НИИУВМ
(г. Свердловск) по техническому заданию,
выданному СКВ АНН и согласованному с
проектными институтами; по машине УМ-1
выпущен опытный образец, который
в 1964 г. принят соответствующим Государст-
венным Комитетом; машины МППИ-1 и
КВМ начнут выпускаться серийно в 1965 и
1966 гг. соответственно. Следовательно, все
три типа машин можно будет предусматри-
вать в проектах нефтеперерабатывающих за*
водов начиная с 1965 г. Необходимо под-
черкнуть, что применение управляющих ма-
шин потребует разработки математических
описаний технологических процессов. В этой
работе, помимо ВНИИНП и СКВ АНН,
должны принять участие ВНИИнефтехим и
Институт кибернетики Академии наук
УССР.
ОБОСНОВАНИЕ ПУНКТОВ СТРОИТЕЛЬСТВА И ТЕХНИКО-
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ>
Как сообщалось в предыдущих докладах,
все рассматриваемые варианты схем перспек-
тивных заводов для переработки ромашкин-
ской и арланской нефтей характеризуются
значительной глубиной переработки нефти,
малыми объемами производства котельного
топлива и большими объемами выработки
всех видов сырья для химической перера-
ботки. Так, по всем вариантам схем глубина
переработки нефти, определяемая выходом
светлых продуктов, находится на уровне 61—
64% с минимальной выработкой товарного
котельного топлива; суммарная выработка
всех видов нефтяного сырья для химической
промышленности составляет 17,3—19,7%, в
том числе углеводородов Ci—С4 7,9—9,6%
от перерабатываемой нефти, что является
весьма высоким показателем, позволяющим
создавать крупнотоннажные производства
продуктов нефтехимии массового потребле-
ния — синтетический каучук, пластические
массы, синтетические волокна, серу и серную
кислоту, высшие жирные спирты и кислоты,
белково-витаминные концентраты и др.
По условиям топливно-энергетического ба-
ланса нашей страны глубина переработки
нефти на отдельных заводах должна прини-
маться различной в зависимости от того, в
каком районе страны намечается строитель-
ство нефтеперерабатывающего завода. В
1 Доклад составлен по материалам проектной за-
писки Гипронефтезаводы — ВНИИНП «Соображения по
проектированию типовых перспективных технологиче-
ских схем нефтезаводов», № XI—996, т. II, раздел
«Обоснование пунктов строительства и технико-эконо-
мические показатели», июнь 1964 г.
5 Зак. 905
Б. Б. КРУПИЦКИЙ
Гипронефтезаводы
центральных, западных и северо-западных
районах страны, для которых уже сложился
напряженный топливно-энергетический ба-
ланс, целесообразно строить НПЗ с неглу-
бокой переработкой нефти, обеспечивающей
производство котельного топлива в значи-
тельных объемах. Расчеты, выполненные Со-
ветом производительных сил, Гипронефтеза-
водами и рядом других институтов, показы-
вают, что наиболее выгодным топливом для
этих районов являются топочные мазуты.
При строительстве в этих районах нефтепе-
рерабатывающих заводов с неглубокой пере-
работкой нефти (выход светлых ниже 50%,
выход котельного топлива в пределах 30—
40%) в объеме намеченных мощностей на
период до 1975 г. может быть получена на-
роднохозяйственная экономия порядка
1300 млн. руб. по -сравнению с заводами с
глубокой переработкой нефти, при выработ-
ке котельного топлива порядка 15% от неф-
ти. При этом около 800 млн. руб. может
быть получено на строительстве нефтезаво-
дов, ГРЭС, объектов по добыче и транспор-
ту нефти и угля и около 500 млн. руб. еже-
годно— на эксплуатации этих объектов.
Принятая на перспективном заводе значи-
тельная глубина переработки нефти, а так-
же большой объем производства сырья для
нефтехимической промышленности предоп-
ределяют целесообразность размещения та-
ких заводов в восточных районах страны, ко-
торые, как известно, располагают неограни-
ченными топливно-энергетическими ресурса-
ми. К числу таких районов относятся Север-
ный Казахстан (г. Павлодар), Красноярский
65
Таблица 1
край (район Критово), а также Дальний Во-
сток (Бикин — Находка). По генеральной
схеме развития и размещения нефтеперера-
батывающей промышленности эти районы
являются первоочередными пунктами строи-
тельства новых мощных НПЗ со сроками
ввода в эксплуатацию в 1970—1972 гг.
Включение в состав нефтеперерабатываю-
щих заводов нефтехимических производств,
как это имеет место в рассматриваемых схе-
мах перспективных НПЗ, делает тем более
целесообразным строительство таких заводов
в восточных районах страны, ибо нефтехи-
мические производства отличаются чрезвы-
чайно высокой энергоемкостью, доходящей
до 15 т и более условного топлива на 1 т хи-
мических продуктов.
Необходимо в ближайшее время решить
вопрос о пунктах строительства перспектив-
ных заводов и приступить к их конкретному
проектированию. Это позволит внести необ-
ходимые уточнения в предлагаемые схемы
НПЗ и химических комплексов применитель-
но к условиям конкретных экономических
районов.
В табл. 1 приведены основные технико-
экономические показатели перспективного
НПЗ, составленные применительно к схемам
переработки ромашкинской и арланской
нефтей, подробно охарактеризованным в до-
кладе А. П. Арефьева, а также сопоставле-
ние указанных показателей с показателями
завода — аналога. В качестве последнего
условно принята топливная часть проекта
Рязанского НПЗ при переработке ромашкин-
ской нефти, скорректированная на мощность
13 млн. т/год и на углубление переработки
нефти до уровня перспективного завода. На
заводе-аналоге, кроме того, предусматрива-
ется применение обычных по мощности тех-
нологических установок согласно имеющим-
ся или разрабатываемым проектам, в то
время как на перспективном заводе имеется
в виду использование в 2—3 раза более
крупных установок, разработку проектов ко-
торых необходимо осуществить в связи с
проектированием перспективных НПЗ.
О значительной экономической эффектив-
ности применения мощных технологических
установок по сравнению с применяемыми в
настоящее время установками свидетельст-
вуют результаты технико-экономического
анализа, приведенные в табл. 2, согласно ко-
торым может быть достигнуто снижение ка-
питальных затрат только на стоимости тех-
нологических установок в размере 28 млн.
руб., что составляет 30% от стоимости НПЗ
мощностью 12 млн. т/год. При этом значи-
Основные технико-экономические показатели
перспективного НПЗ в сопоставлении с
показателями завода-аналога
Показатели	Перспективный НПЗ, вариант I		Завод- аналог. Ромаш- кинская нефть
	Ромаш- кинская нефть	Арлаи- ская нефть	
Мощность завода, млн. т/год Производство товарной про-	12	12	13
дукций, % на нефть . . Отбор светлых продуктов,	87,2	84,6	91,0
% на нефть 	 В том числе:	62,3	64,3	61,3
бензин автомобильный	14,8	14,7	17,7
дизельное топливо—всего	31,6	36,1	26,9
летнее 		17,4	21,9	23,8
зимнее		14,2	14,2	3,1
ароматические углеводе-			
роды Св—С8		2,1	1,4	0,4
парафин жидкий .... Отбор бутана и бутан-бути-	2,3	2,3	0,4
леновой фракции, % на нефть 		0,9	1,3	0,8
Октановое число автомо- бильного бензина* .... Содержание серы в дизель-	88,96	104	80
ных топливах, % ... . Число технологических уста-	0,2	0,2	0,2
новом 		17	18	35
Эксплуатационный штат —			
всего 		2015	2160	2759
В том числе технологичес-			
ких установок 	 Производительность труда,	743	856 136,0	1073
тыс. руб/чел	 Капитальные затраты, млн.-	146,9		87,6
			
руб.** 	 Капитальные затраты на	166,2	183,6	168,7
100 руб. валовой продук-			
ции, руб		 Себестоимость всей продук-	56,2	62,5	69,8
ции, млн. руб	 Себестоимость продукции,	125,6	136,9	123,9
приходящаяся на 1 руб. товарной продукции, коп.	42,5	46,7	51,0
Площадь завода, включая			
товарно-сырьевую базу,	266		
га			266	—
Плотность	застройки,		22,2	
га/млн. т нефти в год . .	22,2		
* Октановое число по исследовательскому методу КО и
88 — без ТЭС, 96 и 104 — соответственно с 0,42 и 0,82 г/кг
ТЭС.
»• Из ннх 52,4 и 54,9% соответственно для ромашкин-
ской и арланской нефтей составляет стоимость технологи-
ческих установок, остальное приходится на объекты об-
щезаводского хозяйства.
66
Таблица2
Повышение эффективности капитальных вложений при применении крупных
технологических установок на НПЗ мощностью 12 млн. т/год
Технологические установки	НПЗ с крупными установками			НПЗ с обычными установками			
	число установок	мощность установ- ки, тыс. т/год	стоимость, млн. руб.	число установок	мощность установ- ки, тыс. т/год	Стоимость, млн, руб.Г	
						одной установки	всех установок
Гидрокрекинг 		1	2500	8,3	3	900	4,5	13,5
ТКК гудрона	 Гидроочистка с секциями для керосина, ди- зельного топлива, продуктов ТКК и очи-	1	2500	9,0	3	900	4,23	12,7
стки сухого газа 		1	3700	9,5	4	1200 (900) 500	3,1	11,5
Карбамидная депарафинизация 	 Каталитический риформинг с экстракцией	1	2000	8,0	4		2,62	10,5
ароматических углеводородов 	 Комплекс установок по разделению суммар- ных ксилолов и изомеризации фракции	1	1100*	10,0		300*	4,07 (1,0)	15,3
м-ксилола 	 Каталитический риформинг на облагоражи-	1	152***	9,0	13	уу***	3,47	14,7
вание 		1	1000	5,4	4 4* 41	600	4,01 (2,9)	6,9
Алкилирование 		1	180	2,1	2	90	1,39	2,78
ГФУ		1	800	2,0	2	400	1,28	2,56
Производство элементарной серы		1	100	1,0	5	22	0,31	1,5
Производство серной кислоты 	 Итого 	 Снижение затрат: млн. руб	 %	 *	Мощность по процессу риформинга. *	* Из них три установки Л-35-7 и три уста *♦* Мощность по сумме ксилолов. *	*** Из них одна установка мощностью 600 ***** Мощность по сырью.	1 11 новки Л-35 одна — 30(	jjg***** 9. тыс. т/го<.	0,9 65,2 28 30	2 46	21	0,64	93,2
тельно снижается расход металла на 1 т пе-
рерабатываемой нефти, сокращается пло-
щадь территории, необходимая для техноло-
гических установок и протяженность связы-
вающих их коммуникаций, численность об-
служивающего персонала и эксплуатацион-
ные расходы, связанные с расходом энерго-
ресурсов, материалов, реагентов и т. п.
Ввиду того что на перспективном НПЗ бу-
дет вырабатываться продукция значительно
более высокого качества по сравнению с
продукцией действующих в настоящее вре-
мя заводов, применение существующей ме-
тодики определения эффективности капи-
тальных вложений на тонну светлых нефте-
продуктов неприемлемо. В связи с этим был
применен другой показатель фондоотдачи.
Вся продукция была оценена по единым не-
изменным оптовым ценам завода — аналога
и перспективного завода.
На рисунке представлена структурная схе-
ма управления перспективным НПЗ, главной
особенностью которой является бесцеховое
управление производством, основанное на
прямых, непосредственных связях руководст-
ва завода с производственными объектами.
Благодаря этому отпадает необходимость в
промежуточных, дублирующих друг друга,
звеньях и уменьшается штат административ-
но-хозяйственного и управленческого персо-
нала. Численность работающих на заводе по
всем вариантам схем завода составляет
2015—2215 чел., в том числе численность
персонала технологических установок 743—
911 чел., а задалживаемый штат ремонтной
базы и автотранспорта — 685 чел. Преду-
сматривается, что ремонтная база и авто-
транспортное хозяйство будут находиться не
в составе НПЗ, а в составе службы всего
промышленного района, (где будет осущест-
вляться строительство нефтеперерабатыва-
ющего завода. Штат заводоуправления вме-
сте с координационно-вычислительным цент-
ром составит 140 чел. Интересно отметить,
5*
67
что число единиц штата, приходящихся на
I млн. перерабатываемой нефти, с учетом
штата ремонтной базы и автомобильного
транспорта, составляет: для перспективного
НПЗ —225—230 чел., для завода-аналога
мощностью 13 млн. т/год (см. ниже) —
259 чел., а для топливной части одного из
Рекомендуемая структурная схема управ-
ления перспективным НПЗ является реальной
благодаря широкому применению на заводе
автоматизации производственных процессов
и координационно-вычислительных машин, о
чем подробно сообщалось в докладе С. В.
Несмелова.
Схема организации управления перспективным НПЗ
/—директор; 2 — гл. инженер — зам. директора; 3 —зам. директора по снабжению,
складскому хозяйству и транспорту; 4 — гл. экономист; 5 — планово-экономический от-
дел; 6 — отдел организации труда, зарплаты и кадров; 7 — отдел капитального строи-
тельства; 8 — бухгалтерия и машино-счетное бюро; 9 — отдел административно-хозяйст-
венный, благоустройства и обслуживания; 10 — отдел материально-технического снаб-
жения; 11 — складское хозяйство; 12 — гл. технолог; 13 — технический отдел; 14 — про-
ектно-конструкторское бюро; 15 — ЦЗЛ; 16 — координационно-вычислительный центр;
17 — гл. механик; 18 — отдел гл. механика; 19 — ремонтные мастерские технологического
оборудования; 20 — ремонтные мастерские энерго-снлового и товарного хозяйства; 21 —
гл. энергетик; 22 — отдел гл. энергетика; 23 — энерго-силовая служба; 24 — диспетчер-
ская; 25 — водоснабжение и канализация; 26 — паро-теплоснабженне; ^ — электроснаб-
жение; 28 — воздушные компрессорные; 29 — группа связи; 30 — гл. приборист; 31 — от-
дел гл. прибориста; 32 — служба контроля н автоматики; 33 — 1-й зам. гл. инженера по
производству; 34 — отдел эксплуатации; 35 — товарно-сырьевая база, диспетчерская; 36 —
товарная н моторная лаборатории; 37 — реагентное хозяйство; 38 — контрольные лабора-
тории; 39 — диспетчерская; 40 — АВТ и ЭЛОУ; 41—ТКК; 42 — гидрокрекинг; 43 — ката-
литический крекинг; 44 — гидроочистка; 45 — риформинг иа облагораживание; 46 — ката-
литический риформинг фракции 62—140°; 47 — производство ксилолов; 48 — алкилирова-
ние; 49 — изомеризация фракции и. к. — 62°; 50 — ГФУ, производство серной кислоты и
серы; 51 — карбамидная депарафинизация и бутановая установка
действующих новых заводов аналогичной
мощности — 399 чел. Ввиду отсутствия дан-
ных о численности персонала на зарубеж-
ных заводах по основным структурным под-
разделениям не представляется возможным
сопоставить приведенные показатели с ана-
логичными показателями по заводам США
и Западной Европы *.
1 На нефтеперерабатывающем заводе в Делавере
(США) мощностью 7,2 млн. т/год, введенном в эксплу-
атацию в 1956 г., штат обслуживающего персонала со-
ставляет 720 чел., включая 200 чел. задалживае-
мого ремонтного персонала. См. Г. И. Казьмин,
Л. А. Гвоздецкий, В. А. Касаткин и Б. С. Семенов
«Нефтеперерабатывающие заводы США», Гостоптехиз-
дат, 1962 г., стр. 41.
Данные табл. 1 характеризуют большие
технико-экономические преимущества пер-
спективного завода по сравнению с заводом-
аналогом в части эффективности использова-
ния капитальных вложений и себестоимости
продукции при значительно более высоком
качестве автомобильного бензина, более
глубоком отборе дизельного топлива (осо-
бенно зимнего сорта), ароматических угле-
водородов, жидких парафинов и других цен-
ных видов сырья для химической переработ-
ки. Капитальные вложения и себестоимость
продукции соответственно на 19—20% и
17—19% на перспективном НПЗ ниже по
сравнению с заводом-аналогом. Если сопо-
. -68
ставить технико-экономические показатели
с показателями действующих НПЗ аналогич-
ной мощности, например Омского завода, то
показатели по перспективному заводу будут
еще более благоприятными. Существенным
показателем является и то, что удельный вес
активных фондов — основных производствен-
ных установок — составляет порядка 60—
62%, в то время как на наших действующих
заводах, в том числе и на Рязанском, ак-
тивные фонды составляют лишь 50%, а ос-
тальные 50% фондов приходятся на подсоб-
но-вспомогательные объекты.
Такой экономический выигрыш стал воз-
можен за счет применения на перспективном
НПЗ укрупненных и комбинированных тех-
нологических установок и жестких связей
между ними, автоматизации производствен-
ных операций, рационального решения гене-
рального плана завода, обеспечивающего на-
ибольшую плотность застройки, составляю-
щую 22 га на 1 млн. т нефти в год, и сокра-
щение протяженности внутризаводских ком-
муникаций, а также за счет других меропри-
ятий.
Суммарные капитальные затраты, опреде-
ленные по укрупненным показателям для
всего комплекса нефтеперерабатывающего и
нефтехимического завода, составляют при-
близительно 700 млн. руб., в том числе по-
рядка 170-—200 млн. руб. по нефтеперераба-
тывающей части завода и порядка 500—
530 млн. руб. по нефтехимической части, из
которых около 200 млн. руб. приходится на
завод синтетического каучука. Суммарный
объем строймонтажных работ 350 млн. руб.,
срок строительства всего комплексного заво-
да— 5—7 лет. Такая большая программа
строительно-монтажных работ требует нали-
чия мощной строительной организации и тща-
тельной разработки проекта организации ра-
бот.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Предлагаемые институтами Гипронефтезаводы,
ВНИИП и Гипрогазтоппром схемы и проектные реше-
ния перспективного Н ПЗ мощностью 12 млн. т/год при-
менительно к переработке сернистой (типа ромашкин-
ской) и высокосернистой (типа арланской) нефтей и
нефтехимического комплекса обеспечивают:
1)	необходимую глубину переработки нефти (отбор
светлых продуктов 61,6—64,3%) и значительные объе-
мы производства основных нефтепродуктов (автомо-
бильный бензин 14,7—19,6®/о, авиационный керосин
5%, дизельное топливо 29,7—36,1°/о, котельное топливо
6,8—19,4л/о);
2)	производство высококачественных моторных топ-
лив, соответствующих, а в ряде случаев превосходящих
показатели лучших мировых стандартов по аитидетона-
циоиной характеристике (октановое число автомобиль-
ного бензина 88,96 и 106 по исследовательскому методу
при содержании ТЭС соответственно 0,41 и 0,82 г/кг
для двух последних сортов бензина) и глубине очистки
от вредных примесей (содержание серы в бензине
0,1%, керосине 0,05%, дизельном топливе 0,2%);
3)	производство в значительных объемах сырья для
химической переработки; суммарные ресурсы всех ви-
дов такого сырья составляют 19,7—17,3% и 18,8—
19,4% при переработке ромашкинской и арланской неф-
тей по вариантам схем I и II. В числе этих ресурсов
ароматические углеводороры С6—С8 (бензол, толуол,
о-ксилол, п-ксилол, этилбензол) составляют 251—218 и
171—157 тыс. т/год, парафин жидкий 280 тыс. т/год,
сырье для производства нафталина 280—205 и
182 тыс. т/год, сажевое сырье 106—78 и 70 тыс. т/год,
сера элементарная 100—93 и 186 тыс. т/год. Легкие уг-
леводороды Ci—С4 составляют 852—868 и 948—
1156 тыс. т/год, в том числе сухой газ 424—422 и
430—471 тыс. т/год, пропан и пропан-пропиленовая
фракция 325—343 и 367—417 тыс. т/год, бутан и бу-
тан-бутиленовая фракция 103 и 151—267 тыс. т/год.
При разделении сухих газов НПЗ, пиролизе этана,
пропана и рафинатов риформинга может быть полу-
чено этилена 280 и пропилена 180—200 тыс. т/год'. На
базе указанного углеводородного сырья может быть
организовано крупнотоннажное производство различ-
ных химических продуктов, в том числе полиэтилена
150 тыс. т/град, нитрила акриловой кислоты 75 тыс. т/год,
спиртов С7—С9 из СЖК и оксосинтезом 22—
30 тыс т/год, спиртов Сю—С,в из СЖК 48 тыс. т/год,
бутиловых спиртов 90 тыс. т/год, нафталина
50 тыс. т/год, этилбензола (или стирола) и полисти-
рола по 60 тыс. т/год, дивинила 90 тыс. т/год, водоро-
да 40 тыс. т/год и др.
Такие высокие технологические показатели перспек-
тивного НПЗ достигаются за счет широкого примене-
ния современных вторичных процессов переработки
(каталитический крекинг, каталитический риформинг,
гидрокрекинг, гидроочистка), суммарная доля которых
составляет 81,3—74,9% и 86,9—99,1% соответственно
для переработки ромашкинской и арланской нефтей
по вариантам I и II схем. При этом доля процесса гид-
роочистки составляет 30,8—33,3% и 43,8%, гидрокре-
кинга — 21,6—15,9% и 15,9%, каталитического рифор-
минга 17,7—17,5% и 16,1%, каталитического крекинга
11,2—16,4% и 7,2—18,6%. Значительные объемы произ-
водства углеводородного сырья достигаются за счет
эффективного использования сухих газов нефтеперера-
ботки и большой доли процесса пиролиза в составе
завода.
Перспективный НПЗ отличается высокими экономиче-
скими показателями, значительно превосходящими по-
казатели заводов-аналогов настоящего времени, приве-
денных к сопоставимым условиям; эксплуатационный
штат перспективного НПЗ составляет 2015 и 2160 чел.
соответственно для переработки ромашкинской и ар-
ланской нефти, а размер площадки завода, включая
ТС Б—266 га\ значительно снижаются капитальные вло-
жения и себестоимость продукции, отнесенные к единице
валовой и товарной продукции, повышается производи-
тельность труда и снижается себестоимость затрат по
обработке.
Такие высокие экономические показатели перспектив-
ных НПЗ достигаются главным образом за счет: при-
69*
менення укрупненных технологических установок и
объединения их в блоки, что позволило довести их чис-
ло до минимума; применения <жестких связей» между
установками; прогрессивных проектных решений гене-
рального плана, позволивших повысить плотность заст-
ройки до 22 га на 1 млн. т/год нефти и сократить про-
тяженность коммуникаций и объем промежуточных ем-
костей, а также за счет широкого применения автома-
тизации управления установками и заводом в целом.
Для осуществления предлагаемых схем мощных пер-
спективных НПЗ необходимо выполнить комплекс науч-
но-исследовательских, опытно-промышленных и проект-
но-конструкторских работ, перечень которых приводит-
ся в проектных записках Гипронефтезаводы —
ВНИИНП, Гипрогазтоппрома и СКВ АНН. Этот пере-
чень, в частности, включает:
требования к научно-исследовательским и проектно-
конструкторским институтам и совнархозам в части
завершения разработки и отработки в опытно-промыш-
ленном масштабе крупных установок каталитического
крекинга 43—103 и 2А, гидрокрекинга вакуумного ди-
стиллята, гидроочистки, каталитического риформинга и
изомеризации, деасфальтизации вакуумного остатка,
гидровисбрекинга вакуумного остатка и др.;
предложения по дальнейшему усовершенствованию
и модернизации установки каталитического крекинга
43—103;
предложения по разработке установки непрерывного
коксования в необогреваемых камерах производитель-
ностью 1600—2000 тыс. т/год-,
предложения по дальнейшей модернизации типовых
установок АТ-6 и АВТ-6 и по укрупнению их до
12 млн. т/год.
Раздел II
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ
ЗАВОДЫ МОЩНОСТЬЮ 12 млн. т/год
ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ
И ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ
(Гипрогрознефть и ГрозНИИ)
О СХЕМАХ ГЛУБОКОЙ ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКОЙ
ПЕРЕРАБОТКИ МАЗУТОВ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К МОЩНЫМ
ПЕРСПЕКТИВНЫМ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИМ ЗАВОДАМ
Б. К. АМЕРИК
ГрозНИИ
Необходимость углубления переработки
нефтей, расширения ассортимента и улучше-
ния качества нефтепродуктов, а также увели-
чения производства углеводородного сырья
для нефтехимии заставляет совершенство-
вать схемы переработки нефтей и, в частно-
сти, переходить на более развитые схемы
переработки мазутов, включающие процессы
глубокой деструкции высокомолекулярных
фракций и процессы облагораживания ко-
нечных или промежуточных продуктов. В свя-
зи с этим в общих затратах на переработку
нефтей увеличивается доля затрат, приходя-
щихся на переработку мазутов. В особенно-
сти это касается глубоких форм переработки
сернистых и высокосернистых нефтей, тяже-
лые фракции которых, кроме большого содер-
жания серы (до 2,7—3,7%), отличаются вы-
сокой смолистостью. Поэтому вопросы совер-
шенствования схем и аппаратурного оформ-
ления глубокой переработки различных мазу-
тов имеют большое значение для проектиро-
вания новых и улучшения работы действую-
щих нефтеперерабатывающих заводов.
Схемы термокаталитической переработки
сернистых и высокосернистых мазутов
Известно, что непременными элементами
глубокой переработки высокосернистых, вы-
сокосмолистых мазутов с получением каче-
ственных продуктов являются: присоединение
водорода — для улучшения углеводородного
состава продуктов и главным образом для
обессеривания, удаление излишка углерода в
виде кокса — с целью ликвидации тяжелых
вязких продуктов и каталитическое разложе-
ние дистиллятных фракций — для получения
низших углеводородов, высокооктанового бен-
зина и средних дистиллятов. При рассмотре-
нии принципов построения схемы переработки
тяжелых мазутов возникает первый вопрос —
следует ли сохранить ранее наметившееся раз-
дельное осуществление этих реакций в виде
обособленных процессов или их следует объе-
динить в одном комбинированном технологи-
ческом процессе. Данный вопрос не является
беспочвенным, так как подобные предложе-
ния ставятся на обсуждение.
Институт нефтехимического синтеза АН
СССР разрабатывает процесс гидрокрекинга
мазута под давлением 30 ат с движущимся
катализатором. Этот процесс, объединяющий
в себе все три типа указанных выше реакций,
действительно позволяет осуществить глубо-
кую переработку мазута в одну стадию, и в
этом его заманчивость. Но, с другой стороны,
объединение каталитических реакций с коксо-
ванием смолистой части мазута приводит к
быстрому 1науглероживанию и блокированию
•71
катализатора, к необходимости частого прове-
дения окислительной регенерации катализато-
ра — после нескольких минут работы. Отложе-
ние кокса на катализаторе составляет в пе-
ресчете на сырье 3—4%. Для обеспечения не-
прерывности процесса и поддержания доста-
точной активности 'катализатора в зоне реак-
ции циркуляция катализатора между реак-
тором и регенератором должна составлять по
отношению к сырью порядка 8:1. Примене-
ние каких-либо шлюзовых затворов для про-
пуска такого большого количества катализа-
тора весьма затруднительно, в связи с чем
схемой процесса предусматривается поддер-
жание равных давлений (около 30 ат) в реак-
торе и регенераторе. Но для выжига большо-
го количества кокса расход воздуха в регене-
ратор должен быть значительным, и компри-
мирование его до 30 ат потребует большой
затраты энергии. Использование данного1 про-
цесса для переработки высокосернистого ма-
зута на крупном нефтеперерабатывающем
заводе, где количество мазута может состав-
лять 7 млн. т!год (около 1000 т/ч), привело
бы к весьма сложным аппаратурным и энер-
гетическим решениям. Например, суммарная
циркуляция катализатора составила бы
8000 т/ч, а необходимая суммарная мощность
двигателей компрессоров регенерирующего
воздуха — 75 000—90 000 кет. В связи с этим
можно полагать, что такой процесс следует
дорабатывать применительно к переработке
более квалифицированного сырья, отлагаю-
щего значительно меньшее количество кокса
на катализаторе — порядка 0,1—0,2% в перес-
чете На сырье.
Ранее предлагалось другое сочетание упо-
мянутых выше реакций в одном процессе, а
именно — каталитическое расщепление угле-
водородной части мазута и коксование его
смолистой части — в виде процесса каталити-
ческого крекинга мазута. Однако из-за сни-
жения эффективности работы катализатора и
усложнения его регенерации данный вариант
процесса был справедливо отвергнут.
В связи с этим процессы крекинга и гид-
рооблагораживания должны применяться для
переработки дистиллятного сырья, а коксова-
ние смолистой части тяжелых мазутов долж-
но осуществляться в виде обособленного про-
цесса. Поэтому головным процессом термо-
контактной переработки тяжелых мазутов
должно быть разделение их на дистиллятную
и смолистую тяжелую части с направлением
последней на коксование.
Второй вопрос касается способа разделения
мазутов на дистиллятную и остаточную час-
72
ти. Вакуумная перегонка мазутов осуществ-
ляет это разделение недостаточно полно, так
как остатки перегонки (гудроны) еще содер-
жат (в готовом виде или потенциально) боль-
шое количество углеводородов, более подхо-
дящих для каталитической переработки, чем
для коксования. При вакуумной перегонке,
наряду с недоизвлечением сырья для квали-
фицированных каталитических процессов, из-
лишне перегружается довольно сложная ап-
паратура для коксования. Например, при пе-
реработке 12 млн. т!год сернистой или вы-
сокосернистой нефти количество остатков пос-
ле вакуумной перегонки составит соответст-
венно 3500—5200 тыс. т!год. Такой большой
объем коксования, кроме удорожания перера-
ботки мазутов, связан с получением больших
количеств обедненных водородом низкокаче-
ственных дистиллятов.
ГрозНИИ разработал более целесообраз-
ный способ разделения мазутов на дистил-
лятную и остаточную части в виде процесса
деструктивно-вакуумной перегонки (ДВП)
мазутов. Процесс не заключает в себе ничего
принципиально нового, весьма прост и сос-
тоит в том, что мазут нагревается в трубчатой
печи до температуры порядка 460° и затем
подвергается испарению в две ступени, при-
чем в первой (атмосферной) ступени поддер-
живается несколько повышенная температура
(410—425° — в зависимости от типа мазута),
обуславливающая некоторую деструкцию вы-
сококипящих углеводородов мазута без су-
щественного коксообразования. При этом
образуется приблизительно 1,5—2% газа, 3°/о
бензина, 8—12% фракций дизельного топлива
с высоким цетановым числом, некоторое ко-
личество фракций, кипящих до 500°, а коли-
чество высококипящих фракций (выше 500°)
существенно уменьшается. При деструктивно-
вакуумной перегонке высокосернистого и сер-
нистого мазутов уменьшение количества фрак-
ций выше 500° составляет 25—30%. В случае
переработки менее смолистых мазутов допус-
тима более глубокая деструкция без сущест-
венного коксообразования. Путем изменения
пропорции легких и тяжелых фракций мазута
и повышения температуры перегонки удается
в первой ступени под давлением 1,5 ата отго-
нять от мазутов 30—43% дистиллятов плот-
ностью 0,882—0,890 и коксуемостью 0,14—
0,26%. Жидкая фаза, содержащая большое
количество фракций до 500°, направляется
без дополнительного подогрева на вторую сту-
пень перегонки— в вакуумный испаритель
или колонну, где указанные фракции выде-
ляются в виде вакуумного отгона. Снизу
вакуумного испарителя отводится тяжелый
остаток (пек), направляемый затем на коксо-
вание.
К настоящему времени изучена деструктив-
но-вакуумная перегонка мазутов нескольких
типов нефтей, в том числе сернистых и высо-
косернистых, на непрерывно действующей ус-
тановке ГрозНИИ. Кроме того, первая сту-
пень—деструктивная перегонка под атмос-
ферным давлением — проверялась на других
установках, в том числе и на заводских. Выб-
ранные условия процесса исключают сколько-
нибудь существенное отложение кокса в аппа-
ратуре. Так при деструктивно-вакуумной пере-
гонке высокосернистого мазута скорость отло-
жения кокса на стенках испарителя составля-
ла в среднем всего 0,1 мм в сутки, что гово-
рит о возможности безостановочной работы
заводской аппаратуры ДВП в течение при-
мерно года.
В табл. 1 приведены некоторые данные,
позволяющие сопоставить два варианта го-
ловной части схемы переработки сернистого и
высокосернистого мазутов — вариант с обыч-
ной вакуумной перегонкой мазута и коксова-
нием гудрона и вариант с деструктивню-ваку-
умной перегонкой мазута и коксованием пека.
Из сопоставления этих данных можно сделать
заключение о следующих существенных пре-
имуществах второй схемы:
большое количество фракций дизельного топ-
лива (в—12% на мазут), образующихся за
счет деструкции тяжелых фракций мазута,
цетановое число которых равно 45—50;
3) на 35—45% сокращается количество тя-
желого остатка и, следовательно, сокращает-
ся необходимая мощность коксовой установ-
ки; повышается коксовое число остатка;
4) на 16 и 30% уменьшается количество
газообразных и жидких продуктов коксова-
ния, отличающихся низким качеством.
Третий вопрос касается последовательности
осуществления процессов гидрооблагоражи-
ва'ния и каталитического крекинга дистилля-
тов ДВП мазута. В ГрозНИИ были прорабо-
таны три схемы переработки таких дистилля-
тов, результаты сопоставления которых при-
ведены в табл. 2. Первая схема предусматри-
вает каталитический 'крекинг дистиллята ДВП
и последующую гидроочистку бензина и ди-
зельного топлива. При каталитическом кре-
кинге образуется 68% светлых продуктов и
5,8% кокса. В сочетании с гидроочисткой по-
лучается 34% бензина с октановым числом
79 и 33,6% дизельного топлива с цетановым
числом 36.
По второй схеме дистиллят ДВП предвари-
тельно подвергается гидрокрекингу и затем
целиком направляется на каталитический
Таблица 1
Выход продуктов при переработке мазутов по двум вариантам схем
(% вес. от мазута)
Продукты	Мазут арланской нефти						Мазут ромашкинской нефти					
	ВП и коксование			ДВП и коксование			ВП и коксование			ДВП и коксование		
	ВП мазута	коксо- вание гуд- рона	общий выход	ДВП мазута	коксо- вание пека	общий выход	ВП мазута	коксо- вание гуд- рона	общий выход	ДВП мазута	коксо- вание пека	общий выход
Газ	 Бензин 	 Фракция дизельного топлива . Тяжелые дистилляты	 Остаток 	 Кокс 	 В том числе выжигаемый . . . Примечание. ВП — вакуумна	32,3 67,7 я пере	9,8 9,1 14,9 17,0 14,7 3,5 -онка.	9,8 9,1 14,9 49,3 10,7 1ВП-Д	1,8 3,2 12,4 45,1 37,0 еструкт	4,8 3,0 5,9 10,0 12,9 2,0 . ивно-вак	6,6 6,2 18,3 55,1 10,9 уумная	45,6 54,0 перего	7,9 7,2 12,0 13,0 11,5 2,9 нка.	7,9 7,2 12,0 58,6 8,6	1,о 3,6 8,0 51,8 35,0	4,5 3,1 6,1 10,4 10,5 1,9	5,5 6,7 14,1 62,2 8,6
1) ДВП мазута позволяет значительно уве-
личить общий выход дистиллятов (на 39 и
52% соответственно при переработке серни-
стого и высокосернистого мазута), а это
весьма существенно, так как последние явля-
ются сырьем для процессов каталитического
крекинга и гидрокрекинга, дающих основную
массу светлых продуктов из мазутов;
2) в отгоне ДВП содержится довольно
крекинг. При этом возрастает расход водоро-
да, но улучшаются показатели ступени ката-
литического крекинга: выход светлых продук-
тов возрастает до 76%, коксообразование
снижается до 4,1%, а цетановое число фрак-
ций дизельного топлива возрастает до 45.
В отличие от второй схемы, по третьей схе-
ме из продуктов гидроочистки (гидрокрекин-
га) дистиллята ДВП выделяется дизельное
73
топливо, а на каталитический крекинг нап-
равляется только фракция выше 350°. Это
позволяет увеличить отбор светлых продук-
тов за счет повышения выхода дизельного
топлива на 33,3—55,1% и понижения выхода
бензина на 42,7—29,5%, считая на дистиллят
ДВП.
Таблица 2
Материальный баланс и качёство продуктов
переработки дистиллята ДВП арланской нефти
(% вес, от дистиллята ДВП)
Сырье и продукты	Варианты		
	I	II	III
Взято: сырье	 водород 		100,0 0,43	100,0 0,66	100,0 1,20
Итого 		100,43	100,66	101,20
Получено:	16,05		
газ до С4 включительно		18,71	11,04
бензин автомобильный .	33,84	42,69	29,49
компонент дизельного топлива 		33,44	33,25	55,07
остаток выше 350° . . .	9,60	—-	2,09
кокс выжигаемый . . .	5,79	4,08	2,09
потери 		1.71	1,95	1,42
Качество продуктов катали- тического крекинга: октановое число бензина*	79	79	84
цетановое число дизель- ного топлива 		36	45—46	50
остаток выше 350°: 20 ПЛОТНОСТЬ р4	...	0,953	0,876	—
температура застыва-			
ния, град		31	22	 -
сера, % вес		1,66	0,39	0,40
* Моторный метод без ТЭС.
По данной схеме ступень гидрокрекинга
дает основное количество дизельного топли-
ва— около 40% от дистиллята ДВП; за счет
изменения режима процесса выход дизельно-
го топлива можно будет увеличить до 43—
46%. С учетом средних фракций коксования
остатка ДВП общий выход дизельного топли-
ва от этих двух процессов составит 27—30%,
считая на мазут. Указанное отличие третьей
схемы переработки дистиллята ДВП являет-
ся весьма важным в том отношении, что поз-
воляет освободить процесс каталитического
крекинга от производства компонента дизель-
ного топлива и ориентировать этот процесс
на получение более высокооктанового бензи-
на, ароматизированных средних фракций (как
сырье для производства ароматики и сажи)
и низкомолекулярных углеводородов (сырье
для нефтехимии). •
Из перечисленных выше трех схем следует
принять схему с гидрокрекингом дистиллята
ДВП и каталитическим крекингом обессерен-
ной фракции выше 350° от гидрокрекинга, по-
скольку эта схема обеспечивает высокий вы-
ход светлых продуктов, хорошее качество
сырья для каталитического крекйнга, возмож-
ность получения двух сортов средних дистил-
лятов— малоароматизированного от гидро-
крекинга, используемого в качестве высоко-
цетанового компонента дизельного топлива,
и ароматизированного от каталитического
крекинга при жестком режиме, используемо-
го в качестве сырья для производства наф-
талина и сажи.
Таким образом, основу схемы глубокой пе-
реработки сернистых или высокосернистых
мазутов должны составлять четыре многотон-
нажных процесса: деструктивно-вакуумная
перегонка мазута, коксование тяжелого ос-
татка ДВП, гидрокрекинг дистиллята ДВП
и каталитический крекинг фракции выше
350° от 1гидрокрекин1га, а также процессы
очистки от серы газов деструктивной перегон-
ки и коксования, термообессеривания кокса,
гидроочистки и каталитического риформинга
соответствующих фракций от ДВП, коксова-
ния и гидрокрекинга.
Начатые в ГрозНИИ экспериментальные
работы по глубокой переработке высокосер-
нистого мазута арланской нефти не полно-
стью отвечали описанной схеме, поскольку
последняя была уточнена позже. Ниже приве-
дены материальные балансы переработки ма-
зута арланской нефти, полученные экспери-
ментальным путем и скорректированные при-
менительно к рекомендуемой схеме.
Исходный мазут плотностью 0,978, коксуе-
мостью 11,2% и содержанием серы 3,85%
подвергался деструктивно-вакуумной перегон-
ке на непрерывно действующей установке.
Первая ступень испарения осуществлялась
при температуре 414° и давлении 1,5 ати\
вторая ступень — при температуре 375° и ос-
таточном давлении 40 мм рт. ст. Было полу-
чено 1,8% газа, 52,7% широкой фракции для
гидрокрекинга, 8% промежуточного дистилля-
та, -который предполагается направить в со-
став котельного топлива, и 37% тяжелого
остатка. При контактном коксовании остат-
ка было получено 33% кокса (10,8% в перес-
чете на исходный мазут), 13,0% газа и 51,0%
жидких продуктов. Сырье для гидрокрекин-
га — дистиллят ДВП имел плотность 0,908 и со
держал 2,9% серы. Гидрокрекинг осуществ-
лялся на промышленном алюмокобальтмолиб-
74
ценовом катализаторе при объемной скоро-
сти 0,7 «г1, температуре 420°, давлении 70 ат,
объемном соотношении водорода и сырья
800: 1. Жидкий продукт, выход которого сос-
тавлял 95% от сырья (49,9% от исходного
мазута), имел плотность 0,854 и содержал
весьма мало серы — 0,19%. Каталитический
крекинг этого дистиллята дал высокий выход
светлых продуктов — 80,2%, в том числе бен-
зина 45,1%, дизельного топлива 35,1% при
необычно малом коксообразовании — 4,3% от
сырья.
Общий баланс переработки мазута арланс-
кой нефти по этой схеме, полученный экспе-
риментально, был следующим (% вес., на
мазут):
Газ...........................18,1
Бензин автомобильный..........26,4
Компонент дизельного топлива . . . 26,5
Компонент котельного топлива . . . 13,3
Кокс обессеренный..............9,4
Кокс выжигаемый................4,4
Сера (от обессеривания кокса) ... 0,7
Полученный бензин имел октановое число
80 и содержал 0,2% серы, фракция дизельно-
го топлива имела цетановое число 39 и 0,12%
серы.
Из дистиллята гидрокрекинга целесообраз-
но извлекать фракцию дизельного топлива
как товарный продукт, а вышекипящую фрак-
цию—подвергать каталитическому крекингу
при жестком режиме, как это отмечалось ра-
нее.
Такая схема переработки мазута и преду-
смотрена Гипрогрознефтью и ГрозНИИ в об-
щей схеме переработки высокосернистой неф-
ти для перспективных НПЗ, предварительные
данные по материальному балансу которой
приводятся в табл. 3. Эта схема в сравнении
с предыдущей характеризуется пониженным
выходом бензина (12,4% против 26,4), не-
значительным уменьшением выхода газа
(18,1% против 17,2) и несколько большим вы-
ходом дизельного топлива (27,9% против
26,4). Качество бензина и дизельного топли-
ва, получаемых по этой схеме, будет несколь-
ко выше, так как бензины в ступени катали-
тического крекинга будут получаться при же-
стком режиме (октановое число 83—84), а
фракции дизельного топлива деструктивной
перегонки и гидрокрекинга не будут прохо-
дить через ступень каталитического крекинга,
в связи с чем цетановое число их будет сох-
раняться на высоком уровне — порядка 48—
50.
В ГрозНИИ предварительно была осуще-
ствлена также экспериментально-расчетная
проработка схемы переработки мазута сер-
нистой нефти типа ромашкинской. По голов-
ным ступеням схемы — деструктивно-вакуум-
ной перегонке мазута и контактному коксова-
нию остатка — были получены эксперимен-
тальные данные на лабораторной непрерывно-
действующей, пилотной, опытно-промышлен-
ной и промышленной установках. При прора-
ботке схемы использовали мазуты плотностью
Таблица 3
Скорректированный материальный баланс переработки мазута арланской нефти
(% вес. от мазута)
Сырье и продукты	Двп мазута	Контакт- ное кок- сование	Гидро- крекинг фракций 350—450° ДВП	Гидроочистка про- дуктов коксования и ДВП		Каталити- ческий крекинг фракций выше 350°	Каталити- ческий риформинг бензино- вых фрак- ций	Суммар- ный баланс
				бензина	дизельно- го топлива			
Взято: сырье 		100,0	37,0	30,0	7,0	19,1	18,0	8,47	100,0
водород 		—	—	0,5	0,14	0,22	—	—	0,86
Итого 		100,0	37,0	30,5	7,14	19,32	18,0	8,47	100,86
Получено: газ до С4 включительно . . .	3,2	4,8	1,25	0,11	0,77	5,8	1,31	17,24
бензин автомобильный ....	4,0	3,0	1,17	6,96	0,34	5,3	7,07	12,37
дизельное топливо 		13,2	5,9	9,90	—	18,02	—	—	27,92
фракция 195—270°		—	—	—	—	—	2,2	—	2,2
фракция 270—420°		—	—-	—	—	—	2,6	—	2,6
фракция 350—450°		30,0	——•	18,0	—	—	—	—	—
котельное топливо 		12,1	10,0	—			0,6	—	22,7
остаток ДВП		37,0	—	—	—	—	—	—	—
кокс коксования 		——	10,3	—	——	—	—	—	10,3
кокс выжигаемый		—	2,6	—	—	—	1,3	—	3,9
потери 		0,5	0,4	0,18	0,07	0,19	0,2	0,09	1,63
Итого 		100,0	37,0	30,50	7,14	19,32	18,0	8,47	100,86
75
0,968, коксуемостью 9,9% и содержанием се-
ры 2,5%, При деструктивно-вакуумной пере-
понке мазута на пилотной установке первую
ступень осуществляли при температуре 415° и
давлении 1,5 ата, а вторую — при температу-
ре 380° и остаточном давлении 50 мм рт. ст.
Суммарно от двух ступеней перегонки было
получено 0,8% газа, 63,7% широкой фракции
для гидрокрекинга и 35% тяжелого остатка.
При контактном коксовании остатка ДВП
плотностью 1,042 и коксуемостью 27,4% было
получено 24,7% кокса (8,6% на мазут),
13% газа и 56% жидких продуктов. Сырье
для гидрокрекинга — дистиллят ДВП (выход
63,7%)—имел плотность 0,906 и содержал
1,86% серы.,
В предварительном порядке найдено, что
каталитический крекинг гидроочищенного ди-
стиллята даст высокий выход светлых про-
дуктов— около 80% при небольшом коксооб-
разовании — около 4,3%. Выход бензина сос-
тавит 45,1%, дизельного топлива — 35,1%.
Общий баланс переработки мазута сернистой
нефти будет следующим (% вес. на мазут):
Газ...........................19,0
Бензин автомобильный..........31,4
Компонент дизельного топлива . . . 31,1
Компонент котельного топлива ... 3,8
Кокс ..........................8,6
Кокс выжигаемый................4,7
Позже Гипрогрознефть и ГрозНИИ приш-
ли к выводу, что глубокую переработку мазу-
та из сернистых нефтей более целесообразно
осуществлять по такой же схеме, как и пере-
работку высокосернистого мазута, т. е. путем
деструктивно-вакуумной перегонки исходного
мазута, коксования остатка, гидрокрекинга
дистиллята и каталитического крекинга -при
жестком режиме фракции выше 350° от про-
цесса гидрокрекинга. При такой схеме полу-
чаются высокоароматизированные дистилля-
ты выше 200°, выход дизельного топлива сох-
раняется примерно на уровне 30% на ма-
зут, несколько уменьшается выход бензина.
Подробный материальный баланс переработ-
ки сернистого мазута по этой схеме и положен
в основу проектирования перспективных
НПЗ. Данную схему намечается уточнить экс-
периментально по всем ступеням переработ-
ки сернистого мазута.
Из приведенных данных следует, что для
осуществления глубокой переработки как
сернистых, так и высокосернистых мазутов по
описанной выше схеме необходимо применить
практически одинаковый набор основных тех-
нологических установок. В обоих случаях при
установках прямой перегонки должны быть
секции деструктивно-вакуумной перегонки на
76
все количество мазута; мощность установки
коксования должна составлять 35—37% от
количества исходного мазута. Если дистил-
лят ДВП не разделять на фракции и целиком
направлять на установку гидрокрекинга, то-
мощность ее составит 52—62% от мазута.
Мощность установки каталитического крекин-
га должна составлять 18% от мазута.
Схемы термокаталитической переработки
мазутов парафинистых нефтей
Мазуты несернистых нефтей, как правило,,
отличаются не только низким содержанием
серы, но и сравнительно малой смолистостью.
Поэтому для переработки этих мазутов нет
необходимости применять процесс гидрокре-
кинга, а процесс гидроочистки должен приме-
няться в ограниченном объеме только в том
случае, если предусматривается коксование
остатков и использование средних фракций
этого процесса в качестве компонента дизель-
ного топлива. Основными процессами глубо-
кой переработки по топливной схеме несер-
нистых парафинистых мазутов должны быть
деструктивно-вакуумная перегонка мазута и
каталитический крекинг дистиллята ДВП.
Целесообразно также осуществлять коксова-
ние остатков, поскольку кокс будет получаться
с низким содержанием серы.
В ГрозНИИ были проработаны две схемы
переработки мало-сернистого мазута (из па-
рафинистой озек-суатской нефти) плотностью
0,894, коксуемостью 2,3% и содержанием се-
ры 0,2%. По обеим схемам мазут подвергал-
ся деструктивно-вакуумной перегонке, первая
ступень которой осуществлялась под давлени-
ем 1,5 ата, температуре 415° и продолжитель-
ности пребывания жидкой фазы в реакторе
15 мин. При этих условиях отгон составил
42,1% от мазута. Жидкая фаза направлялась
на вторую ступень испарения, где при 370° и
остаточном давлении 53 мм рт. ст. дополни-
тельно получался вакуум-дистиллят в количе-
стве 30,9% от мазута. Смесь дистиллятов, по-
лученных с выходом 73,0% от мазута, явля-
лась благоприятным сырьем для каталитичес-
кого крекинга, имела низкие плотность—0,862
и коксуемость — 0,1% и малое содержание се-
ры—0,14%.
Дальнейшая переработка этих дистиллятов
изучалась по двум различным схемам.
Отличительной особенностью первой схемы
являлось отсутствие процесса гидроочистки и
получение дизельных топлив в ступени ката-
литического крекинга. На каталитический
крекинг направлялся весь дистиллят ДВП
(73% от мазута); процесс осуществлялся при
нежестком режиме во избежание снижения
цетанового числа фракций дизельного топли-
ва. Благодаря хорошему качеству сырья для
крекинга был получен высокий выход свет-
лых продуктов (бензина 27,3%, дизельного
топлива 19,2%) при низком коксообразовании
(3,9% на сырье крекинга). Октановое число
бензина 78, цетановое число дизельного топли-
ва 46. Остаток деструктивно-вакуумной пере-
гонки мазута плотностью 0,934, каксуемостью
6.7% и содержанием серы 0,35% подвергался
термическому крекингу при температуре 435°,
давлении 5 ата и времени реакции 30 мин.
Остаток термического крекинга в количестве
10,8% (на мазут) 'плотностью 0,974, коксуе-
мостью 17,5% и содержанием серы 0,51%
служил сырьем для коксования. В процессе
коксования при температуре 514° и давлении
1 ати 'было получено 17,9% кокса (1,93% на
мазут). Суммарный материальный баланс пе-
речисленных экспериментально проверенных
ступеней переработки мазута получается сле-
дующим (% вес. на мазут):
Газ до С4 включительно...........13,1
Бензин автомобильный ............... 29,7
Компонент дизельного топлива	.	.	.	25,1
Компонент котельного топлива	.	.	.	26,0
Кокс коксования.................. 1,9
Кокс выжигаемый..................2,8
Потери .............................. 1,4
Завершение этой схемы должно состоять в
облагораживании нестабильных легких фрак-
ций от термического крекинга и коксования.
Ввиду малого количества фракции дизельного
топлива термического крекинга и коксования
можно не подвергать гидроочистке, а направ-
лять в состав сырья для каталитического
крекинга. Бензиновые фракции термического
крекинга и 'коксования можно в смеси с пря-
могонными бензинами подвергать каталити-
ческому риформингу. При этом выход продук-
тов, получаемых из мазута, изменится незна-
чительно.
На перспективном заводе мощностью
12 млн. т]год высокопарафинистой нефти на-
мечается применить две комбинированные ус-
тановки ГК-6, которые будут осуществлять
перегонку нефти, деструктивно-вакуумную пе-
регонку мазута, каталитический крекинг дис-
тиллята ДВП и термический крекинг остатка.
Коксование крекинг-остатка должно осуще-
ствляться на отдельной установке замедленно-
го коксования мощностью по сырью 600 тыс.
т!год.
С целью увеличения выхода газа и получе-
ния сырья для производства ароматических
углеводородов и сажи Гипрогрознефть и
ГрозНИИ проработали вторую схему перера-
ботки мазута парафинистой нефти, согласно
которой на каталитический крекинг, осуще-
ствляемый при жестком режиме, направляет-
ся только часть дистиллята деструктивно-
вакуумной перегонки — фракция выше 350°.
Остальная часть схемы аналогична первой.
Из сопоставления данных таблиц 4 и 5 сле-
дует, что при переработке мазута по второй
схеме получается в 2 раза больше газа, чем
по первой (25,9% против 13,1), но меньше ав-
томобильного бензина (25,8% против 29,7) и
значительно ниже выход дизельного топлива
(14% против 25); выход сырья для получения
нафталина составляет 5,3%, а сырья для по-
лучения сажи—10,7% от мазута. По второй
схеме, в связи с ужесточением режима ката-
литического крекинга и использованием
фракций выше 350° в качестве сырья для по-
лучения сажи, выход котельного топлива зна-
чительно меньше чем по первой схеме, и сос-
тавляет 8% против 26 от мазута.
Таблица 4
Материальный баланс термокаталитической
переработки мазута озек-суатской нефти
(% вес. от мазута)
Сырье и продукты	ДВП мазута	Каталитический крекинг дистил- лятов ДВП	Термический крекинг-остатка ДВП		Коксование кре- кииг-остатка	Суммарный ба- ланс
Взято: сырье		100,0	72,8	25,2	10,8	100,0
Получено: газ до С4 вклю- чительно . . .	1,7	9,9	0,5	1,0	13,1
бензин автомо- бильный . . .	3,3	27,3	1,1	1,3	29,7
компонент ди- зельного топ- лива 		8,3	19,2	3,6	2,3	25,1
тяжелый дистил- лят 		61,2	12,9	8,9	4,2	26,0
остаток . . . .	25,2	—	10,8	—	—
кокс коксования	—	—	—	1,9	1,9
кокс выжигаемый	—	2,8	—	—	2,8
потери 		0,3	0,7	0,3	0,1	1,4
Итого . . .	Г00,0	72,8	25,2	10,8	100,0
Головные процессы этой схемы (ДВП ма-
зута, каталитический крекинг фракции выше
350° и термокрекинг остатка) предполагается
осуществлять на соответствующих блоках
комбинированных нефтеперерабатывающих
установок типа ГК-6, коксование крекинг-ос-
татка и процесс гидроочистки фракций ди-
зельного топлива термического крекинга и
коксования — на соответствующих обособлен-
ных установках. Бензины термического кре-
77
кинга и коксования должны вместе с прямо- Это не вызовет никаких затруднений при раз-
гонными бензинами подвергаться каталити- работке проекта крупной установки для пе-
ческому риформингу.	реработки 6 млн. т!год нефти так как, в ча-
Таблица 5
Скорректированный материальный баланс переработки мазута высокопарафинистой нефтн
(% вес. от мазута)
Сырье и продукты	ДВП мазута	Каталити- ческий крекинг дистил- лятов ДВП	Терми- ческий крекинг - остатка ДВП	Коксова- ние кре- кинг- остатка	Гидроочистка вто- ричных продуктов		Каталити- ческий риформинг	Суммар- ный баланс
					бензина	дизельно- го топлива		
Взято:								
сырье 		100,0	61,2	25,2	18,3	7,6	14,8	7,48	100,0
водород 		—	—	—	—	0,03	0,15	—	0,18
Итого 		—	——		—	7,63	14,95	7,48	100,18
Получено:	1,7	18,5	1,4	2,5				
газ до С4 включительно . . .					0,07	0,58	1,16	25,91
бензин автомобильный ....	3,3	19,6	2,1	2,2	7,48	—	6,25	25,85
компонент дизельного топлива	8,3	—	3,3	3,2	—	14,22	—	14,22
фракция 195—270° 		—	5,3	—	—	—	——	—	5,3
фракция 270—420° 		—	10,7	——	—	——	—	—	10,7
тяжелый дистиллят		61,2	2,2	—	5,8	—-	——	—	8,0
остаток 		25,2	 —	18,3	—	—	— II	——	—
кокс коксования 		—	—	—	4,4	—	——	—	4,4
кокс выжигаемый			—	4,3	—	—	——	—	—	4,3
потери 		0,3	0,6	0,1	0,2	0,08	0,15	0,07	1,5
Всего 		100,0	61,2	25,2	18,3	7,63	14,95	7,48	100,18
Приведенные выше данные относятся к пе-
реработке парафинистых мазутов по чисто
топливному направлению. Поскольку средние
фракции парафинистых нефтей являются хо-
рошим сырьем для производства парафинов
и масел, необходимо некоторую часть мазу-
тов перерабатывать по парафино-масляной
схеме. В связи с этим Гипрогрознефть и Гроз-
НИИ предусматривают в составе установок
ГК-6 (или АТ-ДВП) отдельную колонну для
перегонки части мазута (примерно '/з) чисто
вакуумным способом с направлением вакуум-
дистиллятов на парафино-масляное произ-
водство. При этом, естественно, уменьшится
нагрузка на блоки каталитического и терми-
ческого крекинга и уменьшится выход свет-
лых продуктов. Материальные балансы пере-
работки мазута и комбинированному топлив-
но-масляному варианту приведены в пред-
проектных соображениях по перспективным
заводам.
Об аппаратурном оформлении некоторых
процессов глубокой переработки мазутов
Секции для деструктивно-вакуумной пере-
гонки мазутов. Эту секцию, предлагаемую
взамен обычной вакуумной перегонки, целесо-
образно объединить с атмосферной перегон-
кой нефти в виде единой установки АТ-ДВП.
стности, при ДВП потребуется иметь вакуум-
ную колонну меньших размеров, чем при чис-
то вакуумной перегонке аналогичного количе-
ства мазута.
Коксовые установки. Коксование сравни-
тельно легких остатков, получаемых из несер-
нистых парафинистых нефтей, целесообразно
производить на установках замедленного кок-
сования. Для переработки тяжелых остатков,
получаемых деструктивно-вакуумной перегон-
кой сернистых или высокосернистых мазутов,
дающих большое количество кокса, более
приемлемыми являются установки непрерыв-
ного коксования с движущимся гранулиро-
ванным или порошковым коксовым теплоно-
сителем. Применительно к схеме завода для
глубокой переработки 12 млн. т/год высоко-
сернистой нефти типа арланской ГрозНИИ
прорабатывает тип установки для коксования
2,4 млн. т/год тяжелого остатка деструктив-
но- вакуумной перегонки с коксуемостью 30—
32%. По предварительным расчетам, такая
установка должна быть оснащена четырьмя
реакторами с рабочими объемами по 350 л3 и
четырьмя нагревателями циркулирующего
кокса с рабочими объемами по 150 л3. Уста-
новка будет выдавать до 1800 т гранулиро-
ванного кокса в сутки.
Печи для термообессеривания гранулиро-
ванного кокса. БашНИИНП разработал про-
78
цесс обессеривания кокса путем нагрева его
до 1400—1500° электрическим током. На'ряду
с доработкой и внедрением этого процесса не-
обходимо работать над созданием более де-
шевого процесса высокотемпературной 'Про-
калки кокса. ГрозНИИ предлагает для этой
цели печи щелевого типа с кислородным
дутьем. При сооружении этих печей на кок-
совых установках и направлении получаемого
горячего кокса непосредственно в печи расход
кислорода и затраты на прокалку кокса бу-
дут небольшими— соответственно до 150 нм3
и менее 2 руб. на 1 т кокса, т. е. значитель-
но ниже, чем при электрическом способе на-
грева. По расчетам ГрозНИИ одна прока-
лочная печь может иметь пропускную способ-
ность до 1000 т кокса в сутки.
Установки каталитического крекинга. Для
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов мощностью 12 млн. т/год намечается соз-
дать установки каталитического крекинга
мощностью до 1,2—1,5 млн. т/год сырья в ви-
де отдельных установок или секций в составе
комбинированных нефтеперерабатывающих
установок. Наряду с созданием и внедрени-
ем установок повышенной мощности целесо-
образно разработать предложения по упро-
щению аппаратурного оформления процесса
каталитического крекинга по схемам, уже
имеющим многолетнюю давность. В ряде слу-
чаев, например при переработке сырья с
благоприятным углеводородным составом и
при высокотемпературном режиме процесса,
представляется возможным осуществлять ка-
талитический крекинг адиабатическим спосо-
бом, т. е. без применения системы водяного
или парового охлаждения. В ГрозНИИ прора-
батывается такой вариант каталитического
крекинга с применением принципа многократ-
ного использования катализатора за одну
полную циркуляцию в системе. Использова-
ние такой системы позволит сократить цирку-
ляцию катализатора, значительно уменьшить
диаметры аппаратов и упростить конструкцию
и эксплуатацию установки (исключается сис-
тема охлаждения катализатора и циклонная
система пылеулавливания). Предваритель-
ные данные показывают, что комбинирован-
ный аппарат (реактор-регенератор) будет
иметь диаметр порядка 7,5 м при производи-
тельности до 1,2—1,5 млн. т/год сырья. Пред-
ставляется целесообразным часть установок
каталитического крекинга соорудить по этой
более простой схеме.
Установка гидрокрекинга. Как отмечалось
выше, проводятся работы по созданию двух
промышленных систем гидрокрекинга: с при-
менением стационарного катализатора — для
переработки дистиллятного сырья, и с приме-
нением движущегося катализатора — для пе-
реработки непосредственно мазутов. Первая
система, создаваемая на базе аппаратуры и
оборудования установок гидроочистки, скоро
получит промышленное осуществление на на-
ших заводах. Вторая система находится в
стадии разработки, и ее внедрение будет за-
висеть от того, насколько оправдаются боль-
шие сложности аппаратурного характера и
значительные энергетические затраты, свя-
занные с необходимостью выжига большого
количества кокса (около 3% на мазут) под
высоким давлением (до 30 ат).
Разработка указанных двух систем отра-
жает две крайности. Если вторая система
проектируется для работы с частой регенера-
цией катализатора (через каждые несколько
минут его работы) и благодаря этому при-
годна для переработки мазутов, то первая
система, требующая сохранения высокой ак-
тивности катализатора в течение тысяч ча-
сов, пригодна лишь для переработки дистил-
лятов с ограниченным концом кипения при
мягком температурном режиме. Эта система
даст хорошее дизельное топливо, но не может
служить источником получения значительно-
го количества бензина с высоким октановым
числом.
Большое значение имело бы создание про-
межуточной системы гидрокрекинга, приспо-
собленной для переработки только дистил-
лятного сырья, но без ограничения его конца
кипения и без особо жесткого ограничения
рабочей температуры процесса. Это позволи-
ло бы, во-первых, вовлекать в каталитичес-
кую переработку всю гамму тяжелых фрак-
ций, полученных из мазута перегонкой и кок-
сованием, и, таким образом, до конца решить
проблему обессеривания всех продуктов, по-
лучаемых из сернистого сырья. Во-вторых,
это повысило бы бензинообразующую роль
гидрокрекинга с вытекающей отсюда воз-
можностью сокращения необходимого объе-
ма применения процесса каталитического
крекинга. Вполне возможно ориентироваться
на такое ужесточение его режима, которое
будет обусловливать коксообразование на
катализаторе в количестве до 0,2—0,3% от
сырья и потребует регенерации катализатора
через каждые 30—50 ч работы. В этих усло-
виях непрерывный регенеративный процесс
гидрокрекинга характеризовался бы весьма
малой циркуляцией катализатора — порядка
0,02—0,03 т/т сырья. Проведенная в Гроз-
НИИ предварительная расчетная проработка
аппаратурного оформления этого варианта
процесса гидрокрекинга показала, что затра-
79
ты, связанные с циркуляцией и регенерацией
катализатора, составят по одному из вариан-
тов весьма незначительную величину.
В связи со сказанным целесообразно на-
ряду с внедрением процесса гидрокрекинга
на стационарном катализаторе развить нача-
тые ИНХС АН СССР работы по гидрокрекин-
гу на движущемся катализаторе, но напра-
вить эти работы в первую очередь на созда-
ние простой системы для переработки утяже-
ленных дистиллятов. ГрозНИИ смог бы со-
общить свои предложения по аппаратурному
оформлению подобного процесса.
Установки для производства водорода. На
заводе для переработки 12 млн. т!год высо-
косернистой нефти производство водорода
для собственных нужд (помимо извлечения
свободного водорода из заводских газов) бу-
дет составлять десятки тысяч тонн в год. На-
ряду с улучшением существующих способов
производства водорода желательно было бы
приступить к разработке экономически перс-
пективного способа получения водорода пу-
тем высокотемпературного контактного кре-
кинга метана. Один из вариантов аппаратур-
ного оформления такого процесса —с приме-
нением многосекционного реактора — позво-
лил бы в одном агрегате производить до 25—
30 тыс. т/год водорода.
Пиролизные установки. В настоящее время
пиролизное производство этилена и пропиле-
на базируется на использовании легкого уг-
леводородного сырья, ресурсы которого огра-
ничены. Вероятно, в ряде случаев придется
получать этилен и пропилен путем пиролиза
тяжелых видов сырья. Поэтому на отдельных
заводах в схему переработки 1мазутов, воз-
можно, придется включить процесс контакт-
ного пиролиза части дистиллята деструктив-
но-вакуумной перегонки мазута. При перера-
ботке дистиллятов ДВП несернистых мазу-
тов выход этилена достигает 30% на сырье.
В ГрозНИИ подготовлены предложения по
конструкции аппаратуры для контактного пи-
ролиза подобного сырья применительно к
агрегату мощностью 320—380 тыс. т/год по
сырью.
СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ МОЩНОСТЬЮ
12 млн. m/год ТОПЛИВНОГО И ТОПЛИВНО-МАСЛЯНОГО ПРОФИЛЯ1
В Гипрогрознефти проработаны два ва-
рианта заводов: первый — для переработки
сернистой и высокосернистой нефтей по топ-
ливной схеме и второй — для переработки вы-
сокопарафинистой нефти по топливно-масля-
ной схеме. В качестве сернистой нефти при-
нята ромашкинская (плотность 0,867, содер-
жание серы 1,62%), в качестве высокосерни-
стой — арланская (плотность 0,892, содержа-
ние серы 3,04%), в качестве высокопарафи-
нистой нефти условно принята мангышлакс-
кая нефть месторождения Узень (плотность
0,845, содержание серы 0,16%, содержание
твердого парафина 28,8%).
Завод для переработки сернистой и высоко-
сернистой нефтей. Для выбора наиболее ра-
циональной схемы переработки ромашкинс-
кой и арланской нефтей были проработаны
два варианта схем, предусматривающих про-
цесс гидрокрекинга с последующим катали-
1 Доклад составлен по материалам записки Гипро-
грознефти—ГрозНИИ «Соображения по перспективному
нефтеперерабатывающему заводу», № 206993, 3 июля
80
Р. К. СТЕПУРО
Гипрогрознефть
тическим крекингом фракции 350—450°, полу-
чаемой при деструктивно-вакуумной пере-
гонке мазута, или процесс каталитического
крекинга фракции ДВП 350—450° с после-
дующей гидроочисткой продуктов каталити-
ческого крекинга. Помимо указанных, для ро-
машкинской нефти был проработан ва-
риант, по которому в качестве головной уста-
новки принята ГК-6, а в качестве сырья ката-
литического крекинга используется прямогон-
ная фракция 350—450°. В результате сопо-
ставления всех указанных вариантов было
установлено, что наиболее целесообразными
являются варианты схем, включающие про-
цесс гидрокрекинга, поскольку они приемле-
мы для обоих типов нефтей—ромашкинской
и арланской, обеспечивают производство ди-
зельных топлив и бензинов в нужном соот-
ношении, а также позволяют направлять на
каталитический крекинг облагороженное
сырье.
На рис. 1 приведена принципиальная тех-
нологическая схема основных потоков, а в
табл. 1, 2, 3 и 4 данные по материальному
балансу, основным показателям качества
продуктов, составу основных товарных про-
дуктов и производству сырья для нефтехи-
мической промышленности, а также перечень
технологических установок перспективного
НПЗ применительно к переработке ромаш-
кинской и арланской нефтей по схемам,
включающим процесс гидрокрекинга.
Головными установками завода являются
две мощные комбинированные установки
(АТ-ДВП), включающие процесс атмосфер-
ной перегонки нефти (АТ) с секцией вторич-
ной перегонки прямогонного бензина на узкие
фракции и процесс деструктивно-вакуумной
перегонки мазута (ДВП). Прямогонная
фракция, выкипающая до 62°, используется
как компонент бензина; фракция 62—85° на-
правляется на установку для выделения н-
гексана с последующей дегидроциклизацией
последнего для получения бензола, а остаток
этой фракции после выделения н-гексана по-
ступает на установку каталитического рифор-
минга для получения бензола и толуола;
фракция 85—120° направляется на установки
каталитического риформинга частично для
облагораживания бензина, а частично для
получения толуола и ксилола; фракция 120—
140° частично подвергается гидроочистке и
используется как компонент реактивного топ-
лива, а частично направляется на каталити-
ческий риформинг для получения ксилолов
как основной поток сырья для этого процес-
са; фракция 140—480° подвергается частично
каталитическому облагораживанию с целью
получения компонента автомобильного бензи-
на, а частично — гидроочистке и используется
Таблица 1
Товарный материальный баланс завода
Сырье н продукты	Ромашкинская нефть		Арланская нефть		Показатели качества
	тыс. т[год	% на нефть	тыс. т1год	% на нефть	
Нефть		12000	100,0	12000	100,0	Стабильная, обессолен-
					ная и обезвоженная
Бензин автомобильный 		2071	17,3	1907	15,9	Содержание 5=0,1%
В том числе:					
А-96 (и. м.) 		1871	——	1707	—	С 0,82 г/кг ТЭС
А-106 (и. м.)		200	—	200	—-	С 0,82 г/кг ТЭС
Топливо ТС-1г		975	8,1	600	5,0	Содержание 5=0,05%
Дизельное топливо 		3963	33,0	4320	36,0	Содержание 5=0,2%
В том числе:					
летнее 		2963	—	3320	—	Цетановое число 47—48
зимнее 		1000	—	1000	—	Цетановое число 49—50
Ароматические углеводороды Се—Cg		161	1,3	147	1,2	,—
Нафталин 		22	0,2	22	0,2	ГОСТ 1024—62
Парафин жидкий 		140	1,2	140	1,2	Содержание ароматики
					0,5%*
Отбор светлых продуктов 		7331	61,1	7137	59,5	—
Сера элементарная 		92	0,8	233	1,9	—
Битум 		530	4,4	534	4,4	БНО-БНУ
Котельное топливо 		1840	15,4	1608	13,4	Содержание 5=2% и 3%
					соответственно**
Сырье для сажи 		228	1,9	242	2,0	
Сухой газ 		46	0,4	—	—	
Индивидуальные углеводороды С!—С4 ....	1040	8,7	1137	9,6	Чистота 99—99,9%
Кокс товарный		472	3,9	624	5,2	—
Кокс выжигаемый 		181	1,5	245	2,0	—
Потери		240	2,0	240	2,0	—
Всего 		12000	J 100,0	12000	100,0	
Соотношение объемов производства:					
дизельных топлив и бензина 		2,	3 : 1	1,9 : 1		
летнего и зимнего дизельного топлива . .	2,9 : 1		3,	3 : 1	
автомобильных бензинов, % вес.:					
А-96			30		30	
А-106 		।	10		10	
* Температура плавления 30—32°, содержание комплексообразующих с			карбамидом не ниже 93%.		
** Температура застывания ц-35° и ц-25° соответственно для ромашкинской и арланской нефтей.					
•6 Зак. 905
8
как компонент реактивного топлива ТС-1г;
фракция 180—240° подвергается гидроочист-
ке, после чего используется как компонент
летнего и зимнего дизельных топлив и авиа-
ционного керосина, фракция 240—350° после
гидроочистки направляется в летнее, а после
на гидроочистку, после чего используется как
компонент летнего дизельного топлива; фрак-
ция 350—450° ДВП является сырьем гидро-
крекинга, фракция 450—510° направляется в
котельное топливо, а остаток выше 510° под-
вергается коксованию.
Таблица 2
Состав основных товарных продуктов завода
Товарные продукты и компоненты	Ромашкииская нефть		Арланская нефть	
	тыс. т/гоЗ	% вес.	тыс. т]год	% вес.
Бензин автомобильный*		2071	100,0	1907	100,0
в том числе:				
прямогонная фракция н. к. —62° 		256	12,3	205	10,7
бензин каталитического крекинга 		345	16,7	348	18,3
бензин каталитического риформинга 		1142	55,4	942	49,5
компонент бензина с установки каталитического рифор-				
минга на получение бензола 	 ароматические углеводороды после выделения суммар-	66	3,1	92	4,8
ных ксилолов 		24	1,1	30	1,5
фильтрат после выделения п-ксилола 		36	1,7	36	1,9
компонент бензина с производства нафталина		45	2,1	48	2,5
углеводороды С5 и выше с установки пиролиза и газо-				
разделения**	'		157	7,6	206	10,8
Дизельное топливо летнее 		2963	100,0	3320	100,0
в том числе :				
прямогонная фракция 180—240° 		578	19,5	408	12,3
прямогонная фракция 240—350° 		157	5,3	1121	33,8
с гидрокрекинга 		692	23,2	706	21,2
со вторичных процессов		1536	52,0	1085	32,7
Дизельное топливо зимнее		1000	100,0	1000	100,0
в том числе примогонные фракции:	850			
180-240°				85	850	85
240-350°			150	15	150	15
Котельное топливо .... 		1841	100,0	1608	100,0
в том числе фракции:	1164			
450—510° с комбинированной установки 			63,2	741	46,1
350—460° с битумной установки		—	—	141	8,8
выше 420° каталитического крекинга		66	3,6	66	4,1
выше 350° коксования		590	32,1	613	38,1
прочие компоненты		21	1,1	47	2,9
Сырье для сажи		228	100,0	242	100,0
в том числе:				
с производства нафталина		6	3,0	6	3,0
фракция 270—420° каталитического крекинга		222	97,0	236	97,0
* Для получения 10% бензина сорта А-106 (с 0,82 г/кг ТЭС) используются легкие фракции крекинга, тяжелые фракции бензина каталитического риформинга и изобутан.			бензина каталитического	
** В том числе гидрированная фракция пиролиза 80—180’-’.				
гидроочистки и карбамидной депарафиниза-
ции— в зимнее дизельное топливо.
Часть мазута, 1 млн. т/год, используется
для производства битума, а остальное коли-
чество, 5—6 млн. т/год, направляется в сек-
цию ДВП. Бензиновая фракция ДВП после
глубокого гидрирования, осуществляемого с
целью насыщения непредельных углеводоро-
дов, направляется на каталитическое облаго-
раживание, а фракция дизельного топлива —
Процесс гидрокрекинга направлен на мак-
симальное получение дизельных топлив.
Фракция 350—450° гидрокрекинга является
облагороженным сырьем каталитического
крекинга, благодаря чему обеспечивается по-
лучение малосернистых продуктов — бензина,,
сырья для производства нафталина (фракция
195—270°), сажи (фракция 270—420°) и ком-
понента котельного топлива (остаток выше-
420°).
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема перспективного НПЗ для переработки высокосернистой и сернистой нефти
Процессы:/ — комбинированная переработка нефти (АТ, ДВП); //—получение бензола нз н-гексана; III— каталитический риформинг мощностью-
300 тыс. т/год на получение бензола; IV— каталитический риформинг мощностью 300 тыс. т/год; V— каталитический риформинг мощностью 1200 тыс. т/год'
с блоком гидроочистки; VI — гидроочистка керосина; VII— гидроочистка дизельных топлив; VIII —карбамидная депарафинизация; IX — коксование; X—
производство битумов; XI— гидрокрекинг; XII — выделение суммарных ксилолов; XIII — выделение ортоксилола; XIV — выделение этилбензола; XV — выделе-
ние параксилола; XVI— сероочистка газов; XVII — пиролиз; XVIII — производство элементарной серы; XIX — каталитический крекинг; XX — производство-
нафталина
Потоки: 1 — нефть; 2 — бензин; 3 — дизельное топливо летнее; 4 — битум; 5 — котельное топливо; 6 — дизельное топливо зимнее; 7 — парафин жидкий; 8 —
топливо ТС; 9 — бензол; 10 — толуол; // — кокс; 12 — сухой газ; 13 — нафталин; /-/ — сырье для сажи; /5 — элементарная сера; /6 — ксилол; /7 —этилбен-
зол; 18 — о-ксилол; /9 —метан; 20 — этилен; 21 — пропилен; 22 — пропан; 23 — изобутилен; 24 — н-бутилен; 25 — изобутан; .26 — н-бутан; 27 —фракция н. к. — 62е;
28 — фракция 62—85°; 29 —фракция 85—120°; 30 — фракция 120—140°; 31 — фракция 140—180°; 32 — фракция 180—240°; 33 — фракция 240—350°; 34 — остаток
выше 350°; 35 — головка стабилизации бензинов; 36 — фракция дизельного топлива; 37 — фракция 350—450° с ДВП; 38 — фракция 450—510° с ДВП; 39 —
н-гексан; 40 — рафинат; -//—углеводородный газ; 42 — водородсодержащий газ; 43 — стабильный катализат; 44 — сероводород: 45 — отгон; 46 — фракция
до	выше 350° гидрокрекинга; 47 — остаток выше 460°; 48 — высшая ароматика; 49— погон С9; 50 — головной погон; 5/— нижний погон; 52 — фильтрат; 53 — оста-
W	ток выше 510° с ДВП; 54 — фракция 195—270° КК; 55 — кокс выжигаемый; 55 — потери
Таблица 3
Производство сырья для нефтехимической
промышленности и баланс по водороду
Сырье	Ромашкинская нефть		Арлаиская нефть	
	тыс. т/год	% на нефть	тыс. т/год	% на нефть
Всего 		1729	14,5	1921	16,1
в том числе:				
ароматические углево-				
дороды 		183	1,5	169	1,4
из них:				
бензол 		104	—	79	—
толуол 		33	—	44	—
о-ксилол 		9	——	9	—
п-ксилол 		7	—.	7	—.
этилбензол 		8	—	8	—
нафталин 		22	—	22	—
Парафин жидкий		140	1,2	140	1,2
Сырье для сажи		228	1,9	242	2,0
Сера элементарная ....	92	0,8	233	1,9
Сухой газ 		46	0,4	—	—
Индивидуальные углеводо-				
роды Cr—Cj 		1040	8,7	1137	9,6
из них:				
метан 		195		211	—
этилен 		260	—	284	—
пропилен 		192	—	211	—
пропан 		120	—•	132	—
изобутилен 		58	—	66	—
бутилены 		110	—	119	—.
изобутан 		55	—	62	——
бутан 		50	—	54	—
Потребность в водороде	42,9	—	53,3	—
Производство водорода . .	43,7	—	53,3	—
в том числе:				
на установках рифор-				
минга 		14,4	—	13,0	—
на установках ГФУ и				
пиролиза 		29,3	—	40,3	—
* Чистота 99—99,9%.				
При коксовании остатка ДВП получаются
фракции бензина и дизельного топлива, кото-
рые после гидрирования направляются соот-
ветственно на каталитическое облагоражива-
ние для получения высокооктанового компо-
нента бензина и компонента летнего дизель-
ного топлива. Фракции выше 350° ДВП ис-
пользуются как компонент котельного топли-
ва, а обессеренный кокс является товарным
продуктом.
Катализат установки риформинга для
получения ксилолов направляется на установ-
ку выделения суммарных ксилолов, которые
потом поступают последовательно в секцию
выделения о-ксилола и этилбензола методом
четкой ректификации и в секцию выделения
п-ксилола методом низкотемпературной кри-
сталлизации.
Сухие газы всех термокаталитических про-
цессов после сероочистки, головные фракции
стабилизации бензинов, рафинаты риформин-
га и другие легкие жидкие побочные продук-
ты завода направляются на двухблочную ус-
тановку пиролиза и газоразделения, где по-
лучается водород чистотой 9'8% и индиви-
дуальные углеводороды Ci—С4 высокой сте-
пени чистоты, обеспечивающей возможность
непосредственного использования их для
нефтехимических производств. Водород по-
лучается путем выделения его из метаново-
дородной фракции пиролиза, коксования и
каталитического крекинга, а также конверси-
ей метана.
Схема завода предусматривает возмож-
ность получения газотурбинного топлива
(фракция выше 180° коксования) за счет
уменьшения количества летнего дизельного
топлива и возможность получения топлива
Т-2 (фракция 85—240°) за счет сокращения
производства бензина и топлива ТС-1г. Воз-
можно получение арктического дизельного
топлива с температурой застывания минус
60° при осуществлении глубокой депарафини-
зации карбамидом.
Рекомендуемая схема перспективного заво-
да базируется на применении крупных техно-
логических установок, по мощности значи-
тельно превышающих действующие или нахо-
дящиеся в стадии проектирования в настоя-
щее время. При выборе мощности установок
вторичных процессов исходили из целесооб-
разности направления на установку каждого
процесса всего сырьевого потока с целью
обеспечения минимального числа технологи-
ческих установок в составе завода. При этом
учитывалась также реальная техническая
возможность создания таких установок оте-
чественными проектными, конструкторскими
и машиностроительными организациями.
В состав завода включен ряд новых процес-
сов и установок, к числу которых следует от-
нести мощную установку АТ-ДВП, процесс
дегидроциклизации н-гексана в бензол, высо-
копроизводительную установку пиролиза и
газоразделения и другие, над разработкой
проектов и оборудования которых должны
работать проектные и конструкторские орга-
низации.
Завод для переработки высокопарафинис-
той нефти. Применительно к переработка
мангышлакской нефти было проработано два
варианта схем, первый из которых предусмат-
ривает мощность масляного блока на базе
переработки мазута от 3 млн. т/год, а вто-
рой— от 12 млн. т/год нефти. Представля-
лось целесообразным определить технико-
44
экономические показатели завода при перера-
ботке всей нефти по масляной схеме, учиты-
вая, что из мангышлакской нефти может быть
получено масел на 30% больше, чем при пе-
реработке ромашкинской нефти, и значитель-
но лучшего качества. При переработке
12 млн. т/год мангышлакской нефти на масла
может быть выработано около 2,9 млн. т/год
высококачественных масел (индекс вязкости
91 —100), что покрывает почти 1/3 потребно-
сти страны в маслах, намеченной на 1970 г.
Основным недостатком такого завода являет-
ся его громоздкость, обусловливаемая необхо-
димостью иметь большое число технологичес-
ких установок (32) и других агрегатов; на-
пример, для процессов депарафинизации и
обезмасливания потребовалось бы 380 фильт-
ров (при максимально достигнутой к настоя-
щему времени поверхности одного фильтра
75 м2). Кроме того, сосредоточение в одном
пункте производства указанного выше коли-
чества масел неизбежно вызовет большие пе-
ревозки их на дальние расстояния. Недоста-
точен и выход светлых на таком заводе —
36,5%. В связи с этим как основной вариант
перспективного НПЗ рекомендуется схема за-
вода с переработкой по масляной схеме ма-
зута от 3 млн. т!год высокопарафинистой
нефти. На рис. 2 приведена принципиальная
технологическая схема основных потоков, а в
табл. 5, 6 и 7 — данные по материальному
балансу, основным показателям качества и
производству сырья для нефтехимической
промышленности, а также перечень техноло-
гических установок завода применительно к
переработке мангышлакской нефти.
Таблица 4
Перечень технологических установок завода и доля основных вторичных процессов
Процессы и установки	Мощность установ- ки, тыс. т/год	Число уста- новок	Ромашкинская нефть		Арланская нефть	
			загрузка установки сырьем, тыс. т/год	доля про- цесса, %	загрузка установки сырьем, тыс. т/год	доля про- цесса, %
Комбинированная установка АТ-ДВП		6000	2	12000	100	12000	100
Гидрокрекинг 		2200	1	2070	17,2	2117	17,6
Каталитический крекинг 		1200	1	1240	10,3	1272	10,7
Коксование с секцией обессеривания кокса 		2200	1	1885	15,7	2229	18,6
Битумная с секцией вакуумной перегонки мазута . . .	1000	1	1000	—	1000	—
Дегидроциклизация н-гексана в бензол 		300	1	336	—	258	—
Каталитический риформинг		1800	1	1969	16,4	1738	14,5
в том числе секции:						
облагораживание		1200	—	1375	—	1138	—
ароматизация для бензола 		300	—	300	—	300	—
ароматизация для ксилолов		300	—	300	—	300	—
выделение ксилолов 		260	—	—	—	—	—
выделение о-ксилола 		61	—	—	—	—	—-
выделение этилбензола 		52	—	—	—	—	—
выделение п-ксилола 		44	—	—	—	—	—
Гидроочистка 		5200	1	4484	37,3	4604	38,3
в том числе секции:						
для керосинов 		1000	—	1000	—	615	—
для дизельных топлив 		4200	—	3484	—	3989	—
Карбамидная депарафинизация 		1000	1	1000	8,3	1000	8,3
Пиролиз и газоразделение с секциями выделения и по-						
лучения водорода 				1500	1	1314	11,0	1440	12,0
Производство нафталина		120	1	—	—	—	—
Сероочистка газов 		300	1	165	—	383	——
Производство элементарной серы		260	1	122	—	259	—
Всего установок 				1	4	1	4
Суммарная доля вторичных каталитических процессов	—-	—	9763	81,2	9731	81,1
Суммарная доля вторичных термических процессов . . .	—	—.	7281	60,6	8252,6	68,7
в том числе:						
коксование 			—	1885	15,7	2229	18,6
ДВП мазута		—	—.	5396	44,9	6023,6	50,1
Примечание. Несмотря на то, что в схеме завода перерабатывающего высокосерннстую				и сернистую нефти, имеет мес-		
то относительно высокая доля термических процессов (ДВП, термокрекинг и коксование), роль этих процессов в производстве						
моторных топлив и конечном итоге сведена к минимуму, так как они дают		лишь промежуточные бензиновые и дизельные				
фракции, подвергаемые в дальнейшем каталитической переработке.						
85
2.
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема перспективного НПЗ для переработки высокопарафинистой нефти
Процессы: / — комбинированная переработка нефти (АТ, ДВП, ТК, КК и ВП); //—каталитический риформинг мощностью 1200 тыс. т)год с блоком гидроочистки; III —
каталитический риформинг мощностью 300 тыс. т!год на получение бензола; IV — селективная очистка фурфуролом; V — деасфальтизация и селективная очистка;
VI _ гидроочистка дизельных топлив; VII — коксование; V///— карбамидная депарафинизация дизельного топлива; IX — карбамидная депарафинизация керосинов;
X — получение бензола из н-гексаиа; XI— пиролиз и газоразделенне; XII — депарафинизация и обезмасливание; XIII — гидроочистка масел; XIV — гидроочистка пара-
финов; XV— производство битума, XVI — производство нафталина
Потоки: / — нефть; 2—бензин; 3 — топливо ТС-1г; -/ — дизельное топливо; 5 — бензол; б —толуол; 7 —жидкий парафин; 8 — масло М-10 А, Б (Д-11);	9 — масло
М-12 А, Б (Дп-11); 10 — масло М-20Д (МС—20); 11 — масло М-10Б (АКп—10); 12 — парафин /	—52°:/3 — парафин/пл>54°; /4 — парафин/^-59°;/5 — церезин;/6 — кокс;/7 —
нафталин; 18 — сырье для сажи; 19 — битум; 20 — котельное топливо; 21 — метан; 22 — этилен; 23 — пропилен; 24 — пропан; 25 — изобутилен; 26 — н-бутилен; 27 — нзо-
бутан; 28 — и-бутан; 29 — газ; 30 — головка; 31 — фракция н. к.—62°; 32 — фракция 62—85°; 33— фракция 85—120°; 34 — фракция 120—140°; 35— фракция 140—180°; 36 —
фракция 180—200°; 37— фракция 200—240°; 38— фракция 240—320°; 39 — фракция 320— 350°; 40 — фракция < 350°—(соляр); 41 — фракция 350—460°; 42 — фракция 460—490°;
43 — остаток > 400°; 44 — пек; 45- водородсодержащнй газ; 46 — рафинат риформинга; 47 — рафинат фракции 350—460°; 48— рафинат фракции 460—490°; 49— рафинат
остатка > 490°; 50 — экстракт; 51— депарафинированное масло фракции 350—460°; 52 — депарафинированное масло фракции 460—490°; 53 — депарафинированное мас-
ло остаточное; 54 — неочищенный парафин фракции 350—460°; 55 — неочищенный парафин фракции 460— 490°; 56 — неочищенный церезин; 57 — асфальт; 58 — компонент
легкого масла фракции 350—460°; 59 — компонент тяжелого масла фракции 350—460°; 60 — компонент масла фракции 460—490°; 61 — отгон; 62 — фракция 270—420° КК; 63 —
Таблица 5
Товарный материальный баланс завода при переработке маигышлакской нефти
Сырье н продукты	При переработке на масла мазута				Показатели качества
	от 3 млн. т нефти		от 12 млн. т нефти		
	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	
Нефть 		12000	100,0	12000	100,0	Стабильная, обессолен-
					ная и обезвоженная
Бензин автомобильный		2547	21,3	921	7,7	S=0,1 %
в том числе:					
А-96 (и. м.)			2297	19,2	921	7,7	С 0,82 г/кг ТЭС
А-106 (и. м.)		250	2,1	—	—	С 0,82 г/кг ТЭС
Топливо ТС-1г 		600	5,0	600	5,0	S=0,05%
Дизельное топливо летнее 		3463	28,8	2375	19,7	Цетановое число 53
Ароматические углеводороды Св—С8		118	1,0	118	1,0	
Нафталин		28	0,2	—	—	ГОСТ 1204—62
Парафин жидкий 		378	3,1	378	3,1	Содержание ароматики
					0,5%*
Отбор светлых продуктов		7134	59,4	4387	36,5	—
Масла		696	5,8	2873	24,1	—
в том числе:					
М-10 А, Б		305	 1		1080	—-	д-11
М-12 А, Б		240	—	1136	—-	Дп-11
М-10 Б 		►81	 	360		АКп-10
М-20 Д		70	—	297	—	МС-20
Парафины твердые 		149	1,2	618	5,1	Температура плавления
					52, 54, 59°
Церезины		62	0,5	267	2,2	—
Битум 		250	2,1	990	8,3	БНО-БНУ
Котельное топливо 		1242	10,3	2410	20,1	Температура застывания 24° Чистота 99—99,9%
Индивидуальные углеводороды Ст—С4 . . . .	1344	11,3	252	2,0	
Сухой газ 		111	0,9	—	—	
Сырье для сажи		298	2,5	—	—-	
Кокс товарный 		189	1,6	—	——	
Кокс выжигаемый		279	2,4	—	—	
Потери		246	2,0	204	1,7	
Всего 		12000	100,0	12000	100,0	
Соотношение объемов производства:					
дизельных топлив и бензинов		1,36:1		1,68:1		
автомобильных бензинов, % вес.:					
А-96		С	0	100		
А-106 		1	0			
* Температура плавления 30—32°, содержание комплексообразующих с карбамидом 93%
Головными установками завода приняты
две мощные комбинированные установки,
включающие процессы — атмосферная пере-
гонка нефти (АТ) с секцией вторичной пере-
гонки прямогонного бензина на узкие фрак-
ции, деструктивно-вакуумная перегонка мазу-
та (ДВП), вакуумная перегонка мазута
(ВП) с целью получения дистиллятов и ос-
татка для переработки по масляной схеме,
каталитический крекинг (КК) отгона ДВП
(фракция 350—510°) и термический крекинг
гудрона.
Схема переработки прямогонных фракций
мангышлакской нефти, выкипающих до 350°
в принципе не отличается от схемы переработ-
ки аналогичных фракций ромашкинской и ар-
ланской нефтей, изложенной ранее. Вместе с
тем есть большие различия в количестве топ-
лив, подвергаемых гидроочистке и карбамид-
ной депарафинизации, что обусловливается
различным содержанием серы и жидких пара-
финов в ромашкинской, арланской и мангыш-
лакской нефтях. В связи с этим, например,
процесс гидроочистки при переработке ман-
гышлакской нефти предусматривается лишь
для очистки фракций дизельного топлива
вторичного происхождения, а для получения
летнего дизельного топлива на карбамидную
депарафинизацию направляется прямогонная
фракция 200—240°, которая в смеси с фрак-
цией 120—200° дает товарное топливо ТС-1г
и прямогонную фракцию 320—350°, которая в
87
Таблица 7
смеси с фракцией 180—320° дает товарное
летнее дизельное топливо. В связи с большим
содержанием парафинов во фракциях дизель-
ного топлива и малым содержанием фракции
120—140° в мангышлакской нефти найдено
нецелесообразным получать зимнее дизель-
ное топливо и ксилолы при переработке этой
нефти.
Таблица 6
Производство сырья для нефтехимической
промышленности и баланс по водороду при
переработке мангышлакской нефти
Виды сырья	При переработке иа масла мазута			
	от 3 млн. т нефти		от 12 млн. т нефти	
	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%
Всего		2315	19,3	1366	11,2
в том числе:				
ароматических углево-				
дородов 		146	1,2	118	1,0
из них:				
бензол 		100	—	100	—
толуол 		18		18	—
нафталин 		28	—	—	—
Парафин жидкий		378	3,1	378	3,1
Парафин твердый ....	149	1.2	618	5,1
Сырье для сажи		298	2,5	—	
Индивидуальные углеводо-				
роды Ct—		1344	11,3	252	2,0
из них:				
метан 		235	2,0	50	0,4
этилен 		372	3,1	70	0,6
пропилен 		228	1,9	39	0,3
пропан 		124	1,1	25	0,2
изобутилен 		89	0,7	15	0,1
бутилены 		158	1,3	28	0,2
изобутан 		72	0,6	13	0,1
бутан 		66	0,6	12	0,1
Потребность в водороде	17,2	—	14,9	—.
Производство водорода . .	17,2	—	14,9	——
в том числе:				
на установках рифор-				
минга 		10,9	—	8,1	—
на установках ГФУ и				
пиролиза 		6,3		6,8	—
* Чистота 99 —99,9%.				
Основная часть мазута после АТ направ-
ляется в секцию ДВП; остальная часть мазу-
та поступает в секцию ВП, где фракциони-
руется с целью получения дистиллятного и ос-
таточного сырья для маслоблока. Получае-
мая в результате деструктивно-вакуумной пе-
регонки мазута фракция 350—500° направ-
ляется на каталитический крекинг; остаток
ДВП подвергается термическому крекингу в
Перечень технологических установок завода и доля
основных вторичных процессов (при переработке на
масла мазута от 3 млн. т мангышлакской нефти)
Процессы и установки	Мощность уста- новки, тыс. т/год	Число установок	Загрузка устано- вок сырьем, тыс. т/год	Доля процесса, %
Комбинированная переработ- ка нефти с секциями АТ,				
ДВП, ТК, КК и ВП . .	6000	2	12000	100,0
Коксование 	 Битумная с секцией вакуум-	1000	1	1000	8,3
ной перегонки мазута . . Дегидроциклизация н-гекса-	250	1	276	—
на в бензол 		300	1	327	—
Каталитический риформинг . в том числе секции:	1500	1	1490	12,4
облагораживание . . .	1200	—	1190	—
получение ароматики Г идроочистка	дизельных	300	—	300	—
топлив 	 Карбамидная депарафиниза-	900	1	819	6,8
ция	 в том числе секции:	1700	1	956	—
для керосина 		700	—	376	—
для дизельного топлива Пиролиз и газоразделение с секциями выделения и	1000		580	
получения водорода . . .	1500	1	1876	15,6
Производство нафталина . . Селективная очистка фур-	120	1	—	—
фуролом 	 Деасфальтизация с секцией	600	1	—	—
селективной очистки . . Депарафинизация и обезмас-	1000	1	—	—
ливание 	 Гидроочистка масел и пара-	600	2	—-	—
финов 	 в том числе секции:	900	1	939	7,5
для масел 		700	—	717	—-
для парафинов ....	200	—	222	—
Всего установок 	 Суммарная^доля вторичных	—	15	—	——
каталитических процессов в том числе: каталитический рифор-			5623	46,8
минг	 гидроочистка дизельных	—-	—	1484	12,4
топлив 		—	—	813	6,8
каталитический крекинг Суммарная доля вторичных	—	—	3320	27,6
термических|процессов в том числе: коксование крекинг-	—	—	7812	65,2
остатка 	 термический крекинг	—	—	1000	8,3
остатка ДВП . . . .	—	—	1377	11,5
ДВП мазута 		—	—	5435	45,6
Примечание Несмотря	на то,	ЧТО Е	схеме завода,	
перерабатывающего высокопарафииистую нефть, имеет мес-				
то относительно высокая доля термических процессов				
(ДВП, термокрекинг и коксование), роль			этих процессов	
в производстве моторных топлив в конечном			итоге сведена	
к минимуму, так как они дают лишь		промежуточные беи-		
зиновые и дизельные фракции, каталитической переработке.	подвергаемые		в дальнейшем	
88
соответствующей секции комбинированной
установки; остаток термического крекинга
(пек), имеющий коксуемость 17%, направ-
ляется на коксование. Бензиновые фракции
процессов ДВП, термического крекинга и кок-
сования перед поступлением на каталитичес-
кий риформинг подвергаются гидрированию
с целью насыщения непредельных углеводо-
родов. С этой же целью подвергаются гид-
рированию и дизельные фракции этих про-
цессов.
Схема переработки сухих газов, головных
фракций стабилизации бензинов, рафинатов
риформинга и других легких жидких побоч-
ных продуктов и получения индивидуальных
углеводородов Ci—С4 высокой степени чисто-
ты аналогична описанной ранее применитель-
но к переработке сернистой и высокосерни-
стой нефтей.
Схема завода предусматривает возмож-
ность получения газотурбинного топлива
(фракции коксования) за счет уменьшения
производства летнего дизельного топлива,
получение топлива Т-2 (фракция 120—200°
первичной перегонки) за счет сокращения ко-
личества топлива ТС-1г, а также возмож-
ность увеличения в случае необходимости
производства жидких парафинов за счет
строительства дополнительных установок
карбамидной депарафинизации.
Масляные фракции вакуумной перепонки
мазута (350—460° и 460—490°) после селек-
тивной очистки, депарафинизации и гидродо-
очистки используются для получения товар-
ных масел с вязкостью от 6,6 до 7,8 сст (ин-
декс вязкости 95) и 10,4 сст при 100° (индекс
вязкости 100) соответственно. Основная часть
остатка вакуумной перегонки мазута (гуд-
рон) после легкой деасфальтизации, селек-
тивной очистки, депарафинизации и гидродо-
очистки дает товарное остаточное масло с
вязкостью 20,7 сст при 100° (индекс вязкости
91); другая часть остатка в смеси с экстрак-
тами селективной очистки является сырьем
для производства битума. Выделенные в про-
цессе депарафинизации и обезмасливания па-
рафины и церезины подвергаются гидроочи-
стке.
Состав основных товарных продуктов топ-
ливного блока завода при переработке ман-
гышлакской нефти показан ниже:
тыс. т]год % вес.
Бензин автомобильный*.............. 2547	100,0
в том числе:
прямогонная фракция н. к.
-62°............................. 177	7,0
бензин каталитического крекин-
га .............................. 973	38,0
тыс. т]год % нее.
бензин каталитического рифор-
минга .......................... 986	38,7
компонент бензина с установки
каталитического риформинга на
получение бензола ............... 69	2,7
компонент бензина с установки
по производству нафталина . .	59	2,3
углеводороды С5 и выше с уста-
новки пиролиза и газофракцио-
нирования**..................... 283	11,3
Авиационный керосин ТС-1г . . .	600	100,0
в том числе прямогонные
фракции:
120-140°........................ 104	17,4
140-180°........................ 183	30,5
200—240° (после депарафиниза-
ции) ........................... 225	37,5
Дизельное топливо летнее ....	3463	100,0
в том числе прямогоннные
фракции:
180-200°........................ 191	5,5
200-240°........................ 337	9,7
240—320°........................ 1500	43,5
320—350° (после депарафиниза-
ции) ........................... 347	10,0
фракции каталитического кре-
кинга .......................... 296	8,5
фракции ДВП, термического
крекинга и коксования (после
гидроочистки)................. 1	792	22,8
Котельное топливо ................ 1242	100,0
в том числе:
остаток коксования ............. 322	26,0
отгон с гидроочистки масел и
парафина ........................ 28	2,2
отгон с производства битума .	24	1,9
остаток каталитического кре-
кинга .......................... 250	20,0
соляр с вакуумной перегонки	47	3,7
гач депарафинизации...........	302	24,3
экстракт селективной очистки	.	239	19,4
тяжелые продукты пиролиза и
прочие....................... 30	2,5
Сырье для сажи .................... 298	100,0
в том числе:
с производства нафталина .	.	8	3,0
фракция 270—420° каталити-
ческого крекинга............ 290	97,0
* Для получения 10% бензина сорта А-106 (с 0,82 г/кг
ТЭС) используются легкие фракции бензина каталитичес-
кого крекинга, тяжелые фракции бензина каталитического
риформинга и изобутаи.
** В том числе гидрированная фракция пиролиза 80—180°.
Аналогично заводу для переработки сер-
нистой и высокосернистой нефтей здесь так-
же приняты технологические установки высо-
кой производительности, включая установки
маслоблока, к разработке проектов и обору-
дования которых необходимо приступить.
Генеральные планы заводов. Так же как
технологические схемы генеральные планы
перспективных НПЗ разработаны в двух ва-
риантах— соответственно для переработки
высокосернистой (и сернистой) и высокопа-
рафинистой нефтей.
89*
На рис. 3, 4, 5 и 6 представлены схемы
обоих вариантов генерального плана, ситуа-
ционного плана и принципиальная схема зони-
рования производственных процессов перс-
пективного НПЗ.
риально-хозяйственные склады, администра-
тивные блоки и др. предлагается создать об-
щими для нефтеперерабатывающей и нефте-
химической частей завода. В центре НПЗ
располагается диспетчерский пункт управле-
ние. 3. Схема генерального плана перспективного НПЗ для переработки высокосерни-
стой и сернистой нефти:
!• 2 — гидроочистка керосина и дизельных топлив; 3 — парк накопления сырья установок катали-
тического риформинга и производства ароматических продуктов; 4 — каталитический риформинг
мощностью 1200 тыс. т/год с блоком гидроочистки бензина; 5 — каталитический риформинг мощ-
ностью 300 тыс. т/год', 6 — каталитический риформинг мощностью 300 тыс. т/год на получение
бензола; 7 — выделение суммарных ксилолов; 8 — выделение ортоксилола; 9 — выделение этил-
бензола; 10 — выделение параксилола; И — блок оборотного водоснабжения; 12 — гидрокрекинг;
13 пиролиз, газоразделеиие и получение водорода; 14 — воздушная компрессорная; 15 — ЦЗЛ;
16 — склад проб ЦЗЛ; 17 — центральные бытовые помещения со здравпунктом и столовой;
18 — центральный диспетчерский пункт; 19 — каталитический крекинг; 20 — коксование с блоком
обессеривания кокса; 21 — АТ—ДВП; 22 — производство битумов; 23 — производство нафталина;
24 — сероочистка газов; 25 — производство элементарной серы; 26 — карбамидная депарафиниза-
ция; 27 — установка производства инертного газа; 28 — парк компонентов автобензина; 29 — уста-
новка приготовления автобензинов; 30 — получение бензола из нормального гексана; 31 — топлив-
ная станция; 32 — центральный газораспределительный пункт; 33 — аварийный газовый узел
(с факелом); 34 — парк сырья и некондиционных продуктов установки комбинированной перера-
ботки нефти; 35 — РММ с подсобными помещениями; 36 — отделение кислоты и щелочи; 37—склад
реагентов в мелкой таре; 38 — установка регенерации отработанной щелочи; 39 — склад катализа-
торов; 40 — парк межремонтных резервуаров установок гидроочистки дизтоплива и др.; 41 — то-
варный парк спецпродуктов и жидких парафинов на ТСБ; 42 — насосная товарно-сырьевой базы;
43 — лаборатория ТСБ; 44 — парк подземных железобетонных резервуаров ТСБ
При разработке генеральных планов заво-
да исходили из того, что нефтеперерабаты-
вающий и нефтехимический заводы будут
представлять собой единый нефтехимический
комплекс, хотя располагаются на самостоя-
тельных смежных площадках. Генеральный
план нефтехимического завода еще не разра-
батывался, так как прежде необходимо опре-
делить номенклатуру и объемы производства
химических продуктов применительно к кон-
кретному району строительства завода. Ос-
новные объекты общезаводского хозяйства —
ТЭЦ, водозаборные и очистные сооружения,
ремонтно-механическая база, автобаза, мате-
ния заводом, лаборатория и блок оборотного
водоснабжения; технологические установки
расположены П-образно, при этом в одном
крыле размещаются установки по выработ-
ке светлых, а в другом—темных нефтепро-
дуктов; в центральной части — головные уста-
новки завода. Вдоль длинной стороны завода
располагается товарно-сырьевая база. Такое
расположение объектов дает возможность
максимально сократить протяженность ком-
муникаций на заводе.
Между основными технологическими уста-
новками топливных блоков заводов преду-
сматривается жесткая связь, что дает воз-
0
можность до минимума сократить размеры
парков промежуточных резервуаров и емко-
стей. Некоторые одноименные процессы (на-
пример, каталитический риформинг, гидро-
за счет других мероприятии, предусмотрен-
ных предпроектными соображениями, перс-
пективные заводы будут компактными, с высо-
кой плотностью застройки.
Рис. 4. Схема генерального плана перспективного НПЗ для переработки высокопара-
финистой нефти
/ — пиролиз и газоразделеиие с блоком получения и выделения водородв; 2 — парк сырья устано-
вок каталитического риформинга и производства ароматики; 3 — парк компонентов автобензина;
4 — карбамидная депарафинизация керосина и дизельных топлив; 5 — установка производства
инертного газа; 6 — производство нафталина; 7 — блок оборотного водоснабжения; 8 — воздушная
компрессорная; 9 — ЦЗЛ; 10 — склад проб ЦЗЛ; 11— центральные бытовые помещения со здрав-
пунктом и столовой; 12 — центральный диспетчерский пункт; 13 — селективная очистка фурфуро-
лом; /-/ — деасфальтизация и селективная очистка; 15— сырьевой парк установки селективной
очистки фурфуролом; 16 — сырьевой парк установки депарафинизации; 17 — депарафинизация и
обезмасливание; 18 — сырьевой парк установки гидроочистки масел; 19 — сырьевой парк установ-
ки гидроочистки парафина; 20 — получение бензола из нормального гексана; 21 — каталитический
риформинг мощностью 1200 тыс. т!гоа с блоком гидроочистки бензина; 22 — каталитический ри-
форминг мощностью 300 тыс. т[год на получение бензола; 23 — установка приготовления автобен-
зина; 24 — топливная станция; 25 — гидроочистка дизельных топлив; 26 — коксование с блоком
обессеривания кокса; 27 — центральный газораспределительный пункт; 28 — аварийный газовый
узел; 29 — комбинированная переработка нефти (АТ, ДВП, ТК, КК и ВП); 30 — гидроочистка ма-
сел; 31 — гидроочистка парафинов; 32 — установка смешения масел; 33 — парк компонентов масел;
34 — промежуточный парк парафинов; 35 — производство присадок; 36 — парк сырья н некондицион-
ных продуктов установки комбинированной переработки нефти; 37 — производство битума; 38 —
установка розлива парафина; 39 — РММ с подсобными помещениями; 40 — отделение кислоты, ще-
лочи и фенола; 4] — склад реагентов в мелкой таре; 42— отделение специальных реагентов; 43 —
склад катализаторов; 44 — товарный парк спецпродуктов на ТСБ; 45 — товарный парк жидких па-
рафинов на ТСБ; 46 — парк межремонтных резервуаров установок гидроочистки дизтоплива; 47 —
парк подземных железобетонных резервуаров ТСБ; — товарный парк парафинов на ТСБ; 49 —
насосная товарно-сырьевой базы; 50 — товарный парк масел на ТСБ
очистка и др.) объединены в блоки, состоя-
щие из секций. В связи с этим возникла необ-
ходимость в некоторой перекомпоновке аппа-
ратуры в типовых проектах этих установок,
например теплообменников, с таким расче-
том, чтобы расположить их по наружным
сторонам периметра установок для обеспече-
ния возможности механизации монтажных и
ремонтных работ по этим аппаратам.
Благодаря таким решениям генерального
плана и применению мощных и комбиниро-
ванных технологических установок, а также
Автоматизация управления, механизация
работ и технико-экономические показатели
заводов. Вопросы автоматизации предлагае-
мых перспективных заводов решаются в прин-
ципе аналогично тому, как было сообщено в
специальном докладе С. В. Несмелова (СКВ
АНН) применительно к схемам, разработан-
ным Гипронефтезаводами и ВНИИНП.
Около 80% ремонтных работ намечается
осуществить на субподрядных началах. При
дальнейшем проектировании заводов необхо-
димо предусмотреть мероприятия, обеспечи-
91
вающие возможность осуществления макси-
мума ремонтных работ на ходу, без останов-
ки технологических установок.
Рис. 5. Схема ситуационного плана
перспективного НПЗ:
1 — административный блок; 2 — нефтеперера-
батывающий завод; 3 — районная ТЭЦ; 4 —
химический завод; 5 — зоны перспективного
расширения; 6 — база дирекции; 7 — очистные
сооружения; 8 — сажевый завод; 9 — ремонт-
но-механическая база; 10 — объекты подсоб-
ного' назначения
Рис. 6. Схема зонирования производственных
процессов перспективного НПЗ:
1 — зона головных установок; 2 — зона переработки свет-
лых нефтепродуктов; 3 — зона центрального управления
водооборотных систем; 4 — зона переработки темных
нефтепродуктов; 5 — зона эстакад; 6 — зона товарно-
сырьевой базы; 7 — зона расширения предприятий
Благодаря максимальному использованию
вторичных энергоресурсов, в том числе тепла
отходящих потоков и максимальному перево-
ду агрегатов на огневой обогрев, отпала не-
обходимость в питании завода паром со сто-
роны.
Вся электропроводка на заводе осуществ-
ляется только проводами высокого напряже-
ния, прокладываемыми на эстакадах вместе
с технологическими трубопроводами.
При разработке системы водоснабжения за-
вода исходили из того, что аппаратура и
оборудование будущих заводов не будет да-
вать течи нефтепродуктов, как это уже до-
стигнуто на новейших зарубежных заводах.
Это даст возможность, наряду с сокращением
потерь продуктов, объединить системы водо-
снабжения и не создавать на блоках обо-
ротного водоснабжения громоздких отстой-
ников.
Технико-экономические показатели перс-
пективных заводов определены ориентировоч-
но— по укрупненным показателям с учетом
большой мощности применяемых технологи-
ческих установок и основных проектных ре-
шений генерального плана.
В табл. 8 приведены основные технико-эко-
номические показатели перспективных НПЗ
и сопоставление их с показателями заводов-
аналогов. В качестве последних приняты ус-
ловно Рязанский НПЗ топливного профиля
(ромашкинская нефть) и Кременчугский за-
вод топливно-масляного профиля (высокопа-
рафинистая нефть). Для сопоставления с за-
водом-аналогом капиталовложения и стои-
мость товарной продукции по перспективным
НПЗ скорректированы путем исключения
затрат по объектам цеха пиролиза и газораз-
деления, производства ксилолов и нафтали-
на, а из общих капитальных вложений по
заводам-аналогам исключена стоимость уста-
новок алкилирования, полимеризации, ГФУ
и производства водорода.
Выполненные сопоставительные расчеты и
данные табл. 8 подтверждают значительные
технико-экономические преимущества перс-
пективных НПЗ по сравнению с заводами-
аналогами. Так, на перспективных заводах
удельные капитальные вложения на 100 руб.
валовой продукции на 43—44 и 31% ниже,
выработка валовой продукции на 100 руб. ка-
питальных вложений на 75—78 и 45% выше,
производительность труда на 88% и в 2, 3 ра-
за выше, а себестоимость затрат по обработке
на 16 и 22% ниже, чем на заводах-аналогах
соответственно при переработке сернистой,
высокосернистой и высокопарафинистой неф-
тей. При этом следует учесть, что качество
нефтепродуктов на перспективных заводах
значительно выше, чем на заводах-аналогах;
например, октановое число основных сортов
автомобильного бензина на перспективных
НПЗ равно 96 (исследовательский метод, с
0,82 г/кг ТЭС), а на заводах-аналогах порядка
82,0—82,5 (без ТЭС).
92
Таблица 8
Основные технико-экономические показатели перспективных нефтеперерабатывающих заводов
и сопоставление их с показателями заводов-аналогов
Показатели	Перспективные НПЗ		Завод-аналог*	Перспектив- ный НПЗ	Завод-аналог
	ромашкинская нефть	арланская нефть	ромашкинская нефть	Мангышлак - ская нефть	высокопара- финистая нефть
Мощность, млн. т/год нефти		12	12	13	12	8
Число технологических установок 		14	14	32	15	17
Эксплуатационный штат — всего		1509	1509	2759	1663	—
в том числе технологических установок . . .	567	567	938	644	—
Эксплуатационный штат в сопоставимых уело-			2489		
виях — всего		1407	1407		1565	2379
Производительность труда, тыс. руб/чел . . . .	200	203	108	213	83
Стоимость валовой продукции в сопоставимых					
условиях, млн. руб		286	281	269	334	198
Капитальные затраты, млн. руб.**		176	176	172	194	—
в том числе в сопоставимых условиях ....	97	97	162	123	117
Металлоемкость, тыс. т	 Расход энергетических ресурсов:	300	300	—	317	—
пар, тыс. Мкал		2300	2388	—	2719	—
электроэнергия, млн. квт-ч/год 		1371	1391	1646	1646	—
свежая вода, тыс. мл/год		8000	8000	—	13913	—
топливо, тыс. т/год’. газообразное 						
	62	62	—	ПО	—
жидкое 		886	890	—	945	—
Территория завода, включая товарно-сырьевую				228	164
базу . . . , 		202	202	—		
* Ассортимент, объем производства н качество нефтепродуктов завода-аналога приведены в ** Из них 65од на технологические установки и 35ОД -- на объекты общезаводского хозяйства.				докладе Б. Б	Крупицкого.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Предлагаемые Гипрогрознефтью и ГрозНИИ схемы
и проектные решения перспективных НПЗ мощностью
12 млн. т/год применительно к переработке сернистых
(типа ромашкинской), высокосернистых (типа арлан-
ской) и высокопарафинистых (типа мангышлакской)
нефтей обеспечивают:
1)	необходимую глубину переработки нефтей (от-
бор светлых продуктов 59,4—61,1%) и значительные
объемы производства основных нефтепродуктов (авто-
мобильный бензин 15,9—21,3°/о, авиационный керосин
5%, дизельное топливо 28,8—36,0%, котельное топливо
10,3—20,1«/<>);
2)	производство высококачественных моторных топ-
лив, соответствующих, а в ряде случаев превышающих
показатели лучших мировых стандартов по антидето-
нациоиной характеристике (октановое число бензинов
96—106 по исследовательскому методу с 0,82 г/кг ТЭС)
и глубине очистки от вредных примесей (содержание
серы в бензине 0,1%, керосине 0,05%, дизельном топли-
ве 0,2%);
3)	производство в значительных объемах сырья для
химической промышленности, для нефтехимического и
микробиологического синтеза; суммарные ресурсы всех
видов такого сырья составляют 14,5; 16,1 и 19,3°/о ог
нефти соответственно при переработке ромашкинской,
арланской и мангышлакской нефтей; в числе этих ре-
сурсов ароматические углеводороды С6—С8 (бензол,
толуол, о-ксилол, п-ксилол, этилбензол) составляют
183, 169 и 146 тыс. т/год, парафин жидкий — 140 и
378 тыс. т/год, парафин твердый — 149 тыс. т/год,
сырье для сажи — 228, 242 и 298 тыс. т/год, сера
элементарная — 92 и 233 тыс. т/год, индивидуальные
углеводороды С,—С4— 1040, 1137 и 1344 тыс. т/год (в
том числе от 260 до 372 тыс. т/год этилена, от 192 до
228 тыс. т/год пропилена, от 120 до 132 тыс. т/год про-
пана, от 168 до 247 тыс. т/год бутиленов и изобутилена
и др.); обеспечивается высокая степень чистоты всех
видов нефтехимического сырья в соответствии с требо-
ваниями соответствующих промышленных производств.
Эти высокие технологические показатели перспектив-
ных НПЗ достигаются за счет широкого применения на
заводах современных вторичных процессов переработ-
ки — каталитического крекинга, каталитического рифор-
минга, гидрокрекинга и гидроочистки, суммарная доля
которых составляет от 40 до 81в/о соответственно при
переработке мангышлакской, ромашкинской и арлан-
ской нефтей, при этом доля процесса гидроочистки при
переработке сернистой и высокосернистой нефтей на-
ходится на уровне 37—38%, гидрокрекинга — на уров-
не 17°/о, каталитического риформинга и каталитическо-
го крекинга — на уровне 14—16 и 16®/o; предусматрива-
ется включение в состав заводов мощных систем по
сбору, фракционированию и пиролизу углеводородов
фракции С]—С4 от всех процессов, а также головных
фракций стабилизации, рафинатов риформинга и других
легких жидких побочных продуктов, что дало возмож-
ность довести объем пиролиза и газоразделеиия на за-
водах до 1300—1500 тыс. т/год по сырью.
93
Перспективные НПЗ отличаются высокими экономи-
ческими показателями, значительно превосходящими
показатели заводов-аналогов настоищего времени,
приведенных к сопоставимым условиям; эксплуатацион-
ный штат перспективных заводов составляет 1407—
1565 чел., а размер площадок заводов —202 и 228 га,
значительно снижаютси удельные капиталовложении,
повышается выработка валовой продукции на единицу
капиталовложений, повышаетси производительность
труда и снижается себестоимость затрат по обработке.
Такие высокие экономические показатели перспек-
тивных НПЗ достигаются главным образом благодаря
применению мощных технологических установок, круп-
ных комбинированных установок и блоков, что позво-
лило снизить их число до 14—15, прогрессивных про-
ектных решений генерального плана, позволивших по-
высить плотность застройки до 10 га на 1 млн. т/год
нефти, сократить протяженность коммуникаций и объ-
ем промежуточных емкостей, а также за счет автомати-
зации управления установками и заводом в целом и
других мероприятий.
Для осуществления предлагаемых проектов мощных
перспективных нефтеперерабатывающих заводов необ-
ходимо выполнить комплекс научно-исследовательских,
опытно-промышленных и проектно-конструкторских ра-
бот, перечень которых приводится в предпроектной за-
писке Гипрогрознефти — ГрозНИИ. Этот перечень
включает разделы:
по технологическим процессам и установкам;
аппаратуре, оборудованию, машинам и механиз-
мам;
электрооборудованию и электроконструкциим;
контролю и автоматизации.
Примечание I
В результате дальнейшей проработки Гипрогроз-
нефтью и ГрозНИИ вносятся некоторые изменения в
схему перспективного НПЗ мощностью 12 млн. т/год,
которые в основном заключаются в следующем:
1.	Деструктивно-вакуумной перегонке подвергается
не мазут, а гудрон, что позволит при весьма незна-
чительном бензинообразовании отобрать от гудрона ос-
таток для коксования с высоким коксовым числом и
незначительным количеством низкокипящих фракций,
являющихся в процессе коксования балластом.
2.	Для увеличения выработки бензола, ксилолов и
нафталина в схему завода включены процессы получе-
ния ароматики из прямогонных дизельных фракций.
3.	Увеличен объем процесса гидрокрекинга, что по-
зволит вырабатывать на заводе котельное топливо с
содержанием серы меньше 1%.
Кроме того, проработан вопрос о возможности, в
случае необходимости строительства и ввода в эксплу-
атацию завода в две очереди — блоками мощностью по
6 млн. т/год с обеспечением производства высококаче-
ственных нефтепродуктов.
Примечание II
В соответствии с дополнительным поручением Коми-
тета о сопоставлении двух типов компоновок перспек-
тивного НПЗ мощностью 12 млн. т/год — в одноблоч-
ном и двухблочном оформлении — Гипрогрознефть и
ГрозНИИ выполнили соответствующую технико-эко-
иомическую проработку этого вопроса.
На основании расчетов, приведенных в пояснитель-
ной записке Гипрогрознефти — ГрозНИИ, выпущенной
в апреле 1965 г., делается вывод о том, что с точки
зрения технико-экономических показателей, занимае-
мой территории, сроков строительства, расхода метал-
ла и пр. одноблочный нефтеперерабатывающий завод
является более целесообразным при условии наличия
сырья и потребителей вырабатываемой продукции. По-
этому необходимо продолжать работы в направлении
создания более высокопроизводительного оборудования
и аппаратов, позволяющих осуществлять строительство
мощных технологических установок, которые исключат
необходимость повторного применения одноименных
процессов в составе перспективных НПЗ.
На ближайшую перспективу применительно к разра-
батываемым в настоящее время заводам мощностью
12 млн. т/год и в тех случаях, когда в начальный пе-
риод ввода завода в эксплуатацию отсутствует в не-
обходимом количестве сырье и ограничено потребле-
ние нефтепродуктов, необходим НПЗ, состоящий из
двух блоков, так как такой завод в основном своем
составе включает установки, по которым уже разрабо-
тана (или скоро будет разработана) проектная доку-
ментация, аппаратура и оборудование, и он может
вводиться в эксплуатацию поочередно, блоками.
Число основных технологических установок на од-
ноблочном НПЗ — 15, на двухблочном — 21.
94
Раздел HI
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ
ЗАВОДЫ МОЩНОСТЬЮ 12 млн. т/год
ДЛЯ ГЛУБОКОЙ И НЕГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ
ПО ТОПЛИВНОЙ СХЕМЕ РОМАШКИНСКОЙ
И АРЛАНСКОЙ НЕФТЕЙ'
(Ленгипрогаз и ВНИИнефтехим)
Я. И. БУРШТЕЙН
Ленгипрогаз
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ И МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ ЗАВОДОВ
При разработке схем перспективных неф-
теперерабатывающих заводов исходили из
того, что в Советском Союзе в зависимости
от района должны строиться заводы с раз-
личной глубиной переработки нефти. В связи
с этим была сделана попытка разработать
ряд типовых укрупненных элементов, напри-
мер в виде комбинированных многосекцион-
ных установок различного назначения, набо-
ром которых можно было бы создавать НПЗ
с различной глубиной переработки нефти.
Настоящие предпроектные соображения
предусматривают четыре типа перспективных
нефтеперерабатывающих заводов, из кото-
рых все четыре предназначены для перера-
ботки ромашкинской и два—для переработ-
ки арланской нефтей. Указанные типы НПЗ
существенно различаются глубиной перера-
ботки нефти и связанными с ней различными
объемами производства светлых нефтепро-
дуктов, котельных топлив и сырья для хими-
ческой переработки. Такой подход к вопросу
проектирования перспективных НПЗ, когда
еще не определены конкретные пункты стро-
ительства заводов, представляется весьма ра-
циональным.
1 Доклад составлен по -материалам записки Ленги-
прогаза — ВНИИнефтехима «Соображения по схемам
перспективных нефтеперерабатывающих заводов». Л—
7655, июнь 1964.
При разработке схем заводов были приня-
ты следующие технологические решения, об-
щие для НПЗ всех типов:
1.	В качестве головной принимается не
АВТ, а АТ. Это дает возможность варьиро-
вать в значительных пределах глубиной пе-
реработки нефти, в то время как принятие
в качестве головной атмосферно-вакуумной
установки заранее предопределило бы глубо-
кую переработку нефти, которая, как извест-
но, не для всех районов страны является оп-
равданной. Для НПЗ всех типов принято по
две установки атмосферной перегонки нефти
мощностью 6 млн. т!год каждая (АТ-6),
скомбинированных с секциями каталитиче-
ского риформинга, гидроочистки, вторичной
перегонки бензина, извлечения и разделения
ароматических углеводородов, изомеризации
и др.
2.	Оптимальные мощности секций катали-
тического риформинга бензина и гидроочист-
ки прямогонной фракции дизельного топли-
ва (фракция 230—350° или 240—350°) соответ-
ствуют мощности одной головной установки
АТ-6 и составляют с ней единую комбинирован-
ную установку. Это позволит одновременно с
пуском первой очереди завода, например'в объ-
еме 6 млн. т/год, вырабатывать высококаче-
ственные нефтепродукты без строительства
излишне мощных, рассчитанных на
95
12 млн. т/год установок указанных вторичных
процессов. Кроме того, наличие в составе
НПЗ не одной, а двух установок для каждо-
го из указанных выше вторичных процессов
создаст существенные удобства эксплуата-
ции, например возможность ремонта одной
установки без остановки завода и возмож-
ность работы установок на разных режимах
с целью получения различных сортов бензи-
на; значительно упрощается решение задачи
дальнейшего расширения завода, например,
до 18 млн. т/год.
3.	Оптимальные мощности секций изомери-
зации фракции и. к. — 62°, извлечения бен-
зола и ксилолов, а также секций по разделе-
нию последних на отдельные изомеры соот-
ветствуют полной мощности завода, т. е.
12 млн. т/год, так как эти секции в силу их
малой производительности целесообразно
вводить в эксплуатацию на завершающей
стадии строительства НПЗ; секция изомери-
зации фракции н. к. — 62° включается в со-
став одной, а секции извлечения и разделе-
ния ароматических углеводородов—в состав
другой комбинированной установки завода.
4.	Секции гидроочистки керосина и легкого
прямогонного компонента дизельного топли-
ва (фракции 180—230° или 180—240°) мощ-
ностью по 600 тыс. т/год каждая включаются
в состав комбинированных установок соответ-
ственно первой и второй очереди строитель-
ства завода.
5.	Принимается новая модификация про-
цесса каталитического риформинга согласно
последним рекомендациям ВНИИнефтехима,
обеспечивающая возможность получения ком-
понента автомобильного бензина с октано-
вым числом 95 и значительно более высокий
выход ароматических углеводородов и во-
дородсодержащего газа, используемого в
процессе гидроочистки.
Процесс каталитического риформинга бен-
зина осуществляется раздельно для легких и
тяжелых фракций. Создавая для каждой из
этих фракций оптимальный режим процесса,
можно получить наибольший выход ароматиче-
ских углеводородов и водорода. В связи с
этим широкая фракция прямогонного бензи-
на (62—180°) после общей гидроочистки де-
лится на две более узкие фракции, каждая
из которых проходит свою секцию каталити-
ческого риформинга в составе комбинирован-
ной установки.
По соображениям селективности преду-
сматривается раздельная гидроочистка в са-
мостоятельных секциях прямогонных компо-
нентов керосина и дизельного топлива, а так-
06
же продуктов вторичных процессов — фрак-
ций бензина и дизельного топлива.
6.	В качестве процессов, углубляющих пе-
реработку нефти и повышающих выход свет-
лых нефтепродуктов и углеводородного сырья
для химической промышленности, приняты
термоконтактный крекинг мазута, поступаю-
щего с установок АТ, и гидрокрекинг сме-
шанного дистиллятного сырья первичного п
вторичного происхождения, поступающего с
установки ТКК. Включение в состав завода
установки ТКК исключает необходимость
строительства установки вакуумной перегон-
ки мазута даже в том случае, если целесооб-
разна глубокая переработка нефти. Процес-
сы ТКК и гидрокрекинг, а также гидроочист-
ка продуктов ТКК — фракций бензина и ди-
зельного топлива — являются секциями од-
ной мощной комбинированной установки
(КУ № 3). В состав КУ включена также
установка по производству водорода, исполь-
зующая в качестве сырья сухие газы ТКК и
рассчитанная по мощности на полное удов-
летворение потребностей в водороде секций
гидроочистки и гидрокрекинга.
Мощность установки ТКК по мазуту ро-
машкинской нефти принята 3200 тыс. т/год
(или 2400 тыс. т/год для высокотемператур-
ного режима), что соответствует мощности
одной установки АТ-6, т. е. 6 млн. т/год. Соз-
дание более мощной установки ТКК в бли-
жайшем будущем нереально. В связи с этим
на НПЗ, предназначенном для глубокой пе-
реработки нефти, целесообразно иметь две
установки ТКК, из которых одна может ра-
ботать на обычном, а другая на высокотем-
пературном режиме. Это придает гибкость
заводу в части возможности изменения глу-
бины переработки нефти и объемов произ-
водства легкого углеводородного и сажевого
сырья для химической промышленности за
счет изменения соотношения количества
сырья, направляемого на термоконтактный
крекинг обычного и высокотемпературного
режимов. Бензиновая фракция ТКК подвер-
гается селективной гидроочистке, после чего
используется как компонент автомобильного
бензина.
7.	Принимается одноступенчатый вариант
процесса гидрокрекинга на стандартном
алюмокобальтмолибденовом катализаторе
под давлением 60—70 ат при мощности уста-
новки 900 тыс. т/год, как наиболее прорабо-
танный нашими исследовательскими и проект-
ными организациями. В дальнейшем, если это
позволит состояние проектных и конструктор-
ских разработок, целесообразнее будет при-
менить вариант двухступенчатого гидрокре-
Таблица I
Продолжение табл. 1
Секционный состав и мощности комбинированных
установок, принятых в схемах перспективных НПЗ
различного типа
Комбинированные установки	Секции комбинированных установок	Мощность, тыс. т/год (ориентиро- вочно)	
		НПЗ для пе- реработки ро- машкииской нефти	НПЗ для пе- реработки ар- ланской нефти
№1	Атмосферная перегонка ....	6000	6000
	Гидроочистка бензина и разде- ление его на две фракции	950—1000	750
	Каталитический риформинг лег- кой фракции бензина (62— 105°) 		350	350*
	Каталитический риформинг тя- желой фракции бензина (105—180°) 		550—600	550
	Гидроочистка фракций дизель- ного топлива (230—350° или 240—350°),		1100	1000
	Гидроочистка керосина (фрак- ции 140—180° и 180—230°) .	600	600
	Разделение катализата рифор- минга фракции 62—105°	. .	550—600	
	Извлечение бензола 		270	210
	Разделение катализата рифор- минга фракции 105—180° . .	950—1000	800
	Извлечение ксилолов 		320—350	280
	Разделение ксилолов 		150	120
№2	Атмосферная перегонка . . . .	6000	6000
	Гидроочистка бензина и разде- ление его на две фракции	950—1000	750
	Каталитический риформинг лег- кой фракции бензина (62— 105°) 	.	. .	350	
	Каталитический риформинг тя- желой фракции бензина (105—180°) 		550—600	550
	Гидроочистка фракций дизель- ного топлива (230—350° или 240—350°)		1100	1000
	Гидроочистка керосина (фрак- ции 140—180° и 180—230°) .	650	550
	Изомеризация фракции н. к. —62°		250	—
№3	Высокотемпературный термо- контактный крекинг мазута (ВТ ТКК)		2400	2400
	Селективная гидроочистка бен- зина ВТ ТКК (н. к. — 200°)	450		
	Производство водорода из га- зов ТКК		—	10
Комбинированные установки	Секции комбинированных установок	Мощность, тыс. т/год (ориентиро- вочно)	
		1 НПЗ для пе- реработки ро- машкинской нефти	НПЗ для пе- реработки ар- ланской нефти
Ns 4	Термоконтактный крекинг ма- зута (ТКК) 	 Селективная гидроочистка бен- зина ТКК (н. к. — 200° или н. к. — 160°)***	 Гидроочистка фракции дизель- ного топлива ТКК (200—350° или 160—350°)*** 	 Гидрокрекинг смеси дистилля- тов первичной перегонки и ТКК (фракции 200—450° или 160—460°)*** 	 Производство водорода из га- зов ТКК		3200 450 250-300 900 10	2400 500** 350 900 20
* Фракция 62—95° в расчете на 12 *♦ Фракция н. к. — 160° в расчете нефти. **• Соответственно для ромашкннско? тей.		млн. т!год нефти, на 12 млн. т/год и арланской неф-	
Примечание. Вместе с прямогонными фракциями на каталитический риформинг направляются бензины гндро-			
крекинга и гидроочистки.
книга под давлением 150 ат, так как он по-
зволяет перерабатывать более разнообразные
виды сырья, увеличивать выход целевых
жидких продуктов и изменять в нужном на-
правлении соотношение выхода бензина и ди-
зельного топлива, а также обеспечивает бо-
лее длительные циклы работы.
Указанные выше технологические решения
являются общими для заводов, перерабаты-
вающих ром аш минскую и арланокую нефти.
Вместе с этим при переработке арланской
нефти возникает необходимость внесения
следующих, вытекающих из специфических
свойств этой нефти, изменений, которые и
были учтены при разработке проекта:
учитывая небольшое содержание легкой
бензиновой фракции в арланской нефти, на
соответствующую секцию каталитического
риформинга направляется фракция 62—95°,
а не 62—105°, как при переработке романе
минской нефти; мощность этой секции приня-
та применительно к переработке 12, а не 6
млн. т/год нефти, как в случае переработки
ром ашинской нефти;
учитывая малую эффективность процесса
изомеризации фракции н. к. — 62° арланской
нефти, применение этого процесса не преду-
сматривается;
установка ТКК, рассчитанная на перера-
ботку 3200 тыс. т/год мазута ромашкинской
7 Зак. 905
97
нефти, при переработке мазута арланской
нефти будет иметь производительность
2400 тыс. т/год; в связи с этим при перера-
ботке арланской нефти секция селективной
очистки бензина ТКК предусматривается об-
щей для всего завода мощностью 12 млн. т/год;
при переработке арланской нефти в два
раза возрастает мощность установки по про-
изводству водорода.
В табл. 1 приводится секционный состав и
мощности комбинированных установок,
включенных в схемы перспективных нефте-
перерабатывающих заводов всех разрабаты-
ваемых типов применительно к переработке
ромашкинской и арланской нефтей, а в табл.
2 — перечень комбинированных установок,
включенных в состав этих заводов. Принци-
пиальные схемы комбинированных установок
№ 1 и № 4 приведены на рис. 1 и 2.
Таблица 2
Перечень комбинированных установок, включенных
в состав перспективных НПЗ различных типов и
глубина переработки нефти
Комбинированные установки и показатели	Тип НПЗ			
	I	II	III	IV
№ 1 (с головной секцией				
АТ-6)	 № 2 (с головной секцией	1	1	1	1
АТ-6)	 № 3 (с головной секцией	1	1	1	1
ВТ ТКК мазута) .... № 4 (с головной секцией	—	—	—	1
ТКК мазута)	 Мощность завода, млн.	—	1	2	1
т/год 	 Глубина переработки (от- бор светлых продуктов), % на нефть: при переработке ро-	12 000	12 000	12 000	12 000
машкинской нефти . при переработке арлан-	40,7	50,1	59,5	53,9
ской нефти .... Производство товарного котельного топлива, % на нефть*: при переработке ро-			52,5	47,4
машкинской нефти . при переработке арлан-	48,9	32,9	16,9	17,6
ской нефти ....	—	—	24,6	25,1
* Кроме того, расход жидкого котельного			топлива на	
собственные нужды заводов нефть.	в количестве		4,6—-4,8% на	
В табл. 2 показано также, как изменяется
глубина переработки нефти, определяемая
отбором светлых продуктов и котельного топ-
лива, в зависимости от набора комбиниро-
ванных установок в составе нефтеперераба-
тывающих заводов. Так, при переработке ро-
машкинской нефти отбор светлых продуктов
для заводов различных типов составляет
40,7; 50,1; 53,9 и 59,5% при выходе котельно-
го топлива соответственно 48,9; 32,9; 17,6 и
16,9% на нефть. При переработке арланской
нефти выход светлых составляет 47,4 и
52,5%, а производство котельного топлива —
соответственно 25,1 и 24,6%.
Помимо указанных в табл. 1 и 2 комбини-
рованных установок и секций, в состав пер-
спективных НПЗ всех типов включены следу-
ющие отдельно стоящие технологические
установки:
карбамидная депарафинизация дизельного
топлива; мощность— 1000 тыс. т/год;
производство элементарной серы из серо-
водорода; мощность — в зависимости от ти-
па завода и перерабатываемой нефти;
пиролиз рафинатов риформинга с газораз-
делением; мощность — 300—350 тыс. т/год по
' сырью;
газофракционирующая; мощность — в за-
висимости от типа завода.
На рис. 3 и 4 представлены принципиаль-
ные схемы перспективных НПЗ для перера-
ботки ромашкинской нефти при минимальной
(тип I) и максимальной (тип III) глубине
переработки. Минимальная глубина перера-
ботки ромашкинской нефти (отбор светлых
продуктов 40,7%) обеспечивается включени-
ем в схему завода только комбинированных
установок № 1 и № 2, имеющих в своем со-
ставе АТ и соответствующие секции процес-
сов вторичной переработки светлых продук-
тов. При необходимости увеличения глубины
переработки нефти в состав завода включа-
ются одна (НПЗ тип II) или две (НПЗ —
тип III) установки ТКК. В тех случаях, ког-
да за счет переработки мазута желательно
значительно увеличить производство углево-
дородных газов для химической переработки
и вырабатывать сырье для производства са-
жи, одна из двух установок ТКК может быть
заменена установкой высокотемпературного
термоконтактного крекинга — ВТТКК. Такой
метод подхода к выбору глубины переработ-
ки нефти, а вместе с этим и материального
баланса завода, определяемого районами
строительства, представляется весьма целе-
сообразным и вполне реальным при проек-
тировании перспективных НПЗ.
Вместе с тем, каждая из рекомендуемых
схем обеспечивает достаточную гибкость. В
зависимости от конъюнктуры спроса схемы
заводов позволяют существенно изменять
глубину переработки, а следовательно, объем
производства товарной продукции и ее каче-
ство. Этому способствует гибкость принятых
98
Рис. 1. П ринципиальная схема комбинированной установки № 1
Секции: / — АТ-6; // — гидроочистка "керосина; /// — гидроочистка бензина и разделение гидрогеииза-
та; /V — гидроочистка фракции 230—350°; V — каталитический риформинг фракции 62—105°; V/ — катали-
тический риформинг фракции 105—180°; VII — разгонка катализата фракции 62—105° и экстракция арома-
тики; VIII — разгопка катализата фракции 105— 180° и экстракция ароматики; IX — разделение ксилолов.
Потоки: /—нефть; 2 — бензин каталитического риформинга; 3 —фракция н. к. — 62° на комбинирован-
ную установку № 2; «/ — фракция 62—140°; 5— высшая ароматика; 6 — фракция 140—180°; 7 — керосин:
8 — очищенная фракция 230—350° (компонент дизельного топлива); 9 — фракция 180—230°; /0 —бензол:
//— толуол; /2 —фракция 230—350°; 13 — п-ксилол; 14 — о-ксилол; /5 — этилбензол; 16 — растворитель;
/7 —мазут на комбинированную установку Na 4; 18 — от гон гидроочистки керосина; 19 — водородсодер-
жащий газ; 20— рафинат после извлечения ароматики на пиролиз; 21— головки стабилизации на ГФУ;
22 — очищенная фракция 62—105°; 23 —очищенная фракция 105—180°;	24— углеводородные газы на
ГФУ; 25 — отгон гидроочистки фракции 230—350°; 2d — ксилолы; 27 — сероводород: 28 — фракция
и. к. — 180° гидрокрекинга; 29 — отгон гидроочистки фракции 200—350° ТКК; 30 — сухой газ (на ГФУ);
31 — фракции каталитического риформинга иа разделение (с комбинированной установки № 2)
Рис. 2. Принципиальная схема комбинированной уста-
новки № 4
Секции: / — термоконтактный крекинг; // — гидрокрекинг;
111— селективная гидроочистка бензина ТКК; IV — гидроочист-
ка дизтоплива ТКК; V — производство водорода
Потоки; / — сероводород; 2 — сухие газы; 3 — головка стабили-
зации; 4 — бензин ТКК; 5 — фракция 200—350° ТКК; 6 — фрак-
ция 350—450° ТКК; 7 — кокс товарный; 8 — водород; 9 — углево-
дородные газы; 10 — фракция и. к. — 180° с гидрокрекинга; И —
фракция 180—360° гидрокрекинга; 12 — фракция > 360° гидрокре-
кинга; 13 — очищенный беизии ТКК; 14 — очищенная фракция
200—350° ТКК: /5 — отгон гидроочистки фракции 200—350° ТКК
7*
99
Рис. 3. Принципиальная схема перспективного НПЗ (тип 1)
Установки: I — комбинированная № 1; II — комбинированная № 2; /// — карбамидная депарафини-
зация дизельного топлива; /к'—ГФУ: газов нефтепереработки; V — производство элементарной се-
ры; VI — пиролиз и разделение газов
Потоки: 1 — нефть; 2 — бензин каталитического риформинга; 3 — изопентановая и изогексаиовая
фракции; 4 — сероводород; 5 — высшая ароматика; о —бензин пиролиза; 7 — керосин; 8 —очищен-
ная фракция 230—350°; 9 — зимнее дизельное топливо; 10 — бензол; // — толуол; /2 — очищенная
фракция 180—230°; 13 — п-ксилол; 14 — о-ксилол; 15 — этилбеизок; 16 — растворитель; 17 — элемен-
тарная сера; 18 — жидкие парафины; 19 — мазут; 20 — рафинат после извлечения ароматики; 21 —
головка стабилизации, газы НПЗ и избыточный водородсодержащий газ; 22 — фракция С» и выше
с ГФУ; 23 — фракция С< с ГФУ; 24 — метано-аодородная фракция с ГФУ; 25 — индивидуальные
углеводороды Сз—С» ; 26 — смола пиролиза; 27 -г- газ пиролиза
Рис. 4. Принципиальная
схема перспективного НПЗ
(тип III)
Установки: I — комбинирован-
ная № 1; // — комбинирован-
ная № 2; III — комбинирован-
ная №4; V — карбамидная де-
парафинизация дизельного топ-
лива: VI — ГФУ газов нефтепе-
реработки; VII — производство
элементарной серы; VIII — пи-
ролиз и разделение газов пиро-
лиза.
Потоки: 1 — нефть; 2 — бензин:
каталитического риформинга;
3 - изопентановая и иэогекса-
новая фракция; 4 — высшая
ароматика; 5 — смола пироли-
за; 6 — бензин пиролиза; 7 —
керосин; 8 — очищенная фрак-
ция 230—350°; 9 — зимнее ди-
зельное топливо; 10 — бензол;
11 — толуол; 12 — очищенная
фракция 180—230°;	13 —
п-ксилол; 14 — о-ксилол; 15 —
этилбензол; 16 — растворитель;
17 — элементарная сера; 18 —
жидкие парафины; 19 — инди-
видуальные углеводороды Са —
—С4; 20 — рафииат после извле-
чения ароматики; 21 — головка
стабилизации и углеводород-
ные газы НПЗ; 22 — фракция
С, и выше с ГФУ; 23 — фрак-
ция С 4 с ГФУ; 24 — метано-во-
дородная фракция с ГФУ; 25 —
сероводород; 26 — бензин ТКК;
27 — мазут; 28 — газ пиролиза;
29 — кокс; 30 — фракция 180—
360° гидрокрекинга; 31 — очи-
щенная фракция 200—350° ТКК:
32 — фракция 350—450° ТКК:
38 — фракция 360° гидрокрекин-
га
100
в составе заводов основных установок; на-
пример, установки каталитического рифор-
минга могут работать при различных режи-
мах и на различных катализаторах, что опре-
деляет выход и октановое число бензина;
установки гидрокрекинга могут работать на
режимах, позволяющих получать максималь-
ное количество дизельного топлива или бен-
зина; установка ТКК может работать по схе-
ме одноходового процесса или с рециркуля-
цией. Может быть предусмотрен выпуск газо-
турбинного топлива. Благодаря наличию в
составе перспективных НПЗ двух блоков с
процессами, обеспечивающими получение го-
товой товарной продукции высокого качест-
ва, какими являются каталитический рифор-
минг и гидроочистка, строить и вводить в
эксплуатацию такие заводы можно не одно-
временно, а блоками мощностью по 6 млн.
т/год каждый.
В соответствии с принятыми технологиче-
скими решениями схемы переработки про-
дуктов установок АТ отличаются рядом осо-
бенностей. На головных установках АТ от-
бираются фракции н. к.— 62°, 62—140°, 140—
180°, 180—230°, 230—350° (или 180—240°
и 240—350° при переработке арланской
нефти) и остаток выше 350°, направления
переработки которых показаны на схемах и
в табл. 1. Для всех заводов рассматривае-
мых типов рекомендуется практически иден-
тичная схема переработки фракций, выкипа-
ющих до 350°, за исключением того, что при
переработке арланской нефти не предусмат-
ривается изомеризация головной фракции
н. к. — 62° и несколько изменяются темпера-
турные пределы отбора фракций, направля-
емых на каталитический риформинг, и кероси-
но-газойлевых фракций, о чем было сказано
ранее.
Рекомендуется несколько отличная от при-
нятой Гипронефтезаводами и ВНИИНП схе-
ма риформирования бензиновых фракций —
каталитическому риформингу подвергаются не
фракции 65—140° и 140—180°, как это пре-
дусматривается в схемах Гипронефтезаводов
и ВНИИНП, а фракции 65—105° (или 62—
95° для арланской нефти) и 105—180°, что
диктуется соображениями большей селектив-
ности протекания процесса, обеспечивающей
более высокий выход ароматических угле-
водородов и водородсодержащего газа. Ка-
тализат фракции 62—105° делится на фрак-
ции 62—85° и 85—105° для последующего вы-
деления из них бензола и толуола. Из катали-
зата фракции 105—180° выделяется фракция
120—140°, являющаяся сырьем для извлече-
ния суммарных ксилолов с последующим
разделением их на изомеры. С целью сохра-
нения нормального фракционного состава
бензина риформинга, нарушаемого при пол-
ном удалении фракции 62—140°, рекоменду-
емыми схемами не предусматривается специ-
альное выделение толуола; из фракции 85—
105° или 105—120° толуол получается только
попутно с бензолом и ксилолами. Все рафи-
наты риформинга направляются на пиролиз
для получения низших олефинов.
Заданное количество керосина получается
путем смешения части гидроочищенных пря-
могонных фракций 140—180° и 180—230°
(или 180—240° при переработке арланской
нефти). Зимнее дизельное топливо получается
путем депарафинизации карбамидом гидро-
очищенной прямогонной фракции 230—350°
(или 240—350°).
Направления переработки мазутов на ком-
бинированных установках № 4, или в от-
дельных случаях — № 3, предусматриваемых
схемами НПЗ типов II, III и IV, несмотря на
значительную разницу в глубине переработ-
ки нефти, в принципе являются идентичны-
ми, как это следует из прилагаемых схем
и данных табл. 1. Бензин ТКК или ВТ ТКК
(фракция н.к.—200°) после селективной гид-
роочистки используется как компонент авто-
мобильного бензина. Фракция дизельного
топлива (200—350°) частично подвергается
гидроочистке и используется как компонент
дизельного топлива, а частично подвергается
гидрокрекингу в смеси с фракцией 350—
450°. Бензиновые фракции от процессов
гидрокрекинга и гидроочистки направляются
в сырье каталитического риформинга. Котель-
ное топливо компаундируется из остатков
мазута, фракции 350—450° ТКК и остатка
выше 360° процесса гидрокрекинга. Кокс ис-
пользуется как котельное топливо. При
включении в состав завода установки ВТ
ТКК (НПЗ типа IV) предусматривается
использование фракции 200—370° от этого
процесса в качестве сажевого сырья. В этом
случае остаток фракции выше 370°, а также
освободившаяся часть мазута (установка ВТ
ТКК по производительности на 25% ниже
установки ТКК при переработке ромашкин-
ской нефти) также используются как ком-
поненты котельного топлива. Возможность
использования фракции 200—370° ВТ ТКК
в качестве сырья для производства сажи
еще не достаточно экспериментально прове-
рена.
Необходимо обратить внимание еще на
одну особенность рекомендуемых схем пер-
спективных НПЗ — на отсутствие в составе
заводов процесса каталитического крекинга,
101
который применительно в заводам с умерен-
ной и глубокой переработкой нефти заменен
процессом гидрокрекинга.
Целесообразность такого решения необхо-
димо тщательно и всесторонне проверить в
процессе дальнейшей работы над схемами
перспективных НПЗ, имея в виду возмож-
ную недостаточность изокомпонентов в со-
ставе товарных автомобильных бензинов,
чрезмерную их ароматизированность, а так-
же неосвоенность процесса гидрокрекинга
под давлением 150 ат.
В табл. 3 приводятся удельные соотноше-
ния основных вторичных процессов и их до-
ли по отношению к объему первичной пере-
гонки нефти применительно к перспектив-
ным НПЗ типа III.
В табл. 4 и 5 приводятся данные по про-
изводству товарной продукции на перспек-
тивных заводах всех типов, а в табл. 6, 7,
8 и 9 — данные по компонентному составу
и объемам производства углеводородных га-
зов при переработке ромашкинской (НПЗ
типа I и III) и арланской (НПЗ типа III и
IV) нефтей.
Производство ароматических углеводородов
С6—Се на перспективных нефтеперерабатыва-
ющих заводах характеризуется следующими
данными (тыс. т/год):
	Ромашкинская нефть. НПЗ типов I—IV	Арланская нефть. НПЗ типов III и IV
Всего		138	84
% вес. на нефть в том числе:	1,2	0,7
бензол . , .	65	34
толуол . . .	11	4
п-ксилол . .	18	14
о-ксилол . .	22	17
этилбензол .	21	16
Ресурсы углеводородного сырья перспек-
тивных НПЗ позволяют создать крупнотон-
нажные производства нефтехимических про-
дуктов массового применения, в том числе
полиэтилена 50 тыс. т/год, фенола и ацетона
60 и 36 тыс. т/год, СЖК, СЖС и БВК на
основе жидких парафинов 140 тыс. т/год и
др., объемы производства и номенклатура ко-
торых должны быть уточнены применитель-
но к конкретным районам строительства за-
водов.
Таблица 3
Доли основных вторичных процессов иа перспективных НПЗ
(применительно к НПЗ типа III)
Процессы	НПЗ для переработки ромашкинской нефти		НПЗ для переработки арланской нефти	
	загрузка установок сырьем, тыс. т/год	доля процес- са, %	загрузка установок сырьем, тыс. т/год	доля процес- са, %
Атмосферная перегонка	 Каталитический риформинг на облагораживание бензина и для	12000	100,0	12000	100,0
производства ароматических углеводородов		1800	15,0	1450	12,1
Гидроочистка — всего	 в том числе:	6750	56,3	5850	48,3
бензиновые фракции АТ		1900	15,8	1500	12,5
керосин АТ	\	600	5,0	600	5,0
фракции дизельного топлива АТ		2850	23,8	2550	21,3
бензин ТКК		900	7,5	500	4,2
фракции дизельного топлива ТКК 		500	4,2	700	5,8
Гидрокрекинг дистиллятов АТ и ТКК		1800	15,0	1800	15,0
Термоконтактный крекинг (ТКК)		6400	53,5	4800	40,0
Изомеризация фракции н. к.—62’		250	2,1	—	——
Карбамидная депарафинизация фракций дизельного топлива	1000	8,3	1000	8,3
Пиролиз рафинатов риформинга 		350	2,9	250	2,1
Суммарная доля всех вторичных каталитических процессов В том числе каталитический риформинг, гидроочистка и гид-	10600	88,4	9100	75,9
рокрекннг	•		10350	86,3	9100	75,9
Доля термических процессов (ТКК) 	 		6400	53,5	4800	40,0
102
Таблица 4
Производство товарной продукции на НПЗ различных типов при переработке ромашкинской нефти
Сырье и продукты	Тип I		Тип II		Тип III		Тип IV		Показатели качества
	ТЫС. т[год	%	ТЫС. т1год	%	тыс. т^год	%	ТЫС. т[год	%	
Переработка нефти 	 Бензин автомобильный 	 в том числе: А-88	 А-95-98 	 Керосин 	 Дизельное топливо 	 в том числе: летнее 	 зимнее 	 Ароматические углеводороды Са—С8 Растворитель (сырье для выделения .и-ксилола)	 Парафин жидкий 		12000 1295 1295 600 2623 1770 853 136 88 140	100,0 10,8 5,0 21,8 1,2 0,7 1,2	12000 1776 888 888 600 3263 2410 853 136 88 140	100,0 14,8 5,0 27,2 1,2 0,7 1,2	12000 '2258 1581 677 600 3902 3049 853 136 88 140	100,0 18,9 5,0 32,5 1,2 0,7 1,2	12000 2232 1116 1116 600 3263 2410 853 136 88 140	100,0 18,6 5,0 27,2 1,2 0,7 1,2	Стабилизированная, обессоленная и обезвоженная S=0,05% С 0,41 г/кг ТЭС С 0,82 г/кг ТЭС S=0,05% S=0,2%
Отбор светлых продуктов 	 Котельное топливо 	 Кокс	 Сера элементарная 	 Сырье для сажи	 Сухой газ для химической перера- ботки 	 Этиленовая, пропиленовая и бутн- лен-дивинильная фракции, жидкие газы		4882 5870 35 19 251	40,7 48,9 0,3 0,2 2,1	6003 3948 236 75 66 436	50,1 32,9 2,0 0,6 0,5 3,6	7124 2027 472 115 171 579	59,5 • 16,9 3,9 1,0 1,4 4,8	6459 2110 450 93 228 432 790	53,9 17,6 3,7 0,8 1,9 3,6 6,5	S=l,5—2,6% S=4,2% Фракция	200—370° ВТ ТКК
Итого товарной продук- ции 		11057	92,2	10763	89,7	10488	87,5	10562	88,0	—
В том числе исходное сырье для химии, включая углеводороды Сх—С4, ароматические углеводо- роды, растворитель, парафин, сырье для сажи и серу	 Котельное топливо и сухой газ иа собственные нужды и потери . .	669 943	5,6 7,8	941 1337	7,8 10,3	1229 1512	10,2 12,5	1906 1438	15,9 12,0	—
Всего 		12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	—
Соотношение объемов производства:	•								
дизельного топлива и автомо- бильного бензина 		(	: 1	1,8 : 1		1,7 : 1		1,5 : 1		—
летнего и зимнего дизельного топлива 		2,1 : 1		2,8 : 1		3,6 : 1		2,8 : 1		—
автомобильного бензина, % вес.:									
А-88	 |	А-95-98 		100		1 1	50 50		Ю 10	1 1	>0 >0	—
103
Таблица 5
Производство товарной продукции на НПЗ различных типов при переработке арланской нефти
Сырье и продукты	Тип ИХ		Тип IV		Показатели качества
	тыс. т1год	%	тыс. т/год	%	
Переработка нефти 		12000	100,0	12000	100,0	Стабилизированная, обессоленная	и обезвоженная
Бензин автомобильный	 в том числе:	1636	13,6	1798	15,0	S=0,05%
А-88 		1636	—	935	—	С 0,41 г/кг ТЭС
А-92-95 		—	—	863	—	С 0,82 г/кг ТЭС
Керосин 		600	5,0	600	5,0	S=0,05%
Дизельное топливо 	 в том числе:	3763	31,4	2991	24,9	S=0,2%
летнее 		2910	—.	2138	—	—
зимнее 		853	—	853	—	—
Ароматические углеводороды С8—С8		84	0,7	84	0,7	—
Растворитель (сырье для выделения м-ксилола) .	69	0,6	69	0,6	—
Парафин жидкий		140	1,2	140	1,2	—
Отбор светлых продуктов		6292	52,5	5682	47,4		
Котельное топливо 		2954	24,6	ЗОН	25,1	S=3,1—3,5%
Кокс 		580	4,8	504	4,2	S=6%
Сера элементарная ... 		156	1.3	123	1,0	
Сырье для сажи		—	—	228	1,9	Фракция	200—370° ВТ ТКК
Сухой газ для химической переработки 	 Этиленовая, пропиленовая и бутилеи-дивииильная	—	—	270	2,2	—
фракции, жидкие газы		485	4,0	756	6,3	—
Итого товарной продукции . . . В том числе исходное сырье для химии, включая углеводороды Ct—С4, ароматические углеводо- роды, растворитель, парафин, сырье для сажи	10467	87,2	10574	88,1	—
и серу	* Котельное топливо и сухой газ на собственные	934	7,8	1670	13,9	—
нужды, потери	.	. . .	1533	12,8	1426	11,9	—
Всего 	 Соотношение объемов производства: дизельного топлива и автомобильного бензина летнего и зимнего дизельного топлива . . . автомобильного бензина, % вес.: А-88 	 А-92-95 		12000 . 2,С 3,Е	100,0 : 1 : 1 00	12000 1,7 2,Е С 4	100,0 : 1 : 1 2 8	—
104
Таблица О
Таблица 7
Компонентный состав и объем производства
углеводородных газов на НПЗ типа I при
переработке ромашкинской нефти (в тыс. т/год)
Компоненты	Газы НПЗ на ГФУ* 		Газы пиролиза рафи- натов риформинга**	Избыточный водород- содержащий газ	Головные фракции стабилизации бензи- на риформинга	Сумма
н2		3,3	2,3	9,4			15,0
сн4 		27,1	36,1	5,4	—	68,6
с,н6		37,2	9,9	7,1	2,0	56,2
с3н8		40,4	1,6	5,5	62,4	109,9
г-С4Н10		—.	—			31,8	31,8
п -С4Ню		10,7	0,8	2,3	33,6	47,4
с5н12		—	—	2,1	—	2,1
Итого . .	118,7	50,7	31,8	129,8	331,0
Этиленовая фракция . Пропиленовая фрак-	—•	70,3	—	—	70,3
ция		___	48,7	—	—	48,7
Бутилен-дивинильная					
фракция 		—	39,9	т-	—	39,9
Итого . .	—	158,9	—	—	158,9
Производство — всего	118,7	209,6	31,8	129,8	489,9
% на нефть .... Расход на внутренние	—	—	—	—	4,1
нужды завода . . .	182,3	—	—	37,5	219,8
в том числе:					
сухой газ на топ-					
ливо*** ....	182,3				—-	182,3
бутаны в бензин . Ресурсы для химиче-	—	—	—	37,5	37,5
ской переработки***	18,9	158,9	—	92,3	270,1
% на нефть ....	—	—	—	—	2,3
** От процессов гидроочистки, каталитического рифор-					
минга и изомеризации фракции		и. к. -	-62°.		
** Количество рафинатов 33		0 тыс.	т/год.		
Смесь сухих газов НПЗ, пиролиза и избыточного					
водородсодержащего газа.					
Производство водорода для НПЗ
Применительно к условиям нефтеперераба-
тывающих заводов наиболее рациональными
методами производства водорода следует
считать конверсию углеводородных газов с
водяным паром и термическое разложение
углеводородных газов, получивших преиму-
щественное применение на зарубежных НПЗ,
в частности, в США.
Несмотря на то, что конверсии с водяным
паром можно подвергать как газообразные,
так и жидкие углеводороды (легкие прямо-
Компонентный состав и объем производства
углеводородных газов на НПЗ типа III при
переработке ромашкинской нефти (в тыс. т/год)
Компоненты	Газы НПЗ на ГФУ и производ- ство водорода*	Газы пиролиза рафинатов рифор- минга**	Головные фрак- ции стабилиза- ции бензина***	Сумма
н3 		18,1	2,3			20,4
сн4		234,9	36,1	—	271,0
с2н4 		62,4	—	—	62,4
с2н„ 		162,8	9,9	5,2	177,9
с3н8 		18,4	—	52,8	71,2
СзН8 		88,8	1,6	121,4	211,8
С4н8 		2,2	—	54,6	56,8
X- С4Н10	 П - С4Н10		25,1	0,8 }	103,8	129,7
N3 + СО		1,8	—	—	1,8
Итого . .	614,5	50,7	337,8	1003,0
Этиленовая фракция Пропиленовая фрак-	—	76,2 53,3	—	76,2 53,3
ЦИЯ				—	
Бутилен-дивинильная				43,6
фракция		—	43,6	—	
Итого . .	—	173,1	—	173,1
Производство — все-			337,8	1176,1
ГО		614,5	223,8		
% на нефть .... Расход на внутреи-	—	—	66,0	9,8 425,7
ние нужды завода в том числе:	359,7	—		
				
сухой газ на топ-				
ливо		264,7	—-	—	264,7
газ ТКК на про-				
изводство водо- рода 		95,0			—	95,0
бутаны в бензин Ресурсы для хими-	—	—	66,0	66,0
ческой переработ-				750,4
ки			254,8	223,8	271,8	
% на нефть ....	—	—	—	6,2
* От процессов гидроочистки, каталитического				рифор-
минга. изомеризации фракции и		к. — 62°, ТКК И		гидре-
крекинга.				
** Количество рафинатов 354 тыс. т/год				и ТКК.
•** От процессов каталитического риформинга				
гонные фракции, состоящие • главным обра-
зом из углеводородов парафинового ряда),
в последнем случае процесс протекает менее
эффективно в связи с более высоким расхо-
дом водяного пара и необходимостью повы-
шения давления до 30—40 ат, вызываемого
стремлением поддерживать на достаточно
высоком уровне энергетический к. п. д.
105
Таблица 8
Компонентный состав и объем производства
углеводородных газов на НПЗ типа III при
переработке арланской нефти (в тые. т/год)
Компоненты	Газы НПЗ на ГФУ и производ- ство водорода*	Газы пиролиза рафинатов рифор- минга**	Головные фрак- ции стабилизации бензинов***	Сумма
н2		7,4	1,8			9,2
сн4 		136,6	28,3	—	164,9
С2Н4		54,0	—	—	54,0
СгНв		103,3	7,8	3,5	114,6
сянв		12,2	—	50,7	62,9
СзН8		70,5	1,3	110,6	182,4
С4н8		0,1	—.	65,4	65,5
i - С^Ню 		—	——	40,3	40,3
П - С4Н10		15,3	0,6	59,6 	75,5
N2 + CO		5,6	—	—	5,6
Итого . .	405	39,8	330,1	774,9
Этиленовая фракция . Пропиленовая фрак-	—	55,0	—	55,0
ция		—	38,0	—	38,0
Бутилен-дивинильная				
фракция 		—	31,0	—	31,0
Итого . .	—	124,0	—	124,0
Производство — всего	405,0	163,0	330,1	898,9
% на нефть .... Расход на внутренние	—	—	—	7,5
нужды завода . .	364,3	—	50,0	414,3
в том числе:				
сухой газ на топ-				
ли во 		174,3	—	—	174,3
газ ТКК на про-				
изводство водо- рода 		190,0	—			190,0
бутаны в бензин . Ресурсы для химиче-	—	—	50,0	50,0
ской переработки .	40,7	163,8	280,1	484,6
% на нефть ....	—	—	—	4,0
* От процессов гидроочистки, каталитического				рифор-
минга, ТКК и гидрокрекинга.				
** Количество рафинатов 257		тыс. т!год.		
*** От процессов каталитического риформинга				и ТКК.
Применительно к перспективным НПЗ
наиболее эффективным все же следует счи-
тать способ термического разложения угле-
водородных газов и особенно последнюю мо-
дификацию этого процесса, осуществляемого
непрерывно на движущемся катализаторе
или насадке. Этот процесс позволяет исполь-
зовать в качестве сырья любые углеводород-
ные газы и получать водород высокой чисто-
ты (концентрация Нг 97—98% объемн.,), ме-
нее загрязненный продуктами сгорания —
СС>2, СО и N2, как это имеет место в перио-
дическом процессе. Себестоимость водорода,
а также капиталовложения в водородную
установку такого типа значительно ниже,
чем при конверсии. Однако непрерывный
процесс термического разложения углеводо-
родных газов не может быть внедрен, пока
не будет найдена насадка, достаточно проч-
ная при температуре процесса 1250—1300°.
Кроме того, радиус пор насадки должен
быть не менее 1000 А. В связи с этим на дан-
ной стадии разработки схем перспективных
Таблица 9
Компонентный состав и объемы производства
углеводородных газов на НПЗ типа IV при
переработке арланской нефти (в тыс. т/год)
Компон!	Газы НПЗ на ГФУ и производство водорода*	Газы пиролиза ра- финатов рифор- минга**	Гсловные фрак- ции стабилизации бензинов***	Сумма
н2		13,4	1,8			15,2
сн4		239,7	28,3	—	268,0
С2Н4 		177,4	—	—	177,4
с2нв 		158,7	7,8	4,6	171,1
с3н„ 		45,6	—	121,9	167,5
с3н8 		68,2	1,3	177,0	246,5
с4н8 		—	0,6	116,0	116,0
t-C^Hio 		—	—	38,3	38,3
Л-С4Н10		12,1	—	95,8	107,9
N2+CO		3,1	—	—	3,1
Итого . .	718,3	39,8	553,6	1311,7
Этиленовая фракция . .	—	55,0	—	55,0
Пропиленовая фракция . Бутилен-дивинильная	—	38,0	—	38,0
фракция 		—	31,0	—	31,0
Итого . .	—	124,0	—	124,0
Производство—всего	718,3	163,8	553,6	1435,7
% на нефть 	 Расход на внутренние	—	—	—	12,0
нужды завода	 в том числе:	354,3	—	55,0	409,3
сухой газ на топливо газ ТКК на произ-	246,6	—	—	246,6
водство водорода	107,7	—--	—	107,7
бутаны в бензин . . Ресурсы для химической	—	—	55,0	55,0
переработки 		364,0	163,8	498,6	1026,4
% на нефть 		—	—	—	8,5
* От процессов гидроочистки, каталитического рифор- минга, ТКК. гидрокрекинга и ВТ ТКК- ** Рафинатов 257 тыс. т(год.				
*♦♦ От процессов каталитического риформинга, ТКК и ВТ ТКК.				
106
Таблица 10
НПЗ намечается использование периодиче-
ского процесса для получения водорода на
неподвижной насадке и предусматривается
возможность замены периодического процес-
са непрерывным. Для доведения чистоты во-
дорода до кондиций, необходимых для про-
цессов гидроочистки и гидрокрекинга, (сум-
марное содержание О2, СО и СО2 не более
0,5% объемн.), необходимо предусмотреть
либо очистку водорода, либо увеличенную
против обычной фазу продувки насадки во-
дяным паром или инертным газом.
Рекомендуемая установка периодического
действия состоит из двух реакторов, запол-
ненных активной окисью алюминия, один из
которых находится в фазе газования, а дру-
гой — в фазе разогрева или продувки. Рабо-
чая температура в реакторе 1250—1300°.
Уменьшение содержания в водороде СО с
3 до 0,3% осуществляется на железохромо-
вом катализаторе при температуре 450°, а
удаление СО2 — с помощью моноэтанолами-
на. При необходимости более глубокой очи-
стки водорода от остатков СО, СО2 и О2
применяется метанизатор, где на никелевом
или железном катализаторе при температуре
300—350° происходит превращение СО, СО2
и О2 в СН4 и Н2О. Очищенный водород сжи-
мается до 50—60 ат и передается потребите-
лю.
Для внедрения периодического процесса
необходимо разработать надежные запор-
ные приспособления для работы при темпе-
ратуре 1000—1300° и устройства для автома-
тического переключения или дистанционного
управления фазами процесса. Для непрерыв-
ного процесса необходимо форсирование ис-
следовательских работ по подбору эффектив-
ного катализатора или насадки.
Потребность в водороде для различных
типов перспективных НПЗ определена в сле-
дующих объемах, тыс. т/год:
При переработке При переработке
ромашкинской арланской нефти
нефти
Тип НПЗ .... П III IV III IV
Расход водорода,
тыс. т/год . . . 5,8 21,0 7,8 42,2	29,5
Теплоснабжение НПЗ
На рекомендуемых перспективных НПЗ
предусматривается широкое использование
вторичных энергетических ресурсов процес-
сов нефтепереработки, благодаря чему значи-
тельно уменьшается необходимая мощность
ТЭЦ, снабжающих эти заводы паром высоко-
го давления. Это видно из данных табл. 10.
Мощность ТЭЦ для перспективных НПЗ
Показатели	Тип НПЗ			
	I	п	Ш	IV
Расход пара за счет внешних источников, т/ч Требуемая мощность	600—650	450	200	300
ТЭЦ, тыс. кет .... Мощность ТЭЦ, отне-	150	100	50	50—75
сенная к мощности НПЗ, тыс. квтл/млн. т/год	12,5	8,4	4,2	4,2—6,3
Из приведенных расходов пара основная
доля приходится на нефтехимическую часть
завода. Указанные расходы значительно ни-
же, чем на наиболее современных отечест-
венных НПЗ, строящихся в настоящее вре-
мя. Например, на нефтеперерабатывающем
заводе топливно-масляного профиля мощно-
стью 6 млн. т]год и на НПЗ с неглубокой
переработкой нефти по топливной схеме
мощностью 8 млн. т/год необходимая мощ-
ность ТЭЦ составляет соответственно 200 и
150 тыс. кет, или 33,4 и 18,8 тыс. кет на
каждый миллион мощности НПЗ.
Генеральные планы НПЗ
На рис. 5 представлен один из возможных
вариантов схем генерального плана перспек-
тивного НПЗ типа III. Благодаря исключе-
нию из состава перспективных НПЗ проме-
жуточных парков и широкому применению
многосекционных комбинированных устано-
вок появилась возможность значительно со-
кратить размеры площадок заводов. Об эф-
фективности объединения отдельных техно-
логических секций в блоки или комбиниро-
ванные установки говорят следующие дан-
ные выполненного Ленгипрогазом анализа:
Тип блока или
комбинирован-
ной установки
ЛК-2 КУ № 1
Число технологических секций (про-
цессов) .........................7	7
Размер площади, тыс. At2:
для блока или комбинированной
установки .................... 36	49
для отдельно стоящих	установок	67	85
уменьшение.....................31	36
Комбинированные установки располагаются
в центральной части площадки завода. Со-
седний ряд кварталов занимают общезавод-
ские сооружения, объединенные в одну об-
щую для завода зону и являющиеся общими
для нефтеперерабатывающей и нефтехимиче-
107
Таблица IF
Основные технико-экономические показатели перспективных НПЗ и сопоставление их с показателями
завода-аналога
Показатели	Перспективные НПЗ						Завод-аиа- лог, ро- машкин- ская нефть*
	Ромашкинская нефть				Арланская нефть		
	тип I	тип II	тип Ш	тип IV	тип III	тип IV	
Мощность, млн. т/год	 Производство товарной продукции, %	12	12	12	12	12	12	13
на нефть 		92,2	89,7	87,2	88,0	87,2	87,9	90,8
Отбор светлых продуктов, % на нефть в том числе:	40,7	50,1	59,5	53,9	52,5	47,4	62,4
автомобильный бензин 		10,8	14,8	18,9	18,6	13,6	15,0	17,7
дизельное топливо—всего ....	21,8	27,2	32,5	27,2	31,4	24,9	32,9
летнее				14,8	20,0	25,4	20,0	24,2	17,8	23,8**
зимнее		7,0	7,2	7,1	7,2	7,2	7,1	3,0
ароматические углеводороды Св—С8	1.2	1,2	1,2	1,2	0,7	0,7	0,4
парафин жидкий 		1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	0,3
жидкие газы 	 Октановое число автомобильного бен-	0,7	2,3	3,2	5,2	3,0	5,1	1,9
зцна*** 	 Содержание серы в дизельном топли-	95—98	88 и 95—98	95—98	95—98	88	88 и 92—95	80
ве, %	 Эксплуатационный штат—всего . . . В том числе технологических устано-	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,24
	2388	2572	2809	2776	2799	2772	2759
ВОК		311	387	445	412	435	406	1073
Производительность труда, тыс.руб/чел	99,7	102,0	102,0	106,8	84,6	89,5	87,6
Капитальные затраты, млн. руб. . . Капитальные затраты на 100 руб. ва-	118,5	137,9	156,7	149,7	150,4	143,3	168,7
ловой продукции 	 Стоимость валовой продукции на 100 руб. основных производствен-	49,8	52,6	54,7	50,5	63,5	58,0	69,8
ных фондов, руб		200,8	190,2	182,9	198,0	154,4	169,8	143,3
Площадь завода****, га 	 . Расходные показатели:	139	154	168	168	168	168	Около 230
тепловая энергия, тыс.Мкал . . . в том числе на технологические	1474	740	—	266	—	266	—
установки 		1134	400	—336	—74	—270	—75	1265
электроэнергия, млн.квт-ч .... в том числе на технологические	550	750	950	850	950	850	—
 установки 		455	627	798	711	783	706	—
Свежая вода, млн.ж8		10,7	13,7	16,8	15,2	16,8	15,2	26,2
: Оборотная вода, млн.ж8 		210	271	332	302	316	285	320,4
Водород, тыс. т/год 	 * Приводятся уточненные данные. ♦ • 23,8 гидроочищенное	неочищенг ♦** Октановое число: 80 — без ТЭС; 88 — Без учета территории нефтехимическог	ое. 0,41 г/кг о комплексе	5,8 ТЭС 95-98-с 1, равной 57 га.	21,0 0,82 г/кг Т:	7,8 эс.	42,2	29,5	
ской частей завода. Все резервуарное хозяй-
ство завода объединено в другую общезавод-
скую зону, в центре которой размещен парк
смешения и парки накопления компонентов.
Это позволило существенно сократить протя-
женность коммуникаций. Принятое решение
генерального плана обеспечивает возможность
дальнейшего расширения НПЗ в трех направ-
лениях — со стороны резервуарных парков,
технологических установок и нефтехимиче-
ского комплекса.
Построение генеральнего плана выполнено
с соблюдением требований действующих про-
тивопожарных разрывов, за исключением
расстояния между парком смешения и то-
варными резервуарами, которое принято 92
вместо 200 м по нормам.
 Элементы генерального плана перспектив-
ных НПЗ характеризуются следующими по-
казателями:
НПЗ НПЗ
тнп 1 тип III
Общая площадь завода, га........ 196	225
В том числе:
нефтехимическая часть ............. 57	57
нефтеперерабатывающая часть	.	.	23	52
резервуарное хозяйство ......... 88	88
общезаводское хозяйство	....	28	28
Плотность застройки завода, га/млн.
т/год нефти..................16,3	18,8
1 08
Так же как технологические схемы, гене-
ральные планы рекомендуемых перспектив-
ных НПЗ позволяют поочередно строить и
вводить в эксплуатацию заводы блоками по
6 млн. т/год каждый с выработкой высоко-
качественных нефтепродуктов.
штату, капитальным затратам, площади за-
водов и др. В результате перспективные за-
воды при переработке ромашкинской нефти
имеют более высокую производительность
труда, более низкие капитальные затраты на
100 руб. валовой продукции и значительно
Рис. 5. Схема генерального пла-
на перспективного НПЗ( тип
Ш):
1 — нефтехимические производства;
2 — ТЭЦ: 3 — производство эле-
ментарной серы; 4 — карбамидная
депарафинизация дизельного топ-
лива; 5 — ГФУ газов нефтеперера-
ботки н пиролиз с газоразделени-
ем; 6 — объекты общезаводского
хозяйства; 7, 8, 9 — комбинирован-
ные установки соответственно № 4,
№ 1 н № 2; 10 — административ-
ный блок; 11 — парк нефти; 12 —
товарный парк мазутов; 13 — пар-
ки смешения и накопления; 14 —
товарный парк светлых продуктов;
15 — база оборудования
Экономические показатели НПЗ
В табл. 11 приведены основные технико-
экономические показатели рекомендуемых
типов перспективных НПЗ и сопоставление
их с показателями завода-аналога, охарак-
теризованного в предыдущих докладах.
Наряду с более высокими технологически-
ми показателями перспективного НПЗ ти-
па III, наиболее близкого по глубине отбора
к заводу-аналогу (значительно выше октано-
вое число бензина, более высокий отбор ди-
вельного топлива, особенно зимнего, более
чем в три раза выше отбор сырья для хими-
ческой переработки) перспективные НПЗ
имеют значительно более высокие экономи-
ческие показатели по эксплуатационному
более высокую стоимость валовой продук-
ции на 100 руб. основных производственных
фондов.
Высокие экономические показатели пер-
спективных НПЗ достигнуты главным обра-
зом за счет следующих мероприятий:
широкого применения комбинированных
установок, состоящих из ряда технологических
секций и превышающих по мощности сущест-
вующие в настоящее время установки;
значительного сокращения объемов про-
межуточных парков, что явилось следствием
применения комбинированных установок;
широкого использования вторичных энер-
гетических ресурсов от процессов нефтепере-
работки.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рекомендуемые институтами Ленгипрогаз и
ВНИИнефтехим четыре типа перспективных нефтепере-
рабатывающих заводов мощностью 12 мли. т/год для
переработки по топливной схеме сернистой (типа ро-
машкннской) и высокосернистой (типа арланской) неф-
тей обеспечивают:
1)	различную глубину переработки нефти, а вместе
с этим и различные объемы производства светлых про-
109
цуктов, котельного топлива и легкого углеводородного
сырья для нефтехимической промышленности, что де-
лает указанные НПЗ приемлемыми для строительства
в различных зонах страны, отличающихся структурой
топливного баланса. В зависимости от типа завода вы-
ход светлых продуктов составляет от 40,7 до 59,5*/», а
производство товарного котельного топлива — от 48,9
до 16,9°/о. При этом обеспечивается достаточно высокий
выход основных светлых продуктов — автомобильного
бензина от 10,8 до 18,9%, керосина 5%, дизельного
топлива от 21,8 до 32,5%;
2)	производство высококачественных топлив, соот-
ветствующих требованиям мировых стандартов по ан-
тндетонационной характеристике и глубине очистки; ок-
тановое число основных сортов автомобильного бензи-
на— 88 без ТЭС и 100 с 0,82 г/кг ТЭС (исследователь-
ский метод), содержание сернистых соединений в бен-
зине н керосине 0,05%, в дизельном топливе 0,2%;
3)	производство в значительных объемах сырья для
химической промышленности, особенно на НПЗ с глу-
бокой схемой переработки нефти; суммарные ресурсы
всех видов такого сырья в зависимости от типа завода
составляют от 5,7 до 15,9% и от 7,8 до 13,7% соответ-
ственно при переработке ромашдинской и арланской
нефтей; в числе этих ресурсов ароматические углеводо-
роды С6—Се (бензол, толуол, о-ксилол, п-ксилол и
этилбензол) составляют суммарно 136 и 84 тыс. т/год
соответственно при переработке ромашкинской и арлан-
ской нефтей, парафин жидкий — 140 тыс. т/год, сера
элементарная от 35 до 115 тыс. т/год при переработке
ромашкинской и от 156 до 123 тыс. т/год при перера-
ботке арланской нефтей. Производство сажевого сырья,
предусматриваемое только на НПЗ типа IV, составля-
ет 228 тыс. т/год при переработке ромашкинской и ар-
ланской нефтей; за счет разделения газов от вторич-
ных процессов нефтепереработки и пиролиза всего ба-
лансового количества рафинатов риформинга производ-
ство легких углеводородов С]—С4 составляет от 490 до
1176 тыс т/год при переработке ромашкинской и от
900 до 1436 тыс. т/год при переработке арланской неф-
тей.
Высокие технологические показатели перспективных
заводов достигнуты за счет широкого применения со-
временных вторичных процессов переработки — ката-
литического риформинга, гидрокрекинга и гидроочистки,
суммарная доля которых для НПЗ типа III составляет
86,3 и 75,9°/» соответственно при переработке ромашкин-
ской и арланской нефтей; при этом доля процесса гид-
роочистки составляет 56,3 и 48,8*/», гидрокрекинга —
15°/» и каталитического риформинга —15 и 12,1%.
Ни одна из рассматриваемых схем перспективных НПЗ
не предусматривает применение процесса каталитиче-
ского крекинга. Однако, учитывая, что основным вы-
сокооктановым компонентом автомобильного бензина
является чрезмерно ароматизированный риформинг-
бензин и значительную долю компонентов бензина тер-
мических процессов (ТКК и ВТ ТКК) на НПЗ с глу-
бокой переработкой нефти, а также неосвоенность у
нас в настоящее время процесса двухступенчатого гид-
рокрекинга возможность исключения из состава перспек-
тивных НПЗ процесса каталитического крекинга долж-
на быть тщательно и всесторонне изучена.
Технологические схемы и генеральные планы пер-
спективных НПЗ предусматривают возможность пооче-
редного строительства (например, двумя очередями по
6 млн. т/год каждая) и ввода в эксплуатацию заводов
с обеспечением выпуска высококачественных моторных
топлив при незавершенном строительстве объектов вто-
рой очереди завода.
Перспективные НПЗ отличаются высокими экономи-
ческими показателями, значительно превосходящими
показатели заводов-аналогов настоящего времени, при-
веденные к сопоставимым условиям; штат эксплуата-
ционного персонала перспективных НПЗ 2388—2809 чел.,
а размер площадки завода, включая товарно-сырьевую
базу и нефтехимическую часть завода, 196—225 га,
что соответствует плотности застройки 16,3 и 18,8 га
на каждый миллион мощности НПЗ; значительно сни-
жаются капитальные вложения и себестоимость про-
дукции, отнесенные к единице валовой продукции и к
единице основных производственных фондов.
Такие экономические показатели перспективных
НПЗ могут быть достигнуты главным образом за счет
широкого применения комбинированных установок
мощностью 6 млн. т/год по сырью и связанного с этим
значительного сокращения объемов промежуточных
парков, рационального решения генерального плана за-
вода, а также широкого использования вторичных
энергетических ресурсов процессов нефтепереработки.
Осуществление рекомендуемых схем перспективных
заводов не связано с разработкой новых технологиче-
ских процессов, за исключением гидрокрекинга, темпы
работы над оформлением которого должны быть резко
усилены; необходимо в короткие сроки разработать вы-
сокопроизводительные установки гидрокрекинга, позво-
ляющие перерабатывать как дистиллятное, так и оста-
точное сырье и варьировать в значительных пределах
объемами производства высококачественных бензинов и
дизельных топлив. В состав комбинированных устано-
вок, предусмотренных схемами перспективных НПЗ,
включены наиболее высокопроизводительные секции
основных технологических процессов, рабочие чертежи
которых уже разработаны (АТ мощностью
6 млн. т/год, гидроочистка мощностью 1000—
1100 тыс. т/год, каталитический риформинг мощностью
600 тыс. т/год и др.), В то же время еще не заверше-
на разработка проектов высокопроизводительных уста-
новок или секций по процессам ТКК и ВТ ТКК (мощ-
ность соответственно 3200 и 2400 тыс. т/год), изомери-
зации прямогонных бензиновых фракций (мощность
порядка 250 тыс. т/год), установок по производству во-
дорода (мощность 20—40 тыс. т/год), отдельно стоя-
щей установки карбамидной депарафинизации (мощ-
ность 1 млн. т/год) и др. Должна быть выполнена
большая проектно-конструкторская работа по созда-
нию мощных многосекционных комбинированных уста-
новок для перспективных НПЗ и связанных с ними
высокопроизводительного оборудования и систем ав-
томатизации, обеспечивающих надежную длительную
работу всех звеньев комбинированных установок.
Раздел IV
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ НЕФТЕЙ
ТИПА АРЛАНСКОЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПЕРСПЕКТИВНОГО НПЗ
ДЛЯ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ АРЛАНСКОЙ НЕФТИ
В связи со все возрастающими объемами
добычи высокосернистых нефтей в Башкирии
БашНИИНП в течение ряда лет выполняет
широкую программу всесторонних исследо-
ваний, направленных на разработку наибо-
лее эффективных методов переработки этих
нефтей с учетом их физико-химических
свойств и состава.
В соответствии с этой программой и ре-
шением совещания в Госнефтехимкомитете
6 апреля 1964 г. БашНИИНП ведет прора-
ботку различных вариантов схем перспектив-
ных НПЗ для переработки высокосернистой
нефти типа арланской.
Для рассмотрения на настоящем совеща-
нии нами подготовлены четыре варианта схе-
мы для глубокой переработки нефти приме-
нительно к заводу мощностью 12 млн. т/год
и два варианта схемы завода мощностью
6 млн. т/год — для неглубокой переработки.
Выход светлых нефтепродуктов по вариан-
там схем с глубокой переработкой находит-
ся в пределах 61—66%; выработка котель-
ного топлива предусмотрена в объеме соб-
ственных нужд завода. Кроме того, преду-
смотрена выработка 15—16% углеводород-
ного сырья для химической переработки. Вы-
ход светлых нефтепродуктов по вариантам
схем с неглубокой переработкой составляет
А. С. ЭЙГЕНСОН
БашНИИНП
30—40%, котельного топлива — на уровне
65—50%, а также незначительные количест-
ва легкого углеводородного сырья.
Строительство заводов с неглубокой пере-
работкой нефти может быть в ряде случаев
оправданным, например в зонах страны с
напряженным топливно-энергетическим ба-
лансом.
Разработанные БашНИИНП варианты
схем заводов для глубокой переработки ар-
ланской нефти, будучи сравнительно близки-
ми между собой по глубине переработки, су-
щественно отличаются друг от друга выхо-
дом моторных топлив (от 54 до 62,7% на
нефть) и объемами производства индивиду-
альных ароматических углеводородов Се—С8
(от 2 до 3,2% на нефть).
Доклад о схемах перспективных заводов
для неглубокой переработки арланской неф-
ти будет сделан на этом совещании Г. А. Те-
рентьевым.
Переработка высокосернистой арланской
нефти, начавшаяся на ряде действующих
НПЗ Башкирии, наряду с проблемами чисто
технологического характера, исключительно
остро ставит проблему уменьшения загряз-
нения вредными выбросами воздушного бас-
сейна, естественных водоемов и почвы в рай-
онах расположения заводов. Учитывая это,
111
БашНИИНП разрабатывает схемы водо-
снабжения, канализации и очистки сточных
вод применительно к перспективным НПЗ
для глубокой и неглубокой переработки вы-
сокосернистых нефтей. Доклад о схемах во-
доснабжения, канализации и очистки сточ-
ных вод будет сделан Э. Г. Иоакимисом.
Ниже излагаются основные технологиче-
ские решения и данные по схеме перспектив-
ного НПЗ применительно к переработке ар-
ланской нефти.
В отличие от других институтов, предста-
вивших настоящему совещанию предпроект-
ные соображения, разработанные совместно
проектными и научно-исследовательскими
организациями, схемы перспективных НПЗ,
рекомендуемые БашНИИНП, разработаны
без участия проектантов, что не могло не
сказаться на степени их подготовленности:
отсутствуют генеральные планы заводов,
лишь приближенно оценены капитальные и
эксплуатационные затраты.
Ряд процессов, включенных в схему Баш-
НИИНП, находится в стадии разработки. В
связи с этим рекомендуемые схемы перспек-
тивных НПЗ и мощности отдельных техноло-
гических установок, а также принятые для
расчета материальные балансы процессов
и некоторые другие исходные данные следу-
ет рассматривать как предварительные, под-
лежащие дальнейшему уточнению совместно
с научно-исследовательскими и проектными
организациями.
Следует отметить, что схемы перспектив-
ных НПЗ, рекомендуемые БашНИИНП, в
отличие от схем, предлагаемых некоторыми
другими институтами, включают ряд новых
оригинальных процессов, которые впервые
разрабатываются в СССР и отсутствуют
в известных нам схемах зарубежных НПЗ.
К числу таких процессов следует отнести
деасфальтизацию гудрона легким бензином
с целью подготовки сырья для процессов
гидрокрекинга и коксования (процесс до-
бей); обессеривание кокса методом электро-
кальцинации с целью получения электродно-
го кокса; процесс полимеризации — деполи-
меризации пентан-амиленовой фракции с
целью получения изоамиленов как сырья
для производства СКИ (процесс подамен);
комплекс процессов, направленных на полу-
чение наиболее ценных ароматических угле-
водородов, например бензола, из керосино-
газойлевых фракций; комплекс установок по
выделению индивидуальных углеводородов
высокой степени чистоты и другие процессы,
о которых будет более подробно сказано ни-
же, при рассмотрении конкретных схем пер-
спективных НПЗ.
Кроме того, в схемах БашНИИНП исполь-
зованы некоторые принципиально новые тех-
нологические решения в части применения
существующих процессов и методов перера-
ботки нефтяного сырья, позволяющих суще-
ственно углубить переработку нефти, увели-
чить выработку углеводородного сырья для
химической промышленности, особенно оле-
финовых и ароматических углеводородов, и
улучшить качество нефтепродуктов.
При разработке схем переработки высоко-
сернистых нефтей стремились рационально
использовать характерные особенности этих
нефтей. Нефти типа арланской отличаются
следующими особенностями:
меньший, по сравнению с нефтями типа
ромашкинской, выход бензиновых и кероси-
но-газойлевых фракций, а также вакуумных
дистиллятов;
быстрое нарастание содержания серы и
ароматических углеводородов во фракциях,
выкипающих выше 150°; содержание серы во
фракциях керосина и дизельного топлива со-
ставляет соответственно 0,5 и 2,9%, в ваку-
умном дистилляте 3—3,5%;
высокое содержание асфальто-смолистых
веществ в нефтях и особенно в нефтяных
остатках;
высокое содержание азота и тяжелых ме-
таллов в вакуумном дистилляте и в остатках
вакуумной перегонки.
Для экономии водорода в процессах глу-
бокой переработки остатков перегонки неф-
ти целесообразно масляные компоненты и
смолы перерабатывать раздельно от асфаль-
тенов. Поэтому в схемах перспективных НПЗ
предусматривается процесс деасфальтизации
остатков, который является особенно эффек-
тивным при переработке высокосмолистых
нефтей. Процесс заключается в удалении из
гудрона асфальтенов, являющихся основны-
ми носителями азота, тяжелых металлов и
высококонденсированной ароматики, с сохра-
нением в деасфальтизате мальтенов, т. е.
смол и углеводородов, а также в небольшом
количестве наименее химически стойких со-
единений серы, кислорода и азота.
В качестве растворителя применяется лег-
кий бензин (фракция н. к.—62°), применение
которого, вместо используемых в США про-
пана или пропан-бутановой смеси, хотя ине
даст такого глубокого удаления металлов и
азота, позволит снизить выход асфальта де-
асфальтизации с 50—65 до 13—15%.
Указанный процесс деасфальтизации ре-
шает сразу две задачи: повышается выход
сырья для последующей глубокой переработ-
ки (причем сырья с резко пониженным со-
держанием компонентов, губительно влияю-
112
щих на катализаторы гидрокрекинга и дру-
гих подобных процессов) и облегчается ис-
пользование асфальта деасфальтизации.
В БашНИИНП разрабатываются два ва-
рианта процесса добен — холодный и горя-
чий, которые различаются температурой
осаждения (40—50 и 130—150°); по горяче-
му варианту в ближайшее время могут быть
выданы расчетно-технические показатели в
объеме, необходимом для выполнения про-
ектного задания.
Для деасфальтизата, полученного в про-
цессе добен, характерны, по сравнению с ис-
ходным сырьем, пониженная примерно
в 2—3 раза вязкость, уменьшенное в 10—30
раз содержание асфальтенов и в 5—6 раз
золы, резко пониженное содержание азота и
тяжелых металлов, несколько уменьшенное
содержание серы.
Такой деасфальтизат, несомненно, мог бы
явиться хорошим котельным топливом (пер-
воначально он для этого и предназначался).
Он, по-видимому, является и улучшенным
сырьем для гидрокрекинга. Предваритель-
ные опыты гидрокрекинга этого сырья дали
обнадеживающие результаты. Очевидным
преимуществом этого сырья в сравнении
с дистиллятами коксования является отсут-
ствие в нем непредельных углеводородов.
Сочетание процесса деасфальтизации остат-
ков вакуумной перегонки нефти с процессом
гидрокрекинга деасфальтизата позволяет
увеличить выход светлых продуктов при
меньшем расходе водорода, чем при гидро-
крекинге дистиллятов деструктивно-вакуум-
ной перегонки и термоконтактного крекинга
или отбензиненной нефти.
Другим, хотя менее емким по тоннажу,
путем использования деасфальтизата явля-
ется его коксование в необогреваемых каме-
рах, о чем будет сказано ниже.
Более сложно решается проблема исполь-
зования асфальтита. Асфальтит, имеющий
температуру размягчения по КиШ выше 150°,
богат тяжелыми металлами и азотом; он
состоит на 75—80% из асфальтенов, содер-
жит 10—15®/о смол и приблизительно столько
же ароматических углеводородов.
Если такой асфальтит смешать с 56—58-
процентным остатком арланской нефти (в
соотношении 1:3—1:4), то можно полу-
чить все марки дорожных битумов, удовлет-
воряющих нормам проекта нового ГОСТ.
Однако производство битумов не может
поглотить всего количества асфальтита, так
как при переработке 12 млн. т арланской
нефти будет получено до 800 тыс. т асфаль-
тита. В связи с этим в схему перспективно-
го НПЗ включено коксование асфальтита в
смеси с тяжелым коксовым газойлем (рисай-
клом), получаемым во всех процессах коксо-
вания (включая производство электродного
кокса). При этом получается сернистый топ-
ливный кокс. Этот узел дорабатывается в на-
стоящее время с точки зрения уточнения ба-
ланса коксования и необходимого объема ре-
циркуляции тяжелого газойля. Вместе с тем
изучаются возможности утилизации этого ас-
фальтита непосредственно в качестве товар-
ного продукта (например в качестве гидро-
теплоизолирующего порошка при строитель-
стве трубопроводов).
Выработка автомобильного бензина, соот-
ветствующего по качеству перспективным
требованиям моторостроения, связана с при-
менением в большом объеме процесса катали-
тического риформинга. Однако ресурсы сырья
(бензинов) для этого при направлении ча-
сти бензиновых фракций на производство
ароматических углеводородов значительно
уменьшаются. В связи с этим представляет-
ся целесообразным в ряде случаев всю бен-
зиновую фракцию 85—180° (или в случае
выработки авиакеросина — фракцию 85—
140°) подвергать каталитическому риформиро-
ванию на облагораживание, а для выработ-
ки ароматических углеводородов использо-
вать другие процессы.
Исходя из этих соображений предлагает-
ся получать ароматические углеводороды
Се—Се из керосино-газойлевой фракции ар-
ланской нефти путем создания комплекса
процессов, обеспечивающих решение этой за-
дачи.
Высокое содержание в керосино-газойле-
вых фракциях сернистых и высокосернистых
нефтей алкилароматических углеводородов и
сернистых соединений, содержащих аромати-
ческие кольца, позволяет организовать мно-
готоннажное производство низших аромати-
ческих углеводородов (бензола, а также в
случае необходимости — этилбензола и кси-
лолов) на базе этого сырья. Разработанная
БашНИИНП схема предусматривает селек-
тивную обработку водородом указанных ком-
понентов прямогонной фракции 180—350°.
При этом наряду с малосернистым дизель-
ным топливом из этого сырья получается
1,5—1,8% на нефть ароматических углево-
дородов Се—С8, значительное количество
предельного углеводородного газа состава
Ci—С4, сероводорода и до 0,4% нафталина.
Выход отдельных углеводородов Се—С8 мо-
жет меняться в довольно широких пределах
в зависимости от варианта схемы и режимов
обработки. В частности, имеется возмож-
8 Зак. 905
113
ность либо ограничиваться производством
бензола (при этом выход его на нефть мо-
жет составить до 1 —1,4%), либо увеличи-
вать выход этилбензола, о- и n-ксилолов (в
сумме до 1% на нефть и, кроме того, 0,5%
бензола). При этом выход нафталина оста-
ется неизменим (0,4°/о на нефть).
Схема переработки включает экстракцию
диметилформамидом, гидродеалкилирование
сероароматического экстракта и в случае не-
обходимости — разделение углеводородов Се
с последующей совместной переработкой то-
луола, углеводородов С9—Сю и метаксилола
в о- и п-ксилолы. Все процессы, включенные
в этот комплекс, разрабатываются в Баш-
НИИНП с привлечением некоторых других
институтов (ИГИ, Институт катализа Си-
бирского отделения АН СССР).
Следует особо подчеркнуть, что при вклю-
чении в схему завода комплекса этих уста-
новок получается малосернистое дизельное
топливо без гидрооблагораживания и бензи-
новые фракции, которые могут быть цели-
ком использованы как высокооктановые ком-
поненты бензина.
Возможно, что в дальнейшем рафинаты,
полученные после извлечения ароматики и
сернистых соединений из прямогонных фрак-
ций 180—240° и 240—350°, потребуется на-
правлять на дополнительное обессеривание
без применения водорода (такой процесс в
настоящее время разрабатывается совместно
ПК СО АН СССР и БашНИИНП). При
этом содержание серы в этих фракциях дол-
жно быть понижено дополнительно с 0,3—0,7
до 0,05—0,2%.
В схемах перспективных НПЗ, разработан-
ных БашНИИНП, предусматривается макси-
мальная выработка низших олефинов на
установках деструктивных процессов нефте-
переработки и пиролиза этана и пропана с
получением индивидуальных углеводородов
со степенью чистоты 95—99°/о. По одному из
вариантов схем суммарное производство уг-
леводородов С2—С5 составит 1032 тыс. т/год.
При дегидрировании н-бутана до бутадие-
на и этилбензола до стирола, а также при
пиролизе этана и пропана получается мета-
новодородная фракция, которая может быть
использована для производства водорода.
Как уже отмечалось, для получения элект-
родного кокса, удовлетворяющего нормам по
содержанию тяжелых металлов, часть деас-
фальтизата, получаемого из гудрона, под-
вергается коксованию на установке с необо-
греваемыми камерами. Выработанный мало-
зольный сернистый кусковой кокс подверга-
ется обессериванию в электрокальцинаторе,
114
разработанном БашНИИНП. Такая схема
обеспечивает возможность получения вполне
кондиционного электродного кокса из неф-
тей типа арланской.
Предлагаемая БашНИИНП принципиаль-
ная схема безмазутной переработки высоко-
сернистых нефтей на перспективном НПЗ
отличается селективностью в тех своих раз-
делах, которые относятся к переработке ке-
росино-газойлевых фракций, остатков ваку-
умной перегонки и нефтезаводских газов. На
базе этой принципиальной схемы были раз-
работаны к настоящему совещанию четыре
варианта безмазутной схемы переработки
высокосернистых нефтей. Основными отли-
чительными особенностями этих вариантов
являются:
I вариант — использование ксилолов из
бензиновых фракций, экстракция и гидроде-
алкилирование ароматического концентрата из
фракции 180—350°, толуол подвергается пе-
реалкилированию с триметилбензолом в кси-
лолы; обеспечивается выработка бензола 123
и ксилолов 242 тыс. т/год-, весь гудрон под-
вергается деасфальтизации;
II вариант —весь бензин в пределах выки-
пания 85—180° подвергается облагоражива-
нию на установке каталитического риформинга
типа 35-8; толуол вместе с ароматическими
углеводородами С9—C]Oi направляется на пе-
реалкилирование; авиакеросин и газотурбин-
ное, топливо не вырабатываются; обеспечива-
ется выработка бензола Г26 и ксилолов
104 тыс. т/год-,
III вариант — то же, с выработкой авиа-
керосина и газотурбинного топлива, с экс-
тракцией и гидродеалкилированием аромати-
ческого концентрата из фракции 180—350°,
без извлечения ксилолов из бензинов; при
этом вырабатывается бензола 121 и ксило-
лов 104 тыс. т/год-,
IV вариант—отличается от предыдущих
главным образом тем, что на деасфальтиза-
цию направляется только часть гудрона в ко-
личестве, необходимом для загрузки установ-
ки замедленного коксования с целью выра-
ботки электродного кокса, а остальная часть
поступает на термоконтактное коксование;
авиакеросин и газотурбинное топливо не вы-
рабатываются; бензин каталитического рифор-
минга используется для производства аро-
матических углеводородов; выход бензола за
счет процессов риформинга и гидродеалкили-
рования концентрата 180—350° составляет 85
и ксилолов 244 тыс. т/год.
Объемы производства и качества моторных
топлив, вырабатываемых на перспективном
нефтеперерабатывающем заводе, рекоменду-
емом БашНИИНП, соответствуют основным
требованиям, разработанным на предыдущем
совещании, а объем выработки углеводород-
ного сырья для нефтехимического производ-
ства значительно превосходит заданные нор-
мативы. Следует отметить, что выработка
углеводородного сырья может быть увеличе-
на с одновременным повышением качества
бензина и улучшением экономических пока-
зателей завода, если изменить в сторону
уменьшения соотношение объемов производ-
ства дизельного топлива и бензина в процес-
сах каталитического крекинга и гидрокрекинга.
Проведенная предварительная технико-эко-
номическая оценка разработанных вариантов
схем перспективных НПЗ показала, что наи-
более благоприятные показатели имеет вари-
ант III; он же наиболее полно соответствует
требованиям, предъявляемым к перспективным
НПЗ с точки зрения ассортимента и соотно-
шения объемов вырабатываемых продуктов.
На рисунке изображена принципиальная
схема перспективного нефтеперерабатываю-
щего завода мощностью 12 млн. т/год для
глубокой переработки высокосернистой неф-
ти типа арланской (вариант III).
Сырье поступает на две комбинированные
установки ЭЛОУ—АВТ производительностью
по 6 млн. т/год каждая.
Фракция и. к.—62° направляется на блок
газоразделения, где выделяется н-пентан, по-
ступающий затем на изомеризацию. Фракция
62—85° поступает на установку каталитиче-
ского риформинга для получения бензола; ра-
финат риформинга подвергается изомериза-
ции. Фракция 85—140° является сырьем уста-
новки каталитического риформинга типа 35-8
с выработкой высокооктанового бензина,
фракция 140—180° после гидроочистки ис-
пользуется как компонент авиакеросина
Керосино-газойлевая фракция 180—350°
поступает на установку извлечения аромати-
ческих углеводородов; экстракт направляет-
ся на гидродеалкилирование, а рафинат по-
сле депарафинизации и ректификации ис-
пользуется в качестве компонентов керосина
(фракция 180—240°) и дизельного топлива
(фракция 240—350°).
Гудрон из вакуумной колонны АВТ направ-
ляется на установку добен для деасфальти-
зации, где в качестве растворителя исполь-
зуется легкая прямогонная бензиновая фрак-
ция (20—62°). Деасфальтизат, содержащий
значительно меньше тяжелых металлов, чем
исходный гудрон, частично направляется на
установку замедленного коксования; получа-
емый кокс подвергается обессериванию в
электрокальцинаторе, после чего он удовлет-
воряет требованиям на электродный кокс.
Объем коксования для этой цели составляет
1,2 млн. т деасфальтизата (100 тыс. т элект-
родного кокса). Легкие дистилляты коксова-
ния направляются на гидрооблагораживание,
после чего фракция н. к. —85° поступает на га-
зоразделение; фракция 85—180° подвергается
каталитическому риформированию, а гидро-
очищенная фракция 180—350° используется
как компонент дизельного топлива.
Остальная часть деасфальтизата совмест-
но с прямогонным вакуумным газойлем по-
ступает на установку гидрокрекинга, где вы-
рабатываются следующие фракции: н. к.—85°,
направляемая в сырье блока газоразделения;
85—180°, подвергаемая каталитическому ри-
формированию; 180—350°, используемая как
компонент дизельного топлива. Остаток гид-
рокрекинга, кипящий выше 350°, направля-
е4ся на каталитическое крекирование; жирный
газ гидрокрекинга поступает на установки
сероочистки и газоразделения; сероводород —
па производство элементарной серы.
Бензин каталитического крекинга является
одним из основных высокооктановых компо-
нентов товарного автомобильного бензина.
Газойли каталитического крекинга (фракции
200—420°) поступают на специальную уста-
новку извлечения концентрата ароматических
углеводородов, который после фракциониро-
вания дает исходное сырье для производства
нафталина (фракция 200—280°) и сажи
(фракция 280—420°).
Жирный газ каталитического крекинга на-
правляется на газоразделение, а тяжелый
газойль используется как компонент котель-
ного топлива.
Асфальтит с установки добен использует-
ся частично для получения битума улучшен-
ных качеств путем смешения с гудроном и
частично (совместно с тяжелыми газойлями
коксования, применяемыми в качестве рецир-
кулята и расжижителя) подвергается коксо-
ванию с выработкой дистиллятов и топлив-
ного кокса. Легкие дистилляты коксования
(до 350°) асфальтита используются так же,
как и продукты коксования деасфальтизата,
а кокс направляется на ТЭЦ завода.
Гидроочистке подвергаются прямогонная
фракция 140—180° и дистилляты до 350° про-
цессов коксования. Гидроочищенные бензи-
ны коксования направляются на каталитиче-
ский риформинг, а фракция 180—350°—в то-
варное дизельное топливо. Гидроочищенная
прямогонная фракция 140—180° и рафинат
из прямогонной фракции 180—240° являются
компонентами керосина; часть рафината пря-
могонной фракции 240—350° подвергается
депарафинизации и используется как компо-
нент арктического дизельного топлива.
115
77
Принципиальная схема потоков перспективного НПЗ для глубокой переработки арланской нефти (вариант 111)
Установки: I— АВТ; // — каталитический риформинг иа получение ароматики; III — каталитический риформинг на облагораживание бензина; IV — эк-
стракция; V — деасфальтизация с узлом получения битума; VI. VII — гидроочистка с общей ректификацией; VIII — гидрокрекинг; IX — комбинированная
установка для получения ароматики; X — изомеризация гексановой фракции и рафината риформип га; XI — каталитический крекинг; XII. А7//—каталитическое
обессеривание; XIV — водородная; XV — получение сырья для сажи; XVI — коксование деасфальтизата; XVII — обессеривание кокса; XVIII — коксование
асфальта; XIX — сероочистка газа; XX — производство серы; XXI, XXII — карбамидиая депарафинизация; XXIII — комплекс установок по получению инди-
видуальных углеводородов; XXIV — пиролиз; XXV — дегидрирование
Потоки: / — нефть; 2 — газ; 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 — фракции соответственно н. к. — 62°; 62—85°, 85—140°,	140—180°, 350—450°, 180—240°, 240—350°; 10 — сырье для би-
тума; //— фракция выше 450°; 12 — головка стабилизации; 13—рафинат; 14— водородсодержащий газ; 15— сухой газ; 16 — фракция 200—420°; 17 — автобен-
зин; 18 — фракция 62—180°; 19 — сероводород; 20 — рафинат фракции 180—240°; 21 — рафинат фракции 240—350°; 22 — экстракт; 23 — деасфальтизат; 24 — ас-
фальт; 25 — Еп-Св + п-Св ; 26 — фракция н. к. — 180° коксования; 27 — фракция 180—350° коксования; 28— сырье для сажи; 29 — изопентан; 30 — тяжелый га-
зойль; 31—этилен; 32— пропилеи; 33 — и-бутаи; 34— изобутан; 35 — бутилен; 36 — изоамилены; 37 — смола пиролиза; 38 — газотурбинное топливо; 39 — кокс
электродный; 40— сера элементарная; 41 — дизельное топливо летнее; 42 — реактивное топливо; 43 — парафин жидкий; 44 — дизельное топливо арктическое;
45 — кокс топливный; 46— котельное топливо; 47— бензол; 48—п-ксилол; 49 — о-ксилол; 50 — этилбензол; 5/— нафталин; 52 — тяжелая ароматика; 53 — би-
тум; 54 — фракция 200—280°; 55 — бутадиен; 56 — стирол
Таблица 1
Перечень технологических установок и доля основных вторичных процессов перспективного НПЗ для глу-
бокой переработки арланской нефти (вариант III)
Процессы и установки	Объем переработки		Мощность одной уста- новки , тыс. тЦгод	Число установок
	тыс. т/год	% на нефть		
АВТ с секцией ЭЛОУ	 Деасфальтизация гудрона (процесс добен) с секцией получения	12000	100,0	6000	2
битумов	 Экстракция ароматических углеводородов из прямогонных ке- росино-газойлевых фракций 180—240 и 240—350° и газойля	5700*	44,5	2700	2
каталитического крекинга 200—280° 	 Экстракция ароматических углеводородов из газойля каталити-	3280	27,3	1700	2
веского крекинга (фракция 280—420°)		360	3,0	400	1
Гидродеалкилирование ароматических углеводородов** ....	800	6,7	800	1
Гидрокрекинг деасфальтизата и вакуумного дистиллята ....	4620	38,4	2500	2
Гидроочистка (3 секции***), всего		1100	9,2	1200	1
Производство электродного кокса (по сырью)		1200	10,0	1200	1
Коксование асфальтита 		900	7,3	900****	1
Каталитический крекинг 		2200	18,5	2500	1
Каталитическое обессеривание***** 		2150	17,9	2000	1
Каталитический риформинг на облагораживание 		1230	12,4	1200	1
Каталитический риформинг на ароматизацию 			250	—	300	1
Карбамидная депарафинизация фракций дизельного топлива . .	1000	8,3	1000	1
Изомеризация н-пентана 		140	2,8	150	1
Изомеризация фракции н-гексана и рафината риформинга . . .	200	2,3	300	1
Пиролиз этана и пропана 		270	—		—
Очистка газов от серы		400	—	400	1
Производство элементарной серы****** 		280	2,3	300	1
Производство водорода 		81	—	30	3
ЦГФУ (комплекс)	 Выделение индивидуальных углеводородов (комплекс устано-	2010	—	1000	2
вок) 		940	—	1000	1
Число технологических установок, всего 	 Суммарная доля процессов: вторичных каталитических (не включая каталитическое	—	—	—-	27
обессеривание рафинатов) 	 вторичных термических (замедленное и термоконтактное	10540	88,0	—	—
коксование) 	 процессов обработки растворителями (деасфальтизация,	2100	17,3	—	—
экстракция, депарафинизация)		9990	83,1	—	—
* В том числе 350 тыс. т гудрона поступает на компаундирование с асфальтитом для получения 500 тыс. рожных битумов. ** Мощность по гидродеалкилированию экстракта.				т/год до-
*	** В том числе для фракций н. к. — 180° н 180—350° коксования бензинов прямой перегонки не включено. *	*** С учетом рисайкла — мощность 1300 тыс. т]год. *	**** Включается в схему условно. ****** Мощности по продукту.	и прямогонной	фракции 140—	180°. Форгидрированне	
В схеме НПЗ предусматривается глубокое
извлечение и утилизация сероводорода, ис-
пользуемого для производства элементарной
серы.
Газовый комплекс перспективного НПЗ со-
стоит из блоков сероочистки, газоразделе-
ния, пиролиза и изомеризации. Очистка от
сероводорода осуществляется регенерируемы-
ми реагентами: газов — моноэтаноламином,
а жидких продуктов — фосфатами. Блок га-
зоразделения включает секции: а) газов пи-
ролиза и деструктивных процессов каталитиче-
ского крекинга и коксования; б) газов и
рефлюкса первичной перегонки, гидрокрекин-
га, каталитического риформинга и гидроочист-
ки; в) выделения индивидуальных углеводо-
родов.
Нормальный гексан и рафинат риформин-
га фракции 62—85е подвергаются совместно
изомеризации для получения технического
изогексана (октановое число 73), который
используется как компонент автомобильного
бензина. Изомеризация нормального пентана
дает технический изопентан (октановое чи-
сло 90), который частично поступает в авто-
мобильный бензин, а частично может быть
117
использован как сырье для нефтехимических
производств. В качестве сырья пиролиза ис-
пользуются этановая и пропановая фракции.
Для производства водорода используется вы-
деленная при гидродеалкилировании метано-
водородная фракция, а также водородсодер-
жащие газы с установок дегидрирования.
Выделенные индивидуальные углеводороды
направляются на нефтехимические производ-
ства.
В табл. 1 приводится перечень технологи-
ческих установок и удельный объем основ-
ных вторичных процессов по предлагаемой
схеме перспективного НПЗ для глубокой пе-
реработки арланской нефти (вариант III).
В их число входит ряд мощных установок
новых процессов (например, деасфальтиза-
ция бензином мощностью по 2700 тыс. т/год,
экстракция ароматических углеводородов из
прямогонных керосино-газойлевых фракций
мощностью по 1700 тыс. т/год, гидродеалки-
лирование ароматических углеводородов мощ-
ностью 800 тыс. т/год, гидрокрекинга мощно-
стью по 2500 тыс. т/год) и ряд высокопроиз-
водительных установок, существующих у нас
процессов (например, коксование в необогре-
ваемых камерах мощностью 1200 тыс. т/год,
каталитический крекинг мощностью 2500 тыс.
т/год, каталитический риформинг мощностью
1200 тыс. т/год, ЦГФУ мощностью 1000 тыс.
т/год, комплекс установок по выделению ин-
дивидуальных углеводородов суммарной
мощностью по сырью 1000 тыс.т/aod и др.).
По этим установкам проектную документа-
цию еще не начали разрабатывать, хотя со-
стояние научно-исследовательских работ по
большинству из упомянутых процессов поз-
воляет приступить к разработке проектов
установок указанной мощности.
Общее число технологических установок
по схеме, рекомендуемой БашНИИНП, состав-
ляет 27 (включая многосекционные установ-
ки— гидроочистки, ЦГФУ и выделения ин-
дивидуальных углеводородов). Это больше
числа установок по схемам перспективных
НПЗ, рекомендуемых другими институтами,
которое составляет 16—19. Это объясняется
тем, что схема БашНИИНП предусматрива-
ет значительно больший объем производства
ароматических углеводородов, особенно бен-
зола, получение индивидуальных углеводоро-
дов высокой степени чистоты, а также при-
менение более глубокой переработки тяже-
лых смолистых остатков. Все это неизбежно
связано с дополнительным числом установок.
Рекомендуемая схема перспективного НПЗ
предусматривает широкое применение вто-
ричных процессов каталитической переработки,
суммарная доля которых по отношению к пе-
реработке нефти составляет 88%, а также
процессов с применением растворителей (де-
асфальтизация, экстракция, депарафиниза-
ция и др.), доля которых по отношению к
переработке нефти составляет 83,1%. В свя-
зи с производством электродного кокса и не-
обходимостью переработки асфальтитов доля
термического процесса — коксования — со-
храняется на значительном уровне и состав-
ляет 17,3% от объема переработки нефти.
Ниже показано производство товарной про-
дукции на перспективном НПЗ при глубокой
переработке арланской нефти (вариант III):
тыс. т/год % на
нефть
Переработка нефти............... 12000	100,0
Автомобильный бензин А-90* . .	2293	19,1
Керосин** ........................ 946	7,9
Дизельное топливо*** ............ 3986	33,2
В том числе:
летнее .......................... 3586	—
арктическое.................... 400	—
Ароматические углеводороды Св—
С8 ............................... 245	2,0
Растворитель для деасфальтизации
(фракция н. к,—62°) ............... 19	0,2
Парафин жидкий ................... 100	0,8
Нафталин...................... 70	0,6
Изопентан и изоамилены****	.	.	255	2,1
Отбор светлых продуктов	.	.	7914	65,9
Газотурбинное топливо***** .	.	.	300	2,5
Сырье для Сажи******	  208	1,7
Битум ............................ 500	4,2
Кокс электродный............. 100	0,8
Кокс топливный............... 265	2,2
Сера элементарная............ 266	2,2
Смола пиролиза................ 24	0,2
Углеводороды С2—С4 ............... 777	6,5
Итого товарной продукции ....	10430	86,2
В том числе исходное сырье для
химической переработки, вклю-
чая углеводороды С2—С5, арома-
тические углеводороды, парафин,
сырье для сажи, смолу пиролиза
и серу........................ 1945	16,2
Сухой газ и жидкое котельное
топливо для нужд завода, кокс
выжигаемый и потери...........	1636	13,8
Всего ............. 12000 100,0
*	Октановое число по исследовательскому методу
без ТЭС.
*	* Содержание серы 0,05%.
*	** Содержание серы 0.20Д, а без каталитического
обессеривания деараматизированного дизельного топли-
ва — 0,5%.
*	*** Основные показатели качества по проекту ВТУ
для СКИ.
*	**** фракция 180—400° процесса замедленного кок-
сования.
*	***** Экстракт фракции 280—420° каталитического
крекинга.
Соотношение объемов производства:
дизельного топлива и автомобильного
бензина.............................. 1,7:1
летнего и арктического дизельного топ-
лива, %...................................90	и 10
118
Таблица 3
Производство индивидуальных углеводоро-
дов С2—С5 на перспективных НПЗ при глу-
бокой переработке арланской нефти показа-
ло ниже:
ТЫС. %
т/год нефть
Алифатические углеводороды С2—Cs,
всего.............................1032
В том числе:
этилен........................... 146
пропилен.......................... 183
н-бутан........................... 117
изобутан.......................... 171.
н-бутилены......................... 54
изобутилен......................... 94.
изопентан ......................  1751
изоамилены......................... 81
диены.............................. 11
Суммарное производство олефинов С2—
С5................................558
Ароматические углеводороды Св—С8,
всего............................. 245
8,6
1,2
1,5
3,6
2,2
0,1
4,6
2,0
в том числе:
бензол ..........................
п-ксилол ........................
о-ксилол .......................
стирол .........................
Нафталин............................
121	—
52	—
52	—
20	—
70 0,6
Компонентный состав летнего дизельного топлива
Дизельное топливо и компоненты	Содержа- ние серы, %	тыс. т/год	%
Производство летнего дизельного топлива: всего 		0,2	3586	100,0
% на нефть		—	29,8	—-
В том числе компоненты дизель- ного топлива: гидроочистки 		0,2	535	14,9
гидрокрекинга 		0,2	1756	49,0
рафинат прямогонной фракции 240—350°		0,2	1049	29,3
рафинат газойля каталитическо- го крекинга (фракция 200— 420°) 		0,1	121	3,4
побочные продукты гидродеал- килирования 		0,2	77	2,1
продукты депарафинизации . .	0,2	48	1,3
Примечание. Выработка сухого газа на НПЗ сос-
тавляет 551 тыс. т/год (4,6% на нефть), который частично
расходуется на заводе как топливо, а частично идет на по-
лучение водорода.
1. Материальный баланс первичной пере-
гонки арланской нефти (с учетом улучшен-
ного фракционирования на специально про-
ектируемых АВТ):
% на тыс.
нефть т/год
Таблица 2
Компонентный состав товарного автомобильного
бензина
Бензин и компоненты	Октановое число без ТЭС		тыс. тп/год	%
	моторный метод	1	6 . £ < л S ф Е- ч О н Я ЕС О Св Я О Я И О Н		
Производство бензина:
всего ...................
% на нефть ............
В том числе компоненты
бензина:
каталитического рифор-
минга ...................
каталитического крекинга
гидродеалкилирования
изомеризации гексана и
переалкилирования . .
изопентан .............
бутан .................
Нефть............................100,0	12000
Выход фракции, град.:
н. к.—62 ......................... 2,6	312
62—85 ......................... 2,1	252
85—140 ........................ 6,3	756
140-180 ....................... 3,8	456
180—240 ....................... 7,2	864
240—350 ...................... 18,4	2210
Итого светлых продуктов . . . . 40,4	4850
Вакуумный газойль.................10,5	1260
Гудрон .......................... 47,2	5660
Газ............................... 1,2	145
Потери.............................0,7	85
Всего................ 100,0	12000
82
85
80
80
72
90
90
90
96
90
90
83
91
94
2293
19,1
1020
639
73
312
149
100
100,0
44,3
27,9
3,2
2. При деасфальтизации гудрона легким
бензином (фракция н. к. —62°) выход деас-
фальтизата составляет 84,5%, асфальта 15%.
Материальный баланс коксования продук-
тов деасфальтизации:
13,7
6,5
4,4
В табл. 2 и 3 приводится компонентный
состав товарного автомобильного бензина и
летнего дизельного топлива.
При расчете материальных балансов пер-
спективных НПЗ были использованы следу-
ющие экспериментальные исходные данные
БашНИИНП и других научно-исследователь-
ских институтов:
Деасфальтизат
Выход, % вес. на сырье:
газ жирный..........	6,0
сумма фракций н. к.
-350° ................. 57,0
остаток выше 350° .	23,0
кокс.................. 13,0**
потери.................. 1,0
Назначение кокса . . . электродный
Асфальт*
9,8
18,6
32,3
35,7***
топливный
*	Смесь сырья, состоящая из асфальта (75%) и
остатка выше 350° процесса замедленного коксования
(25%).
*	* В том числе 3,3% коксовой мелочи.
*	** В том числе 26,50/Л товарного н 9,2% выжигае-
мого (данные ВНИИНП для ТКК гудрона арланской
нефти).
♦	*** в том числе 2.60/Л сероводорода, используемого
для производства элементарной . серы.
119
При обессеривании кускового кокса мето-
дом электрокальцинации, разработанным
БашНИИНП, выход малосернистого кокса
(содержание серы 0,5%) составляет 85%,
водородсодержащего газа — 7,8% (содержа-
ние водорода 41% вес.), сероводорода и се-
роуглерода 3,8%, потери 3,4%.
3.	Материальный баланс экстракции кон-
центратов ароматических углеводородов из
прямогонной керосино-газойлевой фракции
(180—350°),%:
Сырье ................ 100
Рафинат...............74,6
Экстракт .............25,0
Потери ................0,4
При экстракции ароматического концентра-
та из фракции 200—280° каталитического га-
зойля выход экстракта 50%. Содержание
нафталина во фракциях 200—230° экстрак-
тов около 55%.
4.	При гидродеалкилировании ароматиче-
ского экстракта с рециркуляцией фракции
>230° и фильтрата из фракции 200—230°
(после отделения нафталина) суммарный вы-
ход моноциклических ароматических углево-
дородов С9—Сю составляет 35,3%, в том
числе:
Бензол ................9,2
Толуол ................7,3
Суммарные ксилолы . . 4,4
Нафталин...............6,7
Углеводороды С9—Сц, . 7,7
Выход сухого газа составляет около 60%.
В составе суммарных ксилолов содержится
п-ксилола 17, о-ксилола 15, м-ксилола 40 и
этилбензола 28%. При переалкилировании
толуола, м-ксилола и углеводородов С9—Сю
суммарный выход ксилолов может быть уве-
личен до 13,8% на экстракт; при этом вы-
ход этилбензола составляет 2,6% на экстракт.
Расход водорода на реакции гидродеалкили-
рования составляет около 3,8% на экстракт
(около 1% на фракцию 180—350°).
5.	В случае необходимости на рециркуля-
цию могут быть направлены все фракции,
выкипающие выше 100° (после отделения
нафталина). В этом случае выход бензола
составляет до 1,4% на нефть или 22—23%
на экстракт. При этом расход водорода воз-
растает до 4,5—4,6% на экстракт.
6.	Материальный баланс процесса гидро-
крекинга*. %:
Сырье ................................100
В том числе:
деасфальтизат ............ 63
вакуумный газойль ....	37
Водородсодержащий газ ... 2,8
В том числе водород ... 1,4
Выход продуктов:
жирный газ..................3,8
сероводород ................3,3
фракция и. к.—85° .... 2,1
фракция 85—180°.............6,3
дизельное топливо .... 39,0
остаток выше 350° .... 48,3
* Расчетный, с использованием данных
ВНИИНП по гндрокрегннгу вакуумного га-
зойля.
Расход водородсодержащего газа 2,8%
при содержании Н2 47% вес.
7.	Выход изомеризата при изомеризации
фракции н-гексана и рафината риформинга,
согласно данным ВНИИнефтехима составля-
ет 95,2%, расход водорода — 0,2%.
8.	Получение высококачественных мотор-
ных топлив из высокосернистых нефтей свя-
зано со значительным потреблением водоро-
да. Кроме того, большой расход водорода
предусматривается на гидродеалкилирова-
ние. Суммарный расход водорода составляет
на нефть 0,88. Потребление и получение во-
дорода на перспективном НПЗ характеризует-
ся следующими показателями:
тыс. %
т/год
Потребление водорода, всего .... 106,0 100,0
В том числе:
при гидрокрекинге ................... 63,5	60,0
при гидроочистке...................8,5	8,0
при гидродеалкилировании .... 34,0	32,0
Получение водорода в процессах пе-
реработки, всего..................... 30,7	29,0
В том числе от:
каталитического	риформинга ... 20,5	—
обессеривания кокса .............. 3,7	—
дегидрирования.....................6,5	—
Получение водорода на водородной
установке........................... 75,3	71,0
Получение водорода, всего.......... 106,0 100,0
В связи со значительным увеличением по-
требления водорода на будущих НПЗ возни-
кает необходимость в разработке проектов
высокопроизводительных установок для про-
изводства водорода мощностью по 35—
50 тыс. т/год.
Основные технологические особенности
разработанных БашНИИНП схем перспек-
тивного завода для безмазутной переработ-
ки высокосернистых нефтей могут быть ко-
ротко сведены к следующему:
1.	В схемах использован процесс деасфаль-
тизации гудронов, что позволяет осуществить
селективную переработку остатков. При этом
деасфальтизат в смеси с прямогонным ваку-
умным газойлем используется в качестве
сырья для гидрокрекинга. Гидрокрекинг та-
кого сырья должен сопровождаться меньшим
расходом водорода, чем переработка сырья,
богатого непредельными компонентами, по-
120
лучаемого при деструктивных процессах.
Резко сниженная по сравнению с исходным
гудроном зольность деасфальтизата при со-
хранении высокой смолистости позволяет вы-
рабатывать из него в процессах замедленно-
го коксования и электрокальцинации высоко-
качественный электродный кокс.
2.	Выделение ароматических углеводородов
из керосино-газойлевой фракции 180—350°
способствует улучшению эксплуатационных
качеств авиакеросинов и дизельных топлив,
а также позволяет вырабатывать значитель-
ные количества низших ароматических угле-
водородов, не затрагивая ароматические ком-
поненты автомобильного бензина и сохраняя
его ресурсы и октановую характеристику.
3.	В предложенные БашНИИНП схемы
перспективного НПЗ включены такие новые
оригинальные процессы, как добен, экстрак-
ция и гидродеалкилирование алкиларомати-
ческих углеводородов, электрокальцинация
кокса, а также комплекс установок газораз-
деления и получения индивидуальных угле-
водородов, в том числе изоамиленов для про-
мышленности СКИ (процесс подамен). Эти
схемы БашНИИНП отличаются от всех ра-
нее описанных отечественных и зарубежных
схем НПЗ.
Для осуществления схемы перспективного
НПЗ, рекомендуемой БашНИИНП, необхо-
димо выполнить комплекс научно-исследова-
тельских, опытно-промышленных и проектно-
конструкторских работ. Необходимо, в част-
ности, разработать проекты установок деас-
фальтизации, экстракции и гидродеалкилиро-
вания ароматического концентрата из керо-
сино-газойлевых фракций. Необходимо так-
же закончить проектирование установок
обессеривания кокса и производства изоами-
ленов из пентан-амиленовых фракций.
БашНИИНП проводит работы в масштабе
пилотных установок по следующим основ-
ным процессам:
атмосферно-вакуумная перегонка нефти с
выделением четко разделенных фракций;
деасфальтизация гудрона (добен) с исполь-
зованием в качестве растворителя фракции
первичной перегонки н. к. —62°;
экстракция ароматического концентрата из
керосино-газойлевой фракции 180—350° ди-
метилформамидом и гидродеалкилирование
этого концентрата;
гидрирование бензинов вторичных процес-
сов и каталитический риформинг очищенных
бензинов;
получение высококачественных битумов из
асфальта и кокса из деасфальтизата;
гидрокрекинг деасфальтизата в смеси с ва-
куумным газойлем.
Кроме того, ведутся разработки, лабора-
торные и заводские опыты по комплексу
установок для выделения индивидуальных
углеводородов, по вопросам отравления ка-
тализатора при каталитическом крекинге ва-
куумного газойля, по замедленному коксова-
нию деасфальтизата и обессериванию кокса,
по использованию асфальта установки добен
для получения битумов улучшенных качеств,
по циклическим процессам очистки светлых
нефтепродуктов от сероводорода и меркап-
танов. Установка очистки бензинов фосфата-
ми по данным БашНИИНП в настоящее
время проектируется Гипрохимом для ком-
бината 18.
БашНИИНП уже подготовил рекоменда-
ции по улучшению схемы АВТ, по примене-
нию ингибиторов коррозии, по работе уста-
новок термического крекинга с присадками,
по очистке нефтепродуктов от сероводорода
регенерируемыми реагентами и другие пред-
ложения для реконструкции технологических
установок и заводов в связи с переводом их
на переработку высокосернистых нефтей.
Особую остроту приобретает проблема
сжигания котельных топлив высокосернистых
нефтей. Речь идет об очистке дымовых газов
от окислов серы, образующихся при сжига-
нии мазутов на тепловых электростанциях.
Решение этого вопроса сильно затягивается,
специализированные институты не придают
этому вопросу должного значения. Имеются
опасения, что в Гипрогазоочистке этот во-
прос не найдет быстрого решения, несмотря
на всю его остроту. По-видимому, целесооб-
разно с целью выигрыша времени наряду со
строящейся на ТЭЦ № 1 г. Уфы опытно-про-
мышленной установкой по проекту Гипрога-
зоочистки, приобрести освоенный уже на
электростанциях Англии процесс фирмы
«Саймон Карвз» и проверить его в промыш-
ленном масштабе на одной из башкирских
ТЭЦ. Это, несомненно, позволит в кратчай-
ший срок перенести накопленный за рубе-
жом опыт в строительство соответствующих
установок на мазутных тепловых электро-
станциях мощностью 1200—2400 тыс. кет.
Этот вопрос не терпит дальнейшего отлага-
тельства.
Желательно, чтобы институты, проектиру-
ющие нефтеперерабатывающие заводы, де-
тально ознакомились с работами Баш-
НИИНП по переработке высокосернистых
нефтей типа арланской и высказали свои
пожелания о необходимых дополнительных
работах. В настоящее время БашНИИНП по
заданию Комитета выдает комплексные по-
казатели для проектирования реконструкции
нефтеперерабатывающих заводов Средне-
121
Волжского экономического района на пере-
работку высокосернистых нефтей с одновре-
менным коренным улучшением качества вы-
рабатываемых нефтепродуктов и увеличени-
ем выработки углеводородного сырья для
нефтехимии. В этих показателях, в частно-
сти, использованы и отдельные узлы предло-
женной схемы перспективного НПЗ.
Предложения БашНИИНП о необходимых
научно-исследовательских и проектных рабо-
тах по схеме нефтеперерабатывающего за-
вода для безмазутной переработки высоко-
сернистых нефтей включены в общий план
дальнейших работ института.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ НПЗ ДЛЯ НЕГЛУБОКОЙ
ПЕРЕРАБОТКИ АРЛАНСКОЙ НЕФТИ
Г. А. ТЕРЕНТЬЕВ
БашНИИНП
Одним из основных направлений развития
нефтеперерабатывающей промышленности на
перспективу, исходя из складывающейся
структуры потребления нефтепродуктов и не-
обходимости обеспечения сырьем нефтехими-
ческих производств, должно стать дальней-
шее углубление переработки нефти. Широкое
развитие таких процессов переработки неф-
ти, как каталитический крекинг и риформинг,
гидрокрекинг, гидроочистка, коксование, кар-
бамидная депарафинизация и др., не только
позволит углубить переработку нефти и по-
высить качество моторных топлив, но и соз-
даст возможность полностью обеспечить раз-
вивающиеся отрасли нефтехимического синте-
за углеводородным сырьем.
Вместе с тем строительство заводов по
глубокой переработке нефти не должно
исключать сооружения в отдельных районах
страны, испытывающих острый дефицит в ко-
тельном топливе, заводов с неглубокой, т. е.
мазутной, схемой переработки нефти.
Схемы таких заводов для переработки вы-
сокосернистых нефтей типа арланской разра-
ботаны БашНИИНП.
Как известно, перспективным планом раз-
вития энергетики СССР предусмотрено со-
оружение в ряде районов страны, имеющих
напряженный топливно-энергетический ба-
ланс, ГРЭС мощностью 1200—4000 тыс. кет.
Потребление котельного топлива на ГРЭС,
имеющей среднюю из названных установлен-
ную мощность — 2000—2400 тыс. кет, соста-
вит 3000—3600 тыс. т/год. Исходя из этого
мощность нефтеперерабатывающего завода,
при глубине отбора светлых нефтепродуктов
на уровне 30—40% должна составлять
6 млн. т нефти в год.
В текущем году институтом проведено
уточнение основных технико-экономических
показателей ранее разработанной схемы на
основе проведенных в 1963 г. исследований
арланской товарной нефти и научно-исследо-
вательских работ по разработке новых и со-
вершенствованию существующих процессов.
В частности, уточнены показатели выходов
товарной продукции, установка 35-11 заме-
нена установкой 35-8. Кроме того, разрабо-
тан второй вариант схемы завода с включе-
нием в нее установки висбрекинга остатков
атмосферной перегонки нефти в присутствии
специальных присадок.
Целесообразность включения в схему неф-
теперерабатывающего завода с неглубокой
переработкой нефти процесса висбрекинга
объясняется тем, что остатки перегонки ар-
ланской нефти характеризуются высокой смо-
листостью и вязкостью, что вызывает опре-
деленные трудности при получении Котель-
ных топлив.
Характеристика различных остатков атмо-
сферной перегонки арланской нефти приве-
дена в табл. 1.
Таблица 1
Характеристика остатков атмосферной перегонки
арланской нефти
Показатели	Остаток, выкипаю- щий выше, град.		
	300	320	350
Выход, % на нефть		66,8	63,1	57,2
Плотность pl®		0,9706	0,9810	0,9919
Содержание серы, %	 Температура, град.:	4,05	4,07	4,23
ВСПЫШКИ		205	216	243
застывания 		17	19	21
размягчения по КиШ	 Условная вязкость, ° Э:	—	—	30
при 80° 		15,5	21,8	—
» 100°			6,7	8,8	13,9
Коксуемость, %		—	9,8	10,5
Из приведенных в табл. 1 данных видно, что
получение остатка, соответствующего по вяз-
122
кости котельному топливу марки 100, воз-
можно лишь при отборе светлых, выкипаю-
щих до 300°; при этом для достижения тре-
буемой вязкости в составе мазута должно
быть сохранено до 9% фракций, соответству-
ющих по температуре выкипания дизельному
топливу.
Повышение отбора светлых до 35—36%
(что соответствует температуре выкипания
до 320°) позволяет получать в остатке ма-
зут, соответствующий по вязкости требова-
ниям, предъявляемым к котельному топливу
марки 200.
При полном извлечении от потенциала
фракций, выкипающих до 350°, остаток атмо-
сферной перегонки должен быть подвергнут
висбрекингу с целью получения стандартного
по вязкости котельного топлива. Таким обра-
зом, включение процесса висбрекинга в схе-
му нефтеперерабатывающего завода для не-
глубокой переработки арланской нефти поз-
воляет повысить отбор светлых при атмо-
сферной перегонке на 9% и получать при
этом стандартное по вязкости котельное топ-
ливо.
Новым в технологическом оформлении про-
цесса висбрекинга является применение при-
садок, препятствующих отложению кокса в
аппаратах и трубопроводах установки (пред-
ложение БашНИИНП). Эффективность дей-
ствия присадок в процессе термического кре-
кирования высокосмолистых и высоковязких
остатков арланской нефти установлена в ре-
зультате исследований БашНИИНП и под-
тверждена длительным опытно-промышленным
пробегом установки термического крекинга
на Салаватском нефтехимическом комбина-
те.
Проведенный опытно-промышленный про-
бег установки термокрекинга в присутствии
присадки ВНИИНП-102 показал, что приме-
нение присадки позволяет снизить вязкость
крекинг-остатка в 3 раза по сравнению с
крекингом без присадки и добиться значи-
тельного ужесточения режима установки без
заметного коксоотложения в аппаратах
и трубопроводах.
Учитывая дефицитность присадки
ВНИИНП-102, БашНИИНП провел испыта-
ние и других, более доступных продуктов в
качестве присадки для процесса термическо-
го крекинга (висбрекинга). Испытывались
главным образом побочные продукты нефте-
перерабатывающих и нефтехимических про-
изводств: тяжелый каталитический газойль,
экстракты фенольной очистки масляных ди-
стиллятов, смола пиролиза. При различной
дозировке этих продуктов были получены ре-
зультаты, аналогичные полученным при испы-
тании присадки ВНИИНП-102.
Проведенные исследования показали, что
применение присадок в процессе термическо-
го крекинга (висбрекинга) позволяет значи-
тельно улучшить технико-экономические по-
казатели этих установок и завода в целом,
а использование в качестве присадок таких,
по сути дела, отходов производства, как на-
званные выше продукты, не вызовет больших
затруднений при внедрении этого метода
в промышленность. Следует добавить, что
осуществление этого мероприятия уже прак-
тически начато на ряде нефтеперерабатыва-
ющих заводов Средне-Волжского экономиче-
ского района, где перерабатываются тяже-
лые высокосернистые нефти типа арланской.
Характеристика различных продуктов,
испытанных и рекомендуемых в качестве при-
садок при термическом крекинге (висбрекин-
ге), приведена в табл. 2.
Таблица 2
Характеристика продуктов, рекомендуемых в
качестве присадок при термическом крекинге
(висбрекинге)
Показатели	ВНИИНП-102*	Тяжелый ка- талитический газойль**	Смола пиро- лиза***
Плотность р2° 		0,991	0,930	0,925
Содержание серы, %		0,4	1,9	0,45
Коксовое число, %		0,18	0,48	—
Сульфируемые, %		95	47	100
Йодное число		15,3	3,1	—
Температура застывания, град. Фракционный состав, град.:	—17	+25	—18
н. К		205	254	30
10% выкипает при температуре	222	315	127
50% то же 		260	360	216
90%	»			345	400	.—.
96 %	»			—	408	.—
К. К		360	—	—
до 205° выкипает, %		—	—-	45
» 350° то же		96	45	—
Вязкость условная при 80° . . . Групповой химический состав, % вес.:	—	1,8	
моноциклическая ароматика . .	2,0	8,6	20,7
бициклическая ароматика . . .	48,0	10,5	42,4
полициклическая ароматика . .	31,0	31,0	25,1
парафино-нафтеновые 		10,5	47,6	——
гмолы 	 * Московского завода «Нефтегаз» ** Салаватского нефтехимкомбина *** Уфимского завода СС.	8,5 та.	2,3	11,8
В БашНИИНП разработаны два варианта
технологической схемы завода для неглубо-
кой переработки высокосернистых нефтей,
123
несколько различающихся между собой по
величине отбора светлых нефтепродуктов и
сбъемам выработки котельного топлива.
В состав завода по первому варианту (на-
зовем его вариант АТ) включаются следую-
щие технологические установки:
Мощность,
тыс. т/год
Атмосферная трубчатка (две установ-
ки АТ-3)	  6000
Каталитический риформинг	типа	35-8	600
Гидроочистка типа Л-24-6	......... 900
Производство серы............... 20
Производство инертного газа,	ж8/ч	.	2400
В схему завода при условии поступления
неподготовленной нефти может быть вклю-
чена установка ЭЛОУ.
По второму варианту (АТ-висбрекинг) в
схему завода дополнительно включаются
установка висбрекинга мощностью 2 млн.
т/год и в связи с этим несколько увеличены
мощности по гидроочистке и каталитическому
риформингу.
В связи с тем, что на заводе будет неко-
торый избыток водородсодержащего газа, в
схему завода может быть включен комплекс
установок по производству аммиака, состоя-
щий из следующих основных процессов: кон-
версии водородсодержащего газа каталитиче-
ского риформинга и сухого газа (отдува)
гидроочистки, установки разделения воздуха
с получением азота, очистки синтез-газа, син-
теза аммиака. В связи с тем, что процесс по-
лучения аммиака на базе отходящих газов
каталитического риформинга требует специ-
альной дополнительной проработки (хотя они
широко применяется в США), его включе-
ние в схему НПЗ для неглубокой перера-
ботки нефти необязательно.
По предварительным расчетам на заводе
может быть получено до 84 тыс. т аммиака
по первому варианту и до 56 тыс. т по вто-
рому варианту.
На наш взгляд, при проектировании заво-
да по предлагаемой схеме целесообразно
рассмотреть вопрос о комбинировании таких
процессов, как ЭЛОУ (в случае поступле-
ния на завод неподготовленной нефти) с АТ
и каталитического риформинга с гидроочист-
кой.
В связи с тем, что поступающая с про-
мыслов сырая нефть имеет, как правило,
резкие колебания в содержании воды и со-
лей, целесообразно в сырьевом парке про-
водить усреднение состава поступающей на
ЭЛОУ сырой нефти с тем, чтобы обеспечить
стабилизацию режима установки.
Перед подачей сырья на установки гидро-
очистки и каталитического риформинга оно
должно пройти соответствующую подготовку,
состоящую в усреднении фракционного со-
става, осушке и деаэрации. Такая подготов-
ка сырья для последующей переработки ши-
роко применяется в мировой практике нефте-
переработки, и, по нашему мнению, заслужи-
вает самого серьезного внимания, так как
позволяет существенно улучшить технико-
экономические показатели соответствующих
процессов.
В целях уменьшения возможности попада-
ния кислорода воздуха в сырье установок
каталитического риформинга и гидроочистки
приемные парки должны быть оборудованы
резервуарами с плавающей крышей.
На рис. 1 и 2 представлены принципиаль-
ные схемы основных технологических пото-
ков завода по обоим указанным выше вари-
антам.
Рис. 1. Схема неглубокой переработки вы-
сокосернистой нефти (I вариант)
Установки: / — АТ; // — каталитический рифор-
минг; ///—гидроочистка; IV — производство ам-
миака; V — производство серы
Потоки: 1 — нефть; 2 — фракция 85—180°; 3 —
фракция 180—300°; 4 — водородсодержащий газ;
5 — сероводород; 6 — газ топливный; 7 — авто-
бензин; 8 — сжиженные газы; 9 — аммиак; 10 —
сера элементарная; 11 — дизельное топливо; 12 —
котельное топливо
Отбираемые на установке АТ фракции ис-
пользуются следующим образом: н. к.—85° —
как компонент автомобильного бензина; 85—
180° — как сырье каталитического риформин-
га, 180—300°—как сырье гидроочистки ди-
зельного топлива; остаток выше 300° исполь-
зуется как котельное топливо марки 100. Полу-
чаемый на установке атмосферной перегонки
газ целесообразно подвергнуть компрессии
и сепарации с выделением н-бутана, исполь-
зуемого как компонент автобензина.
Сумма светлых продуктов, отбираемых на
АТ (по первому варианту), составляет 31,2%
при потенциальном содержании светлых (вы-
кипающих до 350°), в нефти 41,6%. Даль-
нейшее углубление отбора светлых лимити-
124
руется вязкостью котельного топлива, так
как остаток выше 300° из арланской нефти
соответствует верхнему пределу вязкости ко-
тельного топлива марки 100. Выход такого
остатка на нефть 66—68%.
При включении в схему завода установки
висбрекинга создается возможность углубле-
ния отбора светлых на установке атмосфер-
ной перегонки до 40,3% за счет повышения
конца кипения дизельной ' фракции до 350°.
Получаемый остаток выше 350° имеет услов-
ную вязкость ВУ при 100° 13,9° и не может
быть использован непосредственно как ко-
тельное топливо марки 100. Выход такого
остатка на нефть составляет 57—58%. Для
получения стандартного по вязкости котель-
ного топлива часть остатка атмосферной пе-
регонки (2,2 млн. т) направляется на уста-
новку висбрекинга, осуществляемого в при-
сутствии присадки.
Рис. 2. Схема неглубокой переработки высокосернистой
нефти (II вариант)
Установки; I — AT; II — каталитический риформинг; III — гид-
роочистка дизельного топлива и бензина висбрекинга; IV —
производство серы; V — производство аммиака; VI — висбре-
кинг
Потоки: I — нефть; 2 — фракция 85—180°; 3 — фракция 180—350°;
4 — фракция выше 350°; 5 — очищенный бензин; 6 — водород-
содержащий газ; 7 — сероводород; 8 — газ топливный; S — сжи-
женные газы; 10 — автобензин; 11 — аммиак; 12 — дизельное
топливо очищенное; 13 — котельное топливо; 14 — сера элемен-
тарная; 15 — тяжелый бензин висбрекинга
По обоим вариантам схемы завода бензи-
новые фракции 85—180° прямой перегонки
нефти после предварительного гидрообессе-
ривания вместе с отгоном гидроочистки ди-
зельного топлива подвергаются каталитическо-
му риформингу.
Бензин висбрекинга целесообразно разо-
гнать на легкий (до 80—90°) и тяжелый (от
80—90 до 180—205°) бензины. Легкий бен-
зин (содержание серы до 0,4—О,5°/о, октано-
вое число 80—84 по м. м. и 88—92 по и. м.)
после очистки и демеркаптанизации может
использоваться как компонент товарного бен-
зина, а тяжелый бензин подвергается глубо-
кой гидроочистке с последующим направле-
нием на каталитический риформинг. Разра-
ботка процесса демеркаптанизации ведется в
БашНИИНП.
Средние прямогонные дистиллятные фрак-
ции 180—300° по первому варианту, 180—240°
и 240—350° по второму варианту — подвер-
гаются гидроочистке.
Получаемый по балансу водорода некото-
рый избыток водородсодержащего газа — по
первому варианту 17 тыс. т и по второму ва-
рианту— 8 тыс. т — может быть использован
для получения аммиака. В связи с тем, что
практика отечественной нефтехимической про-
мышленности не располагает опытом получе-
ния аммиака из водородсодержащих газов
каталитического риформинга, при рассмотре-
нии этого вопроса были использованы опуб-
ликованные зарубежные данные. Широкое
распространение процесса каталитического ри-
форминга в США и высокая экономическая
эффективность получения аммиака на базе
газов каталитического риформинга обусловили
то обстоятельство, что производство аммиа-
ка с использованием газов каталитического
риформинга обогнало по темпам роста все
другие способы и составило в 1959 г. 9,6%
от общего объема производства аммиака в
Соединенных Штатах. В схеме завода пре-
дусмотрено получение элементарной серы из
сероводорода.
Для улучшения качества нефтепродуктов,
содержащих растворенный сероводород, их
целесообразно подвергать очистке регенери-
руемыми реагентами (жидкие продукты —
трикалийфосфатом, газообразные — моно-
этаноламином).
Качество получаемых моторных топлив
полностью соответствует перспективным тре-
бованиям. Октановые числа заводского бен-
зина по обоим вариантам схемы близки меж-
ду собой и в зависимости от добавки ТЭС
составляют:
По моторному По исследова-
методу тельскому
методу
Без ТЭС................. 78	86
С добавкой 0,41	г/кг ТЭС	84	90
С добавкой 0,82	г/кг ТЭС	88	94
Содержание серы в бензине 0,01—0,02%, в
дизельном топливе — 0,2%.
Дизельное топливо может вырабатывать-
ся двух сортов — зимнее и летнее. По пер-
вому варианту все дизельное топливо соот-
ветствует марки 3, по второму варианту
зимнее топливо может быть получено смеше-
нием фракции 180—240° с фракцией 240—
350° в соотношении 2:1.
125
Таблица 5
Материальный баланс НПЗ для неглубокой переработки высокосериистой нефти типа арлайской
Наименование	I вариант (АТ)		II вариант (АТ-висбрекинг)	
	тыс. т]год	%	тыс. т[год	%
Переработка нефти 	 		6000,0	100,0	6000,0	100,0
Производство нефтепродуктов: автобензин (октановое число 90 с добавкой 0,41 г/кг ТЭС)*		825,0	13,8	1025,0	17,1
дизельное топливо (содержание серы 0,2%)		950,0	15,9	1453,0	24,2
Итого моторных топлив		1775,0	29,7	2478,0	41,3
жидкие газы 		66,0	1,1	122,0	2,0
сера элементарная 		15,0	0,2	44,0	0,7
водородсодержащий газ (на производство аммиака) . . . .	17,0	0,2	8,0	0,1
топливо.котельное 	 ..			3887,0	64,8	3000,0	50,0
Итого товарной продукции 		5760,0	96,0	5652,0	94,1
топливо на собственные нужды (мазут и сухой газ) . . .	170,0	2,8	243,0	4,2
потери 				70,0	1,2	105,0	1,7
Всего		6000,0	100,0	6000,0	100,0
* Исследовательский метод.
Содержание серы в котельном топливе
равняется 4,1—4,3%. В табл. 3 приводится
товарный баланс завода по обоим вариан-
там схемы неглубокой переработки.
Выбор того или иного варианта схемы не-
глубокой переработки может быть решен
применительно к конкретным условиям со-
оружения завода в определенном районе,
исходя из потребности данного района в ко-
тельном топливе и светлых нефтепродуктах.
Совместное проектирование и строительство
электростанции с заводом создаст возмож-
ность широкого комбинирования общезавод-
ского хозяйства — электро-, водо- и пароснаб-
жения, ремонтно-механической службы,
средств связи, подъездных путей и дорожно-
го строительства, системы водоснабжения,
канализации и очистки стоков — с общестан-
ционным хозяйством ГРЭС, что даст весьма
существенную экономию на капитальных и
эксплуатационных затратах. Капиталовло-
жения в сооружение нефтеперерабатывающе-
го завода с учетом кооперирования обще-
заводских служб с вспомогательным хозяй-
ством ГРЭС могут быть значительно сниже-
ны и ориентировочно определены в объеме
40—43 млн. руб.— на сооружение завода по
I варианту и 48—50 млн. руб. — на соору-
жение завода по II варианту.
В связи с тем, что заводы с неглубокой пе-
реработкой высокосернистых нефтей пред-
лагается строить в местах концентрирован-
ного потребления котельных топлив, в част-
ности, в комплексе с мощными ГРЭС, особое
значение приобретает вопрос очистки дымо-
вых газов электростанций от окислов серы,
образующихся при сжигании сернистого и
высокосернистого котельного топлива.
Содержание серы в мазутах, получаемых
из высокосернистых нефтей типа арланской,
находится в пределах от 4 до 4,3%, а из сер-
нистых нефтей типа ромашкинской — до
3,5%. При мощности электростанции в
2400 тыс. кет количество сжигаемдго топли-
ва достигнет 10 тыс. т/сутки и выбросы сер-
нистого ангидрида составят в этом случае
от 700 (при сжигании мазута из ромашкин-
ских нефтей) до 860 т/сутки (при сжигании
мазута из арланских нефтей), чтоб 2,5—3 раза
превышает допускаемые Госсанинспекцией
нормы и вызывает необходимость очищать
дымовые газы от окислов серы.
Вопрос очистки дымовых газов имеет круп-
ное народнохозяйственное значение не толь-
ко с точки зрения защиты природы и населе-
ния от вредного воздействия сернистого га-
за, но и с точки зрения экономии государст-
венных средств, так как удвоение мощности
126
ГРЭС с 1,2 до 2,4 млн. кет дает экономию в
капиталовложениях на строительство ГРЭС
до 20—23 млн. руб. Соответственно изменя-
ются капиталовложения и в строительство
НПЗ. Расчетами проектных организаций
установлено, что удвоение мощности НПЗ
вызывает экономию на капитальных вложе-
ниях в размере до 15%, что применительно к
стоимости сооружения заводов мощностью
3 и 6 млн. т/год по неглубокой схеме даст
экономию около 5—6 млн. руб. Таким обра-
зом, удвоение мощности ГРЭС и НПЗ позво-
лит получить только на капитальных вложе-
ниях до 30 млн. руб. экономии.
Разработка отечественных процессов очист-
ки дымовых газов может быть значительно
ускорена при использовании имеющегося в
этой области зарубежного опыта. В частно-
сти, определенный интерес представляет ам-
миачно-автоклавный метод очистки дымовых
газов, разработанный фирмой «Саймон-
Карвз» (Англия), причем имеется предло-
жение фирмы на поставку в Советский Со-
юз установки по очистке дымовых газов при-
менительно к условиям электростанции мощ-
ностью 120 тыс. кет. Стоимость установки,
по данным фирмы, 490 тыс. ф. ст.; побочными
продуктами процесса очистки дымовых газов
являются сульфат аммония и сера. Фирма
гарантирует высокую, до 97%, степень очи-
стки дымовых газов, что создает практиче-
ски неограниченную возможность увеличения
мощности ГРЭС.
Проведенные на основе данных фирмы
предварительные расчеты применительно к
условиям очистки дымовых газов электро-
станции мощностью 2400 тыс. кет показали,
что стоимость такой установки составит
около 10 млн. руб1. При этом может быть
1 С учетом вспомогательного хозяйства — около
16 млн. руб.
выработано до 530 тыс. т сульфата аммония
и 58 тыс. т элементарной серы, реализация
которых позволит не только полностью оку-
пить затраты по очистке, но и снизить себе-
стоимость (электроэнергии на 23 коп. за каж-
дую тысячу киловатт-часов. Опубликованные
в ряде источников (в СССР и за рубежом)
данные показывают, что сульфат аммония
при применении его на почвах, насыщенных
основаниями — черноземы, сероземы, кашта-
новые почвы — не только не уступает нитрат-
ным формам азота, но может оказаться да-
же более эффективным удобрением2. Суль-
фат аммония может быть также использован
и на кислых почвах в смеси с фосфоритами.
По данным английских исследователей, азот
сульфата аммония даже более активен, чем
азот мочевины3.
Необходимый для нужд очистки дымовых
газов аммиак может быть получен непосред-
ственно с нефтеперерабатывающего завода,
как и сероводород, необходимый по рекомен-
дации фирмы для насыщения аммиачной во-
ды. В этом случае производство элементар-
ной -серы должно быть скорректировано на
количество передаваемого сероводорода.
Очевидно, что положительное решение во-
проса очистки дымовых газов электростан-
ций, сжигающих сернистое и высокосернистое
топливо, снимет существующие ограничения
в определении их мощности и позволит не
только добиться резкого улучшения состоя-
ния атмосферного воздуха в промышленных
районах, но и достигнуть при этом весьма
значительной экономии народнохозяйствен-
ных средств с одновременным получением
ценных химических продуктов.
2 «Справочник ло минеральным удобрениям», Сель-
хозгиз, 1960.
3 «Химическая промышленность», № 5, 1964 г., стр. 1.
Раздел V
ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ
ПО УКРАИНСКОМУ НПЗ
С НЕФТЕХИМИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ1
В отличие от других институтов, предста-
вивших настоящему совещанию предпроект-
ные соображения по перспективным нефте-
перерабатывающим заводам, районы, и сро-
ки строительства которых еще не определе-
ны, УкрНИИгипронефть подготовил доклад о
конкретном заводе, строительство которого
должно быть начато через 2—3 года.
По заданию на проектирование, согласо-
ванному и утвержденному в установленном
порядке в середине 1963 г., строительство
Украинского завода предусматривается как
строительство единого нефтеперерабатывающе-
го и нефтехимического комплекса и должно
осуществляться двумя очередями мощностью
по 6 млн. т/год нефти и соответствующими
объемами производства продуктов нефтехи-
мии.
Срок окончания разработки проектного за-
дания I очереди завода —1965 г., а срок вво-
да в эксплуатацию— 1970—1971 гг. Вторая
очередь НПЗ вместе с нефтехимическим
комплексом должна быть введена в эксплу-
атацию в 1973 и 1975 гг. соответственно.
То обстоятельство, что УкрНИИгипронефть
1 Доклад составлен по материалам записки
УкрНИИгипроиефти от июня 1964 г. с учетом после-
дующих уточнений проектных решений по состоянию
иа июнь 1965 г.
128
Е. И. НАУМОВ
Укр Н И Игипронефть
приступил к разработке проекта Украинско-
го НПЗ значительно раньше, чем другие ор-
ганизации к проектированию перспективных
заводов, позволило институту более детально
и всесторонне подготовить предпроектные
соображения по указанному заводу. С дру-
гой стороны, сжатые сроки строительства и
обусловленный заданием ввод в эксплуата-
цию завода двумя очередями с разрывом
во времени 2—3 года, определили необходи-
мость применения для 1 очереди завода тех
технологических установок, проектами кото-
рых мы уже располагаем или они находятся
в завершающей стадии разработки. Для II
очереди завода, если своевременно будут
разработаны проекты, предусматривается
применение ряда значительно более мощных
технологических установок, о чем будет ска-
зано ниже.
Технологическая схема завода
Принципиальная технологическая схема
завода, разработанная совместно с Гроз-
НИИ, представлена на рис. 1.
В качестве основного расчетного сырья
приняты нефти месторождений Ставрополь-
ского края Северо-Кавказского совнархоза
следующей усредненной характеристики:
Плотность р|°......................0,8232
Температура застывания, град. ... 23°
Коксуемость, %......................1,68
Содержание, % :
смол силикагелевых..............2,45
асфальтенов ....................0,84
парафина (/лл=51°).............29,6
серы............................0,11
азота..........................0,071
золы.............................0,26
Кислотное число в мг КОН/г .... 0,08
Молекулярный *вес....................219
Фракционный состав нефти, определенный
на аппарате ИТК, характеризуется следую-
щими данными:
Температура, ’ Выход фракций,
град.	% вес.
100	6,7
150	15,0
200	23,4
300	43,9
350	55,1
400	66,3
500	84,2
Ставропольская нефть характеризуется
высоким содержанием светлых нефтепродук-
тов и парафина и малым содержанием серы,
смол, кислот и азота.
Головными установками принимаются:
для I очереди завода одна атмосферно-ваку-
умная П-З мощностью 6 млн. т/год, а для II
очереди — комбинированная ГК-6 такой же
мощности.
Для производства ароматических углево-
дородов и облагораживания низкооктановых
бензинов в схему завода включены установ-
ки каталитического риформинга 35-7-300 и
35-11-600. Для извлечения и разделения сум-
марных ксилолов, предполагается примене-
ние установок 35-14-370 и 35-15-5.
В состав завода включена установка изо-
меризации прямогонной фракции н. к. — 60°.
Учитывая высокое содержание парафина
в керосиновых и дизельных фракциях нефти,
схемой завода предусматривается карбамид-
ная депарафинизация фракций 180—240° и
300—350°. При этом обеспечивается выработ-
ка значительного количества жидких парафи-
нов, топлива TC-I и летнего дизельного топ-
лива. Принимая во внимание, что потреб-
ность зоны в зимнем дизельном топливе не
значительна и установка карбамидной депа-
рафинизации при работе на режиме получе-
ния зимнего дизельного топлива может быть
загружена только на 55—60%, выработка
зимнего дизельного топлива на заводе не
предусматривается.
Переработка фракции 350—460° осуществ-
ляется на установке каталитического крекин-
га 43-103 и блоке каталитического крекинга
установки ГК-6. Частично эта фракция на-
правляется в котельное топливо.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема Украин-
ского НПЗ с нефтехимическим комплексом
Установки: I — электрообессоливающая; II — атмосферно-ваку-
умная; /// — комбинированная установка ГК-6; /V —каталити-
ческий риформинг на получение ароматики; V — каталитиче-
ский риформинг на облагораживание; VI — извлечение и изо-
меризация ксилолов; VII — карбамидная депарафинизация;
VIII — каталитический крекинг; IX — висбрекинг; X — изомери-
зация пентановой фракции (и. к. — 60°); XI — газофракциониру-
ющая; XII — алкилирования; XIII — пиролиз и газоразделеиие;
XIV — производство окиси этилена с переработкой; XV — произ-
водство нитрила акриловой кислоты; XVI — производство по-
лиакриламида; XVII — производство спиртов С?—с. методом
оксосинтеза; XVIII — производство полиэтилена; XIX — произ-
водство полипропилена.
Потоки: 1 — сырая нефть; 2 — обессоленная и обезвоженная
нефть; 3 — легкая бензиновая фракция; 4 — бензиновая фрак-
ция; 5 — дизельные фракции; 6 — фракции 300—350°; 7 — фрак-
ция 350—460° каталитического крекинга; 8 — фракция выше 460°
висбрекинга; 9 — фракция котельного топлива; 10 — головные
фракции стабилизации бензина; // — фракция н. к. — 60° на
изомеризацию; 12 — фильтрат; 13 — парафин жидкий; 14 — бен-
зин риформинга; 15 — бензин каталитического крекинга; 16 —
рафинат риформинга; /7 — алкилат; 18 — сырье оксосннтеза;
19 — бутан-бутиленовая фракция; 20 — пропилеи; 21 — этнлеи;
22 — ароматика; 23 — ТС-1; 24 — осветительный керосин; 25 —
гликоли; 26 — нитрил акриловой кислоты; 27 — полиакриламид;
28 — спирты С?—Св; 29 — сжиженные газы; 30 — котельное топ-
ливо; 31 — полиэтилен; 32 — полипропилен; 33 — дизельное топ-
ливо; 34 — жидкий парафин; 35 — бензин; 36 — печное топливо
Учитывая низкое качество остаточных
фракций как сырья для коксования и сырья
для производства битумов, несмотря на боль-
шую потребность УССР в этих нефтепродук-
тах, получение их на проектируемом заводе
не предусматривается, за счет чего расши-
9 Зак. 905
129
ряется выработка котельного топлива — так-
же дефицитного продукта в республике.
В состав завода включается установка вис-
брекинга 15-6 для переработки остатка вы-
ше 460°, обеспечивающая получение котель-
ного топлива с требуемой температурой за-
стывания, выработку сырья для получения
спиртов С7—Сд методом оксосинтеза и товар-
ного печного топлива.
Технологическая схема нефтехимической
части Украинского НПЗ определяется по-
требностью в химических продуктах, а так-
же качеством сырья, поставляемого нефтепе-
рерабатывающей частью завода.
В качестве сырья на нефтехимическую
ветвь завода поступают с НПЗ следующие
продукты (тыс. т/год):
I очередь 1 и II
очереди
Деароматизированный ра-
финат с установки
35-7-300 и рафинат пос-
ле извлечения ксилолов 150	556
Пропановая и пропан-про-
пиленовая фракции с
ГФУ-2 .............. 34	68
Бензин прямой перегон-
ки ................. 66	—
Фракция бензина терми-
ческого крекинга (55—
130°) .............. 33 66
283	690
Кроме этого, передается на производство
спиртов С7—С9 методом оксосинтеза водо-
родсодержащий газ с установок каталитичес-
кого риформинга.
Вместе с тем значительное количество
углеводородного сырья, вырабатываемого на
Украинском НПЗ, может быть передано дру-
гим предприятиям, в том числе ароматичес-
кие углеводороды 70 и 198 тыс. т/год, пара-
фины жидкие 187 и 583 тыс. т/год и сжиженные
газы 253 и 404 тыс. т/год соответственно при
окончании строительства I и II очереди за-
вода.
Жидкое углеводородное сырье направляет-
ся на головной процесс химической перера-
ботки — пиролиз, обеспечивающий получение
основного исходного сырья для химического
синтеза: этилена и пропилена.
На базе полученного этилена организуется
производство окиси этилена методом прямо-
го окисления, которая в цепочке технологи-
ческой схемы химической переработки явля-
ется исходным сырьем для получения глико-
лей методом гидратации. Полученные гли-
коли будут находить применение как
растворители, антифризы и пр. Окись
этилена в схеме химической перера-
ботки служит также исходным сырьем для
производства этилцеллозольва, применяемого
в промышленности в качестве растворителя
лаков и красок.
На заводе предусматривается процесс по-
лучения смачивателя ДБ, употребляемого
в качестве увлажнителя с целью уменьшения,
силикозного влияния пыли в горнорудной и
угольной промышленности.
На базе полученного в процессе пиролиза
пропилена в технолргическую схему хими-
ческой переработки включается установка
производства нитрила акриловой кислоты ме-
тодом окислительного аммонолиза пропилена.
Полученный НАК частично выходит с завода
в качестве товарного полупродукта для про-
изводства полиакрилнитрильных волокон и
частично служит базовым сырьем для полу-
чения полиакриламида, являющегося замени-
телем крахмала, идущего для технических
целей.
Схемой II очереди завода предусматрива-
ется удвоение мощности по пиролизу с выра-
боткой из этилена и пропилена полиэтилена
и полипропилена.
Кроме того, в технологическую схему заво-
да включается производство жирных спиртов
С7—Сд методом оксосинтеза на базе исполь-
зования в качестве сырья фракции 55—130°
бензина висбрекинга остатка выше 460°. Од-
нако собственного сырья для выработки за-
данного количества спиртов С7—С9 недоста-
точно, в связи с чем потребуется завоз бен-
зиновой фракции термического крекинга со
стороны, например с заводов г. Грозного.
Данный вариант схемы завода обеспечива-
ет производство нефтепродуктов следующе-
го качества:
I сорт II сорт
Автомобильный бензин:
октановое число по исследователь-
скому методу
без ТЭС........................... 90	86
с 0,41 г/кг ТЭС	................95	—
содержание серы,	%..............0,015	0,015-
Дизельное топливо:
цетановое число ................. 63
температура застывания, град. . . —10
содержание серы, %	.... 0,02
Печное .топливо -1: по ВТУ НП от
15.VI-1964 г.
Керосин ТС-1:
температура застывания, град. . . —62
содержание серы, %	......0,015
термическая стабильность в
jwa/100 мл ......................2,0
Котельное топливо:
температура застывания, град. . . 4-42
содержание серы, %...............0,3
кинематическая вязкость при
100°, сст.......................19,5
130
Ниже приводятся объемы производства
компонентов товарных нефтепродуктов и
сырья пиролиза при полном развитии Украин-
ского завода.
Компонентный состав товарного автомобильного бензина
тыс. %
Tfeod
Производство бензина, всего .... 2248 100,0
В том числе компоненты:
с установки каталитического кре-
кинга 43-103 ..................... 504	22,4
с блока каталитического крекинга
установки ГК-6 ................... 504	22,4
с установки каталитического ри-
форминга 35-11-600 ............... 656	29,2
фракция н. к.—60° с установки
каталитического риформинга
35-7-300 .......................... 90	4,1
фракция н. к.—60° прямогонного
бензина с установок 11-3 и ГК-6 108	4,8
бензин изомеризации............... 239	10,6
авиаалкилат ....................... 80	3,6
этилбензол.......................... 5	0,2
изобутан........................... 62	2,7
Компонентный состав товарного дизельного топлива
тыс. %
т/год
Производство дизельного топлива,
всего*............................. 2406	100,0
В том числе компоненты:
фракция 180—240° с установок
11-3 и ГК-6 ..................... 392	16,4
фракция 240—300° с установок
11-3 и ГК-6 .................... 1296	53,8
фильтрат с установки Г-64 (фрак-
ция 180-240°).................... 140	5,8
фильтрат с установки Г-64 (фрак-
ция 300-350°).................... 570	23,7
остаток перегонки мотоалкилата .	8	0,3
• Цетановое число 62.
Компонентный состав товарного котельного топлива
тыс. %
т1год
Производство котельного топлива,
всего*............................3072**	100,0
В том числе компоненты:
фракция 300—350° с установок
11-3 н ГК-6 ...................... 368	12,0
остаток каталитического крекинга
с установки 43-103 ............... 146	4,7
остаток выше 360° с установки
висбрекинга 15-6 ................ 1207	39,3
фракция 360—500° с установки
ГК-6 ............................. 592	19,3
остаток выше 500° с установки
ГК-6 ............................. 613	20,0
котельное топливо с установки
ГК-6 ............................. 146	4,7
* Температура застывания -Н2°.
** В том числе на собственные нужды завода 342 тыс.
т/год.
Компонентный состав сырья пиролиза
тыс. %
т/год
Сырье пиролиза, всего.............. 624	100,0
В том числе компоненты:
рафинат риформинга.............. 300	48,0
пропан-пропиленовая фракция	. .	34	5,5
пропановая фракция............... 34	5,5
рафинат с установки получения
ксилола ........................ 256	41,0
В табл. 1 и 2 приводятся перечень и мощ-
ности технологических установок, включен-
ных в состав I и II очереди нефтеперераба-
тывающей и нефтехимической ветвей завода,
а в табл. 3 — объем производства основных
нефтепродуктов и углеводородного сырья для
химической переработки. Объемы производ-
ства нефтехимической продукции эквива-
лентны предусмотренным мощностям по от-
дельным видам производств, приведенным
в табл. 2.
Набор технологических установок по оче-
редям завода предусмотрен таким образом,
чтобы обеспечить производство высокока-
чественных нефтепродуктов и продуктов
нефтехимического синтеза, начиная с момен-
та завершения строительства I очереди пред-
приятия.
Установленные сжатые сроки проектирова-
ния Украинского завода и обусловленное
заданием строительство НПЗ двумя очередя-
ми мощностью по 6 млн. т/год определили
необходимость применения (особенно для I
очереди завода) некоторых технологических
установок вторичных процессов значительно
меньшей производительности, чем это приня-
то другими институтами для перспективных
НПЗ, охарактеризованных в предыдущих до-
кладах. В силу этого при выборе установок
каталитического риформинга и карбамидной
депарафинизации для I очереди завода были
приняты такие модификации этих установок,
проекты которых уже разработаны или нахо-
дятся в стадии завершения. Это обусловило
то, что по ряду процессов в схему включено
несколько одноименных установок: по ката-
литическому риформингу четыре установки
(из них две для облагораживания мощностью
по 600 тыс. т/год и две для ароматизации
мощностью по 300 тыс. т/год), три установки
карбамидной депарафинизации (из них две
мощностью по 500 тыс. т/год и одна —
1000 тыс. т/год). Таким образом, принцип не-
повторяемое™ одноименных установок вто-
ричных процессов в составе НПЗ мощностью
12 млн. т/год УкрНИИгипронефтью выдер-
жан в основном только для блоков мощ-
ностью по 6 млн. т/год, а не для завода
в целом.
131
9*
Таблица 1
Технологические установки и доля основных вторичных процессов нефтепереработки, включенных в схему
Украинского завода
Процессы и установки	Мощность установки, тыс. т[год	Число устано- вок		Суммарная мощность, тыс. т[год	Доля процес- са, %	Автор проекта
		I оче- редь	I и П очереди			
ЭЛОУ 10-8 		2000	1	1	2000			Г ипроиефтеза воды
АВТ 11-3		6000	1	1)			То же
Комбинированная ГК-6		6000		1/	12000	100,0	Г ипрогрознефть
Каталитический крекинг 43-103 	 Каталитический риформинг на облагораживание	1200 .	1	1	1200	10,0	Г ипроиефтезаводы
бензина 35-11-600 	 Каталитический риформинг на ароматизацию	600	1	2	1200	10,0	Ленгипрогаз
35-7-600 		300	1	2	600	5,0	То же
Висбрекинг 15-6		2000	1	1	2000	16,7	Гипронефтезаводы
Карбамидная депарафинизация Г-64 		500	2	2	1000 )	16,7	Гипрогрознефть
Карбамидная депарафинизация 		1000	—	1	1000 /		>
Алкилирование сернокислотное 		200*	—	1	200	1,7	—.
Установка изомеризации 	 Извлечение и разделение ксилолов 		250	—	1	250	2,1	Ленгипрогаз
35-14-370 ,1	370			370		Ленгипрогаз
35-15-5	/ 			—	1		—	Гипронефтезаводы
ГФУ		750*	1	1	750	—	—
Число технологических установок, всего 					9	16	—			—,
Суммарный объем вторичных процессов	 В том числе:	—	—	—	812,4	61,6	
каталитических (крекинг, риформинг, изомери- зация, алкилирование)** 	 термических (висбрекинг, деструктивно-ваку-	—	—	—	4630 3494	38,6	—
					29,0	
умная перегонка)** 		—	—				—-
• Проекты установок подлежат разработке.						
♦* В том числе в составе установки ГК-6: каталитический крекинг 1180 тыс.				т год (9,8*»/о), деструктивно-вакуумная пе-		
регонка 1490 тыс. т/год (12,ЗО/о)-						
Таблица’2
Мощности технологических установок, включенных в состав нефтехимической ветви Украинского завода
Процессы и установки	Мощность, тыс. т[год	Число установок		Суммарная мощность, тыс. т[год	Автор проекта
		I очередь	I и II очереди		
Пиролиз и газоразделение 			60 по С2Н4			120 ПО С,Н4	Гипрогазтоппром
	30 по С8Нв	1	2	60 по С3Н«	То же
Производство НАК		25	1	1	25	Гипрокаучук
Производство полиакриламида		8,5	1	1	8,5	п/я 3092
Производство смачивателя ДБ		5	1	1	5	п/я 3092
Производство спиртов С7-С8		30	1	1	30	Г ипрогазтоппром
Производство полиэтилена 		50	—	1	50	То же
Производство полипропилена 		25		1	25	>
Итого 		—	5	8	143,5*	—
♦ По продуктам.					
132
Таблица 3
Объем производства основных нефтепродуктов на Украинском заводе
Наименование нефтепродуктов	I очередь		I и II очереди	
	тыс. т]год	% иа нефть	тыс. т]год	% на нефть
Переработка нефти 		6000	100,0	12000	100,0
Производство продуктов: Автомобильный бензин, всего		1199	20,0	2248	18,7
в том числе: А-85-86 		695			1240		
А-90		504	—	—		
А-95		—	—	1008		
Керосины, включая осветительный (экспортный)	 Дизельное топливо летнее 		543	9,1	1086	9,1
	1156	19,3	2406	20,1
Ароматические углеводороды Св-С8	•	. . . .	70	1,2	198	1,6
Рафинаты риформинга 		150	2,5	556	4,6
Бензин прямой перегонки для пиролиза 		66	1,1	——	—.
Парафин жидкий 		187	3,1	583	4,9
Отбор светлых продуктов		3371	56,3	7077	59,0
Водородсодержащий газ		24	0,4	51	0,4
Газотурбинное и печное топливо 		406	6,8	813	6,8
Котельное топливо 		1423	22,8	2730	22,8
Сжиженный газ		318	5,3	539	4,5
Производство продуктов — всего		5542	91,6	11210	93,5
В том числе углеводородное сырье для химической переработки, вклю- чая ароматические углеводороды, рафинаты риформинга, бензин для пиролиза, жидкие парафины и сжиженный газ		791	13,2	1876	15,6
Соотношение объемов производства дизельного топлива и бензина . . .	~1	: 1	-1,1:1	
УкрНИИгипронефть, как и Ленгипрогаз,
считает, что НПЗ мощностью 12 млн. т/год
должен решаться в виде двух блоков мощно-
стью по 6 млн. т/год. Если на таком мощном
заводе имеется только по одной установке
для каждого процесса, то это может привес-
ти к серьезным затруднениям при эксплуата-
ции и ремонтных работах. За счет разделе-
ния завода на два блока достигается соот-
ветствующее уменьшение концентрации ре-
монтных работ во времени.
Для II очереди завода предусматривается
включение в состав технологической схемы
высокопроизводительных установок карба-
мидной депарафинизации (мощность
1000 тыс. т/год сырья) и комбинированной
установки ГК-6 (мощность 6000 тыс. т/год
нефти), проекты которых подлежат разработ-
ке.
Комбинированная установка ГК-6, разра-
батываемая Гипроазнефтью совместно с Гроз-
НИИ, включает процессы атмосферной пере-
гонки нефти, вторичной перегонки бензина
на узкие фракции для каталитического рифор-
минга, деструктивно-вакуумную перегонку
гудрона, каталитический крекинг фракций
350—500° первичного и вторичного проис-
хождения, первичную фракционировку газов
и стабилизацию бензина.
Технологической схемой завода предусмат-
ривается выработка жидкого нефтяного печ-
ного топлива для быта. Это очень важный
вид топлива, и ему необходимо уделить са-
мое серьезное внимание, ибо пора, наконец,
предоставить населению, особенно сельскому,
современный метод отопления бытовых по-
мещений, как это давно практикуется за ру-
бежом. Нужно разработать и утвердить стан-
дарты и технические условия на нефтяные
печные бытовые топлива и наладить их про-
изводство.
Общезаводское хозяйство и генеральный план
завода
Общий объем резервуарных парков, вклю-
чая сырьевые и товарные, составляет около
1200 тыс. м3, или 100 тыс. м3 на 1 млн. т
нефти. В проекте прорабатывается вопрос
о выносе хранения товарных светлых нефте-
продуктов в полости, размытые в соляных
штоках. С учетом отечественного и зарубеж-
ного опыта последних лет предусматривает-
ся возможность работы основных технологи-
ческих установок на «жестких» связях с ис-
пользованием буферных резервуаров.
Автоматизация и диспетчеризация управ-
ления производственными процессами завода
133.
предусматривается аналогичная той, которая
была изложена в докладе С. В. Несмелова —
сбор и обработка информации по технологи-
ческим установкам, составление материаль-
ного баланса, определение расходных пока-
зателей, выведение себестоимости продукции
и т. д.
На рис. 2 представлена схема генерально-
ства и пуска в эксплуатацию каждого блока
самостоятельно.
При разработке генерального плана исхо-
дили из того, что нефтеперерабатывающая
и нефтехимическая ветви завода представля-
ют собой единое комплексное предприятие
и органически связаны между собой не толь-
ко материальными потоками, но и объекта-
Рис. 2. Схема генерального плана Украинского НПЗ с нефтехимическим комплексом
1 — административный блок; 2 — ремонтно-механическая база; 3 — производство окиси этилена и ОП-10; 4— производство спир-
тов С,—Св; 5 — производство полиэтилена; 6 — производство полипропилена; 7 — реагентное хозяйство; 8— производство НАК и
полиакриламида; 9—10 — производство этилена и пропилена; // — установки каталитического риформинга 36/7—300, 35/11—600;
/2 —установка висбрекинга 15/6; 13 — установка каталитического крекинга 43-103; 14 — ГФУ (две секции); /5 — установка алки-
лирования 25-8; /6 — комплекс установок по выделению и разделению ксилолов; /7 — изомеризация пентановой фракции; 18 — блок
оборотного водоснабжения; 19 — этилосмесительиая установка; 20 —АВТ 11-3;	2/—установки карбамидной депарафинизации
Г-64; 22 — комбинированная установка ГК-6; 23 — блок смешения нефтепродуктов; 24 — товарио- сырьевая база; 25 —склады;
26 — ТЭЦ.
Примечание. Пунктиром обозначены объекты II очереди и расширения завода.
го плана Украинского завода. Также как и
технологическая схема, генеральный план по-
строен по блочному принципу. Это обуслов-
ливает возможность поочередного строитель-
134
ми общезаводского хозяйства (реагентное хо-
зяйство, склады, РМБ и др.), имеют общее
управление и находятся в одном ограждении.
В построении генерального плана выдер-
жано четкое зонирование территории на про-
изводственную, складскую, товарно-сырьевую
базу (ТСБ) и административно-хозяйствен-
ную со свободным расширением каждой зо-
ны (кроме складской) при дальнейшем на-
ращивании мощности завода. На площадку
завода предусматривается один железнодо-
рожный въезд. Строительные разрывы меж-
ду технологическими установками и объек-
тами общезаводского хозяйства приняты со-
гласно существующим нормам.
Элементы генерального плана характери-
зуются следующими показателями:
I 1 и II
очередь очереди
Общая площадь, га................... 254	440
в том числе занимаемая:
нефтяной частью..................114	211
химической частью................. 87	149
товарно-сырьевой базой.........	53	80
Плотность застройки, га на млн. т/год
нефти:
предприятия в целом, включая ТСБ 42,3 33,3
нефтяной части, включая ТСБ . . 27,8 24,2
Коэффициент застройки ............. 0,38	0,40
Протяженность, км:
магистральных автомобильных до-
рог ............................. 11	16,2
железнодорожных	путей........... 6	7,2
ограждения..................... 6,52	8,35
Приведенные показатели генерального пла-
на являются предварительными и будут уточ-
нены в процессе дальнейшей разработки про-
екта.
Технико-экономические показатели НПЗ
Основные технико-экономические показа-
тели Украинского завода и сопоставление их
с показателями по Киришскому НПЗ пред-
ставлены в табл. 4. Определены они на осно-
вании проектных материалов институтов
Гипронефтезаводы, Гипрогрознефть, Ленги-
прогаз, Гипрогазтоппром, Гипрокаучук и др.
Таблица 4
Основные технико-экономические показатели
Украинского НПЗ*
Показатели	Украинский НПЗ		Кнрншский НПЗ (скорректирован- ное проектное задание)
	I и II очереди	I очередь	
Мощность, млн. m/год нефти . .	12	6	8
Число установок 		16	9	11
Капитальные вложения, млн. руб. Эксплуатационные расходы, млн.	129	73	83,6
руб/год	 Стоимость товарной продукции в	71	33	79,7
среднесоюзных ценах, млн. руб.	247	113	122,8
Штат, чел	 Капитальные затраты на 1 т	2235	1595	2300
сырья, руб	 Выпуск продукции на 1 руб. ка-	10,7	12,2	10,5
пнтальных затрат, руб	 Эксплуатационные затраты на	1,91	1,55	1,47
1 руб. товарной продукции, руб. Годовая производительность тру- да на 1 работающего, тыс.	0,28	0,29	0,65
руб/чел	 * Нефтеперерабатывающая часть	110 завода.	71	53,4
В качестве завода-аналога для сравнения,
из-за отсутствия более нового эталона, при-
няты данные проектного задания Киришского
НПЗ.
Капитальные затраты определены укрупнен-
но по стоимости технологических установок с
учетом общезаводского хозяйства, стоимость
которого для I очереди завода принята рав-
ной 100% стоимости установок, а для II оче-
реди— 63%. Это сделано на основании рабо-
ты, выполненной институтами Гипронефтеза-
воды и ЦЭНИИ Госплана РСФСР, — «Опре-
деление нормативов удельных капитальных
вложений в нефтеперерабатывающей про-
мышленности».
Раздел VI
РЕКОНСТРУКЦИЯ НОВО-УФИМСКОГО НПЗ
ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ НЕФТЕЙ,
КОРЕННОГО УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ1
Г. Ф. ИВАНОВСКИЙ
Ново-Уфимский НПЗ
Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий
завод, запроектированный более 15 лет назад
и построенный в первые годы прошлого деся-
тилетия, является теперь заводом отсталым
по технологической схеме, особенно в части
производства моторных топлив, и несовершен-
ным по уровню применяемой техники нефте-
переработки. Завод проектировался и строил-
ся в несколько этапов. Предусмотренная вна-
чале мощность завода 2,5 млн. т/год последо-
вательно увеличивалась до 5 и затем в по-
следнем варианте до 7 млн. т/год.
Характерными особенностями проекта Но-
во-Уфимского завода, как и большинства за-
водов, построенных в конце сороковых и на-
чале пятидесятых годов, было большое число
одноименных технологических установок ма-
лой производительности и весьма низкая доля
современных вторичных процессов нефтепере-
работки.
Это явилось следствием того, что в период
проектирования завода еще не были разра-
ботаны отечественные проекты укрупненных
установок даже по таким процессам, как элек-
трообессоливание и первичная перегонка неф-
ти; кроме того совсем не было проектов про-
1 Публикуется с учетом последних уточнений и при'
пятых решений.
мышленных установок каталитического рифор-
минга, гидроочистки, гидрокрекинга и других
подобных вторичных процессов, позволяющих
эффективно перерабатывать сернистые и вы-
сокосернистые нефти восточных районов стра-
ны.
В результате применения малопроизводи-
тельных технологических установок, какими
мы располагали 10—15 лет назад, для перера-
ботки 7 млн. т/год нефти проектом завода
было предусмотрено и в действительности по-
строено свыше 60 технологических установок.
Размещение такого большого количества ус-
тановок вместе с многочисленным комплексом
объектов вспомогательного и энергетического
хозяйства, с выдерживанием часто неоправда-
но больших противопожарных разрывов по-
требовало большей территории — свыше
600 га — и привело к большой протяженности
и сложности общезаводских коммуникаций.
Это значит, что на каждый миллион проект-
ной мощности завода приходится 86 га. Это
чрезвычайно низкая плотность застройки, в
3—4 раза ниже той, которая достигнута теперь
на лучших отечественных и зарубежных неф-
теперерабатывающих заводах, созданных в
последние годы.
Используя опыт работы родственных пред-
приятий и рекомендации научно-исследова-
136
тельаких организаций, а также совершенствуя
собственный опыт переработки нефти, /кол-
лектив завода, как во время его пуска, так и
в последующие периоды осуществил большой
объем организационно-технических мероприя-
тий, позволивших без строительства новых
установок увеличить мощность завода по пере-
работке нефти в 1,9 раза по сравнению с про-
ектом, с соответствующей интенсификацией
всех остальных вторичных процессов.
Одновременно с развитием мощности улуч-
шились и технико-экономические показатели
производственной деятельности завода.
Ниже приводится перечень технологических
установок завода и достигнутое увеличение
мощности их против предусмотренной проек-
том.
Число
установок
ЭЛОУ........................ 9
АВТ топливные............... 8
АВТ масляные................ 3
Термический крекинг ...	7
Каталитический крекинг . .	3
Вторичная перегонка бензи-
на ......................... 2
ГФУ......................... 3
Алкилирование............... 2
Гидроформинг (блок устано-
вок) ....................... 5
Коксование 21-10............ 1
Производство масел и пара-
финов ..................... 18
Прочие установки.........	3
Достигнутая
мощность по
отношению к
проектной, %
189
198
175
196
142
100
160
145
114
93
186
Выработка валовой продукции поднялась в
2,2 раза и достигла 38,8 тыс. руб. на одного
работающего. Затраты на 1 руб. стоимости
товарной продукции снизились с 81 коп. до
59,7 коп. в 1964 г. Завод является теперь вы-
сокорентабельным предприятием — ежегодная
прибыль его составляет около 60 млн. руб.,
что /соответствует окупаемости основных фон-
дов немногим более двух лет.
Однако, несмотря на все эти факторы и на
то, что достигнутые показатели являются до-
статочно высокими в сравнении с показателя-
ми подобных отечественных заводов, в на-
стоящее время ощущается недостаток новей-
ших вторичных процессов — каталитического
риформирования, гидроочистки, гидрокрекин-
га и др.
Следствием такого положения является то,
что, перерабатывая сернистые нефти типа
туймазинской, ромашкинской и шкаповской,
завод вырабатывает нефтепродукты низкого
качества, не отвечающие современным требо-
ваниям и не обеспечивающие выполнение
задачи, поставленной ЦК КПСС и Советом
Министров СССР об увеличении моторесурса
двигателей в 2—3 раза.
Основная масса вырабатываемого заводом
бензина (75% от общего количества) имеет
октановое число по моторному методу 66 и со-
держит серы до 0,3%. Остальное количество
бензина соответствует, марке А-72. Дизельное
топливо за счет вынужденного вовлечения в
его состав керосиновых фракций соответствует
действующему ГОСТ и даже при минималь-
ной температуре вспышки (в пределах 40°)
содержит серы до 1 %.
Завод имеет слаборазвитую схему газо-
фра/кционирования, с низким извлечением це-
левых углеводородов, в которых сейчас испы-
тывает острый дефицит нефтехимическая про-
мышленность Башкирии. Резервуарное хозяй-
ство, созданное из расчета прежней проектной
мощности, теперь не отвечает нуждам завода,
так как в свое время согласно проекту было
построено большое количество резервуаров
малой емкости и сейчас, при росте мощности
завода почти в 2 раза, мы испытываем в этом
большие трудности.
При проектировании и строительстве заво-
да мало было уделено внимания вопросу сточ-
ных вод как в отношении уменьшения их ко-
личества, так и в отношении очистки. В
настоящее время завод, несмотря на большую
дополнительно проделанную работу, вынуж-
ден сбрасывать в водоемы сточные воды, не
удовлетворяющие санитарным требованиям.
Практически не был также решен вопрос за-
щиты атмосферы от загрязнений промышлен-
ными выбросами.
Важным фактором в дальнейшей работе
завода является решение Госнефтехимкомите-
та о переводе топливной части Ново-Уфим-
ского завода на переработку высокосернистых
нефтей. Основанием для такого решения яв-
ляется непрерывный рост добычи высокосер-
нистых нефтей в районах Средне-Волжского
совнархоза, в частности, в Башкирии и отсут-
ствие заводов, специально построенных для
переработки высокосернистых нефтей, с набо-
ром необходимых процессов.
В 1965 г. в Средне-Волжском совнархозе
намечается добыть 21 млн. т высокосернистых
нефтей, в том числе в Башкирии 15 млн. т, а к
1970 г. добыча таких нефтей возрастет до
42 млн. г и в Башкирии до 30 млн. т в под.
Реальность этой перспективы подтверждается
тем, что уже сейчас заводы Башкирии, и в
том числе Ново-Уфимский завод, вынуждены
частично перерабатывать высокосернистую
нефть, что вызывает большие осложнения как
в технологической схеме, так и в технико-эко-
номических результатах.
Дальнейшее увеличение переработки высо-
косернистых нефтей на заводе с имеющимся
137
наборам технологических установок, естест-
венно, приведет к резкому ухудшению качест-
ва нефтепродуктов, а в некоторых случаях —
к прекращению выработки отдельных товар-
ных продуктов и переходу на производство
полуфабрикатов и, как следствие, приведет к
значительному снижению всех технико-эконо-
мических показателей.
Однако этого можно избежать. Большой
опыт зарубежной (практики, а также опыт ра-
боты некоторых отечественных взводов, пере-
рабатывающих высокосернистые нефти, пока-
зывает, что при соответствующем оснащении
завода вторичными процессами высокосерни-
стая нефть 'может быть переработана эффек-
тивно, с высокими показателями.
Учитывая это, Ново-Уфимский завод в со-
дружестве с БашНИИНП, давшим ценные ре-
комендации, разработал вариант реконструк-
ции топливной части завода с учетом перера-
ботки высокосернистой нефти типа арланской,
обеспечивающий резкое улучшение качества
нефтепродуктов, вырабатываемых в больших
количествах. Это положено в основу разра-
ботки задания на проектирование, которое
было составлено с участием Гипронефтезаво-
дов и утверждено Средне-Волжским совнар-
хозом.
Заданием на проектирование предусматри-
вается развитие завода в двух направлени-
ях — модернизация существующих установок
и строительство установок новых технологиче-
ских процессов, которых еще нет на заводе.
При этом в разработанном заводом вариан-
те предусматривается увеличение мощности
завода по переработке нефти на 1 млн. т/год
против достигнутой, за счет дальнейшей ин-
тенсификации существующих технологических
установок.
Разработанный вариант технологической
схемы реконструкции завода, составленный с
учетом материалов Гипронефтезаводов, пред-
ставлен на рисунке.
Подготовка нефти должна осуществляться
на существующих установках электрообесюо-
ливания. При этом, учитывая особенности вы-
сокосернистых нефтей и необходимость веде-
ния процесса при (более жестких режимах,
имеющиеся установки ЭЛОУ должны быть
реконструированы с таким расчетом, чтобы
все необходимое количество нефти для масля-
ного производства обрабатывалось на одной
из 9 установок, а остальные 8 установок могли
бы быть использованы для обработки высоко-
сернистой нефти. Кроме того, для доведения
содержания солей в высокосернистой нефти
до 10—20 мг/л потребуется подогрев ее до
140°, для чего непосредственно на установках
АВТ проектируется монтаж электродегидра-
138
торов для третьей ступени обессоливания с ис-
пользованием тепла горячих потоков первич-
ной перегонки нефти.
Два основных потока нефти—для масля-
ного и топливного (производства — после под-
готовки на электрообессоливающих установ-
ках подвергаются первичной перегонке на со-
ответствующих установках АВТ.
Больших работ по атмосферной части уста-
новок АВТ, кроме оснащения их конденсато-
рами и холодильниками воздушного охлажде-
ния, не (Предусматривается. Вместе с тем не-
обходимо модернизировать вакуумные части
топливных установок АВТ, с целью увеличе-
ния отбора и улучшения качества вакуумного
газойля. Намечается выполнить работу по на-
ращиванию вакуумных колонн ic (монтажом до-
полнительных тарелок, сетчатых отбойников и
аккумуляторов для вывода вакуумного газой-
ля боковым потоком. Прорабатывается также
проект замены барометрических конденсато-
ров на закрытую трехступенчатую систему со-
здания вакуума. Кроме того, в связи с увели-
ченным количествам остатка при переработке
арланской нефти (потребуется увеличение по-
верхности охлаждения холодильников гудрона
и, возможно, замена трубопроводов и насосов
для этого (продукта.
Дальнейшая (переработка дистиллятных и
остаточных потоков должна обеспечивать вы-
работку основных нефтепродуктов высоких
качеств в соответствии с требованиями бли-
жайшей перспективы, а также организацию и
развитие производств специальных нефтепро-
дуктов и сырья для нефтехимических произ-
водств. В соответствии с этим весь поток бен-
зиновых фракций с установок АВТ (будет под-
вергаться вторичной перегонке на узкие спе-
циальные фракции как для собственных нужд
процессов ароматизации, так и для смежного
завода. Низкооктановые компоненты бензина
первичной перегонки и вторичного происхожде-
ния должны подвергаться гидроочистке и ка-
талитическому риформированию для возмож-
ности выработки бензина с октановым числом
86—>88 пунктов (без ТЭС) по исследователь-
скому методу и содержанием серы не выше
0,1%.
Процессу ароматизации будет подвергаться
толуольная фракция прямой перегонки на ус-
тановках гидроформинга. Одна из этих уста-
новок нами сейчас реконструирована по схеме
регенерационного каталитического риформин-
га с платиновым катализатором. Намечена
реконструкция и второй установки с целью
увеличения мощности по выработке толуола в
1,5 раза против существующей и значитель-
ного снижения себестоимости продукта.
Принципиальная технологическая схема Ново-Уфимского НПЗ после реконструкции
Установки: / — ЭЛОУ; II — АВТ; III— АВТ-М; IV — вторичная перегонка; V— висбрекинг; VI— гидрокрекинг; VII — коксова-
ние замедленное; VIII— гидроочистка; IX — каталитический крекинг; X— каталитический риформинг; XI — экстракция сырья
для производства сажи; XII — прокалка и обессеривание кокса; XIII — газофракционирующие установки; XIV— сероочистка га-
зов; XV— алкилирующие установки; XVI — полимеризация и изомеризация; XVII—производство водорода; XVIII — получение
серы; XIX — производство масел, парафинов и битумов
Потоки: / — нефть; 2 — газ и рефлюкс; 3 — бензин прямогонный; 4 — фракция керосина; 5 — фракция дизельного топлива; б —
вакуумный газойль; 7 — масляные фракции; 8 — гудрон; 9 — фракция и. к. — 62°; /0—фракция 85—120° и остаток; И— бензин;
12 — сухой газ; 13 — сероводород; 14, 15 — фракция выше 350°; 16 — фракция 180—350°; 17 — фракция 270—420°;	18 — водород;
19 — фракция С3; 20— фракцняС<; 21 — фракция С5; 22 — изомеризат; 23 — асфальт; 24— бензин А-82 не этилированный; 25—
бензин А-82 этилированный; 26 — бензин «калоша»; 27— узкие фракции; 28 — авнакероснн; 29 — дизельное топливо; 30 — нафта-
линовая фракция; 31 — толуол; 32 — ксилол; 33 — сырье для производства сажи; 34— сера; 35 — кокс; 36 — котельное топливо;
37 — сырье для нефтехимии; 38 — тетрамеры и пентамеры пропилена; 39 — масла; 40 — парафины, церезин; 41 — битумы
Керосиновая фракция из высокосернистой
нефти будет подвергаться гидроочистке с тем,
чтобы смесь гидроочищенного потока этой
нефти с керосиновой фракцией из туймазин-
ской нефти обеспечила выпуск товарного ке-
росина с содержанием общей серы не выше
0,05%.
Компоненты дизельного топлива прямой
перегонки и вторичных процессов будут под-
вергаться гидроочистке с расчетом выпуска
товарного дизельного топлива, содержащего
не больше 0,2% серы.
Имеющиеся на заводе три установки ката-
литического крекинга типа 43-102 в настоя-
щее время работают на сернистом сырье —
вакуумном газойле, содержащем до 1,8% се-
ры и значительное количество металлов. Эти
установки имеют низкие показатели как по
количеству, так и по качеству целевых продук-
тов— бензина, дизельных фракций и газа.
При переходе на высокосернистую нефть
качество исходного сырья для этого процесса
еще более ухудшится, а следовательно сни-
зится и эффективность их работы.
Учитывая, что каталитический крекинг дол-
жен иметь большое значение в технологиче-
ской схеме завода по выработке высокоокта-
нового компонента бензина и газа, надлежит
провести реконструкцию этих установок. По
нашему мнению, эту реконструкцию следова-
ло бы провести по самой перспективной схе-
ме— по типу установки 43-1103. Но, учитывая
ограниченные возможности действующего
предприятия, мы полагаем, что реконструк-
цию установок 43-402 нужно будет провести
по схеме совмещенного реактора-конвертора,
разработанной ВНИИНП совместно с Гипро-
нефтемашем. Однако во всех случаях для по-
вышения эффективности работы установок
каталитического крекинга сырье для них
должно быть квалифицированно подготовле-
но. Для этого в схеме завода предусматри-
вается гидроочистка сырья для каталитиче-
ского крекинга; в другом варианте в качест-
ве сырья для этого процесса должны быть ис-
пользованы продукты гидрокрекинга соответ-
ствующих фракций прямой перегонки и коксо-
вания.
Одним из наиболее трудно решаемых во-
просов при переработке высокосернистых неф-
тей является проблема переработки остатков
прямой перегонки, обладающих высокой вяз-
костью и большим содержанием серы.
После рассмотрения различных вариантов
и изучения возможных схем переработки та-
ких остатков, учитывая нашу и зарубежную
практику, мы считаем наиболее правильным и
целесообразным все избытки высоковязких
высокосернистых остатков прямой перегонка
нефти подвергнуть коксованию и висбрекингу.
Осуществление этих процессов предполагаем
на имеющихся на заводе установках термиче-
ского крекинга и коксования типа 21-10 после
проведения необходимой их реконструкции.
При этом четыре установки термического кре-
кинга намечаем реконструировать под процесс
висбрекинга, а остальные три установки —-
под процесс замедленного коксования в не-
обогреваемых камерах типа 21-10.
Расчеты показывают, что в этом случае за-
вод сможет вырабатывать котельное топливо,
соответствующее требованиям ГОСТ, а кокс
после обессеривания, прокалки и сортировки
может быть использован как товарный про-
дукт для металлургической и электродной
промышленности и других производств.
Необходимо отметить, что у процесса за-
медленного коксования есть серьезный кон-
курент — процесс коксования тяжелых остат-
ков в псевдоожиженном слое. Хотя установка
этого процесса обладает технологичностью и
высокой производительностью, процесс имеет
и существенные недостатки с точки зрения ка-
чества, возможностей транспортировки и при-
менения порошкообразного кокса. Кроме того,,
для условий Ново-Уфимского завода рекон-
струкция установок под процесс коксования
остатков в псевдоожиженном слое нецелесооб-
разна еще и потому, что это потребует более
длительных остановок установок на реконст-
рукцию, что вызывет большие осложнения в
работе завода.
Для более квалифицированной переработ-
ки газовых потоков прямой перегонки и вто-
ричных процессов и увеличения выработки
сырья для нефтехимических производств с од-
новременным улучшением его качества на за-
воде предусмотрен комплекс мероприятий по
реконструкции и модернизации газового бло-
ка. В абсорбционном блоке газофракциониру-
ющих установок предусматривается замена
существующего 'Основного оборудования с
целью применения повышенного давления, ис-
пользования облегченного абсорбента и деэта-
низации по двухступенчатой схеме. Вновь бу-
дет смонтировано пропановое охлаждение и
блок для циркулирующей воды. Выполнение
этих и других работ обеспечит переработку
всех газовых потоков; извлечение от потен-
циала целевых углеводородных фракций будет
на уровне 80—85% по пропан-пропиленовой,
98—99% по бутан-бутиленовой и 70% по пен-
тан-амиленовой фракции, со степенью чистоты
не менее 95%.
Всего на газофракционирующих установках
будет перерабатываться до 1 млн. т/год сырья
140
и в комплексе с реконструированными алкили-
рующими установками намечается выработка
до 200 тыс. т/год авиаалкилата и около
500 тыс. т/год углеводородного сырья для
нефтехимии, в том числе до 60 тыс. т/год пен-
тан-амиленовой фракции.
На заводе начато строительство установки
по сероочистке газов, предусмотренное поста-
новлением правительства, на базе серово-
дорода этой установки строится также уста-
новка по .получению комовой серы мощностью
42 тыс. т/год. Однако для полного использо-
вания сероводорода, с включением в общий
баланс сероводорода с установок гидроочист-
ки, имеется возможность увеличить производ-
ство серы до 136 тыс. т/год, учитывая перера-
ботку высокосернистых нефтей.
Для удовлетворения потребности в водоро-
де понадобиться строительство водородных
установок более мощных, чем строятся сейчас
на других заводах.
Выработку масел намечается довести до
400, парафинов и церезинов, с учетом исполь-
зования сырья соседнего завода до 90 и би-
тумов до 360 тыс. т/год.
При этом будет улучшено качество масел и
расширен их ассортимент. Для этого потре-
буется прежде всего поработать над дальней-
шим улучшением фракционного состава мас-
ляных дистиллятов, полностью внедрить двух-
ступенчатую схему деасфальтизации, закон-
чить строительство и освоить работу установ-
ки адсорбционной очистки масел, провести не-
которые работы на действующих установках
селективной очистки и депарафинизации и
расширить общезаводское товарное хозяйство.
Необходимо также проработать вопрос о це-
лесообразности включения в схему масляного
производства процесса гидроочистки.
Кроме всех перечисленных работ, мы долж-
ны обязательно выполнить необходимый
объем работ для резкого сокращения количе-
ства и улучшения состава промышленных сто-
ков, сбрасываемых в водоемы, и уменьшения
выбросов в атмосферу.
Для размещения вновь строящихся устано-
вок и производств предполагается максималь-
но использовать существующую территорию
завода за счет высвобождения площадок про-
межуточных резервуарных парков в связи с
переходом на прямое питание установок, за
счет дальнейшего развития и реконструкции
общезаводского технологического и товарного
хозяйства и других мероприятий.
В таблице представлены данные об удель-
ном весе вторичных процессов нефтеперера-
ботки в составе завода на различных этапах
его развития. Согласно проекту завода мощ-
ностью 7 млн. т/год, доля вторичных катали-
тических процессов, определяющих качество
моторных топлив, была незначительной —
6,8%. В 1964 г., благодаря интенсификации
установок каталитического крекинга, суммар-
ная доля этих процессов возросла до 9,7%.
После осуществления намечаемой реконструк-
ции завода доля вторичных каталитических
процессов будет увеличена до 66,1%, главным
образом, за счет строительства установок ка-
талитического риформинга, гидрокрекинга и
гидроочистки.
Таблица
Доля основных процессов нефтепереработки до и
после реконструкции Ново-Уфимского НПЗ
(в % к общему объему переработки нефти)
Процессы	По проекту	1964 г.	 И i О s 5 § 5 s о 4* О.® pi Я h Я Ен р1 о со
Первичная перегонка нефти,			
всего 		100,0	100,0	100,0
в том числе:			
топливная часть 		69,0	71,0	71,0
масляная часть 		31,0	29,0	29,0
Г идроформинг* 		2,9	1,7	2,1
Каталитический риформинг для			
облагораживания бензинов .	—	—	8,3
Каталитический крекинг . . .	3,9	8,0	6,9
Термический крекинг 		30,0	26,5	6,9
Коксование замедленное . . .	4,3	2,1	17,8
Висбрекинг 		—	—	24,2
Г идрокрекинг 		—-	—.	11,8
Г идроочистка 		—	——	37,0
Вторичные процессы, всего . .	41,1	38,3	108,1
в том числе:			
каталитические 		6,8	9,7	66,1
термические 		34,3	28,6	42,0
* Установки реконструируются под процесс каталитиче-
ского риформинга.
Хотя доля вторичных термических процессов
и сохраняется после реконструкции завода на
значительно высоком уровне (42%), роль этих
процессов в производстве моторных топлив
будет сведена к минимуму. Как уже отмеча-
лось, в составе завода не будет процесса тер-
мического крекинга, а другие термические
процессы — коксование и висбрекинг —
предназначены главным образом для произ-
водства кокса и котельного топлива. Получа-
ющиеся при этих процессах бензины и дизель-
ные топлива будут подвергаться дальнейшей
каталитической переработке.
Строительство неразместившихся объектов
.предусматривается на площадях, непосредст-
венно прилегающих к заводу с северной и се-
веро-западной стороны, для чего потребуется
дополнительная территория размером 80 га.
141
После выполнения всех перечисленных выше
работ структура процессов на заводе будет
соответствовать не только современным, но и
перспективным требованиям по ассортименту
и .качеству нефтепродуктов при переработке
высокосернистых нефтей типа арланской.
Значительно улучшатся и технико-экономи-
ческие показатели завода. Сравнительные дан-
ные предварительных расчетов, произведенных
заводом, с учетом 65 млн. руб. дополнитель-
ных капиталовложений, приведены ниже:
Фактичес- Ожидаемые
ки 1963 после ре-
конструк-
ции
Переработка нефти, % . . . .	100	112
Стоимость основных промыш-
ленных фондов, млн. руб. .	124,8	190,0
Численность производственного
персонала................... 5303	5264
Валовая продукция, млн. руб. 205,9	336,7
Товарная продукция, млн. руб. 145,4	267,2
Выработка валовой продукции
на 1000 руб. основных фон-
дов, руб...................... 1680	1770
Выработка валовой продукции
на одного работающего, тыс.
руб........................... 38,8	63,8
Затраты на 1 руб. товарной
продукции, коп................ 59,6	51,3
Уровень рентабельности,	%	.	67,9	95,0
Прибыль от реализации товар-
ной продукции, млн.	руб. . .	58,9	130,1
Даже в сравнении с 1963 г. все основные
показатели имеют значительный рост, что под-
тверждает целесообразность и необходимость
предлагаемой реконструкции Ново-Уфимского
завода.
Мы просим поручить головному проектному
институту на основе наших материалов сов-
местно с заводом разработать проектное зада-
ние на реконструкцию завода и затем утвер-
дить его в соответствующих инстанциях в бли-
жайшее время.
При рассмотрении имеющегося технического
уровня Ново-Уфимского завода и других ана-
логичных НПЗ, построенных по проектам»
разработанным 15 и более лет назад, и при
сопоставлении их с проектируемыми в настоя-
щее время и тем более с перспективными
нефтеперерабатывающими заводами, о кото-
рых докладывалось нашему совещанию вид-
но, насколько этот технический уровень не от-
вечает требованиям сегодняшнего дня и
насколько возросли наши технические воз-
можности для создания новых и модернизации
действующих НПЗ.
В результате развития Ново-Уфимского за-
вода на тех же производственных площадях
было достигнуто почти удвоение мощности ос-
новных технологических установок. Разрабо-
танные совместными усилиями проектантов,
научных работников и производственников ме-
роприятия по реконструкции этого завода, обе-
спечивают коренное улучшение качества мо-
торных топлив и значительное улучшение
технико-экономических показателей завода
даже при переработке высокосернистых неф-
тей. Все это говорит о больших неиспользован-
ных возможностях действующих НПЗ.
Перспективы развития отечественного мо-
торостроения и все возрастающие требования
этой отрасли промышленности к качеству мо-
торных топлив и масел, а также необходи-
мость значительного улучшения экономики
нефтеперерабатывающих предприятий, насто-
ятельно требуют обновления технологии и
техники нефтепереработки действующих НПЗ
страны.
В связи с этим, мероприятия, разрабатывае-
мые и уже частично реализуемые Госнефте-
химкомитетом, в том числе проработка проек-
тов перспективных заводов и разработка пред-
ложений по коренному улучшению качества
нефтепродуктов применительно к условиям
каждого конкретного нефтеперерабатывающе-
го завода, заслуживают полного одобрения.
Раздел VII
СХЕМЫ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ
И ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ
ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ СЕРНИСТОЙ
И ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТЕЙ
Э. Г. ИОАКИМИС
БашНИИНП
Для завода с неглубокой переработкой нефти
(мощность 6 млн. т/год)
С каждым годом все интенсивней наращи-
вается мощность нефтеперерабатывающей
промышленности за счет строительства новых,
а также за счет расширения действующих за-
водов. С увеличением мощности по нефтепере-
работке увеличивается и количество потреб-
ляемой и сбрасываемой воды.
В настоящее время количество сточных вод,
сбрасываемых в водоемы нефтеперерабатыва-
ющими заводами, достигает значительных ве-
личин. Например, только Уфимские НПЗ
сбрасывают 5500—6000 м3/ч недостаточно очи-
щенных сточных вод, что приводит к значи-
тельному загрязнению р. Белой; при этом са-
нитарная норма содержания в водоеме нефте-
продуктов превышена в 10 раз, а по фено-
лам — в 70 раз. Не лучшее положение и в
других районах сосредоточения нефтеперера-
ботки.
Основные проблемы, возникающие при пе-
реработке сернистых и особенно высокосерни-
стых нефтей, связаны с увеличением количест-
ва сероводорода в сточных водах, в первую
очередь в водах барометрических конденсато-
ров АВТ, технологических конденсатах АВТ и
каталитического крекинга, сбросах конденса-
торов смешения коксовых установок типа
21-10. Сброс высококонцентрированных се-
роводородных сточных вод без предваритель-
ной очистки в систему промканализации не
только приведет к ухудшению качества сточ-
ных вод, но и увеличит загрязненность атмо-
сферного воздуха.
Большие работы следует провести в области
водоснабжения, так как в настоящее время
качество оборотной воды на НПЗ не удовлет-
воряет предъявляемым требованиям. Если по
очистке сточных вод НПЗ имеются уже зна-
чительные сдвиги, то в части подготовки воды
для систем оборотного водоснабжения сдела-
но еще очень мало.
При проектировании новых нефтеперераба-
тывающих заводов с современной технологией
переработки сернистых и .высокосернистых
нефтей системы водоснабжения, канализации
и очистные сооружения должны обеспечивать
минимальный сброс сточных вод и их глубо-
кую очистку; при этом сброс очищенных сто-
ков не должен оказывать отрицательного
влияния на санитарное состояние водоемов.
Водоснабжение. Нефтеперерабатывающий
завод, перерабатывающий высокосернистые
нефти по неглубокой схеме, строится в комп-
лексе с ГРЭС. Для питания котлов на ГРЭС
применяется проверенная практикой система
водоподготовки, которая включает коагуля-
цию, отстой и фильтрование с последующим
умягчением.
143
В то же 1В|ремя для пополнения системы обо-
ротного водоснабжения НПЗ сейчас применя-
ется речная вода без какой-либо подготовки.
Это приводит к тому, что в период паводков
холодильная аппаратура забивается шламом,
а это резко ухудшает работу технологических
установок и влечет за собой значительное уве-
личение потребления оборотной воды. Этому
способствуют также биообрастания градирен.
Наличие растворенного кислорода в воде по-
вышает коррозию незащищенных металличе-
ских конструкций, соприкасающихся с оборот-
ной водой. Отсутствие стабилизации оборот-
ной воды на нефтеперерабатывающих заводах
приводит к значительным отложениям накипи
в холодильных аппаратах, работающих при
высоких температурах.
Из указанного следует, что для нормального
функционирования системы оборотного водо-
снабжения НПЗ и резкого сокращения коли-
чества циркулирующей воды необходимо:
1)	сосредоточить подготовку свежей воды,
идущей на подпитку системы оборотного во-
доснабжения нефтеперерабатывающего заво-
да, на ГРЭС, где имеются специальные цеха
водоподготовки. Кроме того, представляется
нерациональным наличие двух маломощных
станций по водоподготовке — на ГРЭС и на
НПЗ, учитывая, что потребность в свежей во-
де последнего при неглубокой схеме перера-
ботки нефти составит всего 425 л/3/ч;
2)	перед подачей на НПЗ свежая вода пос-
ле подготовки (коагуляция, отстой, фильтра-
ция) должна проходить стабилизацию, в про-
цессе которой соли временной жесткости пе-
реводятся в соли постоянной жесткости, а за-
тем ингибитироваться для предотвращения
коррозии;
3)	для предотвращения обрастания гради-
рен водорослями и загрязнения ими системы
оборотного водоснабжения завода оборотная
вода должна подвергаться обезвреживанию
(биоциду) с применением хлора, солей меди
или гексахлорбутадиена.
Оборотное водоснабжение завода сосредота-
чивается на одном водоблоке, производитель-
ность которого для рассматриваемого НПЗ
составляет 6535 л/3/ч.
На действующих нефтеперерабатывающих
заводах для охлаждения оборотной воды при-
меняются малоэффективные капельные венти-
ляторные градирни, которые позволяют охла-
дить оборотную воду лишь до температуры
27—30°, что совершенно недостаточно. Специ-
ализированным организациям необходимо раз-
работать конструкцию градирни, позволяющей
снизить температуру охлаждаемой воды с 50
до 22°; при таких параметрах работы гра-
144
дирни можно будет сократить потребление
оборотной воды на 25—30% по сравнению с
существующим в настоящее время расходом.
Для отстоя нефтепродуктов из оборотной воды
предусматривается применение типовых неф-
теотделителей с продолжительностью отстоя
60 мин.
В ближайшее время на нефтезаводах будут,
по-видимому, в широком масштабе внедрены
системы воздушного охлаждения с принуди-
тельной циркуляцией воздуха. Это, несомнен-
но, облегчит задачу борьбы с загрязнением
водоемов при переработке сернистых и высо-
косфнистых нефтей. Однако масштабы при-
менения воздушного охлаждения в перспек-
тиве пока еще не совсем ясны. Поэтому оце-
нить количественное влияние замены водяно-
го охлаждения воздушным не представляется
возможным, и в настоящем докладе рассмат-
риваются мероприятия по улучшению схем
водоснабжения и очистки стоков исходя из
использования на заводах водяного охлажде-
ния.
Канализация и очистка сточных вод. В
принципе система канализации завода, пере-
рабатывающего высокосернистые нефти,
включает те же элементы, что и система заво-
да, перерабатывающего сернистые нефти —
разделение сточных вод по отдельным видам
загрязнений, отвод их по самостоятельным
системам канализации и раздельная очистка
каждого стока.
На 'заводе при неглубокой переработке сер-
нистой или высокосернистой нефти предусмат-
риваются следующие системы канализации
стоков: эмульсионных, промливневых, кис-
лых, сернисто-кислых (загрязненных серово-
дородом) и хозяйственно-фекальных.
Эмульсионные сточные воды образуются на
установке ЭЛОУ при подготовке нефти; к
этим стокам относятся также сбросы от ре-
зервуарных парков. При подготовке арлан-
ской нефти в основном применяется отечест-
венный деэмульгатор НЧК. Работы Баш-
НИИНП показывают, что НЧК, попадая вме-
сте со сточными водами в канализационные
коллекторы, создает в них стойкие эмульсии
типа «нефть в воде». Кроме того, НЧК, попа-
дая со сточной водой на сооружения по био-
химической очистке в концентрации выше
100 мг!л, угнетает биохимические процессы.
При смеси сточных вод ЭЛОУ с легкоокисля-
емыми биохимическими стоками влияние НЧК
сказывается только при 20 мг/л, но и при этом
НЧК практически не окисляется.
В стоках ЭЛОУ концентрация НЧК дости-
гает 2000—6000 мг/л. Исходя из изложенного,
применение НЧК в качестве деэмульгатора на
нефтезаводах, перерабатывающих выоокосер-
нистые нефти, недопустимо. Для подготовки
высокосернистой нефти должны быть разрабо-
таны высокоэффективные деэмульгаторы,
которые могли бы окисляться биохимически.
Наиболее рационально подготовку высокосер-
нистой нефти проводить на промыслах, а об-
разовавшиеся сточные воды после механиче-
ской очистки закачивать в пласт. Это позво-
лит до минимума сократить объем сбрасывае-
мых с НПЗ в водоем стоков.
Расчеты показывают, что на заводе мощно-
стью 6 млн. т/год количество сточных вод,
сбрасываемых в водоемы, будет не больше
30—40 м3/ч.
Данные табл. 1 показывают, что сточные
воды, получаемые в процессе подготовки неф-
ти, загрязнены в основном нефтепродуктами,
солями и механическими примесями.
Таблица 1
Характеристика эмульсионных сточных вод НПЗ
для неглубокой переработки нефти
Загрязнители	Перед меха- нической очисткой	Перед биохими- ческой очисткой	Очищен- ные стоки
Нефтепродукты, мг/л Механические приме-	3-104—4-10*	20—30	0,1—0,2
си, мг/л	 Сухой остаток, г/л .	300—500	До 50	10
	80—100	10—12	10—12
^ПК[доЛ11в, мг1л О2 • Растворенный кисло-	—	300	5—10
род, мг/л О2 . . .	Отсутствие	Отсут- ствие	4—5
Для улавливания основной массы нефтепро-
дуктов необходимо применять местные (ло-
кальные) ловушки, а затем все сточные воды
направлять на центральную нефтеловушку,
где должно (происходить освобождение воды
от нефтепродуктов и основной массы механи-
ческих примесей. Затем осветленная вода дол-
жна направляться в пруды дополнительного
отстоя, предназначенные для усреднения сто-
ка и дополнительного отстоя нефтепродуктов;
после этого сточная вода направляется на
кварцевые фильтры, где происходит оконча-
тельная доочистка. После фильтров сточные
воды в основном загрязнены растворенными
органическими соединениями, количество ко-
торых составляет 25—35 мг/л. Полное биохи-
мическое потребление кислорода (БПКполн )
стока после механической очистки достигает
300 мг/л Ог- Но, кроме органических соедине-
ний, эмульсионные сточные воды загрязнены
значительным количеством солей — до 100 г/л,
в то время как процессы биохимической очи-
стки проходят успешно при общем солесодер-
жании стока ГО—12 г/л. Таким образом, для
дальнейшей биохимической очистки эмульси-
онные сточные воды должны подвергаться
значительному разбавлению, при котором со-
держание органических веществ будет незна-
чительно и явится (Причиной неэффективного
протекания биохимических процессов. В этом
случае не (будет прироста активного ила в
аэротенках или биопленки в биофильтрах.
Для нормальной биохимической очистки
эмульсионные сточные воды должны смеши-
ваться с хозяйственно-фекальными стоками,
прошедшими механическую очистку перед по-
ступлением в аэротенки. Совместная очистка
хозяйственно-фекальных и промышленных
сточных вод на одних очистных сооружениях
решает одновременно две задачи — разбавле-
ние промстоков и облегчение последующей
полной биохимической очистки. После биохи-
мической (Очистки сточные воды проходят пру-
ды-аэраторы с искусственной аэрацией. Это
позволяет сбрасывать в водоем совершенно
чистую, безвредную, насыщенную (кислородом
воду. Всего с нефтеперерабатывающего заво-
да производительностью 6 млн. т/год будет
сбрасываться 155 м3/ч очищенных стоков.
Пром ливневые сточные воды образуются
главным образом от всевозможных утечек во-
ды и нефтепродуктов, смыва полов, дождевых
вод и других различных периодических сбро-
сов.
Эти воды загрязнены главным образом
нефтепродуктами до 5000 мг/л и механически-
ми примесями; последние (попадают в сток во
время дождей и смыва полов. Для очистки
этой группы стоков наиболее рациональным
следует считать применение системы механи-
ческой очистки, включающей нефтеловушку,
пруд-усреднитель и кварцевые фильтры. Пос-
ле (очистки в воде остается в основном раство-
ренная органика в количестве до 15—20 мг/л.
Очищенная сточная вода по своему химиче-
скому составу соответствует оборотной воде и
должна направляться на водоблок для сме-
шения с последней. Таким образом, очищен-
ная промливневая вода идет на восполнение
потерь оборотной воды на градирнях.
В процессе перегонки нефти на установках
АТ, за счет остаточной обводненности нефти,
а также подаваемого в колонны водяного па-
ра образуется так называемый технологиче-
ский конденсат, который содержит до 300 мг/л
сероводорода. На установке производительно-
стью 6 млн. т/год может образоваться до
20 м3/ч такого конденсата, сброс которого в
промканализацию приведет к повышенному
содержанию сероводорода в промстоках до
10 Зак. 905
145
20 мг/л. Наличие сероводорода в таких коли-
чествах приводит к частичному выделению его
в атмосферу, что увеличивает загазованность
окружающего воздуха. Для очистки этого
стока можно рекомендовать процесс дезодора-
ции— окисление сероводорода воздухом при
температуре 120° и давлении 4 ат. Очищенную
таким образом от сероводорода сточную воду
необходимо направить в систему эмульсион-
ных стоков.
В период регенерации катализатора (1—2
раза в год) на установке гидроочистки обра-
зуются кислые сточные воды. Так как сброс
таких вод производится периодически и длит-
ся от двух до пяти суток, необходимо преду-
сматривать на установке гидроочистки ло-
кальную систему нейтрализации содой с про-
стейшими контактными устройствами. Ней-
трализованный сток сбрасывается в систему
эмульсионных стоков, вместе с которыми про-
ходит весь комплекс очистных сооружений
для этих стоков.
При очистке эмульсионных и промливневых
сточных вод в нефтеловушках задерживается
основная 'масса нефтепродуктов 12—15 т/ч.
Уловленный нефтепродукт представляет собой
стойкую трехфазную эмульсию, состоящую из
нефти—50%, воды—48% и механических при-
месей— 2%. Наличие в нефтяной эмульсии
механических примесей придает ей особую
стойкость: применение отстоя, подогрева, де-
эмульгаторов (используемых в настоящее вре-
мя в нефтепереработке) не дает полного раз-
рушения ловушечных эмульсий.
В настоящее время завод Уралхиммаш
выпускает саморазгружающиеся сепарато-
ры О/РТ — ЗМ6-ЛЭ производительностью
10 л3/ч, которые позволяют полностью разру-
шить стойкую ловушечную эмульсию. Это ре-
шает важную проблему разрушения ловушеч-
ных эмульсий. Указанные сепараторы разра-
ботаны НИИХиммашем на основании совме-
стных работ с БашНИИНП.
До настоящего времени накапливающийся в
очистных сооружениях шлам сбрасывается в
шламо,накопители, объем которых с каждым
годом растет. На заводе мощностью 6 млн.
т/год будет сбрасываться до 2000 т!год шла-
ма следующего состава, %:
Нефтепродукты .... 22
Механические примесн . 28
Вода ................. 50
Шлам указанного состава направляется на
сжигание в печь с кипящим слоем, в которой
в качестве теплоносителя применяется речной
песок. За счет имеющегося в шламе нефтепро-
дукта в печи происходит устойчивое горение,
при котором нефтепродукты полностью сго-
рают, за счет чего поддерживается рабочая
температура печи 800—1000°.
При применении печей с кипящим слоем
после выгорания из шлама нефтепродуктов
механические примеси уносятся потоком воз-
духа и затем улавливаются циклонами. Из
2000 т шлама после сжигания остается до
800 т безвредной золы, которая вывозится в
отвалы.
Согласно расчетам БашНИИНП, на НПЗ
мощностью 6 млн. т/год для неглубокой пере-
работки высокосернистой нефти будут сле-
дующие удельные расходы, отнесенные к тон-
не нефти, м3:
Свежая вода.......................0,62
Оборотная вода ...................9,6
Сточные воды (эмульсионные и пром-
лнвневые)........................0,54
Сброс воды в водоем...............0,2
Ниже приводятся данные расходных пока-
зателей по НПЗ мощностью 6 млн. т/год для
неглубокой переработки сернистой и высоко-
сернистой нефти (в м3/ч):
ЭЛОУ и резервуарные парки:
эмульсионный сток.................... 100
охлажденная вода...................... 90
Атмосферная трубчатка:
промливневый сток..................... 80
технологический конденсат ............ 20
горячая вода........................ 4220
охлажденная вода.................... 4300
Каталитический риформинг:
промливневый сток...................... 5
горячая вода.........................1005
охлажденная вода.....................1010
Гидроочистка:
промливневый сток..................... 35
кислые воды .........................100*
горячая вода..........................830
охлажденная вода......................830
свежая вода . . •..................... 35
Установка по производству серы:
промливневый сток...................... 5
горячая вода..........................200
охлажденная вода......................205
Градирни:
горячая вода........................ 6445
охлажденная вода .................. 6535
продувка оборотной системы .......... 35
свежая вода..........................410
потери на испарение .................320
очищенный промливневый сток .... 200
Нефтеловушки стоков ЭЛОУ:
эмульсвонный сток.....................100
Нефтеотделители:
промливневый сток.....................235
Нефтеловушки промстоков:
промливневый сток..................... 10
горячая вода......................... 6255
Сброс на биохимическую очистку:
эмульсионный сток.....................100
технологический конденсат ............ 20
очищенный промливневый сток............35
Неучтенные расходы:
промливневый сток.....................106
46
охлажденная вода....................100
Количество образующегося шлама . . . ’2000**
Количество золы после сжигания шлама . 800**
Количество уловленных нефтепродуктов . . 12—
15***
*	Периодические сбросы при регенерации катализа-
тора.
*	* Тонн в год.
♦** Тоии в час.
На рис. 1 пр едет авл ей а схема водоснабже-
ния, канализации и очистки сточных вод НПЗ
для неглубокой переработки высокосернистых
нефтей.
Для завода с глубокой переработкой нефти
(мощность 12 млн. т/год)
Водоснабжение. При рассмотрении системы
водоснабжения завода мощностью 12 млн.
т/год также не рассматривалась возможность
применения воздушных холодильников для ох-
лаждения нефтепродуктов. Применение воз-
душного охлаждения на заводе приведет к
уменьшению количества оборотной воды, что
в свою очередь скажется на количестве про-
дувочной воды, сбрасываемой с водоблоков.
Но при этом количество эмульсионных и пром-
ливневых стоков, сбрасываемых с завода, не
изменится. По сравнению с заводом для не-
глубокой переработки нефти рассматриваемый
НПЗ потребляет значительно большее коли-
чество свежей воды для пополнения потерь —
5460 м3/ч. Основную массу оборотной воды
потребляют установки по получению сырья
для нефтехимии — 48000 м3/ч.
Для вновь строящихся НПЗ необходимо
предусматривать обязательную подготовку
свежей воды (коагуляция, отстой, фильтра-
ция), ее стабилизацию, ингибитирование и
обезвреживание, независимо от мощности за-
вода и глубины переработки нефти.
Система оборотного водоснабжения состоит
из нескольких водоблоков; каждый водоблок
питает однотипные или подобные технологиче-
ские установки; обязательно предусматрива-
ются переточные коллекторы для сбалансиро-
вания воды по блокам. Водоблоки должны
оборудоваться эффективными градирнями, по-
зволяющими снизить температуру охлажден-
ной воды до 22°, благодаря чему расход обо-
ротной воды на рассматриваемом заводе мо-
жет быть снижен до 80—85 тыс. м3/ч. Если
принять существующие в настоящее время ма-
лоэффективные градирни, которые в летнее
время обеспечивают охлаждение воды до тем-
пературы не ниже 25—30°, то расход оборот-
ной воды на таком заводе составит ПО—
120 тыс. м3/ч.
Применение пропанового холода на установ-
ках, получающих легкое углеводородное сырье
для нефтехимии, позволит сократить потреб-
ление оборотной воды на нефтехимической ча-
сти завода приблизительно на 25%.
Рис. 1. Схема водоснабжения, канализации и очистки
сточных вод НПЗ мощностью 6 млн. т/год для неглу-
бокой переработки высокосернистых нефтей
Установки: 7 — ЭЛОУ и резервуарные парки; 7/— АТ;
111 — каталитический риформинг; IV— гидроочистка; V— про-
изводство серы; VI — дезодорация; VII — нейтрализация;
VIII — локальная ловушка; IX, XXI — нефтеловушки, X,
XXII — усреднители; XI — фильтры; XII — биохимическая до-
очистка; XIII — пруды с искусственной аэрацией; XIV — раз-
рушение ловушечной эмульсин; XV — иефтеотделитель;
XVI — установка биоцид; XVII — насосная; XVIII — градир-
ня; XIX — стабилизация воды; XX — отстой, коагуляция, филь-
трация; XXIII — фильтрация; XXIV — шламонакопитель:
XXV — печь для сжигания шлама; XXVI — неучтенные расходы.
Потоки: / — охлажденная вода; 2 — эмульсионный сток;
3— горячая вода; 4 — промливневый сток; 5 — технологиче-
ский конденсат; 6 — очищенный технологический конденсат;
7 — кислый сток; 8 — нейтрализованные сточные воды; 9—све-
жая вода; /0~шлам; 77 — нефтепродукт; 12 — хозяйствеино-
фекальный сток; 13— продувочные воды; 14 — очищенная пром-
ливневая вода; 15 — биохимически очищенные стоки; 16—зола
Канализация и очистка сточных вод. При
разработке принципиальной схемы НПЗ так-
же исходили из целесообразности разделения
стоков, локальной очистки сточных вод в ме-
стах их образования и повторного использова-
ния их после очистки.
Исходя из этого канализация НПЗ состоит
из следующих систем:
10»
147
эмульсионной — стоки ЭЛОУ и резервуар-
ных парков сырой и подготовленной нефти;
промливневой— сбросы с технологических
установок и дождевые воды;
химически загрязненной — стоки от устано-
вок получения сырья для нефтехимии;
сернисто-кислой — стоки, загрязненные серо-
водородом;
кислой — периодические сбросы от установ-
ки гидроочистки;
замкнутой системы от гидрорезки кокса на
установке коксования в необогреваемых каме-
рах;
хозяйственно-фекальной.
Эмульсионные сточные воды образуются
при подготовке нефти. Они загрязнены глав-
ным образом нефтепродуктами, солями, меха-
ническими примесями и довольно значитель-
ным количеством деэмульгатора. Применение
деэмульгатора НЧК для перспективного заво-
да недопустимо, так как он вызывает токсич-
ное действие при последующей биохимической
очистке.
Система очистки эмульсионных сточных вод
точно соответствует схеме для нефтеперераба-
тывающего завода с неглубокой переработкой
нефти. Но перед биохимической очисткой со-
став стока значительно изменяется как по ко-
личеству, так и по качеству, вследствие сме-
шения эмульсионных стоков с различными
группами сточных вод нефтехимических про-
изводств. Качество сточных вод перед био-
химической очисткой приведено в табл. 2.
Таблица 2
Характеристика сточных вод НПЗ для глубокой
переработки нефти
Загрязнители	Перед меха- нической очисткой	Перед биохими- ческой очисткой	Очищен- ные стоки
Нефтепродукты, мг/л Механические приме-	3.104—4.104	20—30	0,1—0,2
си, мг/л	 Сухой остаток, г/л . БПКполн_, мг/л О, . Растворенный кисло-	300—500	До 50	10
	80—100	10—12	10—12
	—	500	5—10
род, мг/л О2 . . .	Отсутствие	Отсут- ствие	4—5
Промливневые сточные воды по своему хи-
мическому составу будут такими же, как на
НПЗ для неглубокой переработки нефти. Ос-
новная масса очищенных промливневых сто-
ков— 440 м3/ч— поступает на биохимическую
доочистку как продувочная вода оборотной
системы водоснабжения и только 130 м3/ч воз-
вращается в оборот.
Химически загрязненные стоки образуются
на установках, вырабатывающих сырье для
нефтехимических производств; сточные воды
этих установок в основном загрязнены рас-
творенными в воде органическими вещества-
ми. Перед сбросом в промканализацию сточ-
ные воды этих установок должны проходить
предварительную локальную очистку, причем
для каждого стока может быть применен са-
мостоятельный метод — отпарка, отстой или
экстракция. После предварительной очистки
индивидуальных стоков БПКполн общего сто-
ка перед сбросом на биохимическую очистку
будет составлять около 1200—1500 мг/л Оа
при сбросе 150 м3/ч.
Кислые стоки от установок гидроочистки
сбрасываются периодически и соответствуют
стокам, описанным при рассмотрении схемы
НПЗ для неглубокой переработки нефти.
При глубокой переработке высокосернистых
нефтей образуется значительное количество
сернисто-кислых стоков, загрязненных серово-
дородом: воды из барометрических конденса-
торов смешения АВТ, технологические конден-
саты АВТ и каталитического крекинга, сбро-
сы конденсатора смешения установки замед-
ленного коксования. На установках АВТ необ-
ходимо заменить барометрические конденса-
торы смешения поверхностными, что исключит
около 800—900 м3/ч загрязненной сероводоро-
дом воды. При этом на установке останется
всего 15 м3/ч воды, содержащей сероводород,
в виде конденсата от эжекторов. Кроме серо-
водорода, эта вода содержит значительное
количество нефтепродуктов, улавливание ко-
торых необходимо осуществлять на самой
АВТ. После отстоя этот сток совместно с тех-
нологическим конденсатом направляется на
окисление (дезодорацию).
Образующиеся на установках конденсаты
содержат от 300 до 2000 мг/л сероводорода;
они направляются на окисление (дезодора-
цию) । при температуре 120° и давлении до
4 ат. Отходящий после окисления воздух со-
держит незначительное количество сероводо-
рода,- который направляется в печи устано-
вок. Очищенный от сероводорода конденсат
сбрасывается в систему эмульсионных стоков.
Значительные трудности представляет очи-
стка сероводородных сточных вод установки
коксования в необогреваемых камерах. При
производительности установки 1200 тыс. т/год
образуется до 750 м3/ч сероводородных стоков,
содержащих до 200 мг/л H2S и до 3000 мг/л
тяжелых нефтепродуктов. Наличие последних
затрудняет очистку этого стока от сероводоро-
да, поэтому необходимо отходящие из камер
пары в период охлаждения кокса направлять
148
не в 'конденсатор смешения, ;как это делается
сейчас, а сначала на экстракцию тяжелых уг-
леводородов, осуществляемую при температу-
ре выше 100°, которая позволяет освободить
пары воды от тяжелых нефтепродуктов. За-
тем пары поступают в холодильник поверх-
ностного типа, а сконденсировавшиеся в нем
легкие нефтепродукты отделяются затем в
отстойнике; образовавшийся конденсат сов-
местно с технологическим конденсатом на-
правляется на дезодорацию. Очищенный кон-
денсат сбрасывается в систему эмульсионных
стоков.
При глубокой переработке высокосернистой
нефти на НПЗ производительностью 12 млн.
т!год в очистных сооружениях улавливается
до 30 .и3/ч нефтепродуктов, которые представ-
ляют собой стойкую трехфазную эмульсию.
Наиболее рационально разрушение (разде-
ление) эмульсии производить на сепараторах
типа О/РТ-ЗМ6-ЛЭ. Применение сепараторов
позволит полностью разделать ловушечную
эмульсию, а выделившийся при этом нефте-
продукт направить на переработку.
В процессе очистки сточных вод в очистных
сооружениях НПЗ накапливается до 5000 м3
шлама в гад, который направляется на сжи-
гание в печь с кипящим слоем, производитель-
ность печи составляет 6—7 п3/.и2. Получае-
мая после сжигания зола в количестве до
1700 т!год совершенно не содержит органики
и может сбрасываться в отвалы.
Согласно расчетам БашНИИНП, на НПЗ
мощностью 12 млн. т/год при глубокой пере-
работке высокосернистой нефти будут следую-
щие удельные расходы, отнесенные к тонне
нефти, м3:
Свежая вода............................4,1
Оборотная вода .........................64,3
Сточные воды (эмульсионные и промливне-
вые).................................0,74
Сброс воды в водоем...................0,64
Ниже приводятся данные расходных пока-
зателей по НПЗ мощностью 12 млн. т/год для
глубокой переработки сернистой и высокосер-
нистой нефти (в м3/ч):
ЭЛОУ и резервуарные парки:
эмульсионный сток................... 200
охлажденная вода.................... 180
АВТ и деасфальтизация:
промливневый сток................... 160
технологический конденсат ........... 55
горячая вода ...................... 9640
охлажденная вода................... 9800
Гидрокрекинг и каталитический крекинг:
промливневый сток.................... 20
технологический конденсат ............ 15
горячая вода......................... 8930
охлажденная вода..................... 8950
Установки по производству серы и би-
тума:
промливневый сток	10
горячая вода....................... 330
охлажденная вода................... 340
Вторичная перегонка, экстракция и изо-
меризация:
промливневый сток.................. 20
горячая вода ..................... 10080
охлажденная вода................... 7100
свежая вода....................... 3000
Установка по производству водорода:
горячая вода......................... 6200
охлажденная вода.................... 6400
продувка оборотной системы ....	200
свежая вода.......................... 200
Установки коксования (21 -10 и ТКК):
промливневый сток...................... 30
технологический конденсат............. 20
горячая вода........................ 2150
охлажденная вода.................... 2180
Карбамидная депарафинизация, гидро-
деалкилирование, гидроочистка дизель-
ного топлива:
промливневый сток.................
кислые воды.......................
горячая вода .....................
охлажденная вода..................
химически загрязненные стоки . . .
Установка переалкилирования ароматики:
промливневый сток ...................
горячая вода .....................
охлажденная вода..................
свежая вода.......................
Установки каталитического риформинга:
промливневый сток....................
горячая вода .....................
охлажденная вода..................
свежая вода.......................
Комплекс установок (сероочистка, пиро-
лиз, газоразделение, полимеризация—
изомеризация, производство стирола):
горячая вода ........................
охлажденная вода..................
химически загрязненная вода ....
Нефтеот делители:
промливневый сток....................
горячая вода .....................
Нефтеловушки стоков ЭЛОУ:
эмульсионный сток....................
Нефтеловушки промстоков:
промливневый сток ...................
Сброс на биохимическую очистку:
эмульсионный сток....................
технологический конденсат ........
кислые воды.......................
химически загрязненные стоки . . .
очищенный промливневый сток . . .
Градирни:
горячая вода ........................
охлажденная вода..................
продувка оборотных систем ........
свежая вода.......................
очищенный промливневый сток . . .
Градирни водородной установки:
горячая вода ........................
охлажденная вода..................
продувка оборотных систем ....
свежая вода.......................
Неучтенные расходы:
промливневый сток ...................
50
200*
5570
5710
90
10
590
300
300
20
2780
2000
800
47850
48000
150
100
87920
200
570
200
90
200*
240
440
87920
84640
4400
1090
130
6600
6400
200
200
150
1 49
охлажденная вода...........’	. . .	150
личество образующегося шлама . . .	5000**
личество золы после сжигания шлама 1700**
Количество уловленных нефтепродуктов 26-30***
* Периодические сбросы при регенерации катализато-
ра.
’♦^Тонн в год.
**• Тонн в час.
На рис. 2 приведена схема водоснабжения,
канализации и очистки сточных вод НПЗ для
глубокой переработки высокосернистых неф-
тей.
Рис. 2. Схема водоснабжения, канализации и очистки сточных вод НПЗ мощностью
12 млн. т/год для глубокой переработки высокосернистых нефтей:
Установки: / — ЭЛОУ и резервуарные парки; // — АВТ и деасфальтизация; /// — нефтеловуш-
ка сероводородных стоков; /V — дезодорация; V — гидрокрекинг и каталитический крекинг;
V/— производство битума и элементарной серы; VII — ректификация, изомеризация и экст-
ракция; V///— местный водоблок; IX— производство водорода; X — местная нефтеловушка
эмульсионных вод; XI — нефтеловушка; XII — пруд-усреднитель эмульсионных сточных вод;
XIII — коксовые установки 21-10 и ТКК; XIV — установка нейтрализации; XV — карбамидная
депарафинизация, гидродеалкилирование и гидроочистка дизельного топлива; XVI — переалки-
лированне; XVII — установки каталитического риформинга 35-5, 35-7 и 35-8; XVIII — неучтен-
ные сбросы; XIX — сероочистка, пиролиз, компрессорные, газоразделение, «подамен», изоме-
ризация, производство стирола; XX — песчаные фильтры эмульсионных сточных вод; XXI —
блок биохимической очистки; XXII — пруд-аэратор с искусственной аэрацией; XXIII — блок
очистки стока от гидрорезки кокса; XXIV — локальная очистка стоков на технологических уста-
новках; XXV* — сепарация ловушечной эмульсии; XXVI — нефтеловушка промлнвневых сточных
вод; XXVII — нефтеотделнтель; XXVIII — шламонакопитель; XXIX — печь для сжигания шла-
ма; XXX — пруд-усреднитель промлнвневых сточных вод; XXXI — песчаные фильтры промлив-
невых сточных вод; XXXII — насосная; XXXIII — градирни; XXXIV—стабилизация, ингибитиро-
вание; XXXV — коагуляция, отстой, фильтрация
Потоки: 1 — охлажденная вода; 2 — эмульсионные сточные воды; 3 — горячая вода; 4 — пром-
лнвневые сточные воды; 5 — технологический конденсат; 6 — очищенный технологический кон-
денсат; 7 — кислые сточные воды; 8 — нейтрализованные сточные воды; 9 — свежая вода; 10 —
шлам; 11 — нефтепродукт; 12 — хозяйственно-бытовая вода завода и поселка; 13 — продувочная
вода; 14 — химически загрязненные стоки; 15 — очищенная промливневая вода; 16 — сток от
гидрорезки кокса; 17 — биохимически очищенные стоки; 18 — зола
Раздел VIII
НОВЫЕ ПРОЦЕССЫ И ПРОИЗВОДСТВА
ДЛЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ
С. В. ЧЕПИГО
В Н И Исинтезбелок
МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОЕ ПОЛУЧЕНИЕ БЕЛКОВО-ВИТАМИННОГО
КОНЦЕНТРАТА (БВК) НА ОСНОВЕ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ1
Неуклонное увеличение спроса населения
на продукты питания требует быстрого разви-
тия сельского хозяйства и особенно животно-
водства. Развитие животноводства сдержива-
ется дефицитом в кормовом белке — в стой-
ловый период в кормовом рационе животных
и птицы не хватает до 25% белка. Для пре-
одоления отставания этой жизненно важной
отрасли сельского хозяйства необходимо соз-
дать прочную кормовую базу, способную обес-
печить животных и птицу кормами с опти-
мальным содержанием белка.
На современном этапе развития производи-
тельных сил страны проблема обогащения
кормов белками может быть эффективно и
быстро решена путем использования возмож-
ностей промышленного получения белковых
веществ.
Успехи современной технической микробио-
логии и химической технологии позволяют
создавать эффективные промышленные произ-
водства белковых веществ путем биосинтеза
на основе углеводородов, углеводов, кислот,
спиртов и других органических веществ. Ре-
сурсы непищевого сырья для этой цели в ви-
де нефти и нефтепродуктов, природных газов,
растительных отходов и отходов химических
производств практически неограничены.
1 Публикуется в более полном изложении и с уче-
том последних данных научных исследований и работы
опытных установок по состоянию на 1 января 1966 г.
Индустриальное получение белковых ве-
ществ имеет ряд преимуществ. Оно не зависит
от климатических условий и капризов пого-
ды, может быть организовано в любой геогра-
фической точке, располагающей сырьем. И
главное, микробиологический синтез белка
отличается исключительной интенсивностью.
Так, для получения 1 т переваримого белка
в виде бобовых культур -(горох) необходимо
4 га земельной площади при времени вегета-
ции 3 мес. Столько же белка в виде говяжьего
мяса могут дать 40 голов крупного рогатого
скота за 15—18 мес. откорма. В промышлен-
ных условиях 1 т белка в виде кормовых
дрожжей может быть выращена в ферменте-
ре объемом 300 .и3 за одни сутки.
В Советском Союзе уже существует круп-
ное промышленное производство кормовых
белково-витаминных дрожжей, основанное на
переработке отходов древесины, растительных
отходов сельского хозяйства (стержни куку-
рузных початков, подсолнечная лузга, хлопко-
вая шелуха) и сульфитных щелоков (отход
целлюлозного производства). В 1965 г. из
этих видов сырья должно было быть вырабо-
тано 115 тыс. т кормовых дрожжей.
Современный уровень развития науки и тех-
ники позволяет практически осуществить био-
синтез белка, не только используя сырье, со-
держащее углероды, но и на основе углеводо-
родов. Это открывает новые огромные воз-
15
можности пополнения ресурсов кормового
белка и оказания промышленностью действен-
ной помощи сельскому хозяйству в подъеме
животноводства. Объем .производства кормо-
вых дрожжей с каждым годом будет возра-
стать; к 1970 г. их выпуск намечается довести
до 2 млн. т, в том числе из углеводородов
нефти — 1 млн. г.
В связи с большим народнохозяйственным
значением проблемы получения белка на ос-
нове углеводородов были определены направ-
ления, формы и масштабы научных исследова-
ний и экспериментальных работ в области
изучения нефтепродуктов как сырья для био;
синтеза, подбора микроорганизмов и аппара-
турного оформления процессов производства
белково-витаминного концентрата (БВК), ис-
следования качества получаемых продуктов
и выявления экономической эффективности
промышленного производства БВК и его при-
менения в сельском хозяйстве.
Организация научно-исследовательских
и экспериментальных работ по получению
БВК
Систематические исследования по технике
получения белковых веществ на основе угле-
водородов нефти в Советском Союзе были на-
чаты в 1963 г. В августе 1963 г. на камераль-
ных установках были выработаны первые кило-
граммы БВК, переданные для испытаний.
Постановлением ВСНХ СССР от 7 сентяб-
ря 1963 г. № 56 ответственность за развитие
научных исследований в этой области и обес-
печение нужд народного хозяйства в кормо-
вых белках и пищевых веществах, получаемых
на основе углеводородов нефти, природного
газа и отходов химических производств была
возложена на Госнефтехимкомитет.
Созданы специальные научно-исследова-
тельские и проектно-конструкторские учреж-
дения — ВНИИ'СИнтезбелок с Северо-Кавказ-
ским филиалом, ОКБ МИХМ и отдел в Ир-
кутском филиале НИИхиммаша.
В значительных масштабах развернуты ис-
следования по биосинтезу белково-витамин-
ных веществ на основе углеводородов в инсти-
тутах Академии наук СССР (биохимии и фи-
зиологии микроорганизмов, микробиологии,
элементоорганических соединений, нефтехими-
ческого синтеза, химии природных соединений
и др.), созданы группы микробиологического
синтеза при МГУ, Институте нефтехимическо-
го синтеза Академии наук Азербайджанской
ССР, специальная лаборатория в Институте
микробиологии и вирусологии Академии наук
Украинской ССР.
152
Организованы проблемные лаборатории по
изучению БВК и его применению в Донском и
Кубанском сельскохозяйственных институтах,
Ростовском и Кубанском медицинских инсти-
тутах и Московской ветеринарной академии,
созданы специальные лаборатории в институ-
тах питания АМН СССР и Министерства
здравоохранения Украинской ССР.
Министерство сельского хозяйства СССР,
Министерство здравоохранения СССР, Мин-
здрав РСФСР и Минздрав Украинской ССР,
а также Госкомитет по пищевой промышлен-
ности уделяют особое внимание определению
биологической ценности и безвредности белко-
в о-вит аминного концентрата и проводят в
этой области широкие исследовательские ра-
боты. Так, в 1965 г. 12 научно-исследователь-
ских сельскохозяйственных институтов и ву-
зов вели исследования БВК на большом по-
головье животных.
В течение истекших двух лет исследо-
валась питательная ценность и безвредность
БВК в составе рационов для всех видов сель-
скохозяйственных животных было выяснено
влияние БВК на организм животных, уровень
их продуктивности и качество .продуктов жи-
вотноводства. В результате накоплен фак-
тический материал, который дает возможность
судить о высокой зоотехнической эффективно-
сти БВК- Исследования на безвредность при-
менения БВК и продуктов животноводства
продолжаются на большом количестве лабо-
раторных и сельскохозяйственных животных.
В настоящее время проблемой получения
белково-витаминного концентрата на основе
углеводородов нефти занимается ВНИИ-
синтезбелок и его Северо-Кавказский филиал
в Краснодаре, институты нефтеперерабатыва-
ющей промышленности (ГрозНИИ, ВНИИНП,
УкрНИИгипронефть, ВНИИнефтехим, Баш-
НИИНП и НИИнефтехим), а также проект-
ные организации — Гипрогрознефть, Гипро-
нефтезаводы и Ленгипрогаз.
В решении этой проблемы на договорных
началах с Гоонефтехимкомитетом участвует
Гипрогидролиз, а также ряд проектных и на-
учно-исследовательских организаций других
ведомств, в частности МИТХТ, ВНИИЭки-
продмаш, Водоканалпроект, Одесский техно-
логический институт, Донской политехниче-
ский институт и др.
Госнефтехимкомитетом вместе с Северо-
Кавказским Совнархозом были созданы опыт-
но-промышленные установки по получению
БВК при Краснодарском химкомбинате (вза-
мен Волгоградской) и Новочеркасском заводе
синтетических продуктов, а также финансиро-
валось сооружение установки и опытные рабо-
ты на ней при Тавдинском гидролизном заводе.
По инициативе местных организаций создана
опытная установка (типа Новочеркасской)
при Кадиевском коксохимическом заводе.
К 1 июня 1965 г. на этих установках вырабо-
тано около 330 т белково-витаминного .кон-
центрата, что позволило широко организовать
проверку его питательной ценности и безвред-
ности.
Разработкой аппаратуры для производства
БВК и автоматизацией процесса занимается
ОКБ МИХМ при участии ряда кафедр этого
института, Иркутский филиал ВНИИхимма-
ша, где создан специальный отдел, а также
Ангарский филиал опытно-конструкторского
бюро автоматики Госхимкомитета.
Подбор микроорганизмов для биосинтеза БВК
на основе углеводородов нефти
Нефтяникам сравнительно давно известно
о том, что в пропитанной нефтью почве и в
самих сырых нефтяных продуктах содержится
разнообразная микрофлора. Однако возмож-
ность практического использования микроор-
ганизмов, окисляющих углеводороды, для син-
теза различных полезных веществ, в частно-
сти белковых, появились лишь в последние го-
ды в связи с общими успехами микробиоло-
гического синтеза и с развитием производства
белковых кормовых дрожжей на углеводах
непищевого растительного сырья в гидролиз-
ной промышленности. Используя этот опыт
промышленности и те микроорганизмы, кото-
рые позволили организовать производство
белковых веществ, нам удалюсь в довольно
короткий срок воспроизвести процесс био-
синтеза на основе отдельных углеводородов
нефти.
ВНИИсинтезбелок с 1963 г. начал работы
по подбору продуктивных культур дрожжей,
обеспечивающих высокий выход биомассы при
выращивании на чреде, содержащей в качест-
ве единственного источника углерода углево-
дороды парафинового ряда.
Способность усваивать углеводороды прове-
рена у 500 штаммов дрожжей; 80 из них бы-
ли испытаны в стандартных лабораторных ап-
паратах с аэрацией при непрерывном процес-
се выращивания. Отобраны лучшие культуры,
обеспечивающие выход абсолютно сухой мас-
сы в 85—110% по отношению к парафину.
Большинство высокоурожайных культур, ус-
ваивающих углеводороды нефти, выделены из
почвы, ила, сточных вод, собраны в местах
нефтяных месторождений, на территориях
нефтеперерабатывающих заводов и в райо-
нах добычи нефти, где эти культуры хорошо
приспособились в природных условиях к угле-
водородам. Дрожжи, усваивающие углеводо-
роды, отбирались также из коллекции микро-
организмов института ВНИИсинтезбелок.
На основании проведенных исследований
институтом ВНИИсинтезбелок рекомендова-
ны для работы в опытно-промышленных усло-
виях дрожжи С. intermedia Н-30, С. tropicalis
Н-63. С. arborea 1257 и С. quilliermondii № 9.
Лучшей культурой в настоящее время следует
считать дрожжи Н-30, обеспечивающие в ла-
бораторных условиях при непрерывном выра-
щивании с аэрацией высокий выход биомассы
и повышенное содержание белка (56—58%).
Сравнение показателей лучшей культуры,
принятой во Франции проф. Шампанья для
получения БВК на основе углеводородов неф-
ти 1 с показателями, полученными в опытах с
дрожжами Н-30 (табл. 1), выявило преиму-
щества культуры Н-30.
Таблица 1
Показатели культур дрожжей
Культура дрожжей
Содержание
белка, %
С. lipolytica (Шампа-
нья, Франция) . . .
С. intermedia Н-30
(ВНИ И синтезб елок)
43,6
56,0—58,4
100	81
102—112 105—117
* Нормальные абсолютно сухие дрожжи, т. е. те же
дрожжи в пересчете на дрожжи, содержащие 500/п белка.
Культуры дрожжей, отобранные микробио-
логической лабораторией института ВНИИ-
синтезбелок, активно потребляют н-парафины,
ценны по содержанию аминокислот, богаты
витаминами и отвечают технологическим тре-
бованиям (форма и размер клеток, способ-
ность сепарироваться, устойчивость при непре-
рывном процессе выращивания и т. д.). Испы-
тания этих культур на опытных установках
и в заводских условиях дали положительные
результаты. Таким образом, Советский Союз
располагает культурами, позволяющими уже
сейчас организовать опытно-промышленное
производство БВК и приступить к созданию
предприятий с крупнотоннажным выпуском
этого продукта.
С помощью отобранных культур можно так-
же проводить предварительную оценку пара-
1 VI Международный конгресс по нефти; Франкфурт,
21.VI.1963 г.
153
финов, выделенных и очищенных разными ме-
тодами, фракций нефти, дизельного топлива
и гачей как возможного сырья для биосинтеза
БВК.
Для повышения технико-экономических по-
казателей получения БВК и использования
для биосинтеза различных углеводородов неф-
ти научно-исследовательским институтам пред-
стоит продолжить селекцию высокоурожайных
культур дрожжей, развивать работы по гене-
тике дрожжей и получению высокопродуктив-
ных мутантов при воздействии физико-химиче-
ских факторов и химических мутагенных
средств, ускорить подбор культур дрож-
жей, способных использовать для био-
синтеза белковых веществ не только н-пара-
фины, но и другие углеводороды нефти—изо-
парафиновые, нафтеновые и ароматические, а
также газообразные углеводороды.
С целью дальнейшего подбора и изучения
микроорганизмов для биосинтеза на основе
углеводородов необходимо в 1965 г. изгото-
вить образцы индивидуальных углеводородов
(н-парафиновых, изопарафиновых, нафтено-
вых и ароматических).
Выбор нефтяного сырья для биосинтеза
Выбор углеводородсодержащего сырья для
биосинтеза определяется способностью микро-
организмов избирательно окислять углеводо-
роды, синтезируя при этом белок и витамины.
Эти работы по подбору и исследованию
сырья для биосинтеза объединены отдельным
координационным планом, в выполнении кото-
рого, кроме института ВНИИсинтезбелок, при-
нимают участие ГрозНИИ (головной институт
по этой теме в системе Гоонефтехимкомитета),
ВНИИНП, УкрНИИгипронефть, НИИнефте-
хим и др.
К настоящему времени для производства
БВК на основе углеводородов рекомендова-
ны только дрожжи рода Candida, штаммы ко-
торых усваивают преимущественно нормаль-
ные парафиновые углеводороды с числом ато-
мов углерода от 10 до 24 и не развиваются на
изопарафиновых, нафтеновых и ароматиче-
ских углеводородах.
При ассимиляции дрожжами жидких пара-
финов с содержанием 0,5% ароматических уг-
леводородов получается высокий выход био-
массы. Повышение концентрации ароматиче-
ских углеводородов в парафинах заметно не
снижает выхода биомассы, а содержание их в
количестве до 5% даже несколько стимулирует
процесс биосинтеза. Содержание ароматиче-
ских углеводородов свыше .10% уже начина-
ет отрицательно оказываться на выходе био-
массы.
Однако парафины, содержащие более 0,5%
ароматических углеводородов, еще не могут
быть рекомендованы в качестве сырья для
промышленного производства БВК, пока не
будут найдены эффективные способы очистки
БВК от ароматических углеводородов и уда-
ления их из сточных вод. Эти углеводороды
могут явиться вредной примесью к БВК и за-
труднят очистку сточных вод, так как с боль-
шим трудом окисляются микрофлорой актив-
ного ила.
Непосредственное использование прямогон-
ных дизельных топлив в качестве промышлен-
ного сырья для биосинтеза в настоящее вре-
мя также не представляется возможным. В
них относительно мало содержится парафино-
вых углеводородов и, кроме того, недостаточ-
но изучено влияние ароматических, изопара-
финовых и нафтеновых углеводородов, вхо-
дящих в состав дизельных топлив, на рост
дрожжей и качество БВК.
Сырье, применяемое в производстве БВК
для кормовых целей, не должно содержать
канцерогенных веществ, в частности 3,4-бенз-
пирена, а содержание ароматики в нем долж-
но быть сведено до минимума.
Исходя из этих положений, на данной ста-
дии организация промышленного производст-
ва БВК в качестве сырья для биосинтеза при-
няты очищенные жидкие парафины, содержа-
щие не более 0,5% ароматических углеводоро-
дов и не содержащие бензпирена. На такой
вид сырья должны быть распространены су-
ществующие для жидких парафинов межрес-
публиканские технические условия (МРТУ-12Н
№ 122—64) с дополнительным требованием в
отношении отсутствия 3,4-бензпирена.
В настоящее время для биосинтеза жидкие
парафины выделяют из дизельных топлив дву-
мя способами:
карбамидной депарафинизацией с помощью
раствора карбамида и последующей адсорб-
ционной очисткой;
вымораживанием с применением селектив-
ных растворителей и последующей сернокис-
лотной очистки.
В опытно-промышленных условиях осваи-
вается более перспективный вариант депара-
финизации с помощью кристаллического кар-
бамида, предложенный ГрозНИИ и Гипро-
грознефтью. Этот вариант и закладывается в
проекты установок по депарафинизации ди-
зельного топлива, так -как позволит получать
сырье для биосинтеза себестоимостью до
20 руб. за тонну. По данным ГрозНИИ, это
сырье практически не будет содержать
154
3,4-	бензпирена и других полициклических
канден1СИ'ров энных углеводородов, могущих
обладать канцерогенными свойствами.
Изучаются также возможности использова-
ния для биосинтеза жидких парафинов, полу-
чаемых другими методами (вымораживанием
из фильтратов парафинового производства,
выделением с помощью цеолитов и др.), уста-
навливаются допустимые количества примесей
ароматических и нафтено-изопарафиновых
углеводородов к парафинам, применяемым
при биосинтезе.
Перспективным направлением исследова-
тельских работ является также микробиоло-
гическая депарафинизация’ дизельных и мас-
ляных фракций нефти с одновременным полу-
чением БВК. Начатые работы показывают,
что дрожжи можно успешно выращивать на
дизельных топливах, содержащих от 12 до
40% комплексообразующих углеводородов.
Однако еще предстоят серьезные исследова-
ния по подбору культур, эффективно осущест-
вляющих депарафинизацию, по разработке
режимов микробиологической депарафиниза-
ции, технологии выделения и очистки дизель-
ных топлив, а также по очистке БВК от при-
месей углеводородов.
Таким образом, в настоящее время решен
вопрос получения сырья для организации про-
мышленного производства БВК. Дальнейшие
работы по расширению ресурсов, уменьшению
удельных капиталовложений и снижению сто-
имости сырья для биосинтеза целесообразно
развивать в следующих направлениях:
1.	Быстрейшее освоение и усовершенствова-
ние рекомендованного ГрозНИИ и Гипрогроз-
нефтью способа производства очищенных
жидких парафинов для биосинтеза со сниже-
нием их себестоимости.
2.	Разработка более совершенной техноло-
гии получения жидких парафинов на базе су-
ществующих производств и выделения пара-
финов из фильтратов парафинового производ-
ства с помощью цеолитов и др.
3.	Применение для биосинтеза парафинов,
содержащих до 2% ароматических углево-
дородов, с получением БВК (без примесей
канцерогенных веществ и удаление аромати-
ческих углеводородов из сточных вод.
4.	Микробиологическая депарафинизация
нефтепродуктов (дизельного топлива, масел и
др.) с одновременным получением БВК.
Технология производства БВК
из очищенных жидких парафинов
Используя опыт гидролизно-дрожжевого
производства, ВНИИсинтезбелок за прошед-
шие полтора года разработал и проверил в
заводских условиях технологию получения
БВК из жидких парафинов. Рекомендуемая
технологическая схема производства БВК из
очищенных жидких парафинов (рис. 1) со-
стоит из непрерывных процессов и включает
подготовку питательной среды, выращивание
биомассы дрожжей, их выделение, промывку,
концентрирование и сушку.
Подобран необходимый солевой состав пи-
тательной среды, г/1 кг БВК:
Суперфосфат ........................... 270,0
Хлористый калий .........................54,0
Сернокислый магний безводный............ 13,2
Сульфат аммония ........................ 45,0
Аммиачная вода (с 20% азота)........... 320,0
Сернокислое железо закисное безводное . .	3,4
Сернокислый цинк безводный .............. 1,8
Сернокислый марганец безводный.........	1,7
Следует отметить, что добавление к основ-
ной питательной среде солей закисного желе-
за, цинка и марганца способствует стабилиза-
ции непрерывного процесса, повышает выход
и качество биомассы.
При осуществлении в настоящее время про-
цесса выращивания биомассы дрожжей бла-
гоприятное действие оказывает дрожжевой
автолизат, добавляемый в количестве до
0,5% от получаемой биомассы (улучшается
состояние клеток, увеличивается скорость поч-
кования и др.).
Разработан режим непрерывного накапли-
вания биомассы дрожжей при концентрации
парафина в питательной среде в опытно-
промышленных условиях до 1,5% объемн.
Определен коэффициент скорости процесса на-
копления биомассы дрожжей на средах, со-
держащих парафин; коэффициент равен
0,10—0,12.
На опытных установках и в производствен-
ных условиях достигнут выход биомассы
дрожжей до 80% от исходного парафина.
Для получения БВК с минимальным содер-
жанием углеводородов в технологический про-
цесс введена стадия дополнительной утилиза-
ции парафинов — «дозревание». Это позволи-
ло в производственных условиях снизить со-
держание углеводородов в БВК до 0,2%.
Попытка применить детергенты для удале-
ния остаточных углеводородов из БВК в
опытных и опытно-промышленных условиях
не дала заметного улучшения качества БВК
по сравнению с результатами, достигнутыми
при введении операции «дозревания». Кроме
того, поверхностно-активные вещества, пере-
ходящие в сточные воды, затрудняют их био-
логическую очистку.
155
Си
О
Рис. 1. Технологическая схема производства
хранения парафина; 2 — стерилизатор; 3, 4, 5, 6 —
БВК из
хранения парафина; 2 стерилизатор; 3, 4, 5, 6 — сепараторы соответственно /.
9 — выпарные аппараты; 10 — барометрический конденсатор; 11 — сушилка; 12
I — резервуар для
подогреватели;
13 — воздухоподогреватель;
ДрОЖЖеВОЙ ------------ --	------- ------^л/рппц	uyi
сборник бражки и промывной воды; 21 — сборник; 22 — дрожжерастильный аппарат'
Tlr^Tr^Vtl' I . ПйЛ* ff ттЗх'Т'ГТ тг о ст <4\ т\ гт тгтт тж <т • 111 г>олтл^^       . .	1 \/	*
—г	----- ‘	IV ДрОЖ/лт-оал vvviicn.iHM, f —аммначна
vlll в канализацию; IX — газ; X — жидкие дрожжи; XI — в сборник концентрата
суспензии;
W —топка; ,5 ~ барометрический сборник; И -
18 сборник промывной воды; J.9 — сборник дрожжевой суспензии
тгггчП плтпг. 9/	ПО	___ ... __ __ ы	_
Потоки: / — пар; II — иефтяиаяфракция; ///—раствор питательных* "солей;*
вода; VII — воздух; 1”*'	---------
углеводородов нефти:
  II, III и IV ступени; 7, 8 —
к»	— бункер для готовой продукции;
сборник^ дрожжевого концентрата; 17 — сборник
..	*	после I группы сепараторов; 20 —
,	23 — нагнетатель воздуха; 24 — озонатор.
IV — дрожжевая суспензия: V — аммиачная вода; VI —
Если окажется, что дальнейшие уточнения
режимов «дозревания», промывки, концентри-
рования и сушки биомассы не приведут к по-
лучению БВК лишь со ^следами углеводоро-
дов, то кардинальным решением задачи явит-
ся экстракция углеводородов (вместе с липи-
дами). Исследования в этом направлении про-
водятся.
Основные показатели рекомендуемой техно-
логии получения БВК подтверждают возмож-
ность осуществления многотоннажного произ-
водства БВК из очищенных жидких парафи-
нов. Однако отдельные технологические по-
казатели уступают достигнутым в аналогич-
ных производствах (скорость выращивания
биомассы, расход воздуха и др.), и еще не
использованы все возможности современной
химической технологии и химического 'маши-
ностроения для их повышения.
Для очистки сточных вод производства
БВК предложен биологический метод, уста-
новлены технологические параметры процесса
биологической очистки, определен химический
состав сточных вод до и после очистки. Харак-
теристика очищенной воды приведена в
табл. 2.
Таблица 2
Характеристика сточных вод производства БВК
на жидких очищенных парафинах до и после
биологической очистки
Показатели качества воды	Бражка -|- промывная вода (1:1)	
	поступа- ющая	очищен- ная*
ХПК, мг О2/л		633,4	26,0
БПК 20-суточное, мг О2/л ....	540,0	19,0
Жесткость, мг-экв/л 		5,94	5,84
pH		7,2—7,3	7,1
Прозрачность, см		2,5	Более 35
Содержание, мг/л'.		
взвешенных веществ		86,0	10,0
плотного остатка 		889,0	716,0
хлоридов 		133,8	122,5
фосфора (Р2О5)			54,5	9,62
железа 		0,9	Следы
углеводородов 		140,0	6,4
общего азота 		35,0	21
аммонийного азота		16,0	1,8
нитритов 		0,0	0,6
нитратов 		0,6	10,6
* Расход воздуха в аэротенке — 20—	’5 л!л сточной воды,	
иловый индекс 55,8.		
Вопрос о сбросе сточных вод производства
БВК можно считать в основном уже решен-
ным, и это очень важно для практической ор-
ганизации промышленного получения БВК-
Возврат до 80—85% бражки для замены во-
ды при разбавлении парафинов и рекоменду-
емая очистка сточных вод позволяют полу-
чать согласие органов Госсанинспекции на
сброс очищенной воды в водоемы.
Закладывая в разрабатываемые сейчас про-
екты рекомендуемую технологическую схему и
показатели, необходимо одновременно форси-
ровать исследования процессов в следующих
направлениях:
1.	Повышение концентрации парафинов в
питательной среде до 2—3%.
2.	Интенсификация процесса выращивания
биом ассы.
Эти две задачи должны решаться путем
применения стимуляторов роста биомассы,
улучшения состава питательной среды, а так-
же подачи кислорода при аэрации. Важное
значение при этом будет иметь улучшение
массообмена в ферментерах, эффективные
аэрирующие устройства и др.
3.	Снижение содержания остаточных угле-
водородов в БВК (до следов) путем уточне-
ния режимов «дозревания» биомассы, ее более
совершенной промывки, а также условий упа-
ривания и сушки биомассы.
Главным условием для уточнения и совер-
шенствования технологии получения БВК яв-
ляется быстрейшее создание первого опытно-
промышленного производства БВК. Такое про-
изводство было организовано в 1965 г. на
Краснодарском химическом комбинате на ба-
зе оборудования его дрожжевого цеха. Спе-
циалисты и рабочие этого завода уже имеют
опыт производства БВК и с большим энтузи-
азмом работают над решением проблемы про-
мышленного получения БВК-
Аппаратурное оформление процессов
получения БВК
Проведенные испытания оборудования по-
казали, что большинство аппаратов, исполь-
зуемых в гидролизно-дрожжевом производстве
(сепараторы, теплообменники, выпарные ап-
параты, сушилки и др.), пригодны и для по-
лучения БВК- Следует лишь отметить, что
намечаемые масштабы производства БВК
требуют оборудования большей производи-
тельности, в частности сепараторов, сушилок
и др. Основной же аппарат для выращивания
биомассы дрожжей, применяемый для био-
синтеза белковых веществ на углеводах, дает
низкую производительность на жидких пара-
финах.
На пилотной и опытных установках, а так-
же на опытно-промышленной линии Красно-
дарского химкомбината изучались процессы
157
выращивания дрожжей, аэрации, тепловыде-
ления, теплообмена, флотации, сепарации и
промывки биомассы, щреосования, упаривания
и сушки дрожжей. Было установлено, что при
переработке парафинов культуральная жид-
кость не образует пены при аэрации, умень-
шается поверхность фазового контакта между
жидкостью и газом, что снижает интенсив-
ность массообмена. В этих условиях наблю-
дается эмульгирование парафинов. Потреб-
ность в кислороде на образование 1 кг
абсолютно сухой биомассы увеличивается в
2,5—2,8 раза по сравнению с получением кор-
мовых дрожжей на монозах, а также повы-
шается выделение тепла.
ВНИИсинтезбелок проводил испытания
ферментеров с различными конструкциями
аэраторов. На пилотной установке изучалась
аэрация сред с помощью барботажных аэра-
торов; на установке Новочеркасского завода
опробованы ферментеры с шайбовым аэрато-
ром и всасывающей мешалкой; на опытно-
промышленной линии Краснодарского хим-
комбината испытывались применяемые в гид-
ролизной промышленности ферментеры с
аэраторами типа «шайба» емкостью 240 м3,
эрлифтная система типа Лефрансуа в аппа-
ратах емкостью 32 и 600 Л13.
В целях интенсификации процесса выращи-
вания дрожжей на углеводородах и увеличе-
ния производительности оборудования пред-
ложен ряд конструкций аэраторов. Гипрогид-
ролизом создана конструкция ферментера с
многозонной эрлифтной системой аэрации.
Такой ферментер емкостью 600 л*3 был изго-
товлен на Краснодарском химкомбинате и
испытан <во втором полугодии 1965 г. На Но-
вочеркасской установке разработана и испы-
тывается конструкция ферментера с инжек-
ционной системой аэрации. Подобный фермен-
тер емкостью 850 л*3 проходит испытания на
Краснодарском химкомбинате.
ОКБ МИХМ цровело испытания ферменте-
ра (МИХМ-4) на опытной установке Тавдин-
ского гидролизного завода. Испытания пока-
зали, что этот аппарат еще нельзя рекомен-
довать для многотоннажного производства
БВК из углеводородов нефти. В настоящее
время ОКБ МИХМ совершенствует конструк-
цию аппарата, и предлагаемая модель
МИХМ-11 будет проходить испытания на
опытной установке Новочеркасского завода.
Создание высокоэффективного ферментера
большой производительности остается глав-
ной задачей исследовательских и проектных
организаций (ВНИИсинтезбелок, Гипропидро-
лиз, МИХМ, ВНИИхиммаш).
Характеристика БВК, получаемого
на очищенных жидких парафинах
По химическому составу БВК, получаемый
на очищенных жидких парафинах, близок к
кормовым дрожжам, вырабатываемым гидро-
лизной промышленностью. Он содержит 45—
52% сырого протеина, 3—6% жира, 12—19%
углеводов и 6—7% минеральных веществ в
расчете на абсолютно сухое вещество. Белок
содержит все незаменимые аминокислоты, от-
носится к полноценным белкам, но в нем недо-
статочно метионина. БВК также богат вита-
минами группы В и имеет в своем составе
провитамин Пг-эргостерин, как и кормовые
дрожжи. БВК, получаемый из очищенных
жидких парафинов нефти, имеет следующий
состав:
Питательные вещест-
ва, % к абсолютно
сухому веществу
Витамины, мг/кг аб-
солютно сухого ве-
щества
Сырой протеин 45—52
Истинный белок 35—47
Липиды .... 2—4
Углеводы . . 12—19
Аминокислоты,
% к белку
(на 16% азота)
Лизин .... 6—8
Аргинин . . . 4—6
Гистидин . . .1,7—
2,3
Треонин . . . 3—6
Тирозин . . . 1—3
Триптофан . . 1—3
Метионин . . . 1—2
Валин .... 4—6
Фенилаланин . 3—5
Лейцин . . . 6—9
Изолейцин . . 4—5
Остаточные уг-
леводороды,
%............0,2—
0,9
Bi тиамин . . 5—15
В2 рибофлавин 40—120
В3 пантотено-
вая кислота 50—80 •
В4 холин . . . 3000—
6000
В8 никотиновая
кислота .... 500—800'
Вв пиридоксин . 10—18
В7 биотин . .0,7—1,7
Минеральные
ещества, % к
абсолютно су-
хому веществу
Кальцин . . .0,5—1,0
Фосфор .
Калий
Натрий .
Зола . .
. 1,7—2,3
.1,2—2,0
.0,1—0,3
. 6—9
В отличие от кормовых гидролизных дрож-
жей БВК имеет больше липидов (жиров), а
отдельные его образцы характеризуются
более высоким содержанием рибофлавина,,
пантотеновой и никотиновой кислот.
При освоении и налаживании технологии
производства БВК первые опытные партии
продукта отличались большими колебаниями
в содержании белка (от 35 до 51%) и жиров
(от 2 до 16%). Значительное количество опыт-
ных партий БВК содержало 2—3% остаточ-
ных углеводородов (в отдельных партиях до
6%). Поэтому в первых временных техниче-
ских условиях на опытные партии БВК,
утвержденных в начале 1964 г., была принята
пониженная (на 3%) норма белка по сравне-
нию с кормовыми гидролизными дрожжами и
158
допускалось содержание до 2% остаточных
углеводородов.
В 'марте 1964 г. были применены технологи-
ческие способы, позволившие снизить содер-
жание остаточных углеводородов в БВК до
0,7%. В IV квартале 1964 г. в .результате
усовершенствования технологии и при освое-
нии непрерывного процесса были получены
партии БВК с более постоянным химическим
составом. Содержание белка составило около
50% и остаточных углеводородов 0,2—О,5°/0.
Это позволило в новых ВТУ на опытные пар-
тии БВК, введенных в действие с января
1965 г., повысить требования к качеству про-
дукта. Изменение качества БВК по содержа-
нию белка и остаточных углеводородов пока-
зано на рис. 2. на примере Краснодарского
химкомбината.
ства, как это было установлено Грозненской
СЭС.
Институтами АН СССР, (ИХПС, ИНХС,
ИНЭОС), ВНИИсинтезбелок и организация-
ми Минздрава СССР (ИЭКО и ИО АМН)
проведена большая работа по уточнению ме-
тодик определения общего количества углево-
дородов и 3,4-бензпирена в БВК.
Однако для более детальной характеристи-
ки БВК необходимы методики определения
группового углеводородного состава и ряда
индивидуальных поликонденсированных аро-
матических углеводородов. До настоящего
времени надежные методики, позволяющие
производить такие определения в малых ко-
личествах углеводородов, указанными выше
организациями еще не разработаны.
За последний период передано для иссле-
Рис. 2. Содержание белка и
углеводородов в БВК, по-
лучаемом на Краснодар-
ском химическом комби'
нате
Норма по ВТУ
В
I в шпу'й’ш'ша.хпш I
1963 г. было выработано 18,3 т БВК, а в
1964 г.— 154,5 т, на 1 июня 1965 г.—148,5 т,
всего 321,3 т, в том числе: на опытной уста-
новке Тавдинского гидролизного завода 8,7 т;
на опытной установке Новочеркасского завода
синтетических продуктов 21,2 т (кроме того,
16,7 т БЖК); на опытно-промышленной линии
Краснодарского химкомбината 288,1 т; на
опытной установке Кадиевского коксохими-
ческого завода 3,3 т.
Основным поставщиком опытных партий
БВК является Краснодарский химкомбинат,
где уделяется большое внимание повышению
качества выпускаемого продукта.
Важным разделом исследования качества
БВК являлась оценка его по содержанию ос-
таточных углеводородов и наличию канцеро-
генных веществ.
Данные о качестве белково-витаминного
концентрата позволяют сделать вывод, что
3,4-бензпирен может попадать в БВК не из
углеводородного сырья, а из других источни-
ков, одним из которых является, например,
сульфат аммония коксохимического производ-
П Ш Ш V месяцы
дований и испытаний на лабораторных и сель-
скохозяйственных животных около 300 т БВК-
Отдельные партии белково-витаминных и
жировых дрожжей использовались для полу-
чения жира и биошрота, что представляет
собой уже самостоятельную проблему, имею-
щую большое народно-хозяйственное значение.
Белково-витаминный концентрат, получае-
мый на очищенных жидких парафинах, как и
кормовые дрожжи, выпускаемые гидролизной
промышленностью, по содержанию питатель-
ных и минеральных веществ, по аминокислот-
ному и витаминному составам представляет
собой ценный белково-витаминный корм, не-
обходимый животноводству, в первую очередь
для откорма свиней и птицы.
В связи с высокими требованиями к качест-
ву БВК, предъявляемыми организациями
Минздрава и МСХ СССР, следует уделить
особое внимание дальнейшему улучшению ка-
чества БВК в отношении постоянства его хи-
мического состава, минимального содержания
остаточных углеводородов, уменьшения коли-
чества липидов и отсутствия канцерогенных
159
веществ. В связи с этим необходимо:
разработать методику определения общего
количества остаточных углеводородов при их
малом (от десятых до сотых долей процента)
содержании в БВК;
разработать чувствительные методы опре-
деления группового состава углеводородов
при их малом общем количестве;
резко увеличить чувствительность метода
определения 3,4-бенэпирена и разработать
методики определения в БВК малых коли-
честв других канцерогенных углеводородов;
расширить исследования по подробному оп-
ределению липидного состава БВК.
Технико-экономические предпосылки
эффективности производства БВК
Исследования по определению экономиче-
ской эффективности получения БВК на основе
очищенных жидких парафинов проводились в
институтах ВНИИсинтезбелок и Гипрогидро-
лиз как в процессе проработки отдельных эко-
номических вопросов получения белка из раз-
личного сырья, так и при разработке проект-
ной документации по организации опытно-
промышленного производства БВК.
Удельные капиталовложения в строительст-
во завода мощностью 70 тыс. т БВК в год
определены примерно в 185 руб. на 1 т БВК,
а с учетом долевого участия в затратах на со-
оружение установок для получения жидких
очищенных парафинов — 228 руб. Себестои-
мость 1 т БВК по ориентировочным расчетам
составит около 100 руб. Капиталовложения с
учетом реализации получаемых дополнитель-
ных продуктов животноводства окупаются в
течение нескольких месяцев.
Организация производства БВК не предпо-
лагает замены или сокращения производства
растительного и животного белка или кормо-
вых дрожжей из растительных отходов, а яв-
ляется дополнительным источником получения
белковых веществ для добавки в корма.
Из 1 т жидких очищенных парафинов, мож-
но получить 700 кг БВК, применение которых
в сельском хозяйстве дополнительно даст:
525 кг свинины (в живом весе) или 1400 кг
мяса птицы (в живом весе), или 21 тыс. ку-
риных яиц, или сэкономит цельного молока
2,8—4,2 тыс. л.
Применение в рационах скота и птицы 1 т
кормовых белково-витаминных дрожжей (по
данным ВИЖ) позволяет получить дополни-
тельно: 0,75 т свинины (в живом весе) или
2 т мяса птицы (в живом весе), или 30 тыс.
куриных яиц, или сэкономить цельного моло-
ка 4,6 тыс. л.
150
Использование в животноводстве 1 млн. т
БВК в соответствии со структурой их потреб-
ления, намечаемой Госпланом СССР, позво-
лит получить дополнительную продукцию:
Свинины (в живом весе) . . . 300 тыс. т
Мяса птицы (в живом весе) . 600 тыс. т
Яиц куриных............6	млрд. шт.
Молока цельного ....... 500 тыс. т
Технико-экономические показатели произ-
водства БВК, полученные в порядке пред-
лроектной проработки, следует рассматривать
как предварительные, но выявленный порядок
цифр, характеризующих себестоимость и
удельные капиталовложения, дает основание
утверждать, что производство белково-вита-
минного концентрата эффективно и имеет
важное народнохозяйственное значение.
Проектирование установок, цехов
и предприятий по производству БВК
На основании проводимых исследователь-
ских работ ВНИИсинтезбелок выдал в 1963—
1964 гг. исходные данные на проектирование:
опытно-промышленных установок по произ-
водству БВК из углеводородов нефти мощно-
стью до 300 т в год;
опытно-промышленных цехов мощностью
10—12 тыс. т в год;
промышленных предприятий мощностью
35—70 тыс. т в год.
В 1963 г. Гипрогидролиз и ВНИИсинтезбе-
лок совместно с предприятиями запроектиро-
вали и создали опытно-промышленные уста-
новки на Новочеркасском заводе синтетиче-
ских продуктов и Краснодарском химкомби-
нате с использованием части оборудования
дрожжевого цеха этого комбината.
В 1964 г. Гипрогидролиз выполнил проект-
ное задание опытно-промышленной установки
мощностью 300 т в год, без привязки к кон-
кретной точке строительства. В том же году
Гипрогидролиз и Гипронефтезаводы разрабо-
тали проектное задание опытно-промышлен-
ного цеха мощностью 10—12 тыс. т БВК в
год при Уфимском нефтеперерабатывающем
заводе им. XXII съезда КПСС.
В июле 1964 г. Гипрогидролиз закончил
проработку предпроектных соображений о за-
воде по производству БВК мощностью
70 тыс. т в год. Эти предцроектные соображе-
ния рассмотрены и одобрены Государствен-
ным комитетом по координации научно-иссле-
довательских работ СССР и Гюснефтехимко-
митетом.
В октябре 1964 г. Северо-Кавказский Гип-
ропищепром закончил проектное задание
опытно-промышленного цеха по производству
БВК на углеводородах мощностью 5 тыс. т в
год при Усть-Лабинском сахарном заводе.
Сейчас это проектное задание пересматривает-
ся в соответствии с решением, принятым при
его обсуждении в Госкомитете по пищевой
промышленности.
Гипрогидролизом выполнено проектное за-
дание на реконструкцию опытной установки
Краснодарского химкомбината для создания
на этом предприятии первого опытно-промыш-
ленного производства БВК мощностью 6 т в
сутки.
На основании работ, проведенных в лабора-
торных и камеральных условиях, а также на
опытно-промышленных установках, институтом
ВНИИсинтезбелок в декабре 1964 г. выданы
исходные данные на разработку проектов пер-
вых предприятий по производству БВК из
углеводородов нефти 'мощностью 35 и
70 тыс. т в год.
В настоящее время Гипрогидролив присту-
пил к разработке проектного задания типово-
го корпуса -цеха по производству БВК мощ-
ностью 35 тыс. т в год.
-По указанию ВСНХ СССР с 17 по 20 марта
1965 г. в Краснодаре было проведено Всесо-
юзное научно-техническое совещание по проб-
леме '«Микробиологическое получение и ис-
пользование -белково-витаминных концентра-
тов из углеводородов нефти — очищенных
жидких парафинов». На этом совещании бы-
ли подведены «тоги всех научно-исследова-
тельских работ в области получения и исполь-
зования белково-витаминного концентрата из
углеводородов нефти, проведенных в Совет-
ском Союзе в соответствии с постановлениями
Совета Министров СССР от 27 сентября
1963 г. и ВСНХ СССР от 7 сентября 1963 г.
№ 56.
Совещанию предшествовала большая подго-
товительная работа. Результаты научно-иссле-
довательских и опытных работ были предва-
рительно рассмотрены на заседаниях ученых
советов, отраслевых научных конференциях и
симпозиумах, проведенных в 1965 г. Госкоми-
тетом нефтеперерабатывающей и нефтехими-
ческой промышленности, Академией наук
СССР, Министерством сельского хозяйства
СССР и Министерством здравоохранения
СССР. В период подготовки к совещанию на
Краснодарском химкомбинате была создана
непрерывно действующая опытно-промышлен-
ная линия по производству БВК. Научными
сотрудниками института ВНИИсинтезбелок в
творческом содружестве с производственника-
ми здесь была внедрена новая технология,
обеспечивающая получение БВК высокого ка-
чества, высокопродуктивные штаммы микро-
организмов, а также введен в опытную экс-
плуатацию ферментер новой конструкции.
В работе совещания приняли участие
320 чел., в том числе 150 сотрудников науч-
ных, проектных и конструкторских организа-
ций, специалисты высших учебных заведений,
промышленных предприятий, ответственные
работники партийных opraiHOB, министерств,
государственных комитетов и ведомств СССР
и союзных республик. В числе участников со-
вещания были крупные ученые Академии наук
СССР, Всесоюзной академии сельскохозяйст-
венных наук имени В. И. Ленина и Академии
медицинских наук СССР, в том числе 20 док-
торов и 62 кандидата наук.
На пленарном заседании совещания были
заслушаны три доклада Госнефтехимкомите-
та, два доклада Министерства сельского хо-
зяйства СССР, доклады Академии наук
СССР и Академии медицинских наук СССР.
Работали две секции — секция получения
БВК обсудила 17 докладов и секция приме-
нения БВК — 22 доклада.
В результате обсуждения заслушанных до-
кладов и состоявшегося обмена мнениями Все-
союзное научно-техническое совещание едино-
душно приняло решение, в котором отмечено,
что за полтора года, прошедших после приня-
тия правительством постановления о развитии
научно-исследовательских работ ,в области
биологически активных веществ и об органи-
зации их производства, коллективы ученых,
проектировщиков и производственников про-
вели большую и плодотворную работу, на-
правленную на решение важной народнохо-
зяйственной задачи — получения кормового
белка на основе очищенных жидких парафи-
нов и его использования в сельском хозяйстве.
'Совещание подвело итоги работы 19 научно-
исследовательских институтов и вузов Мини-
стерства сельского хозяйства СССР, Мини-
стерства здравоохранения СССР и Минздра-
ва РСФСР, которые в течение полутора лет
исследовали питательную ценность и безвред-
ность БВК более чем на 17 тыс. различных
сельскохозяйственных и лабораторных живот-
ных, птиц и пушных зверей. В решении сове-
щания указано, что в результате этих иссле-
дований накоплен фактический материал, ко-
торый дает возможность судить о высокой
зоотехнической эффективности БВК. Призна-
но, что БВК можно использовать как белко-
во-витаминную добавку в кормовые рационы
птицы, свиней, жвачных животных и пушных
зверей в пределах 20—25% общей потребно-
сти в животном белке и в количестве 5% от
веса комбикормов. Возможные токсические
свойства БВК (канцерогенные, лейкозогенные,
II Зак. 905
161
тиратогеиные и др.) исследовались на протя-
жении 7—10 мес. более чем на 5 тыс. лабора-
торных животных. Эти исследования еще не
закончены, однако уже теперь можно утверж-
дать, что при кратковременном ведении даже
значительных количеств препарата БВК У
подопытных животных не наблюдалось
острых токсических явлений.
На основании итогов совещания Государ-
ственный комитет по координации научно-ис-
следова1ельских работ СССР, Совет Министров
РСФСР, Госнефтехимкомитет, Академия наук
СССР, Министерство здравоохранения СССР
и Министерство сельского хозяйства СССР
внесли предложения о дальнейшем развитии
научно-исследовательских и особенно опытных
работ по организации промышленного произ-
водства БВК с сооружением для этой цели в
сжатые сроки ряда опытно-промышленных це-
хов.
Правительство рассмотрело эти предложе-
ния и на их основе приняло ряд решений, име-
ющих важное значение.
Распоряжением от 27 мая 1965 г. ВСНХ
СССР обязал Совет Министров РСФСР обес-
печить строительство в 1965—1966 гг. и ввод в
эксплуатацию в IV квартале 1966 г. опытно-
промышленных цехов по получению микробио-
логическим способом белково-витаминного
концентрата из очищенных жидких парафи-
нов; на уфимском нефтеперерабатывающем
заводе им. XXII съезда КПСС Средне-Волж-
ского совнархоза мощностью 12 тыс. т в год и
на Усть-Лабинском сахарном заводе Северо-
Кавказского совнархоза мощностью 8 тыс. т в
год. Совет Министров РСФСР обязан также
создать в 1965 г. на Краснодарском химиче-
ском комбинате Северо-Кавказского совнар-
хоза поточное опытно-промышленное произ-
водство белково-витаминного концентрата из
очищенных жидких парафинов мощностью
6,4 т в сутки с использованием имеющегося
оборудования дрожжевого цеха комбината.
Распоряжением Совета Министров СССР
от 8 мая 1965 г. установлена единовременная
премия первой степени в размере 150 тыс. руб.
для научно-исследовательских, проектных и
конструкторских организаций, проблемных и
отраслевых лабораторий высших учебных заве-
дений, опытных производств, центральных за-
водских лабораторий и предприятий за реше-
ние научной проблемы микробиологического
получения белково-витаминных концентратов
из очищенных жидких парафинов.
Решение Всесоюзного научно-технического
совещания и постановления правительства,
принятые по итогам совещания, являются про-
граммой работы , научно-исследовательских и
проектных институтов Госнефтехимкомитета,
Академии наук СССР и всех других организа-
ций, участвующих в решении важной народно-
хозяйственной проблемы микробиологического
получения и использования белково-витамин-
ных концентратов из углеводородов нефти.
Таким образом, коллектив ученых, проек-
тировщиков и производственников проделал в
короткие сроки большую и плодотворную ра-
боту, приблизившую практическое решение
проблемы получения кормового белка на осно-
ве углеводородов нефти. Однако полученные
результаты следует рассматривать как первый
этап на пути к этой важной цели. Предстоит
еще провести огромную работу в области мик-
робиологии, технологии и создания новой вы-
сокопроизводительной аппаратуры по произ-
водству БВК.. Для этого необходимо еще шире
развить исследования в академических и от-
раслевых институтах и вузах, укрепить их экс-
периментальную базу и создать в 1965 г. пер-
вое опытно-промышленное производство БВК.
Нет сомнения, что при том большом внима-
нии и помощи, которые оказывают Централь-
ный Комитет партии и правительство разви-
тию научно-исследовательских работ в обла-
сти биологически активных веществ и органи-
зации их производства, важная народнохозяй-
ственная проблема получения кормового бел-
ка из углеводородов нефти будет успешно ре-
шена.
ЗАВОД ПО ПРОИЗВОДСТВУ БВК ИЗ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ 70 ТЫС. Т]ГОД
Известно, что во всех странах мира, в том
числе в СССР, остро ощущается недостаток
белка. В связи с этим рассматриваемый на
данном совещании процесс крупного промыш-
ленного производства белково-витаминных
А. А. АНДРЕЕВ
Гипрогндролнз
концентратов из углеводородов нефти имеет
большое значение. Внедрение этого процесса в
промышленность позволит существенно умень-
шить образовавшийся дефицит в . белках.
Институт Гипрогидролиз Гослескомитета,
162
на который возложено проектирование пред-
приятий по производству БВК, в настоящее
время заканчивает разработку проектных за-
даний опытно-промышленных цехов для про-
изводства биомассы из нефтяных парафинов с
привязкой этих цехов на Московском нефте-
перерабатывающем заводе и уфимском НПЗ
им. XXII съезда КПСС. Кроме того, Гипро-
гидролиз сделал предпроектную проработку
заводов по производству 35 и 70 тыс. т в год
БВК из нефтяных парафинов.
При выполнении этой работы институт
встретился с целым рядом трудностей, вызван-
ных как огромными масштабами намеченного
производства, так и особенностями протекания
процесса микробиологического синтеза в ус-
ловиях новой питательной среды, каковой яв-
ляются нефтяные парафины.
На рисунке (см. стр. 156) представлена
принципиальная технологическая схема произ-
водства белково-витаминного концентрата из
углеводородов нефти. Она несколько отличает-
ся от схемы, принятой в гидролизной промыш-
ленности для производства белковой массы из
углеводов.
Технологический процесс производства
БВК разделяется на следующие производст-
венные операции:
подготовка среды для выращивания био-
массы;
подготовка питательных веществ;
подготовка чистой культуры БВК;
выращивание товарных БВК;
выделение дрожжевой массы и ее про-
мывка;
концентрирование дрожжевой массы;
сушка товарных БВК;
упаковка БВК.
Для того чтобы получить дрожжевую мас-
су, надо создать все необходимые условия,
обеспечивающие интенсивное размножение
дрожжевых клеток на среде, какой являются
углеводороды. Для этого необходимо, чтобы
среда (углеводороды) была определенной кон-
центрации, температуры, pH. В связи с тем,
что целый ряд камеральных испытаний еще не
окончен, впоследствии может оказаться необ-
ходимым выдерживать и другие условия. Не-
обходимо, чтобы содержание ароматических
углеводородов в парафине было минимальным,
о чем подробно было сказано в предыдущем
докладе.
В настоящее время на операции подготов-
ки среды нами предусматриваются меры по
дезинфекции жидкости, идущей на разбавле-
ние парафинов. Несмотря на то, что выращи-
вание биомассы идет при интенсивном аэриро-
вании и, следовательно, эмульгировании, в тех-
11*
нологической схеме предусматривается спе-
циальный эмульгатор для предварительного
создания из смеси жидкости и парафинов
эмульгированной среды, в которой содержание
углеводородов должно составлять 1%. Перед
выращиванием биомассы желательно темпера-
туру среды иметь в пределах 22—24°.
При выращивании биомассы необходима
подача питательных веществ: фосфора, азота,
калия и др. Подготовка этих солей в необхо-
димой концентрации производится в специаль-
ных аппаратах, и подаются они по особому
режиму.
Культура белково-витаминных концентра-
тов является специфичной. Подготовка ее осу-
ществляется на специальной установке, так
называемой установке чистой культуры, со-
стоящей из ряда аппаратов для последова-
тельного наращивания массы чистой культуры
БВК.
Обычное выращивание дрожжей на гидро-
лизных заводах осуществляется в сравнитель-
но простом по конструкции аппарате. Но мас-
штабы производства БВК из парафинов на-
столько велики (ведь 70 тыс. т БВК в год —
это в 20—30 раз больше, чем мощность дейст-
вующих сейчас отдельных заводов гидролиз-
ной промышленности), что требуются соответ-
ствующие новые конструктивные решения,
обеспечивающие высокую производительность
аппарата. Кроме того, условия выращивания
БВК отличаются от условий выращивания
дрожжей на гидролизных или сульфитцеллю-
лозных заводах. Отличие заключается глав-
ным образом в большем потреблении кислоро-
да воздуха на 1 кг биомассы, большем тепло-
выделении, меньшем пенообразовании, более
интенсивном микробиологическом заражении.
На схеме представлен один из вариантов
дрожжерастительного аппарата; диаметр его
16 м, высота около 10 м. Для завода мощ-
ностью 70 тыс. т БВК требуется 10—12 таких
аппаратов. Аппарат этот представляет собой
емкость, в которой установлено несколько воз-
духораспределительных устройств (диффузо-
ров) . Под каждый диффузор подводится воз-
дух по воздухопроводам. В аппарат непрерыв-
но подводится чистая культура дрожжей, пи-
тательная среда и соли. Выращивание идет
при большом потреблении кислорода; на 1 кг
сухих БВК требуется до 60—80 л/3 воздуха.
Это количество воздуха обеспечивается воз-
духоподающим агрегатом, который создает
напор 6—8 м вод. ст. Для заводов с большой
производительностью потребуется разработка
специальных конструкций воздуходувных ма-
шин.
Выращивание БВК идет в эмульсионном
. 163
состоянии при температуре 35—38°. В дрож-
жерастильный аппарат прибавляется оп-
ределенное количество питательных солей —
фосфор в виде суперфосфатной вытяжки, ка-
лий в виде раствора солей и азот в виде ам-
миачной воды. В лабораторных условиях уда-
валось получать с каждого килограмма пара-
фина до 800—900 и даже 1000 г БВК в сухом
виде, в опытно-промышленных условиях этих
показателей достичь не удается. В среднем
выход белка составляет 70—75%. При условии
получения на нефтеперерабатывающем заводе
100 тыс т/год парафина можно получить
70 тыс. т/год БВК-
Белок, получаемый из углеводородов и уг-
леводов, ценен тем, что при его синтезе обра-
зуется весь необходимый набор витаминов.
Это не просто животный или растительный
белок, а высоковитаминизированный белок с
большим содержанием аминокислот.
Выращивание белка идет при выделении
большого количества тепла — 4—5 тыс. кал на
1 кг БВК, поэтому аппараты и диффузоры не-
обходимо охлаждать с внутренней и наруж-
ной поверхности. Очень важно, чтобы на неф-
теперерабатывающих заводах, где будут соз-
даваться цехи по производству БВК, была хо-
лодная вода, например грунтовая, с целью ис-
пользования ее на охлаждение дрожжерас-
тильных аппаратов. При отсутствии холод-
ной воды и наличии в летнее время воды с по-
вышенной температурой приходится дополни-
тельно ставить холодильные машины, как это
предусматривается на уфимском НПЗ им.
XXII съезда КПСС.
Далее идет процесс выделения, сгущения и
промывки БВК, осуществляемый при помощи
сепараторов и водоструйных насосов. Сгуще-
ние суспензии производится на сепараторах. В
отечественной промышленности изготовляются
сепараторы максимальной производительно-
стью 35 м3/ч. Для завода большой мощности
потребуется несколько десятков сепараторов.
Необходимо разработать новую конструкцию
высокопроизводительного сепаратора до 75—
100 м3/ч.
При промывке БВК в водоструйных насо-
сах и сборниках, частично происходит удале-
ние ароматических углеводородов и других
вредных веществ из состава белково-витамин-
ных концентратов.
После промывки и сгущения БВК на сепа-
раторах осуществляется процесс упаривания
дрожжевой суспензии на выпарных аппаратах.
Этот процесс освоен в гидролизной промыш-
ленности. Перед выпаркой производится плаз-
молиз, т. е. разрушение дрожжевой клетки при
температуре 70—80° с целью перевода дрож-
жей в разжиженное состояние без разрушения
витаминного состава БВК-
Упаривание дрожжевой суспензии от на-
чальной концентрации 12—15 до 22—25% су-
хих веществ производится на вакуум-выпар-
ной установке при температуре не выше 80°.
После упаривания дрожжевой концентрат
подается на сушку с целью получения БВК в
сухом виде (влажность не более 10%). Сушка
осуществляется на распылительных сушилках
в струе нагретого воздуха. При кратковремен-
ном контакте БВК с горячим воздухом вита-
минный состав не разрушается. Для завода
мощностью 70 тыс. т/год БВК .требуется до
5 сушилок производительностью 7—8 т/ч уда-
ляемой влаги каждая. Необходимо разрабо-
тать конструкцию таких сушилок и освоить их
производство.
Полученные сухие дрожжи в виде светло-
коричневой массы являются готовым продук-
том, высушенным до 10%-ной влажности.
Большая влажность не рекомендуется, потому
что при интенсивном увлажнении дрожжевой
белок разрушается, омертвляется, а мертвый
белок — вещество ядовитое.
При производительности завода 70 тыс. т/год
БВК (или 203 т/сутки при числе рабочих дней
в году 345) расходные показатели, согласно
принятым в 1964 г. предпроектным соображе-
ниям и нормам, составят (т/сутки):
Парафин жидкий .... 270
Суперфосфат............55
Сульфат аммония ...	9
Хлористый калий .... 11
Сернокислый магний . .	6
Аммиачная вода .... 65
Энергетические расходы на 1 т готовой
продукции будут приблизительно следую-
щими:
Пар, т................4—5
Вода, л3 ............ 120
Электроэнергия, квт-ч . 1880
Участвующая в процессе биосинтеза вода
не выбрасывается в канализацию, а в основ-
ном вновь используется как оборотная.
Основные технико-экономические показате-
ли завода,подсчитанные ориентировочно и тре-
бующие дальнейшего уточнения, приводятся
ниже:
Капитальные вложения, включая стоимость
установки карбамидной депарафинизации
производительностью 1000 тыс. т/год по
дизельному топливу, млн. руб..........17,0
в том числе стоимость установки кар-
бамидной депарафинизации, млн. руб. 4,0
Удельные капиталовложения с учетом стои-
мости установки карбамидной депарафи-
низации, руб/т........................228
Штат завода без учета штата установки
карбамидной депарафинизации, чел. . . . 213
164
Выработка продукции на одного работающе-
го, тыс. руб............................105,0
Годовая выработка продукции в оптовых це-
нах, тыс. руб........................... 22500
Себестоимость 1 т БВК (при стоимости
жидкого парафина 20 руб/т), руб/т ... 96
При увеличении стоимости парафина соот-
ветственно увеличится себестоимость готовых
БВК.
Структура себестоимости БВК, получаемых
из нефтяных парафинов, следующая, %:
Сырье.......................30,0
Химикаты....................23,0
Пар..........................9,3
Вода........................ 1,9
Электроэнергия ............. 4,8
Газ на сушку дрожжей .... 4,2
Заработная плата ........... 2,2
Итого.................75,5
Цеховые расходы.............20,0
Общезаводские расходы ... 4,5
Приведенная структура себестоимости так-
же является предварительной, требующей
уточнения в проектном задании.
Высокие капитальные вложения при при-
менении сравнительно несложного оборудова-
ния объясняются высокой стоимостью кислото-
упорных сталей, идущих на изготовление ап-
паратуры, оборудования и трубопроводов за-
вода БВК.
Корпус завода решен в виде двухобъемно-
го здания. Дрожжерастильные аппараты, су-
шилки и другие крупногабаритные аппараты
вынесены из здания. Холодильные машины,
компрессоры и другое аналогичное оборудо-
вание устанавливается внутри здания. Корпус
имеет длину 240 м, ширину 72 м, юбъем
140 тыс. .и3.
Дальнейшая разработка технологии н ап-
паратуры может в некоторых узлах упростить
или изменить намеченный процесс производ-
ства БВК. Однако изложенное является ос-
новой, на которой могут быть получены белко-
во-витаминные концентраты из нефтяных па-
рафинов.
КОНДЕНСАЦИОННО-ИСПАРИТЕЛЬНЫЙ МЕТОД РАЗДЕЛЕНИЯ
ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭТИЛЕНА
ИЗ СУХИХ ГАЗОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ1
Создание нефтеперерабатывающих заво-
дов большой мощности, предусматривающих
глубокую переработку нефти, на которых вы-
ход сухих газов достигает 3—4,5% вес., а со-
держание углеводородов С2 в газе 45—50%
вес., выдвигает задачу квалифицированного
использования сухих газов нефтепереработки.
Расчеты показывают, что за счет переработки
сухих газов можно получить до 120—180 тыс. т
этилена на заводе мощностью 12 млн. т/год.
Между тем в настоящее время ни одна про-
ектная организация Госнефтехимкомитета не
работает над проблемой производства этилена
из сухих газов, несмотря на то, что проекты
квалифицированных установок, предназначен-
ных для этого, отсутствуют.
Такое положение сложилось в результате
того, что до самого последнего времени счи-
талось, что использование сухих газов для
производства этилена экономически менее це-
1 Приводится в более полном изложении и с учетом
последних данных.
В. С. ГЕРШ
Гипрогазтоппром
Б. Г. БЕРГО
ВНИИнефть
лесообразно, чем использование пропан-бута-
новых и бензиновых фракций. Оценка сухих
газов как малоперспективного сырья для про-
изводства этилена является неоправданной и
односторонней, ибо углеводороды С3—С4, бу-
дучи наиболее массовым сырьем для химиче-
ской переработки и топливом для быта, явля-
ются дефицитными, а бензиновые фракции
имеют весьма большой спрос как горючее для
карбюраторных двигателей. Кроме того, для
районов, удаленных от мест добычи нефти, су-
хие газы нефтепереработки безусловно долж-
ны рассматриваться как один из основных
сырьевых источников производства этилена.
Таким образом, задача создания специаль-
ных установок для производства этилена из
сухих газов нефтепереработки приобретает в
настоящее время большое практическое зна-
чение.
В настоящем сообщении содержатся основ-
ные данные по мощной этиленовой установке,
использующей в качестве сырья сухие газы
165
НПЗ и работающей по принципиально новой
схеме разделения1 * 1 2.
В основу технологической схемы., предла-
гаемой этиленовой установки, положен конден-
сационно-испарительный метод разделения га-
зов. Этот метод является комбинированным
процессом неадиабатической ректификации,
при котором процесс противоточной конденса-
ции исходной смеси осуществляется за счет
холода противоточного испарения полученно-
го конденсата. Процесс может быть осуществ-
лен в трубчатом аппарате, трубное и межтруб-
ное пространство которого снабжены спе-
циальными элементами (насадка или тарел-
ки), обеспечивающими развитые поверхности
контакта, необходимые для протекания про-
цесса массообмена.
Представленные материалы в силу поиско-
вого характера работы следует рассматривать
как ориентировочные, нуждающиеся во все-
сторонней экспериментальной проверке.
Сырье, получаемые продукты
и технологическая схема
В качестве сырья этиленовой установки
принят сухой газ, состав которого определен
как средний состав непредельных сухих газов
от процессов каталитического крекинга и ТКК,
получающихся согласно данным институтов
Гипронефтезаводы и ВНИИНП при перера-
ботке ромашкинской или арланской нефтей на
перспективном НПЗ мощностью 12 млн. т!год.
Количество сухих непредельных газов принято
равным 327 тыс. т)год, что соответствует пере-
работке арланской нефти по схеме варианта 1.
Помимо этого на установке перерабатывается
этановая фракция в количестве 32 тыс. т, по-
лучаемая с производства этилена и пропилена,
сырьем которого являются рафинаты катали-
тического риформинга. Таким образом, сум-
марное количество перерабатываемых газов
составляет 359 тыс. т!год. Сухой газ поступает
на этиленовую установку под давлением
12 ата после цеха сероочистки. Содержание
сернистых соединений и углекислого газа в су-
хом очищенном газе должно быть не более,
мг/нм3:
СО2.....................40
H2S.....................20
Сераорганических .... 200
, Состав газа, поступающего на разделение,
с учетом газа пиролиза этана, рециркулирую-
1 См. совместную работу ВНИИнефти и Гипрогаз-
топпрома «Установка производства этилена из сухих га-
зов НПЗ», архив. № ГГТП 990/419.
щего в системе этиленовой установки, пока-
зан ниже (% объемн.):
Н2 ....................29,0
СН4....................30,0
С2Н4 ..................18,0
С2Нв ..................18,0
2С3 .....................3,5
2С4......................0,5
2Са и выше.............. 1,0
100,0
Чистота этилена, получаемого на установ-
ке, должна соответствовать требованиям пере-
работки этилена в полиэтилен. Этилен вы-
дается потребителю под давлением 7 ата. Чи-
стота метановой фракции, получаемой на уста-
новке, не регламентируется. Давление метана
на границе установки принято 6 ата. Чистота
водородной фракции должна быть в пределах
85—92% объемн., что позволяет использовать
водород в процессах нефтепереработки. Дав-
ление водорода на границе установки — 50 ата.
Пропан-пропиленовая фракция с примесью
более тяжелых углеводородов откачивается с
установки под давлением 20 ата. Состав этой
фракции не регламентируется.
Ниже приводится расчетный материаль-
ный баланс установки газоразделения:
ТЫС.
т/год % вес.
Взято:
Сухой газ НПЗ .................. 327	91,2
Этановая фракция пиролиза . .	32	8,8
Итого................ 359	100,0
Получено:
Водородная фракция (90%
объемн. водорода)........... 35,5	9,9
Метановая фракция (94%
объемн. метана)..............121,5*	33,9
Этилен (99,9% этилена) . . . 155,6	43,4
Тяжелые фракции (пропан-про-
пилен и выше).................31,6	8,8
Итого............... 344,2	96,0
Потери .............. 14,8	4,0
Всего................. 359,0	100,0
♦ В варианте установки с применением в качестве при-
вода основных турбокомпрессоров газовых турбин
47 тыс. т/год метановой фракции используется как топ-
ливо.
Технологическая схема установки по полу-
чению этилена из сухих газов НПЗ состоит из
трех основных технологических узлов:
1) узла пиролиза этана, в котором пироли-
зуется рециркулирующая этановая фракция,
выделяемая в узле газоразделения;
2) узла компрессии, в котором осуществ-
ляется компрессия газов пиролиза этана с 1,5
166
до 12 ата, смешение этих газов с сухими газа-
ми НПЗ, поступающими на установку под дав-
лением 12 ата, и дожитие суммарного потока
газа с 12 до 60 ата. В узле компрессии осу-
ществляется тонкая очистка суммарного пото-
ка газа от сернистых соединений, ацетилена и
его гомологов;
3) узла газоразделения, в котором осуще-
ствляется полное разделение суммарного по-
тока газа на водородную, метановую, этилено-
вую и этановую фракции и остаток, включаю-
щий пропан и более высококипящие углеводо-
роды. В составе этого узла предусматривается
осушка газа, поступающего на разделение.
проходит очистку от ацетилена и его гомоло-
гов в реакторе 17.
Суммарный поток газов под давлением
60 ата (прямой поток) подвергается далее -
осушке в адсорберах 1, переключающихся с
частотой примерно один раз в 3—4 мин. Реге-
нерация адсорбента осуществляется обратным
потоком метана при нормальной температуре
(без нагрева адсорбента). При таком режиме
осушки объем адсорберов оказывается незна-
чительным, а глубина осушки увеличивается
при снижении расхода внешнего тепла на ре-
генерацию адсорбента до минимума. После
адсорберов прямой поток газа направляется в
Технологическая схема установки по получению этилена из сухих газов НПЗ
Аппараты: 1 — адсорбер-осушитель; 2— этановая колонна; 3 — теплообменники обратных потоков; 4 — детандер теплого по-
тока; 5 — переохладитель конденсата; 6 — укрепляющая колонна; ?— переохладитель флегмы; 5—метановая колонна; 9 — низко-
температурный блок; 10 — конденсатор-испаритель; //-—этиленовый холодильник; 12— этиленовая колонна; 13 — детандер холод-
ного потока; /•/ — регенератор; /5 — метановый компрессор; 16 — этиленовый компрессор: 17 — реактор гидрирования; 18 — щелоч-
ная колонна; 19 — компрессор сухого газа; 20 — компрессор пирогаза; 21 — водяной скруббер; 22 — котлы-утилизаторы; 23—печь
пиролиза; 24—циркуляционный компрессор; 25— дымосос.
Потоки: / — сухой газ и газ пиролиза этана; // — метановая фракция; /// — водород; IV— этиленовая фракция;!/ — этановая
фракция; VI — фракция С3 и выше; VII — этан-этиленовая фракция; VIII — дымовые газы
Принципиальная технологическая схема
установки представлена на рисунке.
Сухой газ НПЗ смешивается с газом пиро-
лиза этапа и поступает в турбокомпрессор 19,
где сжимается в двух ступенях с 12 до 60 ата.
После сжатия в I ступени газ под давлением
25 ата поступает в 4-секционную колонну 18,
где очищается от сернистых соединений цир-
кулирующим раствором щелочи, после чего
два параллельно работающих агрегата разде-
ления. В каждом агрегате прямой поток раз-
бивается на два потока.
Основная часть прямого потока направля-
ется в противоточный теплообменник 3, где
охлаждается за счет холода обратных потоков
этиленовой, этановой, метановой и водородной
фракций. В этом же теплообменнике прямому
потоку газа передается холод детандирования
167
циркуляционного потока этан-этиленовой
фракции в детандере 4. ,
Второй поток направляется в этановую
колонну 2, где, проходя снизу вверх по труб-
кам, отдает тепло этановой фракции, испаряю-
щейся в условиях противотока в межтрубном
пространстве колонны. Этановая колонна
представляет собой змеевиковый теплообмен-
ник с развитой поверхностью контакта пара и
жидкости в межтрубном пространстве.
В межтрубном пространстве создается
эмульгационный режим, обеспечивающий вы-
сокую эффективность процессов массопереда-
чи и теплоотдачи. В трубном пространстве ве-
дется процесс прямоточной конденсации под-
нимающегося прямого потока газа. Во избе-
жание стекания выпадающего конденсата и
для обеспечения интенсивного теплообмена в
трубках создаются высокие скорости газа.
При противоточном испарении в паровую
фазу переходит около 90% этановой фракции.
Остаток, состоящий из пропана и более тяже-
лых углеводородов с небольшой примесью
этана, отбирается в жидкой фазе с низа колон-
ны и откачивается насосом с установки.
После охлаждения в теплообменнике <3 и
колонне 2 обе части прямого потока газа объе-
диняются и поступают на дальнейшее охлаж-
дение в теплообменник За. Охлаждение пря-
мого потока осуществляется в нем за счет
холода обратных потоков этиленовой, метано-
вой и водородной фракции. Дальнейшее ох-
лаждение прямого потока происходит в холо-
дильнике 11.
Весь внешний холод, необходимый для ра-
боты установки, может быть подведен в интер-
вале температур от —40 до 0° в теплообменни-
ке 3. Однако для оперативного регулирования
установки и сокращения времени захолажива-
ния аппаратов в период пуска в схеме предус-
мотрен второй детандер 13, через который про-
пускается все количество этан-этиленовой
фракции, направляемой в этиленовую колон-
ну, о чем будет сказано ниже. Этот холод пе-
редается прямому потоку в детандерном холо-
дильнике 11.
Затем прямой поток подвергается прямо-
точной конденсации в трубном пространстве
конденсатора-испарителя 10, в межтрубном
пространстве которого при давлении 2—3 ата
испаряется деметанизированная этан-этилено-
вая фракция и более тяжелые углеводороды.
В конденсаторе-испарителе прямой поток ох-
лаждается до температуры порядка —70°,
причем значительная часть этан-этиленовой
фракции переходит в жидкую фазу.
Из конденсатора-испарителя прямой поток
поступает в метановую колонну 8, представля-
168
ющую собой змеевиковый аппарат, межтруб-
ное пространство которого заполнено насад-
кой. В нижней сепарационной части колонны
прямой поток разделяется на паровую и жид-
кую фазы. Пары проходят по трубкам колон-
ны снизу вверх с большой скоростью, благода-
ря чему образующийся при охлаждении кон-
денсат выносится из трубок вместе с паром.
Жидкая фаза выводится из нижней части ко-
лонны, охлаждается в переохладителе 5 холо-
дом обратных потоков водородной и метано-
вой фракций и дросселируется до давления
2—3 ата в межтрубное пространство колонны
8, где она подвергается противоточному испа-
рению.
Охлаждение и конденсация паров в трубках
этой колонны осуществляется до температуры
примерно —120°; при этом в паре остается не-
большое количество этилена (~1%), а жид-
кая фаза содержит большое количество мета-
на. Благодаря большому коэффициенту отно-
сительной летучести метана при низких темпе-
ратурах жидкая фаза может быть использова-
на в колонне 6 как флегма для извлечения эти-
лена из отгонного пара, образовавшегося в
процессе противоточного испарения в межтруб-
ном пространстве метановой колонны. Перед
поступлением в укрепляющую колонну 6, че-
рез которую проходит отгонный пар, флегма
проходит переохладитель 7, где охлаждается
за счет нагрева метановой фракции. Жидкость,
обогащенная этиленом, из укрепляющей ко-
лонны стекает в межтрубное пространство ме-
тановой колонны и подвергается противоточ-
ному испарению.
Водородная (90% объемн. водорода) фрак-
ция выходит с верха колонны 8 под давлением
60 ата, с температурой —120° и последователь-
но проходит теплообменники 5 и 3, где на-
гревается до 15°, после чего поступает в сети
завода.
Метановая фракция, выходящая с верха
колонны 6 при температуре —140°, последова-
тельно отдает свой холод в теплообменниках
7, 5 и 3 и выходит из узла разделения при
температуре 15° и давлении 2,5 ата. Дожатие
метана до давления 5—6 ата осуществляется
компрессором 15.
Из нижней части межтрубного пространст-
ва метановой колонны 8 жидкая деметанизи-
рованная этан-этиленовая фракция поступает
в конденсатор-испаритель 10, где за счет тепла
прямого потока испаряется примерно наполо-
вину, так, чтобы по условию теплового балан-
са из этиленовой колонны 12, куда она посту-
пает, можно было отвести этиленовую фрак-
цию в паровом виде, а этановую — в жидком.
Этиленовая колонна представляет собой кожу-
хотрубный аппарат с насадкой или ректифика-
ционными тарелками в трубном и межтруб-
ном пространствах. В этой колонне осуществ-
ляется разделение этан-этиленовой фракции.
В межтрубном пространстве под давлением
2—3 ата ведется процесс противоточного испа-
рения. Образовавшийся пар вместе с паровой
частью смеси, поступающей в колонну, сжи-
мается циркуляционным компрессором 20 до
давления 4—6 ата и поступает в трубное про-
странство колонны, где ведется процесс проти-
воточной конденсации. Рекуперация холода
циркулирующего потока осуществляется в пе-
реключающихся регенеративных теплообмен-
никах 14. Тепло сжатия циркулирующего по-
тока отводится в водяных холодильниках. Эти-
лен отбирается из верхней части трубного
пространства, а жидкая этановая фракция —
с низа межтрубного пространства колонны.
Этановая фракция сжимается насосом до
9 ата и под этим давлением подвергается про-
тивоточному испарению в межтрубном прост-
ранстве колонны 12. Этановая фракция, выхо-
дящая сверху колонны 2, отдает свой холод
прямому потоку в теплообменнике 3, после че-
го поступает на пиролиз.
Этиленовая фракция выводится из колон-
ны 12 под давлением 5 ата и после рекупера-
ции холода этилена в теплообменниках За и 3
дожимается компрессором 16 до давления
7 ата, затем направляется потребителю.
Схемой предусматривается рекуперация
тепла газов пиролиза и дымовых газов газо-
вых турбин и пиролизных печей.
Особенности предлагаемой схемы. Как вид-
но из описания технологической схемы, основ-
ные стадии разделения смеси сухого газа с
газом пиролиза этана осуществляются в аппа-
ратах, работающих по конденсационно-испа-
рительному методу, в его различных модифи-
кациях. Стадия деметанизации (колонна 8) и
стадия деэтанизации (колонна 2) проводятся
в аппаратах, в которых прямоточная конден-
сация многокомпонентной смеси в трубном
пространстве аппарата осуществляется за счет
холода противоточного испарения полученного
конденсата в межтрубном пространстве. При
фракционировании этан-этиленовой фракции
в колонне 12 конденсационно-испарительный
метод реализуется более полно. В этой колон-
не противоточная конденсация в смеси в труб-
ном пространстве аппарата осуществляется за
счет холода противоточного испарения конден-
сата в межтрубном пространстве.
Выделение этилена из газов пиролиза по
принятым в промышленности схемам характе-
ризуется значительными расходами энергии.
Основной технологический процесс — разделе-
ние, осуществляемый в ректификационных ко-
лоннах, обладает низкой степенью термодина-
мического совершенства, что обусловливает
высокий расход энергии на проведение про-
цесса. Принципиальный путь уменьшения
энергозатрат при разделении заключается в
переходе к процессам неадиабатической ректи-
фикации, протекающим при непрерывном от-
воде тепла по мере обогащения смеси легко-
летучим компонентом (противоточная конден-
сация) и при непрерывном подводе тепла по
мере обеднения смеси этим компонентом (про-
тивоточное испарение).
Из возможных схем неадиабатической рек-
тификации [1, 2, 3] рядом принципиальных
преимуществ обладает новый, конденсацион-
но-испарительный метод, по которому процесс
противоточной конденсации исходной смеси
протекает за счет холода противоточного ис-
парения полученного конденсата.
Для расчета статики конденсационно-испа-
рительного процесса была разработана спе-
циальная методика 1[4. 5], предполагающая
применение вычислительных машин. Прове-
денные по этой методике расчеты разделения
смесей этилен—этан, пропилен—пропан и воз-
духа по конденсационно-испарительному мето-
ду [5, 6] показали, что расход энергии на разде-
ление может быть снижен по сравнению с
обычными системами ректификации на 20—
50%. Уменьшение энергозатрат достигается за
счет того, что при разделении по конденсаци-
онно-испарительному методу подвод холода и
тепла осуществляется при переменных темпе-
ратурах, что позволяет обеспечить в процессе
разделения уменьшение температурных напо-
ров, и следовательно, сократить потери, свя-
занные с необратимостью процесса. В отличие
от этого в обычных ректификационных схемах
весь холод и все тепло, необходимые для осу-
ществления разделения, подводятся соответст-
венно при наинизшей и наивысшей температу-
рах процесса.
Для иллюстрации этого положения рас-
смотрим протекание процесса в конденсацион-
но-испарительных колоннах 8 и 12 описанной
установки. В колонне 12, разделяющей эти-
лен-этановую фракцию, для испарения этано-
вой фракции в низу межтрубного пространст-
ва колонны используется смесь, содержащая
этан; поэтому перепад давления в тепловом
насосе при работе по данной схеме будет
меньше, чем в схеме с тепловым насосом на
этилене. Проведенные расчеты показали, что
расход энергии при разделении смеси С2 в
конденсационно-испарительной колонне на
30—40% меньше, чем в ректификационной схе-
ме с тепловым насосом на этилене. В демета-
169
визированной колонне 8 благодаря примене-
нию процесса противоточного испарения уда-
ется обеспечить температурные напоры, до-
статочные для того, чтобы замкнуть по колон-
не внутренние тепловые потоки без использо-
вания внешних источников тепла и холода, в
результате чего конденсационно-испаритель-
ная схема оказывается намного экономичнее
применяемых в настоящее время схем демета-
низации.
Для реализации конденсационно-испари-
тельного метода должны быть разработаны
принципиально новые конструкции раздели-
тельной аппаратуры. Опыты, проведенные в
НИИССе [7] по противоточной конденсации
смесей этанол — вода и метанол — вода в тру-
бе с насадкой, показали, что проволочная на-
садка типа колец Рашига обеспечивает высо-
кую четкость разделения и удовлетворитель-
ную пропускную способность. Исследования,
проведенные на опытной установке, включаю-
щей колонну типа «труба в трубе» с насадкой
в трубе и в кольцевом пространстве, экспери-
ментально подтвердили эффективность метода
и принятого элемента конструкции аппара-
та [8].
Необходимым условием эффективной рабо-
ты промышленного аппарата, состоящего из
большого числа труб, является равномерность
распределения потока пара по отдельным тру-
бам и жидкости по отдельным каналам.
€ целью изучения распределения потоков в
отдельных точках аппарата в институте газа-
АН УССР была смонтирована опытная колон-
на с 19 трубами диаметром 45X4,0 мм. Рабо-
чая высота колонны составляла 2 м. Насадка
была изготовлена из проволоки 0,5 мм в виде
цилиндрических пружин размером 6X6 мм.
На выходе пара из каждой трубы и на ниж-
ней сливной решетке были установлены тер-
мопары, по показаниям которых можно судить
о концентрации потока в данной точке. Опы-
ты, проведенные на промышленной смеси
пропан — бутан, показали хорошую равномер-
ность распределения потоков в опытной ко-
лонне как в трубном, так и в межтрубном
пространстве. Разделительное действие опыт-
ной колонны с рабочей высотой 2 м было эк-
вивалентно действию ректификационной ко-
лонны с 18 теоретическими тарелками.
Полученные положительные расчетные и эк-
спериментальные данные исследований позво-
ляют приступить к стадии предпроектной про-
работки схемы, использующей новый метод
разделения. Применительно к условиям выде-
ления этилена из сухих нефтяных газов и га-
зов пиролиза этана требуется осуществить две
стадии фракционирования: деметанизацию и
170
четкое фракционирование смеси этилен—этан.
Современная тенденция в технологии выде-
ления этилена характеризуется применением
высокого давления сжатия пирогаза порядка
30—40 ата. В ряде весьма перспективных схем
применяется глубокое охлаждение исходного
пирогаза с целью перевода в жидкую фазу
всего извлекаемого этилена. При этом водо-
род и значительная часть метана минуют рек-
тификационную колонну, что позволяет умень-
шить ее диаметр.
В последнее время применяются схемы с
проведением деметанизации пирогаза в одну
стадию, что позволяет существенно снизить
расход энергии. Поскольку процесс деметани-
зации должен гарантировать чистоту этилена
по содержанию легколетучих, при осуществле-
нии деметанизации в одну стадию целесооб-
разно применять низкое давление, так как при
этом существенно возрастает относительная
летучесть метана, что, естественно, облегчает
разделение. При разработке конденсационно-
испарительной схемы разделения сухого газа
учтены отмеченные тенденции — предвари-
тельная глубокая конденсация газа, высокое
начальное давление и одностадийная демета-
низация под низким давлением.
При глубокой конденсации пирогаза в оста-
точном газе содержится 85—90% водорода,
что позволяет использовать его для гидроочи-
стки топлив. Требуемое давление водородной
фракции порядка 50 ата может быть обеспече-
но, если принять давление сжатия пирогаза
равным 60 ата. Проведенные сравнительные
расчеты показали, что при использовании во-
дородной фракции повышение давления сжа-
тия исходного газа с 40 до 60 ата целесообраз-
но, так как при этом не требуется специально-
го компрессора для дожатая водорода, а сум-
марный расход энергии уменьшается.
Для улучшения условий работы печей пиро-
лиза необходимо, чтобы в этановой фракции,
направляемой на пиролиз, содержание пропа-
на и более тяжелых углеводородов было не-
большим. Вывод тяжелой фракции целесооб-
разно организовать на стадии испарения эта-
новой фракции, с применением процесса про-
тивоточного испарения.
При использовании в качестве сырья сухих
газов возникает вопрос о выборе варианта
разделения сухого газа — отдельно от газов
пиролиза или совместно с последними. Пре-
имуществом второго варианта является более
простая схема. По первому варианту расход
энергии будет несколько меньше; однако при
этом потребуются две линии для очистки и
осушки газа, значительно увеличится количе-
ство аппаратуры, а также потребуется боль-
шее количество турбокомпрессоров, что суще-
ственно усложнит эксплуатацию установки и
удорожит ее. Детальное рассмотрение этого
вопроса позволило сделать вывод о целесооб-
разности совместного разделения сухих газов
нефтепереработки и газов пиролиза этана.
Для обеспечения маневренности этиленовой
установки, учитывая периодичность работы
нефтеперерабатывающих установок, целесооб-
разно разделение газа вести в двух линиях.
Максимальная производительность каждой
линии составляет 100 тыс. т!год этилена или
около 70% от номинальной производительно-
сти установки. При одновременной работе
обеих линий каждая из них будет нагружена
на 75%.
При использовании процессов неадиабати-
ческой ректификации для компенсации потерь
холода и для вывода тяжелой фракции из
установки в жидком виде требуется неболь-
шое количество внешнего холода. Этот холод
можег быть подведен в интервале температур
примерно от —40 до 0°. В этих условиях пред-
почтителен газовый холодильный цикл с де-
тандером на этан-этиленовой фракции.
Аппаратура, оборудование
и компоновка установки
Основным требованием, предъявляемым к
аппаратуре в данной установке, является обе-
спечение интенсивного массообмена пара и
жидкости, необходимого в условиях малых
движущих сил процессов. В литературе [9]
рассматривалась конструкция аппарата плас-
тинчатого типа, в котором создавался пленоч-
ный режим контактирования противоточных
фаз. Конструкция этого аппарата сложна и
нетехнологична, особенно при большой произ-
водительности установки.
Кроме того, в пластинчатом аппарате (9]
необходимо равномерное распределение жид-
кости по отдельным каналам и по ширине
пластин, что представляет сложную задачу
при конструировании и требует высокой точ-
ности при изготовлении и монтаже.
Более простой конструкцией является труб-
чатая. Как показали опыты [10, 11], противо-
точная конденсация в пустотелых трубах при
обычном для теплообменников теплосъеме
(2000—3000 ккал/ч) не обеспечивает удовлет-
ворительной четкости разделения.
Для интенсификации процесса массообмена
могут применяться ректификационные тарел-
ки или насадка. В частности, в межтрубном
пространстве могут быть размещены проваль-
ные тарелки с кольцевыми щелями вокруг
труб. Испытания модели такого аппарата [12]
показали, что он допускает большую нагрузку
по пару и жидкости, может работать устойчи-
во в большом интервале изменения нагрузок и
гидравлическое сопротивление его невелико.
Однако, если требуется большое раздели-
тельное действие процесса, высота тарельча-
того аппарата оказывается значительной.
Для создания поверхности межфазового
контакта как в трубном, так и в межтрубном
пространстве весьма перспективно применение
насадки. Принципиально применение насадки
является наивыгоднейшим путем осуществле-
ния противоточного контактирования фаз, так
как при этом обеспечивается полный противо-
ток (наибольшая движущая сила).
Однако в промышленных условиях для ко-
лонн большого диаметра применение насадки
оказывается неэффективным из-за неравно-
мерного распределения по сечению колонны
жидкости и пара. Так как в аппаратах для
неадиабатической ректификации намечается
применить трубы малого диаметра, примерно
30—50 мм, следует считать наиболее целесо-
образным применение насадки. Эффектив-
ность насадки в этом случае достаточно высо-
ка и оценивается 50—100 мм на 1 теоретиче-
скую тарелку. В межтрубном. пространстве
также может быть применена насадка и осу-
ществлен эффективный эмульгационный ре-
жим. Об этом имеется значительная информа-
ция [13].
При разделении смеси этан — этилен ис-
пользуется процесс противоточной конденса-
ции и противоточного испарения; поэтому при-
нята прямотрубная конструкция колонны.
Межтрубное и трубное пространство колонны
засыпается насадкой. Последняя может быть
изготовлена из стальной малоуглеродистой
проволоки путем ее навивки на конической
игле и резки полученной спирали на элементы
типа колец Рашига. Технология изготовления
такой насадки исключительно проста и легко
автоматизируется.
В НИИССе был изготовлен макет полуавто-
матического станка для изготовления прово-
лочной насадки. При вращении иглы со скоро-
стью около 4000 об)мин производительность
станка была примерно 6 л/ч насадки с разме-
рами 6X6 мм (проволока диаметром 0,5 мм).
При работе на многошпиндельном станке один
рабочий сможет выработать за смену до 1 м3
насадки; при этом стоимость изготовления на-
садки будет немногим выше стоимости мате-
риала.
Метановая колонна и испаритель этана
должны обеспечить фракционирование толькс
в межтрубном пространстве. В трубном про-
странстве этих аппаратов протекает процесс
171
Таблица I
Характеристика основных турбокомпрессоров этиленовой установки
Назначение компрессоров	Объёмная производи- тельность, тыс. нм3/ч	Давление, ата		Мощность на валу, кет	Привод	Число компрессо- ров
		всасывания	нагнетания			
Сжатие сухого газа НПЗ		115	12	60	8900	Газовая турбина	1
Сжатие газа пиролиза		30	1.5	12	2700	То же	1
Циркуляционный		40	2,5	6,5	2100	Электродвигатель	2
Дожатие этилена		15	5	7	650	То же	1
Сжатие метана		25	2	6	1300	»	1
Таблица 2
Характеристика основных аппаратов этиленовой уста иовки
Аппараты	Условия работы		Среда		Число аппа- ратов
	давление, ата* 1	темпера- ура, град.	межтрубн» пространст «с	трубное пространство	
Этановая колонна, змеевиковый аппарат; по- верхность 450 л2, диаметр 2,5л«, высота 3,5 Теплообменник обратных'потоков, 6-поточный, змеевиковый; поверхность 800 м2, размер на- вивки: диаметр 1,5 м, высота 4,6 м ... Теплообменник обратных потоков, 4-поточный, змеевиковый; поверхность 450 л2, размер на-	9/60 50/60 9/60 3,0/60 2,5/60 2,0/60 ( 50/60	—30	Этан Углеводоро	Углеводородные газы цные газы	2 2
вивки: диаметр 1,6 м, высота 3,5 м . . . Холодильник этановый, змеевиковый, поверх- ность 250 л2, размер навивки: диаметр 1,1л,	2,5/60 ( 2,0/60	—60	Углеводородные газы		2
высота 4 м	 Конденсатор-испаритель, змеевиковый, поверх- ность 450 м2, размер навивки: диаметр 1,6 л,	3/60	—70	Этан-этиленовая фракция	Углеводородные газы	2
высота 3,5 л	 Метановая колонна, змеевиковый аппарат, по- верхность 660 л2	 Переохладитель конденсата, змеевиковый, 3-поточный; поверхность 600 л2, высота ап- парата 5 л, размер навивки: диаметр 1,6 л, высота 0,9 л	 Укрепляющая колонна, диаметр 1,2 л, высота	3/60	—70	То же	То же	2
	3/60	—100	Углеводородные газы		2
	3/60	—100	Углеводородные газы		2
4 л 	 Переохладитель флегмы, змеевиковый аппарат; поверхность 150 л2, размер навивки: диаметр	3	—130	Углеводородные газы		2
1,1 л, высота 2 л	 Этиленовая колонна, кожухотрубчатый аппарат; поверхность 450 л2, диаметр аппарата 4,4 л, высота 13 л, высота труб 8 л, диаметр	3/60	—120	Углеводородные газы	Метановая фракция	2
труб 57 мм	 Регенератор, поверхность 5000 л2, диаметр	3—7	—70	Этан-этиленовая фракция		1
2,2 л, высота 8 л	 Печь пиролиза, производительность по этану 8 т/ч, 2-поточная; диаметр змеевика 140X126, поверхность змеевика: радиантной секции—	3	—70	Этилен; насадка—гравий		4
230 л2, конвекционной секции 300 л2 . . .	9		—	—	4
* Числитель — на входе в аппарат или в межтрубном пространстве; знаменатель — на выходе пространстве.				нз аппарата или в трубном	
172
прямоточной конденсации. Для достижения
интенсивной теплоотдачи и для обеспечения
выноса конденсата паром равномерно по
всем трубам необходимо создать высокие ско-
рости пара в трубах. Этим особенностям и ус-
ловиям процесса в метановой колонне и испа-
рителе этана отвечает змеевиковая конст-
рукция аппарата. При изготовлении змеевика
между рядами труб предусматривается насад-
ка, обеспечивающая необходимую поверхность
массообмена.
Экономичность принятой схемы разделения
во многом зависит от эффективности теплооб-
менной аппаратуры. В частности, необходима
хорошая утилизация холода обратных потоков
разделения. Эта задача решается при исполь-
зовании многосекционных витых теплообмен-
ников. В этом случае не требуется распреде-
ления потока пирогаза по нескольким теплооб-
менникам. Витые теплообменники характери-
зуются высокими коэффициентами теплопере-
дачи.
Сжатие всех потоков газа предусматривает-
ся в турбокомпрессорах, устанавливаемых без
резерва. Привод турбокомпрессоров с мощно-
стью на валу выше 2500 кет осуществляется
от газовых турбин. Применение газовой тур-
бины позволяет производить экономическую
регулировку компрессора путем изменения
числа оборотов.
В табл. 1 и 2 приводится перечень и харак-
теристика основных турбокомпрессоров и ап-
паратов установки.
Установка располагается в квартале разме-
ром 300x200 м. Все технологическое оборудо-
вание, за исключением турбокомпрессоров,
устанавливается на открытом воздухе. Турбо-
компрессоры устанавливаются в двух ком-
прессорных залах. В одном из них монтиру-
ются компрессоры для сжатия сухого газа и
газов пиролиза этана с приводом от газовых
компрессоров. В другом машинном зале мон-
тируются компрессоры для сжатия метана,
этилена и циркуляционного газа (этан-этиле-
новая фракция).
Управление всем процессом сосредоточено
на центральном пульте управления, находя-
щемся в отдельном здании. Площадь установ-
ки 6 га, площадь застройки 1,6 га, кубатура
зданий 80 тыс. Л13.
Технико-экономическая оценка производства
этилена из сухих газов нефтепереработки
Производство этилена из сухих газов нефте-
переработки с пиролизом рециркулирующего
этана характеризуется следующими технико-
экономическими показателями:
Выработка олефинов, тыс. т/год .... 155,6
Капитальные вложения, млн. руб . . .	10,0
Себестоимость этилена, руб/т........ 24
Численность персонала установки ...	80
Производительность труда на 1 трудяще-
гося, т...........................1950
Используемое сырье—сухие газы, тыс. т 359
Ниже приведены расходные показатели
этиленовой установки:
Количество сухих газов, тыс. т/год . .	359
Расход:
Электроэнергия,	млн.	кет...........17—23
Метан, тыс. т	................58—62
Оборотная вода,	млн.	м3 ...........23—28
Пар, тыс. т..........................31—47
Смазочные масла, т...................65
Активная окись алюминия, т...........30
Катализатор ГИПХ-108, т..............22
Шелочь (42% NaOH), тыс. т ...........12
Конденсат (химически очищенная вода),
тыс. ж3............................350
Азот, тыс. нм3......................400
Выработка пара Р=32 и Р=18 ата,
тыс. т..............................260—270
Вода, загрязненная маслом, тыс. м3 . . 50—60
Щелочные стоки, тыс. м3..............40—50
Таблица 3
Сопоставление технико-экономических
показателей этиленовых установок
Показатели	ЭП-60	ЭП-150	Э-150
Сырье-бензин, тыс. т 		240	512	—
Сырье—сухие газы, тыс. т		 Выработка олефинов, тыс. т 	 Расход:	—	—	359
	90	217	155,6
электроэнергия, квт-ч/т 		1500—1800	1500—1800	110—150 (800—850)
вода, м3/т		550—650	550—650	150—180
пар, т/т 		2,5—3	2,5—3	0,2—0,3
топливный газ, нм3/т 	 Металлоемкость, т/1000 т		450	450	520—550 (200)
	40—42	32—35	22—25
Капитальные вложения, млн. руб		4,7	10,3	10,0
Удельные капитальные вложения, руб/т		64	50	64
Себестоимость этилена, руб/т 		52	48	24 (32)
Численность персонала 		ПО	180	80
Примечание. Цифры в скобках относятся к варианту установки с применением электропривода.
173
Сравнение технико-экономических показа-
телей новой установки (Э-150) с показателя-
ми этиленовых установок производительно-
стью 60 и 120 тыс. т этилена в год (установки
ЭП-60 и ЭП-150) приведено в табл. 3.
Приведенные данные показывают, что с
применением новой установки достигается
значительный эффект в части снижения себе-
стоимости этилена. Указанный эффект полу-
чен при использовании такого «неквалифици-
рованного» сырья, как сухие газы нефтепере-
работки. Можно предполагать, что затраты в
производство этилена по предлагаемому мето-
ду будут снижаться по мере использования
болей эффективных видов сырья, например
этана.
Программа дальнейших работ
Конденсационно-испарительная схема раз-
деления сухих газов НПЗ и пирогаза требует
применения аппаратуры нового типа. Для вы-
бора и разработки оптимальной конструкции
колонн-теплообменников необходимо проведе-
ние исследовательских и конструкторских ра-
бот. Должны быть изучены гидравлика, массо-
обмен и теплопередача в колонне-теплообмен-
нике и получены рекомендации по расчету ап-
парата. Для выбора оптимальной схемы и ее
параметров должны быть проведены точные
расчеты на вычислительных машинах. Вопро-
сы регулирования и автоматического управле-
ния установкой разделения нового типа также
требуют проведения исследовательских и про-
ектных работ. Кроме того, необходима разра-
ботка конструкций детандеров и турбоком-
прессоров, разработка технологии изготовле-
ния теплообменной аппаратуры и другие ра-
боты.
ВНИИнефть совместно с Гипрогазтоппро-
мом разработал примерный перечень научно-
исследовательских и проектно-конструктор-
ских работ, которые необходимо выполнить
для успешной разработки и внедрения нового
метода газоразделения для производства эти-
лена.
Примерный перечень таких работ приводит-
ся в записке Гипрогазтоппрома «Установка
производства этилена из сухих газов НПЗ»,
объект № 990/419, сентябрь 1964 г.
ВЫВОДЫ
1. Конденсационно-испарительный метод
разделения газов является принципиально но-
вым, в связи с чем для уточнения отдельных
узлов и стадий технологического процесса
требуется проведение научно-исследователь-
ских и опытных работ.
174
2. Технологическая схема этиленовой уста-
новки, в основу которой положен конденсаци-
онно-испарительный метод разделения, обла-
дает по сравнению с применяемыми в настоя-
щее время схемами рядом существенных пре-
имуществ, основные из которых следующие:
а)	значительно уменьшаются энергетиче-
ские затраты на разделение газа; в частно-
сти, на выделение 1 т этилена в зависимости
от состава перерабатываемого газа, они сни-
жаются на 25—40%;
б)	существенно упрощается технологиче-
ская схема и сокращается количество техно-
логического оборудования, что достигается за
счет применения комбинированной аппарату-
ры, в которой совмещаются процессы охлаж-
дения, конденсации и разделения;
в)	отпадает необходимость в мощных холо-
дильных циклах (пропиленовом и этилено-
вом), что упрощает технологическую схему
установки и позволяет резко снизить нагрузку
на систему оборотного водоснабжения;
г)	практически исключается применение па-
ра в процессе разделения газа, в результате-
чего пар, вырабатываемый в пиролизном от-
делении установки, может' выдаваться другим
потребителям;
д)	существенно снижается металлоемкость-
установки по сравнению с существующими
установками.
Вместе с тем следует отметить, что приме-
няемое технологическое оборудование реко-
мендуемой установки более сложно, чем обо-
рудование существующих этиленовых устано-
вок.
3. При производстве этилена из сухих газов
нефтепереработки на мощной этиленовой
установке, работающей по конденсационно-
испарительной схеме, можно обеспечить полу-
чение дешевого этилена, стоимостью 25—
30 руб/т.
4. Дальнейшая разработка конденсационно-
испарительного метода должна осуществлять-
ся в масштабе опытно-промышленной уста-
новки.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Hansen Z. f. Tech Physic 13, № 6, 271 (1932).
2.	Бенедикт M. Физическая химия разделения
смесей. Сб. 1, Изд-во иностр, лит. 1949.
3.	Hasel den G. G. Trans. Inst. Chem. Eng. 36.
123 (1958).
4.	Берго Б. Г. «Кислород», № 5, 6 (1959).
5.	Б e p г о Б. Г. «Химическая промышленность».
6.	НИИСС. Отчет по теме 2033 за 1963 г.
7.	Бер го Б. Г. Труды НИИСС, вып. 3, стр. 44. М.,
Госхимиздат, 1961.
8.	Б е р г о Б. Г., А э р о в М. Э., Бережная К. П-
«Химическая промышленность».
9.	Haselden G. G. и др. Trans. Inst. Chem. Eng.
38, 46 (I960),
10.	Фасдовский В. Г., Петровский Ю. В.,
«Автогенное дело», № 11—12 (1945), № 10 (1946).
11.	Kent Е., Pigford. Am. Inst. Chem. Eng.
J. 2, 363, (1956).
12.	Аэро в M. Э., Быстрова Т. А., Береж-
на я К. П., Бе pro Б. Г. «Химическая промышлен-
ность», № 9, 1963 г.
13.	Ин-т газа АН УССР. Отчет по теме разработки
конденсационно-испарительного метода разделения га-
зовых смесей.
НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СИНТЕТИЧЕСКОГО КАУЧУКА
И ДРУГИХ ПРОДУКТОВ НЕФТЕХИМИИ НОМЕНКЛАТУРЫ ГИПРОКАУЧУКА1
Об основных направлениях развития
промышленности синтетического каучука
на период до 1970 г.
Высокие темпы развития таких ведущих
отраслей народного хозяйства, как машино-
строение и ряд других, обусловливают резкий
рост потребности в продуктах основного орга-
нического синтеза, в том числе в синтетиче-
ских каучуках, латексах и целом ряде других
нефтехимических продуктов. Для удовлетво-
рения потребности народного хозяйства в син-
тетических каучуках и латексах в 1970 г. пре-
дусматривается увеличение производства этих
продуктов в 2,6 раза по сравнению с 1965 г.
В соответствии с требованиями, предъявляе-
мыми основными потребляющими отраслями
народного хозяйства — шинной, резино-техни-
ческой, кабельной и др. — наиболее высокие
темпы роста производства в период с 1966 по
1970 гг. получат такие каучуки, как полиизо-
преновый, полидивиниловый и бутилкаучук,
которые по своим свойствам могут заменять
натуральный каучук. Исходными мономерами
для производства полибутадиенового, изопре-
нового каучуков и бутилкаучука являются ди-
винил, изопрен и изобутилен, получаемые из
дешевого нефтяного углеводородного сырья.
Производство дивинила из бутана в 1966—
1970 гг. намечается каталитическим двухста-
дийным дегидрированием бутана. Суммарная
проектная мощность действующих заводов СК
по производству дивинила составляет
155 тыс. т/год (Омский, Стерлитамакский, Куй-
бышевский и Сумгаитский заводы СК). В этот
же. период запланирован ввод в действие
четырех установок по производству дивинила
из бутана в составе Новокуйбышевского НХК,
Нижнекамского химкомбината, Северо-Кав-
1 Доклад на совещании не заслушивался. Публикует-
ся по материалам подготовленного доклада от 6/VII—
1964 г. с учетом уточненных данных на апрель 1965 г.
Ю. А. ШМУК и К. А. ЯКОВЛЕВ
Гипрокаучук
казского и Пермского заводов СК на общую
мощность 360 тыс. т/год (по 90 тыс. т/год на
каждом заводе).
Кроме того, в 1966—1970 гг. намечается
производство дивинила из пиролизной бути-
лен-дивинильной и бутан-бутиленовой фрак-
ций. На Сумгаитском химкомбинате проект-
ная мощность по производству дивинила из
пиролизной бутилен-дивинильной фракции оп-
ределена в размере 45 тыс. т/год. На Омском
заводе СК намечается производство дивинила
в размере 75 тыс. т/год на базе бутилен-диви-
нильной и бутан-бутиленовой фракций.
Основными методами производства изопре-
на, принятыми на 1964—1970 гг., являются:
конденсация изобутилена и формальдегида;
каталитическое двухстадийное дегидрирова-
ние изопентана.
Производство изопрена по двухстадийной
схеме дегидрирования изопентана запроекти-
рована на Стерлитамакском и Куйбышевском
заводах СК, а из изобутилена и формальдеги-
да — на Волжском и Куйбышевском заво-
дах СК.
Кроме того, запроектировано производство
изопрена дегидрированием изопентана на
Нижнекамском химкомбинате, Новокуйбы-
шевском нефтехимкомбинате, Пермском и Се-
веро-Кавказском заводах СК-
На Омском заводе СК в составе VI очереди
строительства намечается синтез изопрена на
основе изобутилена, содержащегося в свежей
бутан-бутиленовой фракции Омского и Ангар-
ского НПЗ и пиролизной бутилен-дивиниль-
ной фракции Омского завода СК, Усольского
химкомбината и других заводов.
Производство концентрированного изобути-
лена запроектировано каталитическим дегид-
рированием изобутана в составе Куйбышев-
ского, Северо-Кавказского, Пермского заводов
СК и Нижнекамского химкомбината мощно-
стью 60 тыс. т/год на каждом.
175
Кроме того, производство концентрирован-
ного изобутилена запроектировано путем вы-
деления его из пиролизной бутилен-дивиниль-
ной фракции на Сумгаитском химкомбинате и
Кременчугском заводе СК.
В соответствии с принятыми методами и
объемами производства мономеров ориентиро-
вочная потребность промышленности синтети-
ческого каучука в основных видах углеводо-
родного сырья характеризуется предваритель-
ными данными, приведенными в табл. 1.
Таблица 1
Потребность заводов синтетического каучука
в углеводородном сырье (предварительные данные)
Сырье
На план производства
Бутановая фракция* . .
Изобутановая фракция* .
Пентаны*................
Пиролизная бутилен-диви-
нильиая фракция . . .
Свежая бутаи-бутилено-
вая фракция НПЗ . .
455
160
580
210
220
60
625
190
430
ПО 195 210
160 160 160
1440
515
1575
200
160
• Из расчета содержания основного компонента 950/„ вес.
Для пентанов принято содержание 600/„ и-пеитаиа и
Из данных табл. 1 видно, что промышлен-
ности синтетического каучука на 1/1 1971 г.
потребуется около 4 млн. т различных видов
углеводородного сырья. На базе указанных
видов сырья в целях создания соответствую-
щего заданного уровня производства синтети-
ческого каучука в 1970 г. Гипрокаучуком были
выбраны площадки и разработаны проектные
задания по Нижнекамскому химкомбинату,
Новокуйбышевскому нефтехимкомбинату,
Пермскому и Северо-Кавказскому заводам
СК, ввод в действие которых намечен в 1968—
1970 гг. По указанным заводам в настоящее
время разрабатываются рабочие чертежи. Од-
новременно с этим для обеспечения новых за-
водов СК паром и электроэнергией разраба-
тываются технико-экономические обоснования
для ТЭЦ.
Потребность этих заводов в углеводород-
ном сырье будет покрываться в основном за
счет ресурсов, получаемых при переработке
попутных газов на газобензиновых заводах и
при стабилизации нефти на промыслах. В свя-
зи с этим промышленность синтетического
каучука в период с 1966 по 1970 гг. сосредо-
точена в основном в районах Поволжья, Ура-
ла, Закавказья и Северного Кавказа, распола-
гающих крупными ресурсами углеводородного
сырья. Основными факторами, определяющи-
ми географическое размещение промышлен-
ности синтетического каучука в указанных
районах, является максимальное приближение
производств к источникам сырья, топлива и
энергетическим средствам.
Возможные направления использования
углеводородных газов перспективных НПЗ
Производства на основе углеводородов С4.
Кроме указанных выше видов нефтепромыс-
лового углеводородного сырья, получаемого в
основном с газобензиновых заводов и устано-
вок стабилизации нефти, дополнительными
сырьевыми источниками для производства
синтетического каучука и других нефтехимиче-
ских продуктов могут служить нефтеперера-
батывающие заводы, где в значительных ко-
личествах получают сжиженные газы в виде
свежей бутан-бутиленовой, отработанной бу-
тановой и пропан-пропиленовой фракции. На
базе сухих газов, пропан-пропиленовой, отра-
ботанной бутановой фракций и жидких угле-
водородов нефтеперерабатывающих заводов в
Советском Союзе созданы крупные мощности
по производству синтетического этилового
спирта, фенола и ацетона, полиэтилена, изо-
пропилового спирта и других продуктов неф-
техимического синтеза.
Согласно отечественным и зарубежным дан-
ным, для получения изопрена может быть
использована свежая бутан-бутиленовая
фракция с нефтеперерабатывающих заводов,
содержащая 50—60% вес. непредельных угле-
водородов, в том числе 20—25% изобутилена.
Свежая бутан-бутиленовая фракция после
предварительной очистки от ацетиленовых и
выделения диеновых углеводородов может
быть непосредственно направлена на синтез с
формальдегидом с целью получения диметил-
диоксана. Отходящие газы, содержащие н-бу-
тилены, изобутан и н-бутан, могут быть нап-
равлены на экстрактивную дистилляцию с
целью выделения н-бутиленов для последую-
щей переработки их в дивинил. Изобутан и
н-бутан после их разделения могут быть на-
правлены на дегидрирование с целью получе-
ния соответственно изобутилена и н-бутиле-
нов.
Как было указано выше, синтез изопрена на
основе свежей бутан-бутиленовой и пиролиз-
ной бутилен-дивинильной фракции впервые
намечается в составе VI очереди строительст-
ва Омского завода СК. Проектное задание по
комплексной переработке указанных фракций
в изопрен с одновременным получением диви-
нила на Омском заводе СК будет выполнено
176
Гипрокаучуком в ближайшее время. В связи
с этим в настоящее время Гипрокаучук не
располагает проектными данными, характери-
зующими технико-экономические преимуще-
ства производства изопрена и дивинила на
базе комплексной переработки свежей бутан-
бутиленовой фракции. Однако предваритель-
ные расчеты, выполненные применительно к
Омскому заводу СК, показали, что процесс
переработки только свежей бутан-бутиленовой
фракции в изопрен и дивинил будет характе-
ризоваться лучшими технико-экономическими
показателями, так как в этом случае отпадает
необходимость в стадии дегидрирования н-бу-
тана в дивинил и сокращаются затраты на де-
гидрирование изобутана в изобутилен.
В связи с разработкой проектов перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов мощно-
стью 12 млн. т!год Госнефтехимкомитет пору-
чил Гипрокаучуку определить наиболее эффек-
тивные пути использования углеводородного
сырья этих заводов. Как известно, на перспек-
тивных НПЗ предусматривается широкое раз-
витие вторичных процессов нефтепереработки
и глубокая переработка нефти, что выгодно
отличает их от действующих в настоящее
время нефтеперерабатывающих заводов. Эти
оба благоприятных фактора обусловливают
наличие на перспективных НПЗ значительных
ресурсов углеводородного сырья, что откры-
вает новые большие возможности для созда-
ния крупных производств синтетического кау-
чука и других продуктов нефтехимического
синтеза.
Рассматриваемые ниже предложения Гип-
рокаучука о направлениях переработки угле-
водородного сырья основываются на даннных
о ресурсах этого сырья, определенных инсти-
тутами Гипронефтезаводы, ВНИИНП и Гип-
рогазтоппром применительно к схемам пер-
спективных НПЗ мощностью 12 млн. т/год
для переработки высокосернистой арланской
нефти.
Данные о ресурсах и составе углеводород-
ного сырья перспективного НПЗ приводятся в
табл. 2, а технические требования на основные
виды сырья для производства синтетического
каучука в табл.3.
Примерная схема переработки свежей бу-
тан-бутиленовой фракции НПЗ и пиролиза
для производства мономеров синтетического
каучука приводится на рисунке.
Учитывая, что свежая бутан-бутиленовая
фракция содержит значительное количество
изобутилена и н-бутилена, представляется
рациональным и экономичным направить ее
на производство мономеров изопрена и диви-
нила с последующей переработкой их соответ-
ственно в изопреновый и полидивиниловый кау-
чуки. Однако указанные количества свежей
бутан-бутиленовой фракции на НПЗ вариан-
та I недостаточны для создания типовых мощ-
ностей по производству полиизопренового и
полидивинилового каучуков. Для создания на
базе изопрена и дивинила производства син-
тетических каучуков (СКИ и СКД) на типо-
вые мощности потребуется приблизительно
200—220 тыс. т/год свежей бутан-бутиленовой
фракции. Недостающее количество свежей
бутан-бутиленовой фракции (100—120 тыс.
т/год) может быть завезено со стороны или
получено на самом нефтеперерабатывающем
заводе за счет интенсификации термокатали-
тических процессов нефтепереработки и сокра-
щения объема алкилирования.
Таблица 2
Углеводородное сырье перспективного НПЗ
(при переработке арланской нефти по схеме
Гипронефтезаводы— ВНИИНП)*
Углеводородное сырье и компоненты	НПЗ вариант I		НПЗ вариант II	
	тыс. т [год	%	ТЫС. т/год	%
Свежая бутан-бутиленовая
фракция каталитического
крекинга и ТКК . . . .
В том числе:
106
С8Н8................/
i-C4H8................
п-С4Н8 ...............
^C4Hj0	............
h-C4Hio ..............
Сумма углеводородов С6 и
выше......................
Отработанная бутановая
фракция после алкилиро-
вания (96% н-бутана)
Этилен ..................
Пропилен ................
Бензол ..................
Этилбензол ..............
2
28
41
26
7
2
36
200
160
30
16
100,0	207	100,0
1,9}	4	1,9
26,4	46	22,1
38,7	72	34,9
24,5	65	31,5
6,6	16	7,7
1,9	4	1,9
			61		
.—	200	—
—	160	—
—	30	—
—	16	—
* Подробные данные приведены в докладах А. П. Арефь
ева н Р. С. Ольшанецкой.
Транспортировка недостающего количества
свежей бутан-бутиленовой фракции вызовет
дополнительные затраты, что скажется на
удорожании себестоимости каучука. Согласно
предварительным расчетам Гипрокаучука,
стоимость доставки сжиженных газов, отне-
сенная на 1 т синтетического каучука, состав-
ляет от 17 до 56 руб. при перевозке на рас-
стояние от 500 до 2000 км соответственно.
12 Зак. 905
177
Таблица 3
Технические требования на основные виды углеводородного сырья для производства синтетического каучука
Углеводородные компоненты и примеси	Бутановая фракция нефтедобычи		Отработанная бутановая фракция НПЗ	Язобутано- вая фрак- ция нефте- добычи	Изопентан (раство- ритель для СКИ)	Изопентан для дегид- рирования (для СКИ)	Свежая бутан- бутилено- вая фракция НПЗ	Бутан- бутилено- вая фракция пиролиза
Содержание углеводородов, % вес.: С1+С2+С3				Не>1,0					Не' 0,2
C3H-C4		—		—	—	Не>0,7*	—	—	—
С3		—		—	Не>2,5	—	—	—	—
1-С4НЮ		Не>	2	Не> 5	Не <95	—	Не>2	—	—
n-C4H10			Не <97		Не<91	Не>2,5	—	Не>2	—	—
I-C6Hi2 		Не>	1	—	—	Не <97*	Не <96	—	—
П-С5Н12			—		Не>3	—	Не> 2*	Не>1,5	—	—
<-С4Н8			—		—	—	—	—	—	Не <23
п-С4Н8 		—		—	—	—	—	Не <20	Не <38
С4н18		—		—	—	—	—	—	Не <23
С6н1о				—	—	Не>1*	—	Не <30	—
С8 и выше		—		—	—	Не>0,3*	Не>0,5	Не>2,0	—
Содержание примесей, % вес.: сернистые соединения в пере- счете на органическую серу , .	Не >0,005		Не>0,005	Не>0,01	Не >0,0005**	Не>0,01	Не >0,005		
Влага взвешенная	 Ацетиленовые углеводороды . . .	Отсутствие		Отсутствие	Отсутст- вие	—	—	—	Не>0,4
• о/„ объемн.
** Кроме того, допускается содержание ие более, о/о вес.; меркаптанов и ацетиленовых углеводородов в расчете на изо-
пропнлацетилен — 0,0004; азотистых соединений в расчете йа днметиламин — 0,0004 и циклопентадиен - 0,0005.
Учитывая изложенное выше, институты
Гипронефтезаводы и ВНИИНП по просьбе
Гипрокаучука сделали предпроектную прора-
ботку варианта II перспективного НПЗ, пре-
дусматривающего максимально возможный
объем производства бутан-бутиленовой фрак-
ции.
При этом, как показывают данные табл. 2,
ресурсы свежей бутан-бутиленовой фракции
могут составить 207 тыс. т/год, а отработан-
ной бутановой фракции — 61 тыс. т/год.
Эта схема перспективного НПЗ, с точки зре-
ния производства синтетического каучука, яв-
ляется более желательной, поскольку в этом
случае количество получаемой свежей бутан-
бутиленовой фракции с учетом дегидрирова-
ния изобутана, содержащегося в этой фрак-
ции, достаточно для производства полиизопре-
нового и полидивинилового каучуков в объе-
ме принятых типовых мощностей, без завоза
ее со стороны.
При комплексной переработке 200—
220 тыс. т/год свежей бутан-бутиленовой
фракции состава, указанного в табл. 2, можно
экономично запроектировать производстио
изопрена и дивинила на типовую мощное? А,
так как при этом отпадает необходимость в
строительстве цехов дегидрирования н-бутана.
Отработанная бутановая фракция может
быть переработана по действующей в настоя-
щее время схеме двухстадийного дегидриро-
вания бутана в дивинил. Для создания типо-
вой мощности по производству дивинила по-
требуется около 200 тыс. т/год бутановой
фракции. Поскольку ресурсы отработанной
бутановой фракции, передаваемой на химиче-
скую переработку, определяются в размере
36—61 тыс. т/год, для создания типовой мощ-
ности по производству дивинила потребуется
привозить ее с двух или трех нефтеперераба-
тывающих заводов.
Рост потребности народного хозяйства стра-
ны в нефтепродуктах обусловливает необхо-
димость строительства новых нефтеперераба-
тывающих заводов в крупных экономических
районах страны, в том числе в районах, зна-
чительно удаленных от мест добычи нефти.
В связи с этим ориентация на использование
отходящих газов нефтеперерабатывающих за-
водов с комплексной переработкой их в синте-
тический каучук и другие нефтехимические
продукты существенно расширяет возможно-
сти рационального размещения промышлен-
ности синтетического каучука и других про-
дуктов по экономическим районам страны.
При этом необходимо отметить, что нефтепере-
рабатывающие заводы могут в течение дли-
тельного срока эксплуатации сохранять по-
стоянную подачу свежей бутан-бутиленовой
фракции на химическую переработку, чего
178
нельзя сказать об углеводородах, получаемых
с газобензиновых заводов и нефтестабилиза-
ционных установок, где ресурсы углеводород-
ного сырья находятся в прямой зависимости
от уровня добычи нефти и объема ее стабили-
зации на конкретных нефтяных месторожде-
ниях, где расположены заводы синтетического
каучука.
Примерная схема переработки свежей бутан-бутиле-
новой фракции НПЗ и пиролиза для производства мо-
номеров синтетического каучука
Процессы: / — очистка от примесей и выделение дивинила; 2 —
очистка от дивинила, ацетилена и других примесей; 3 — кон-
денсация с формальдегидом; 4 — экстрактивная дистилляция:
5 — дегидрирование н-бутаиа; 6 — разделение контактного газа;
7 — выделение дивинила; 8 — ректификация; 9 — дегидрирова-
ние изобутана
Потоки: I — свежая бутан-бутиленовая фракция НПЗ; // — бу-
тан-бутиленовая фракция пиролиза; /// — фракция изобутан-
изобутилеиовая; IV — н-бутилеи, бутан и изобутаи; V—н-бутан
и изобутан; VI — н-бутилен; VII — контактный газ; VIII — бу-
тилен-дивинильиая фракция; IX — изобутан; X — бутан; XI —
бутан-бутиленовая фракция; XII— легкие контактные газы;
XIII — тяжелые контактные газы; XIV — дивинил; XV — изо-
прен
Производства на основе углеводородов
С2—С3. Как было указано выше, на нефтепе-
рерабатывающем заводе мощностью 12 млн.
т)год может быть получено 200 тыс. т!год эти-
лена и 160 тыс. т!год пропилена. Известно, что
этилен и пропилен являются важнейшими мо-
номерами для промышленности органическо-
го синтеза. В настоящее время эти олефины в
нашей стране используются для получения та-
ких продуктов массового потребления, как
синтетический этиловый спирт, хлорэтил,
окись этилена, изопропиловый спирт, фенол,
ацетон и другие продукты. Кроме того, в теку-
щем семилетии в крупных промышленных
масштабах получат развитие новые произвол-,
ства на основе этилена и пропилена: ацеталь-
дегид окислением этилена, нитрил акриловой
кислоты окислительным аммонолизом пропи-
лена, этилен-пропиленовый каучук и др.
В соответствии с требованиями различных
отраслей народного хозяйства потребность в
нефтехимических продуктах номенклатуры
Гипрокаучука определилась на 1970 г. в сле-
дующих количествах (в тыс. т)год, округ-
ленно)
Ацетальдегид.................520
Фенол........................520
Ацетон ..................  .	325
Изопропиловый спирт.........120
Этилбензол...................280
Стирол.......................250
Нитрил акриловой	кислоты . .	100
Для удовлетворения выявленной потребно-
сти народного хозяйства в указанных вышё
нефтехимических продуктах в период с 1966
по 1970 гг. намечается ввод в действие этих
производств в составе новых заводов и расши-
рение их в составе действующих химических
заводов.	'
Основными потребителями изопропилового
спирта являются производства: ацетона, гли-
церина через акролеин, а также производство
водорода. Фенол широко применяется в про+
мышленности пластмасс, нефтепереработке,
лакокрасочной промышленности и ряде дру-
гих отраслей народного хозяйства. Важней-
шим потребителем ацетона является химиче-
ская промышленность, где он применяется в
широких масштабах как растворитель и как
исходный продукт при синтезе различных ор-
ганических соединений — уксусный ангидрид,
днфенилол-пропан, ацетонциангидрин и др.
Основными потребителями стирола являются
производство сополимерного каучука и латек-
са, а также производство полистирола. Основ-
ными потребителями ацетальдегида является
производство уксусного ангидрида, уксусной
кислоты, бутилового спирта, 2-этилгексанола
и этилацетата. Потребителями нитрила акри-
ловой кислоты являются производство синте-
тического каучука и искусственного волокна.'
Этилен-пропиленовый каучук применяется в
производстве резинотехнических изделий.
Сравнительно небольшая себестоимость ис-
ходных мономеров для производства этого
типа каучука — этилена и пропилена — позво-
ляет ожидать, что этот каучук будет одним из
наиболее дешевых каучуков общего назначе-
ния.
В соответствии с-разработанной Гипрокау-!
чуком проектной документацией в 1966—i
1970 гг. намечается создать следующие типо-
179
Таблица 5
вне мощности по производству нефтехимиче-
ских продуктов:
ацетальдегид окислением — от 30 до
90 тыс. т/год-, мощности по производству аце-
тальдегида должны создаваться кратными
30 тыс. т/год-,
 фенол — кумольным методом—60 тыс. т/год
с одновременным получением 37,5 тыс. т/год
ацетона; при этом мощность по производству
изопропилбензола, направляемого на получе-
ние фенола и ацетона, составит 84 тыс. т/год-,
изопропиловый спирт прямой гидратацией
пропилена — от 25 до 50 тыс. т/год-,
стирол дегидрированием этилбензола — от
40 до 80 тыс. т/год-, при этом мощность по
производству этилбензола определяется в раз-
мере 45 и 90 тыс. т/год соответственно;
нитрил акриловой кислоты из пропилена и
аммиака— от 25 до 50 тыс. т/год;
этилен-пропиленовый каучук — в объеме ти-
повой мощности.
Учитывая изложенное выше, на базе ука-
занных ресурсов этилена и пропилена в соста-
ве нефтеперерабатывающего . завода могут
быть созданы крупные нефтехимические про-
изводства, проектируемые Гипрокаучуком;
некоторые из вариантов организации таких
производств приведены в табл. 4.
Для производства стирола 80 тыс. т/год и
фенола 60 тыс. т/год потребуется около
160 тыс. т/год бензола. Эта потребность в бен-
золе может быть частично удовлетворена за
счет собственных ресурсов бензола, который
может быть получен на НПЗ и частично за
счет завоза со стороны. Этилбензол товарный
Варианты нефтехимических производств на основе
этилена н пропилена (при переработке арланской
нефти по схеме Гипронефтезаводы—ВНИИНП)
Нефтехимические продукты	Вари- ант I	Вари- ант II	Вари- ант III
На основе этилена			
Стирол 		40	120	120
Этилен-пропиленовый каучук . .	Удвоенная типовая		
	мощность		
Ацетальдегид		180	90	120
Потребность в этилене 	 На основе пропилена	195	155	180
Фенол		60	60	60
Этилен-пропиленовый каучук . .	Удвоенная типовая		
	МОЩНОСТЬ		
Изопропиловый спирт 		—	50	
Нитрил акриловой кислоты . . .	50	25	50
Потребность в пропилене ....	165	170	165
Нормы расхода сырья на 1 т товарной продукции
нефтехимических производств (по проекту)
Товарный продукт	Сырье	Типовая мощ- ность, тыс. т/год	1' i Расход сырья 1 на 1 т про-  дукта
Фенол 		Шропан-пропилено-	60	0,545**
	> вая фракция*		
Ацетон	 Спирт изопропиловый	J	Бензол	37,5	1,000
прямой гидратации Ацетальдегид окис-	Пропилен	25	0,800
лением этилена	Этилен	60	0,700
Нитрил акриловой	) Пропилен (98%	25	1,529
КИСЛОТЫ 		1 чистоты)*		
	I)	Аммиак		0,660
Стирол (с учетом этилбензола) . . .	1	Бензол f	Этилен	80	0,876 0,316
* Расход сырья приведен в пересчете на		1000/п	содер-
жання основного компонента.			
** На 1 т фенола н 0,624 т ацетона.			
может быть передан на другие заводы для
переработки в стирол.
Нормы расхода сырья, размеры энергети-
ческих затрат и капитальных вложений, при-
нимаемые при проектировании нефтехимиче-
ских производств, приводятся в табл. 5, 6 и 7.
Ниже показаны основные технические тре-
бования на углеводородное сырье, применяе-
мое для производства нефтехимической про-
дукции..
Таблица 4
Сырье	Нефтехимиче- ская продукция	Содержание ос- новного компо- нента в сырье
Пропан-пропи- леновая фрак- ция, % вес.	Фенол и ацетон	С3Нв=27—49 %
Бензол	Фенол и ацетон	По ГОСТ
	Стирол	8448—61* По МРТУ 12 Н № 96—64**
Этилен, % объ- емн.	Ацетальдегид	СаН4>99,5%
Пропилен, %	Изопропиловый	С3Нв=99,9%
объемн.	спирт	
	Нитрил акрило- вой кислоты	С3Нв<98%
* Бензол каменноугольный.
*• Бензол нефтяной.
Примечание. Содержание примесей допускает-
ся: в пропан-пропиленовой фракции не более:
серы 20 мг!кг, влаги 20 мг/кг, бутиленов 0,50/„ вес.; в
этилене: серы меиее 0,001%, объемн., пропилена и
других олефинов менее 0,03% объемн. масла — отсут-
ствие.
180
Таблица 6
Затраты энергии и воды на 1 т товарной продукции нефтехимических производств
Товарный продукт	Типовая мощность, тыс. т/год	Виды энергетических затрат	Расход на 1 т продукта
Фенол Ацетон Спирт изопропиловый прямой гидратации Ацетальдегид Нитрил акриловой кислоты Стирол Примечание. По фенолу и	60 37,5 25 60 25 80 ацетону расхо	Электроэнергия, квт-ч 	 Пар, т: Р=17,5 ата	 Р= 7,5 ата	 Пар от котлов-утилизаторов, т 	 Электроэнергия, квт-ч 	 Пар, Р=20 ата, т	 Вода морская, .и3	 Конденсат паровой, лг'	 Газ инертный, нм?	 Воздух для КИП, нм3		 Электроэнергия, квт-ч 	 ,	. Пар, Р=10 ата, т	. Вода, ж3: промышленная	 фильтрованная 	 обессоленная 	 Газ инертный, нм3	 Воздух, нм?	 Электроэнергия, квт-ч 	 Пар, т: Р=17 ата		 Р=8 ата 	 собственного производства 	 Вода промышленная, Л13	. . ;	 Азот, нж3	 Воздух для КИП, нм3	 Газ топливный (8500 ккал/кг), нм? 	 Холод, тыс. ккал: при—5"	 0°	 Электроэнергия, квт-ч 	 Пар, т 	 Вода оборотная, м3	 Азот, нм3	 Воздух для КИП, нм3	 Газ топливный, тыс. ккал ............ Холод, тыс, ккал: при -j-7J	 « —6°	 дные показатели приведены для 1 т фенола и 0.624 т аце	191,9 7,960 7,419 0,980 310 6,5 450 0,6 7,15 8,9 682 5,6 290 52,3 3,2 20 5 2693 2,09 9,00 8,700 10,68 150,4 184,4 1,0 169 3050 178 14,4 393,5 11,95 49,86 2252 32,9 76,6 тона.
Таблица 7
Удельные капитальные вложения иа 1 т товарной
продукции нефтехимических производств				
Товарный продукт	Типовая мощность, тыс. т/год	Удельные капиталь- ные вложения, руб/т		1. Выработка на вновь проектируемых неф- теперерабатывающих заводах значительных количеств углеводородного сырья: свежей бу- тан-бутиленовой и отработанной бутановой фракций и пиролизного сырья в виде сжижен- ных газов и различных жидких фракций опре- деляет экономическую и техническую целесо- образность создания в составе НПЗ нефтехи- мического комплекса для производства раз- личных типов высококачественных синтетиче- ских каучуков (СКИ, СКД, бутилкаучука) и других нефтехимических продуктов на основе этилена и пропилена. 2. Сочетание в едином комплексе нефтехи- мических производств и нефтепереработки создает благоприятные условия для коопери- рования основных производств и объектов общезаводского назначения, комплексного и
		по промыш- ленному строитель- ству в це- лом	в том чис- ле по объ- ектам ос- новного производ- ственного назначения	
Фенол 	 Ацетон	 Спирт изопропиловый прямой гидратации Ацетальдегид	 Нитрил акриловой кис- лоты 	 Стирол 	 *	На 1 т фенола и 0,624 ства изопропилбензола. *	* Соответственно с отне на побочную продукцию.	1 во i 37,5 j 25 60 25 80 т ацетона сением и С	230* 160 230 660/500 210 с учетом ез отнесет	120* 80 115 330/500** 105 производ- тя затрат	
181
рационального использования нефтяного
сырья, побочных продуктов и отходов произ-
водства, что в свою очередь улучшает техни-
ко-экономические показатели производства и
рентабельности комплексного предприятия.
3.	Ориентация промышленности нефтехими-
ческого синтеза, в том числе промышленности
синтетического каучука на использование
сырья нефтеперерабатывающих заводов яв-
ляется целесообразной, поскольку НПЗ обес-
печивают устойчивую подачу сырья для хими-
ческой переработки в течение длительного
срока эксплуатации заводов, чего нельзя ска-
зать о ГБЗ и нефтестабилизационных уста-
новках, где ресурсы углеводородного сырья
находятся в прямой зависимости от уровня
добычи нефти на конкретных нефтяных место-
рождениях, вблизи которых расположены
нефтехимические производства.
4.	Гипрокаучук рекомендует проектным и
научно-исследовательским институтам при
разработке новых комплексных схем НПЗ
проработать вариант передачи на химическую
переработку не только товарных, но и всех
ресурсов свежей бутан-бутиленовой фракции
с исключением из состава НПЗ процесса алки-
лирования. Повышение октанового числа бен-
зина должно быть предусмотрено за счет
других высокооктановых добавок, в частности
изопентана, потребность в котором в промыш-
ленности синтетического каучука уменьшится
за счет использования свежей бутан-бутилено-
вой фракции с НПЗ.
5.	Гипрокаучук считает, что наиболее эф-
фективным использованием свежей бутан-
бутиленовой фракции является переработка
ее в синтетические каучуки, заменяющие на-
туральный каучук.
6.	Окончательный выбор комплекса этилен-
и пропиленпотребляющих производств в со-
ставе НПЗ может быть произведен лишь с
учетом географического размещения завода,
наличия потребности данного района в нефте-
химических продуктах, возможности коопери-
рования и комбинирования производств в со-
ставе НПЗ с другими предприятиями района.
7.	По мнению Гипрокаучука, наиболее це-
лесообразным является комбинирование неф-
техимических производств по соответствую-
щим профилям:
комплекса хлорорганических производств
(хлорэтил, глицерин, окись этилена и др.) при
наличии в районе строительства хлористого
натрия;
комплекса производств промышленности
пластических масс (фенолформальдегидные
смолы, полистирольные пластики и др.);
комплекса производств промышленности
синтетических волокон;
комплекса нефтехимических продуктов
(ацетальдегид, бутиловые спирты, изопропи-
ловый спирт и др.).
Размещение указанных комплексов произ-
водств может быть произведено с учетом пере-
численных выше основных факторов (района
размещения НПЗ, потребности в нефтепро-
дуктах, наличия сырья и др.).
8.	Конкретная схема переработки нефтяно-
го углеводородного сырья в различные нефте-
химические продукты в составе нефтеперера-
батывающих заводов должна быть прорабо-
тана в технико-экономическом отношении
соответствующими проектными организа-
циями.
СОВРЕМЕННЫЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ВОДОРОДА
ДЛЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
Основными потребителями водорода явля-
ются химическая, нефтеперерабатывающая и
нефтехимическая отрасли промышленности.
В перспективе довольно значительным по-
требителем водорода будет металлургическая
промышленность, использующая его в до-
менном производстве и порошковой метал-
лургии в качестве восстановителя.
В Советском Союзе разработаны, освоены
и внедрены в промышленную практику сле-
дующие методы производства водорода:
И. Р. ЧЕРНЫЙ и Р. Б. ГОРЫШНИК
Г ипрогазтоппром
'Паровая каталитическая конверсия природ-
ного газа и сухих газов НПЗ в трубчатых
печах под низким давлением (5 ат) с после-
дующей конверсией окиси углерода и очист-
кой конвертированного газа от углекислоты;
термокаталитический процесс частичного
окисления природного газа паро-кислородной
смесью под низким давлением (3—4 ат);
электролиз воды;
железо-паровой способ с использованием
водяного газа, получаемого из твердого топ-
182
лива и восстановительных газов, получаемых
из природного газа;
извлечение водорода из коксового газа;
процесс каталитического риформинга бен-
зиновых фракций, где водород выделяется в
качестве побочного продукта.
В целях создания прогрессивных более эко-
номичных методов производства водорода и
расширения источников сырья для его произ-
водства в Советском Союзе разрабатываются
новые процессы, которые по степени разра-
ботки к настоящему времени можно объеди-
нить в следующие группы:
1.	Находящиеся в стадии освоения в про-
мышленном масштабе:
термокаталитический процесс частичного
окисления природного газа паро-кислородной
смесью под давлением 20—30 ат;
высокотемпературный процесс частичного
окисления природного газа паро-кислородной
смесью под давлением 20—30 ат;
паровая каталитическая конверсия природ-
ного газа в трубчатой печи под давлением
20 ат;
газификация (конверсия) мазута паро-кис-
лородной смесью под низким давлением
3 ат (аналогичный процесс при содействии
советских специалистов осваивается в Болга-
рии) ;
газификация (конверсия) мазута Паро-кис-
лородной смесью под давлением 20 ат;
извлечение водорода из метано-водородной
фракции процесса производства низкомоле-
кулярных олефинов.
2.	Находящиеся в стадии проверки на
опытных установках:
термоконтактный процесс расщепления уг-
леводородных газов на установке периоди-
ческого действия (ВНИИгаз). Метод заклю-
чается в чередовании процессов расщепления
углеводородных газов в присутствии нагре-
того контакта по реакции
^п^2п+2 = Сп + Н2п+2
и сжигании выделившегося углерода на кон-
такте и нагреве последнего;
окислительная конверсия природного газа
с использованием железного катализатора в
качестве переносчика кислорода на установ-
ке периодического действия. Метод, разрабо-
танный ВНИИнефтехимом, заключается в
восстановлении природным газом закиси же-
леза, являющейся составной частью катали-
затора, по реакции
СН4 + FeO -> Fe + Н2 )- СО + СО2 + Н2О
и последующем окислении восстановленного
железа водяным паром по реакции
Н2О 4- Fe Н2 + FeO.
3.	Находящиеся в стадии разработки в ла-
бораторном масштабе:
термокаталитический процесс расщепления
углеводородных газов на установке непрерыв-
ного действия (ВНИИгаз, ВНИИНП);
конверсия углеводородных газов в кипящем
слое катализатора с циркулирующим тепло-
носителем под давлением 15 ат (ИНХС АН
СССР);
каталитическая конверсия углеводородных
газов паро-кислородной смесью в кипящем
слое под давлением 15 ат (ИГИ Госкомитета
топливной примышленности).
За рубежом в связи с интенсивным ростом
потребления подорода, вызванным внедре-
нием процессов гидрокрекинга, увеличиваю-
щимся потреблением водорода для гидроочи-
стки и производства нефтехимических про-
дуктов проводятся широкие исследования в
области создания новых, более дешевых спо-
собов получения водорода. Значительное вни-
мание уделяется разработке новых высоко-
активных катализаторов, пригодных для ши-
рокого ассортимента углеводородного сырья и
способных длительное время работать без
регенерации.
За рубежом разработаны, освоены и внед-
рены в промышленную практику следующие
процессы производства водорода:
паровая каталитическая конверсия углево-
дородных газов и легких жидких углеводоро-
дов в трубчатых печах под давлением до
30 ат (фирма «Ай-Си-Ай», Англия);
газификация тяжелых нефтяных остатков
паро-кислородной смесью под давлением
30 ат (фирмы «Тексако», США и «Шелл»,
Англия).
Кроме того, в стадии внедрения в промыш-
ленность находится непрерывный процесс
термического расщепления углеводородных
газов с применением специально разработан-
ного катализатора (метод «Гипро»), Этот
процесс осуществлен по следующей схеме.
Сырье, соприкасаясь в конверторе с нагретым
до высокой температуры катализатором-теп-
лоносителем, расщепляется по следующей
эндотермической реакции:
Сп Н2п+2 = Сп + Н2п+2.
Выделившийся углерод откладывается на
катализаторе, который непрерывно движется
и транспортируется в регенератор. В этом ап-
парате осажденный на катализаторе углерод
сжигается в токе воздуха до СО и СОг в
соотношении, при котором выделяется коли-
чество тепла, необходимое для процесса.
183
Нагретый регенерированный катализатор-
теплоноситель возвращается в конвертор для
расщепления углеводородного сырья, замы-
кая таким образом цикл. Полученный водо-
род подвергается промывке и охлаждению,
после чего направляется потребителям. Про-
дукты горения углерода, содержащие горю-
чие компоненты, могут быть использованы
как отопительный газ. Этот метод расцени-
вается в литературе как самый экономичный
и перспективный из всех существующих спо-
собов получения водорода для НПЗ.
Удовлетворение потребности отечественной
нефтеперерабатывающей промышленности в
водороде до последнего времени предполага-
лось за счет водорода, получаемого в про-
цессе каталитического риформинга бензино-
вых фракций. Однако намечаемое широкое
развитие процессов гидрокрекинга и гидро-
очистки, определяемое требованиями корен-
ного улучшения качества нефтепродуктов и
увеличением объема добычи сернистых и вы-
сокосернистых нефтей, приведет к значитель-
ному увеличению расхода водорода, который
нельзя будет полностью покрыть за счет во-
дорода каталитического риформинга.
По ориентировочным подсчетам ВНИИНП,
потребность в дополнительном водороде на
нефтеперерабатывающих предприятиях
СССР к 1970 г. составит несколько сотен ты-
сяч тонн. Таким образом, в нефтеперераба-
тывающей промышленности в ближайшие го-
ды потребуется ввести в действие значитель-
ные мощности по производству водорода.
Данные о потребности и объемах произ-
водства водорода (в тыс. т/год, считая на
100%-ный водород) на перспективных нефте-
перерабатывающих заводах мощностью
12 млн. т/год, представленные настоящему
совещанию проектными и научно-исследова-
тельскими институтами, приведены ниже:
При переработке
нефтей
ромаш- арлан-
кинской ской
По схемам:
Гипронефтезаводы, ВНИИНП,
Гипрогазтоппрома ............ 24	44,4
Ленгипрогаза и ВНИИнефтехи-
ма ........................... 21,0*	42,2*
Гипрогрознефти и ГрозНИИ:
потребность............. 42,9	53,3
производство, всего	.	....	43,7	53,3
в том числе за счет:
каталитического риформинга	14,4	13,0
выделения из сухих газов
нефтепереработки и пиро-
лиза ...................... 29,3	40,3
При переработке
нефтей
По схемам:	ромаш- арлан-
кинской ской
БашНИИНП:
потребность................... —	106**
производство, всего .......... —	106
в том числе за счет:
каталитического риформинга	—	20,5
других процессов нефтепе-
реработки .................... —	10,2
водородной установки ...	—	75,3J
Применительно к НПЗ типа III.
Применительно к варианту Ш схемы для глубо-
кой переработки высокосериистых нефтей.
Исходя из подготовленности, в Советском
Союзе в настоящее время могут быть исполь-
зованы для промышленного внедрения про-
цессы получения водорода:
конверсия природного газа под давлением
20 ат как в трубчатых печах, так и с приме-
нением кислорода;
конверсия насыщенных сухих газов НПЗ, а
также содержащих непредельные соединения
под давлением 5 ат как в трубчатых печах,
так и с применением кислорода;
паро-кислородная газификация мазута под
низким давлением.
Следует отметить, что внедрение процес-
сов производства водорода на НПЗ, бази-
рующихся на применении кислорода, может
встретить в настоящее время затруднения в
связи с дефицитностью компрессорного обо-
рудования, необходимого для его производ-
ства. Таким образом, нефтеперерабатываю-
щей промышленности следует пока ориенти-
роваться на процессы паровой каталитичес-
кой конверсии в трубчатых печах.
Представляет также интерес извлечение
значительных количеств водорода на базе
использования больших ресурсов метано-во-
дородных фракций нефтепереработки и пи-
ролиза. Необходимо продолжать работы в
этом направлении в части разработки эффек-
тивной аппаратуры и оборудования и уточне-
ния технико-экономических показателей про-
цесса выделения водорода из метано-водород-
ных фракций.
Гипрогазтоппром в 1959 г. выпустил рабо-
чие чертежи водородной установки для НПЗ
производительностью 5 тыс. т/год по водоро-
ду. В основу проекта положен процесс паро-
вой каталитической конверсии природного и
сухих газов в трубчатых печах под низким
давлением. Этот проект может быть исполь-
зован для строительства водородных устано-
вок в ближайшее время на предприятиях с
небольшой потребностью в водороде.
184
В связи с намечающимся ростом потребле-
ния водорода на НПЗ Гипрогазтоппром при-
ступил ,к проектированию более мощных уста-
новок. За основу берется агрегат для произ-
водства водорода производительностью 12—
15 тыс. т/год. Применительно к потребности
в водороде на отдельных предприятиях уста-
новки будут состоять из одного—четырех аг-
регатов.
Проект будет выполняться в двух вариан-
тах:
1) паровая каталитическая конверсия на-
сыщенных- сухих газов, а также газов, содер-
жащих непредельные соединения (до 12%
объемн.) и отбензиненных попутных газов в
трубчатых печах под давлением 5 ат;
2) паровая каталитическая конверсия при-
родного газа в трубчатых печах под давле-
нием 20 ат.
Одновременно на Гипрогазтоппром возло-
жено выполнение проекта опытно-промышлен-
ной установки по производству водорода пу-
тем термоконтактного расщепления углеводо-
родных газов по методу ВНИИгаза произво-
дительностью 5—6 тыс. т/год.
Учитывая, что на перспективных НПЗ при
переработке высокосернистых нефтей потреб-
ность в дополнительном водороде может до-
стигать 40—75 тыс. т/год, представляется це-
лесообразным проработать вопрос о создании
агрегата для производства водорода произво-
дительностью 25—30 тыс. т/год (считая на
100%-ный водород), который вместе с проек-
тируемым в настоящее время агрегатом мощ-
ностью 12—15 тыс. т/год позволит обеспечить
заводы водородом.
Исходя из этого, Гипрогазтоппром намеча-
ет выполнить предпроектную проработку для
определения возможности и целесообразности
создания такого агрегата и выявления науч-
но-исследовательских и конструкторских ра-
бот, необходимых для этого. Предполагаете?,
что агрегат будет работать под давлением.
Нам кажется, что для этого агрегата сле-
дует принять метод каталитической паровой
конверсии в трубчатых печах под давлением
с последующей конверсией окиси углерода с
использованием также низкотемпературного
катализатора и очистки конвертированного
газа от углекислоты.
Основные требования к составу сырья при
производстве водорода конверсией с паром в
трубчатых печах:
сухой газ — содержание олефинов < 12%
объемн., сероводорода 30 мг/м\ органиче-
ской серы ' 100 мг/м3;
бензин — содержание -серы 0,005%, аро-
матики < 12%, олефинов <1%'.
Данные о выходе и себестоимости водорода
показаны в таблице.
Выход и себестоимость водорода, получаемого
различными методами (предварительные данные)
Сырье	Метод производства водорода	Выход водорода иа сырье, нм3/кг	Себестои- мость 1 т водорода, руб.*
Сухой газ	Термическое разложение	1,9—2,0**	50—60
То же	Конверсия с паром	4,4—4,8**	200—230
Бензин	Конверсия с паро-кисло- родной смесью	3,4—3,4	—
То же	Конверсия с паром в трубчатых печах под давлением	4,2—4,5	170—200
Мазут	Конверсия с паро-кисло- родной смесью***	2,6—2,9	190—220
Кокс	Газификация паро-кисло- родной смесью***	2,2—2,4	230—240
* Применительно к установке производительностью 15 тыс. т!год водорода. ** Выход, «л«з/нлгЗ, *** Себестоимость подлежит уточнению.			
Примечание. Проектная себестоимость 1			т водоро-
да, получаемого иа установках каталитического рифор- минга Рязанского НПЗ, 16 руб.			
Получаемый технический водород должен
удовлетворять следующим требованиям:
Содержание, % объемн.:
водорода ие менее................ 95
СО4-СО2 ие более.................. 2
Давление водорода, выдаваемого ус-
тановкой, ат.......................45
Для успешного выполнения проектов необ-
ходимо:
закончить в ближайшее время опытные ра-
боты по конверсии природного газа под дав-
лением на Новочеркасском заводе синтети-
ческих продуктов;
учитывая, что пока в Советском Союзе не
проверен катализатор для конверсии сухих
газов, содержащих непредельные соединения,
необходимю в первую очередь использовать
в качестве сырьевого источника сухие газы,
не содержащие непредельных соединений и
примесей Cs и выше, для чего на НПЗ орга-
низовать раздельный сбор, выделение и ис-
пользование этого вида сырья;
поручить ВНИИНП, как головному научно-
исследовательскому институту по проблеме
производства водорода, совместно с другими
институтами ускорить опытную проверку кон-
версии насыщенных сухих газов, а также со-
держащих непредельные соединения до 12%
объемн. под низким давлением и под давле-
нием 20 ат, со сроком окончания этих работ
в III кв. 1965 г.;
1 Данные фирмы «Ай-Си-Ай».
185
поручить ВНИИНП провести исследования
сероорганических соединений, содержащихся
в сухих газах НПЗ, с выявлением распреде-
ления серы по отдельным соединениям, со
сроком окончания во II кв. 1965 г.;
практика использования сухих газов НПЗ
для производства водорода показывает, что
их состав подвержен резким изменениям,
вредно отражающимся на процессе конверсии
в трубчатых печах; на НПЗ необходимо раз-
работать и провести мероприятия, обеспечи-
вающие стабильность состава этого вида
сырья;
учитывая большую эффективность конвер-
сии углеводородных газов, состоящих из на-
сыщенных углеводородов нормального строе-
ния, поручить ВНИИНП провести исследова-
ния процесса гидрирования непредельных и
диеновых соединений в сухих газах НПЗ с
выдачей рекомендаций для проектирования в
IV кв. 1965 г.;
для нефтеперерабатывающих предприятий
представляет интерес процесс термокаталити-
ческого расщепления углеводородных газов
на установках периодического и непрерывного
действия. Представляется необходимым фор-
сировать работы по непрерывной схеме во
ВНИИгазе и ВНИИНП с тем, чтобы закон-
чить работы в полупромышленном масштабе
в 1966 г.;
наладить производство специальных труб
диаметром до 200 мм для паровой каталити-
ческой конверсии углеводородных тазов, при-
годных для работы при температуре 950—
1000° и давлении до 30 от;
изготовить дожимные компрессоры для сжа-
тия: сухих газов НПЗ —с 5 до 25 от, техни-
ческого водорода — с 18 до 45 от.
Лишь для некоторых НПЗ, не располагаю-
щих достаточными ресурсами газового сырья,
бензиновые фракции могут рассматриваться
как дополнительный сырьевой источник для
производства водорода. Важным вопросом в
реализации этого процесса является предва-
рительная очистка бензиновых фракций от
сернистых соединений. Поэтому использова-
ние для этих целей рафинатов каталитическо-
го риформинга является в настоящее время
наиболее рациональным решением данного
вопроса. Проведение исследовательских работ
по использованию рафинатов следует пору-
чить ВНИИНП и ГИАП, со сроком оконча-
ния в I кв. 1966 г. Результаты этих исследо-
ваний позволят Гипрогазтоппрому прорабо-
тать вопрос о приспособлении выполняемых
проектов применительно к переработке этих
видов сырья.
Резервным источником сырья для произ-
водства водорода па НПЗ является мазут.
Научно-исследовательские и опытные работы
в этом направлении ведутся. Однако техно-
логия процесса получения водорода и его очи-
стки от примесей недостаточно отработана.
В связи с этим ВНИИНП в 1965 г. необхо-
димо завершить работы по отработке процес-
са газификации мазута под давлением на па-
ро-кислородном дутье по полной схеме на
опытно-промышленной установке.
ПРОИЗВОДСТВО НОВЫХ ВИДОВ СЫРЬЯ ДЛЯ САЖИ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ
И ПЕРСПЕКТИВНЫХ НПЗ1
Б. Т. АБАЕВА, А. В. АГАФОНОВ и Н. А. ОКИНШЕВИЧ
ВНИИНП
Состояние производства сырья для сажевой
промышленности в СССР
В связи с увеличением производства в на-
шей стране автомобильных и авиационных
шин и резинотехнических изделий возникла
необходимость создания новых мощных саже-
вых заводов, а вместе с этим остро стал во-
прос и об источниках сырья для производст-
ва сажи.
Строящиеся в настоящее время и намечен-
ные к строительству на ближайшую перспек-
1 Приводится в более полном изложении и с уче-
том данных, полученных до 1965 г.
тиву сажевые заводы предназначены в ос-
новном для выработки наиболее ценных ти-
пов активных саж, таких как ПМ-70, ПМ-50
и др. Не намечается увеличение выпуска фор-
суночной и ламповой саж, выработка кото-
рых будет ограничена мощностью существую-
щих 6 сажевых заводов (СЗ), а в дальней-
шем будет даже несколько снижена. Выра-
ботка саж типа ПГЖ в дальнейшем будет
увеличена за счет вовлечения в состав газо-
вого сырья некоторого количества жидкого
нефтяного сырья. В результате выполнения
намеченной программы по развитию сажево-
го производства общее число сажевых заво-
186
дов в СССР к 1970 г. возрастет до 19, в том
числе заводов 'по производству активных
саж — до 10.
Общая потребность в жидком сырье для
производства сажи в 1965 и 1970 гг. соста-
вит соответственно 1195 и 2287 тыс. т.
Необходимое количество сажевого сырья в
период 1964—1970 гг. показано в табл. 1 и 2.
В состав этого сырья входит как коксохимиче-
ское, так и нефтяное сырье. Намечаемый при-
рост производства коксохимического сырья за
этот период незначителен— с 300 до 350 тыс. т,
следовательно, недостающее количество са-
жевого сырья (649 тыс. т в 1964 г. и
1973 тыс. т в 1970 г.) должно быть вырабо-
тано нефтеперерабатывающей промышленно-
стью.
Применяемые в настоящее время на отече-
ственных сажевых заводах в качестве сырья
зеленое масло (продукт пиролиза керосино-
газойлевых фракций) и газойли каталитиче-
ского крекинга легкого сырья имеют весьма
ограниченные ресурсы — всего 310 тыс. т!год,
в том числе зеленого масла 230 тыс. т!год.
Планируемая выработка этих нефтепродуктов
до 1970 г. сохраняется на уровне 1964 г.
В настоящее время некоторые предприя-
тия— поставщики зеленого масла — вносят
предложения о замене сырья для пиролиза
керосино-газойлевой фракции на более лег-
кое, например, лигроин, газ и др.; это неиз-
бежно приведет к значительному снижению
выработки зеленого масла. Вносятся также
Таблица 1
Потребность в жидком сырье для производства сажи в 1964—1970 гг. (предварительные данные)
Сырье	1964 г.	1965 г.	1966 г.	1967 г.	1968 г.	1969 г.	1970 г.
Коксохимическое и нефтяное, всего:							
ТЫС. т		910	1195	1312	1572	1862	2074	2287
%	 В том числе коксохимическое:	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
ТЫС. т		261	300	310	320	330	340	350
%	 Из них, тыс. т:	28,7	25,1	23,6	20,3	17,7	16,4	15,3
антраценовое масло 		40	40	40	40	40	40	40
пековый дистиллят	 Нефтяное:	221	260	270	280	290	300	310
ТЫС. т		649	895	1002	1252	1532	1734	1937
%	 Из них, тыс. т:	71,3	74,9	76,4	79,7	82,3	83,6	84,7
зеленое масло* 		230	230	230	230	230	230	230
газойли каталитического крекинга** . .	80	80	83	83	83	83	83
новые виды сырья		339	585	689	939	1219	1421	1624
* В том числе по отдельным заводам «Нефтегаз»: Московский — 17, Бакинский — 86. Горьковский — 127 тыс. т!год.
*• В том числе по отдельным НПЗ: Ново-Грозненский — 35 (1964 и 1965 гг.) и 38 (1966—1970 гг.). Орский — 33, Гурь-
евский — 12 тыс. т[год.
Таблица 2
Потребность в жидком сырье для производства различных типов сажи в 1964—1970 гг.
(подлежит уточнению)
Тип сажи	1964 г.	1965 г.	1966 г.	1967 г.	1968 г.	1969 г.	1970 г.
Потребность всего: тыс. т		910	1195	1312	1572	1862	2074	2287
%		100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
В том числе для производства: активных саж типа ПМ-70, ПМ-50идр., тыс. т		485	772	894	1072	1406	1645	1875
%		53,4	64,5	68,2	68,4	75,5	79,5	82,0
форсуночных и ламповых саж: тыс. т		386	371	364	366	307	265	237
% . •		42,5	31,0	27,7	23,2	16,4	12,7	10,3
Газожидкостных саж: тыс. т		39	52	54	134	149	164	175
%		4,1	4,5	4,1	8,4	8.1	7,8	7,7
187
предложения, основанные на требованиях са-
нитарных инспекций, о прекращении вообще
работы пирогенных установок, которые к на-
стоящему времени оказались расположенны-
ми в густонаселенных жилых районах. Все
это еще больше обостряет проблему получе-
ния новых видов сырья для производства вы-
сококачественных саж.
Из данных табл. 1 следует, что общесоюз-
ная потребность в сырье для сажи не обеспе-
чивается существующими в настоящее время
источниками — коксохимической промышлен-
ностью и нефтеперерабатывающими и пиро-
лизными заводами, поставляющими газойли
каталитического крекинга и зеленое масло.
Для удовлетворения все возрастающей по-
требности в сажевом сырье необходимы новые
дополнительные пути и методы получения
жидкого нефтяного сырья для производства
высококачественной сажи.
Придавая большое значение производству
сажи, ЦК КПСС и Совет Министров СССР
приняли специальное постановление (от 7 ок-
тября 1960 г. № 1071), в котором указыва-
лось на необходимость разработки предложе-
ний об организации выработки нефтяного
сырья для сажевой 1промышленности на базе
существующих процессов нефтеперерабаты-
вающей промышленности. В соответствии с
этим постановлением ВНИИНП совместно с
НИИШП и НИКТИ в 1961 г. был разрабо-
тан комплексный план научно-исследователь-
ских и опытных работ, на основе которого
проводились все работы в последующие тюды.
Разработка новых методов получения неф-
тяного сажевого сырья и испытания его в са-
жевом производстве проводятся ВНИИНП,
НИИШП и НИКТИ совместно с нефтепере-
рабатывающими, сажевыми и шинными за-
водами при непосредственном участии Гос-
комитета нефтеперерабатывающей и нефте-
химической промышленности, СНХ РСФСР,
а также соответствующих Советов народного
хозяйства.
Качество сажевого сырья за рубежом
Сажевая промышленность Европейских
стран' переживает период бурного развития.
В Европе, как и в СССР, значительно возрас-
тает выпуск сажи за счет строительства но-
вых мощных сажевых заводов.
Еще совсем недавно США являлись моно-
польными производителями сажи в капита-
листическом мире. Но за последние годы зна-
чительно возрос выпуск сажи за пределами
США, что привело к снижению в 1961 г. до-
188
ли участия США в производстве сажи до
70% от общей ее выработки в капиталисти-
ческих странах.
Точные данные о качестве используемого
сырья и методах его производства в публи-
куемой литературе почти отсутствуют, так
как тщательно засекречиваются фирмами. Из
опубликованных литературных данных изве-
стно лишь то, что пригодное для производст-
ва саж сырье должно содержать 70—75%
преимущественно полициклических аромати-
ческих углеводородов, предпочтительно с ко-
роткими ненасыщенными боковыми цепями.
Сажевое сырье характеризуется высоким зна-
чением плотности и показателя преломления
и низким отношением атомов водорода и уг-
лерода (0,75—1,25).
В большинстве стран используется свое или
привозимое из США сырье нефтяного проис-
хождения. Только в ФРГ превалирующую
роль играет коксохимическое сырье собствен-
ного производства.
Таблица 3
Некоторые показатели качества дистиллятного
сажевого сырья, применяемого за рубежом
Показатели	Патенты США		Патенты Англии	
	.1962 г.	1963 г.	1962 г.	
20 Плотность р ... 4 Фракционный состав*	0,9465	0,9561	1,0100	0,9352
н.к., град	 5% выкипает при	212	199	226	224
температуре . . .	226	242	240	236
50% то же . . . .	267	297	262	265
95 % »	....	338	—	—	353
к.к., град	 Вязкость при 100°,.	354	—	—	357
сст	 Коксуемость по Рамс-	2,5	4,1	2,5	2,0
боттому, % вес . Содержание, % вес:	0,29	—	—	0,41
серы 	 ароматических уг-	0,59	отс.	—	
водородов . . .	59	45,6	75,1	—
Способ получения	Легкий га- зойль КК**		Экстракт легкого газойля КК**	Легкий газойль КК
без промежуточных
сокращенном виде
выданных в период
* Приводится в
точек.
♦♦ Предположительно.
Примечание. В патентах США, . ..
с 1950 по 1961 гг., приводится 12 образцов сажевого сырья
(газойль термического крекинга (ТК) смешанного сырья-
фракций термического и каталитического крекинга (КК),
крекинг-дистиллят, фурфурольный экстракт газойля ката*
литического крекинга, экстракт, выделенный с помощью
сернистого ангидрида из газойля каталитического крекин-
га, экстракт из смеси легкого и тяжелого газойля катали-
тического крекинга и шламового масла, легкий газойль ка-
талитического крекинга и др.), основные показатели каче-
ства которых принципиально нс отличаются от приведен-
ных в настоящей таблице.
Судя по данным патентов, выданных после
1960 т., представленным в табл. 3 и 4, в США
и Англии в 'производстве саж используется
как дистиллятное, так и остаточное сырье.
В последнем случае указывается, что для пе-
реработки остаточного сырья с высокой кок-
суемостью на сажевых заводах необходимо
предусматривать специальное оборудование и
технологию.
В Японии в качестве сажевого сырья так-
же 'применяются 'нефтяные остаточные продук-
ты с большим содержанием кокса, качество
которых приведено в табл. 5.
было рекомендовано для промышленного оп-
робования два метода получения жидкого
нефтяного сырья для (Производства сажи.
Первый метод — экстракция селективными
растворителями (фенолом, фурфуролом) не-
гидроочищенных и гидроочищенных газойле-
вых фракций каталитического крекинга, вы-
кипающих в пределах 260—420°’.
Второй метод — термический крекинг га-
зойлей каталитического крекинга в смеси с
экстрактами селективной очистки дистиллят-
ных масел в соотношении, близком 1:1.
Качество сажевого сырья, изготовленного
Таблица 4
Качество остаточного сажевого сырья, применяемого за рубежом
Показатели	Патенты США				Патенты Англин	
	1961 г.			1962 г.	1962 г.	
20 Плотность р 		1,0720	1,0615	0,9902	1,0536	1,040	1,0600
20 Показатель преломления	.	—	—	1,6050	—	1,6440	1,6510
Фракционный состав: н.к., град		—	—	159	262	286	—.
5% выкипает при температуре	—	—	262	351	379	—
50% то же		——	—	334	421	—	—
90%	»			—	—	407	—	415/85%	400
95 %	»			——	——	——	—«			
к.к., град	 Молекулярный вес		—	—	411/92%	503/80%	—	—
	2Ь6	264	—	—	—	—
Вязкость, сст:						
при 37,8J 		97,4	—	10,5	—	—	—
» 54°			38,6	—	—	—	—	
» 98,8"		6,5	6,5	— 2,0	10,5	7,5	7,5
Температура застывания, град. . .. Содержание, % вес:	1,78	—	— 1,0	+21 0,25	—	—
серы				—		—	— —
золы		—	—	—	0,0068	—	—-
Коксуемость, % вес	 Содержание ароматических соеди-	11,85	—	3,66	9,7	—	—
нений, % вес			85	—	—	—	——
Способ получения 		—	Крекинг-	Экстракты	—	Крекинг-остаток ТК	
		остаток ТК	остатка		газойлей КК	
		газойлей КК	>350 °КК			
Примечание. В патентах США, выданных в период с 1957 по			I960 гг., приводится 6 образцов сажевого сырья (оста-			
ток перегонки экстракта смеси легкого и тяжелого		газойлей, остаток мид-континентской нефти,			остаток термического кре-	
книга смеси газойлей каталитического крекинга и масляного экстракта и другие образцы), основные показатели						качества ко-
торых принципиально ие отличаются от	приведенных	настоящей таблице.				
Методы получения новых видов сырья
для производства активных и полуактивных
саж на отечественных НПЗ
Были проведены большие исследователь-
ские работы по получению и испытанию в
производстве активных саж новых опытных
образцов нефтяного сырья. На основании
большого количества работ, выполненных
ВНИИНП совместно с НИИШП и НИКТИ
по рекомендуемым методам, и сопоставление
его с зеленым маслом приведено в табл. 6.
В результате проведенных лабораторных и
опытных исследований были выданы рекомен-
дации Средне-Волжскому, Западно-Сибирско-
1 Возможно вовлечение в производство сажевого
сырья и более легких газойлевых фракций, выкипаю-
щих в пределах 195—206°.
189
му и Азербайджанскому советам народного
хозяйства для проведения опытных пробегов
промышленных установок: термического кре-
кинга — на Омском, Новокуйбышевском, Но-
во-Уфимском и Бакинском НПЗ; каталитиче-
ского крекинга, гидроочистки и фенольной
экстракции — на Новокуйбышевском НПЗ.
В 1962—1964 гг. были проведены реконструк-
ция и опытные пробеги на указанных про-
мышленных установках.
Таблица 5
Качество некоторых образцов остаточного
сажевого сырья, применяемого в Японии
(по данным анализов, выполненных ВНИИНП)
Показатели	Образец I	Образец 2	Образец 3
20 Плотность Р 	 4 Показатель преломле-	1,0238	0,9533	0,9333
НИЯ Пр		1,5931	Не просматривается	
Молекулярный вес . . . Температура застывания,	219	328	363
град		—49	—6,0	—
Вязкость, сст при 50° . .	6,89	55,86	71,19
» 100° .	3,22	9,34	10,83
Коксуемость, % вес. . Групповой состав, % вес. метано-нафтеновых . .	8,11	5,35	5,52
	1,0	37,7	46,5
ароматических ....	85,8	52,2	42,9
из них: легких ....	1,7	9,0	12,3
средних . . .	16,0	20,7	10,0
тяжелых . . .	68,1	20,5	20,6
смол . . 		4,1	12,1	10,6
асфальтенов 	 Элементарный состав, % вес.:	9,1	—	—~•
С 		92,12	87,72	87,17
Н 		7,73	11,36	11,82
S 		0,04	0,50	0,69
N 		0,0	0,42	0,32
Кислород-}-потери . . .	0,11	0,00	0,0
Отношение Н > С ...	1,00	1,54	1,62
Способ получения . . .	Остатки	Тяжелые	Тяжелые
	пиролиз-	фракции	фракции
	ного про-	(остатки)	(остатки)
	цесса по-	перера-	перера-
	лучения	ботки	ботки
	этилена	нефти «Kubiki»	нефти «Mitsake»
Коллективы нефтеперерабатывающих заво-
дов проделали большую работу по освоению
новых режимов и технологии получения са-
жевого сырья. На Новокуйбышевском НПЗ
в 1962 и 1963 гг. проведена работа по полу-
чению сырья для сажи на целом комплексе
установок, включая установки каталитическо-
го крекинга, фенольной экстракции и гидро-
очистки. На Омском и Новокуйбышевском
НПЗ в 1961 — 1964 гг. проведены опытные
пробеги установок термического крекинга, в
процессе которых отрабатывались различные
технологические схемы, режимы и сырье, оп-
ределялась длительность пробега установки
на режиме получения сажевого сырья. За-
канчивается реконструкция установки терми-
ческого крекинга на Ново-Уфимском НПЗ.
Материальный баланс термического кре-
кинга при получении термогазойля (типовая
установка 15/2 Новокуйбышевского НПЗ) и
выписка из межреспубликанских технических
условий (МРТУ-12Н, № 28—63) на этот вид
сажевого сырья, получаемого из сернистых
нефтей, приводятся ниже:
	Обычный Режим для	
	режим крекинга	получения сажевого сырья
Производительность  установки,		
т/сутки. . . 			1650	1450
Сырье установки		Мазут	Смесь*
Выходы продуктов, % вес:		
газ жирный		5,5	8,5—10,0
бензин		16,0	18—23
рефлюкс стабилизации . . .	2,0	1,5—2,0
термогазойль		—	25—26
крекинг-остаток 		75	45—37
потери 		1 >5	2,0
* Экстракт масляных дистиллятов — 50%, тяжелый
газойль каталитического- крекинга — 50%,
Технические условия на термогазойль*:
Нормы Метод испытания
Плотность при 20°С, г/см3,
не ниже....................0,980 ГОСТ 3900—47
Показатель преломления
Пд, не ниже..............1,570	Определяется
на рефракто-
метре типа
'	Аббе (ИРФ-22
и др.)
Коксуемость, % вес., не
более.....................1,5 ГОСТ 5987—61
Фракционный состав:
до 200° перегоняется, не
более, %	............3
90% перегоняется при
температуре, град., не
выше .................. 490 По приложению
№ 1
Вязкость кинематическая при
50°, сст, не более .... 25 ГОСТ 33—53
Температура застывания,
град, не выше ..........-)-15,0 ГОСТ 1533—42
Содержание воды, %, не
более...................0,20 ГОСТ 2477—44
Зольность, %, не более . . 0,05 ГОСТ 1461—59
Содержание серы, % вес,
не более................3,0 ГОСТ ,3877—49
или 1437—56
* Настоящие технические условия распространяются на
термогазойли (сырье для производства активных и полу-
активиых саж), получаемые при термическом крекинге
масляных экстрактов или каталитических газойлей (или
их смесей в любом соотношении).
190
Таблица ft
Качество новых видов жидкого нефтяного сырья для сажи, полученного
рекомендуемыми ВНИИНП методами
Показатели	Первый метод (экстракция)		Второй метод (термический крекинг)	Смесь термо- газойля и зеленого масла	Зеленое масло пиролиза	
	экстракт из сернистых газойлей КК	экстракт из гидроочищен- ных газойлей КК				
			термогазойль сернистый		мало- сернистое	сернистое
Пределы кипения, град		238—458	277—440	226—453	—	156—365	190—360
Плотность р 		1,0002	0,9888	0,9998	0,9967	0,9785	0,9850
20 Показатель преломления Пр . , .	1,5860	1,5776	1,5836	1,5885	1,5795	1,5863
Молекулярный вес		220	223	246	199	155	175
Содержание серы, % вес		2,82	1,0	3,2	2,28	0,35	2,50
Коксуемость, % вес		0,70	0,10	0,8	0,81	0,07	0,34
Температура застывания, град. . .	+5	0	+ 15	—	—36	—20
Вязкость кинематическая при 50°, сст		8,30	8,49	10,19	4,95	2,3	6,7
Групповой углеводородный состав, % вес.: парафи но-нафтеновых ....	13,5	14,4	19,9	12,3	13,1		
ароматических соединений . .	85,1	84,9	77,6	85,2	85,3	—
Из них: легких 		6,5	10,5	5,5	5,1	4,3	—
средних 		9,8	11,4	10,5	12,6	4,3	—
тяжелых		68,8	63,0	61,6	67,5	76,7	—
Смолы 		1,4	0,7	2,5	2,5	1,6	—
Отношение атомов Н : С		1,27	1,31	—	—	1,13	1,18
Фактор ароматизации		141	145	147	146	143	149
Полученные промышленные опытные пар-
тии нефтяного сырья прошли широкие испы-
тания в производстве активных и полуактив-
ных саж на сажевых заводах.
Экстракт сернистого каталитического газой-
ля был испытан в производстве активных саж
на Ново-Ярославском сажевом заводе и в
производстве ламповых и форсуночных саж
на Кудиновском и Старо-Ярославском саже-
вых заводах. Экстракт гидроочищенного ка-
талитического газойля был испытан в произ-
водстве активных саж на Ново-Ярославском
сажевом заводе.
Термогазойли, выработанные на Омском и
Новокуйбышевском НПЗ, были испытаны в
производстве активных саж на Ново-Яро-
славском и Сызранском сажевых заводах и
в производстве форсуночной и ламповой саж
на Кудиновском, Омском и Старо-Ярослав-
ском сажевых заводах.
Результаты испытаний указанных выше ви-
дов сажевого сырья и получаемых из него
вулканизаторов приведены в табл. 7 и 8.
На основании проведенных работ по полу-
чению и испытанию опытных партий нового
нефтяного сырья в промышленных условиях
были выданы следующие рекомендации по
использованию этих видов сырья в производ-
стве саж на сажевых заводах:
1.	Термогазойль сернистый, негидроочищен-
ный (содержание серы до 3,2%) для произ-
водства форсуночных и ламповых саж; в сме-
си с зеленым маслом в соотношении 1 : 1 для
производства активных саж ПМ-70 на заво-
дах с циклонными реакторами.
2.	Экстракт негидроочищенных каталитиче-
ских газойлей сернистого сырья (содержание
серы 2,6—2,8%) для производства активной
сажи ПМ-70 на заводах с циклонными реак-
торами.
3.	Экстракт гидроочищенных каталитиче-
ских газойлей (содержание серы 1 %) для
производства активных саж ПМ-70 на заво-
дах с циклонными реакторами; в смеси с зе-
леным маслом в соотношении 2: 1 для про-
изводства активных саж на заводах с цилин-
дрическими реакторами и мокрым доулавли-
ванием сажи.
Расширение ресурсов нефтяного сырья
для производства сажи
Наибольшая трудность при обеспечении
сырьем сажевого производства будет наблю-
даться в 1965—1967 гг., так как в этот период
в производственную эксплуатацию будет вве-
дено сравнительно небольшое число устано-
вок каталитического крекинга, гидроочистки
и экстракции, на которых можно было бы ор-
191
ганизовать получение, новых видов сажевого
сырья. Основным методом получения сажево-
го сырья пока будет термический крекинг
смеси газойлей каталитического крекинга и
экстрактов масляного производства. Поэтому
расширение производства термогазойлей и
улучшение их качества является на ближай-
шие годы важной задачей.
На нефтеперерабатывающих заводах необ-
ходимо • проведение работ по реконструкции
установок термического крекинга, выделение
специального емкостного хозяйства, проклад-
ка дополнительных трубопроводов, организа-
ция приемки сырья для крекинга и отгрузка
готового сажевого сырья.
ВНИИНП считает необходимым в 1964—
1966 гг. на ряде НПЗ провести опытные про-
беги с целью получения опытных партий са-
жевого сырья и испытания их на сажевых за-
водах. Есть основания предполагать, что ка-
чество термогазойля может быть улучшено,
если термическому крекингу подвергать
смесь легких и тяжелых каталитических га-
зойлей, без вовлечения в сырье масляных
экстрактов.
Качество саж, полученных нз фенольных экстрактов
Показатели	Негидроочищенный экстракт (образец 1962 г.)			Негидроочищенный экстракт (образец 1963 г.)	
	Кудиновский СЗ	Ярославский СЗ	Кудиновский СЗ	Ярославский	Ново-Ярослав- ский СЗ
		Физико-химические свойства сажи			
Выход сажи на сырье, % вес		57,0	56,8	58,0	65,0	34,2
Удельная поверхность, смг[г		21,4	22,6	14,0	13,6	67,4—71,4
Масляное число, мл) г		1,16	1,18	0,85	0,92	0,92—0,94
Содержание серы, % вес		1,56	—.	1,37	—	0,90—1,10
Оптическая плотность бензиновых экстрактов .	—	—	——	—.	0,03
Тип сажи		Форсуночная	Форсуночная	Ламповая	. Ламповая	ПМ-70
	Физико-механические свойства вулканизаторов				
Модуль 300% удлинения, кг/см*		79,2	—	55,9	—	142
Сопротивление разрыву, кг/см*		104,4	——	77,8	—	224
Относительное удлинение, %			429	—.	533	—	483
Остаточное удлинение, % 		16,5	—	20,6	—	13
* Реакторы циклонного типа.
Качество саж, полученных из термогазойлей
Показатели	Термогазойль Омского НПЗ			
	Кудиновский СЗ	Омский СЗ	Кудиновский СЗ	Омский СЗ
	Фнзико-химическне свойства сажи			
Выход сажи на сырье, % вес		56,0	48,4	58,5	55,2
Удельная поверхность, см2/г		21,5	23,4	14,0	16,4
Масляное число, мл/г		1,29	1,13	0,91	1,09
Содержание общей серы, %		—	«—	—	—
Оптическая плотность бензинового экстракта . .	—	—-	—	—
Тип сажи		Форсуночная		Ламповая	
	Физнко-механические свойства вулканизаторов			
Модуль 300% удлинения, к.г)смг		77,9	72,0	55„5	57,0
Сопротивление^ разрыву, кг/см?		103	94,0	72,3	76,0
Относительное удлинение, % 		429	441	479	513
Остаточное удлинение, % 		17	19	16	18
* Смесь термогазойля и зеленого масла: образец 1—термогазойля 60%, зеленого масла 40%
образец 2—	,	30%,	,	70%
образец 3—	,	50%,	,	50%
образец 4—	,	95%,	,	5%
** Испытания термогазойля в смеси с зеленым маслом (1 : 1), проведенные в июле—августе 1964 г. на Ново-Ярославском
сажевом заводе, показали возможность получения нз этой смеси активной сажи ПМ-70, выход н качество которой равно-
ценны саже, получаемой из зеленого масла.
192
Очень важно в ближайшее время устано-
вить возможность выработки термогазойлей
из низкосернистых видов сырья, вырабатывае-
мых на Бакинском и Красноводском НПЗ.
Переработка в процессе термического кре-
кинга малосернистого сырья позволит разре-
шить проблему получения активных саж с по-
ниженным содержанием серы, не прибегая к
процессу гидроочистки сажевого сырья.
Во ВНИИНП начаты работы по повышению
отбора термогазойля путем вакуумного отго-
на и деасфальтизации крекинг-остатка, полу-
чаемого при производстве сажевого сырья, а
также исследования по применению в качест-
ве сажевого сырья исходного крекинг-остат-
ка. В 1965—1966 гг. намечается проведение
испытаний такого вида сырья на опытно-про-
мышленной установке НИК.ТИ, пуск которой,
к сожалению, чрезвычайно затягивается из-за
отсутствия сырьевого парка.
УкрНИИгипронефть совместно с другими
организациями провел работы по экстракции
ароматизированных концентратов из отгонов
коксования в кубах Херсонского и Дрогобыч-
каталитического газойля Новокуйбышевского НПЗ
Таблица
Гидроочищенный экстракт (образец 1963 г.)	Зеленое масло	По техническим условиям на сажу	
Ново-Ярославский СЗ*	Ново-Ярослав- ский СЗ*		
Физико-химические свойства сажи
35,3	35,3	—	—			
70,9	64,5—69,0	70—85	—	—	—
0,96	0,93—0,99	0,95—1,25	—				
0,50	0,40—0,44	1,20	—	—		
0,02	0,03	—	—	—	—
ПМ-70	ПМ-70	Активная	Форсуночная	Ламповая	Ламповая
		ПМ-70	А	Б	Б
Физико-механические свойства вулканизаторов
170	146—176	Не меиее 120	70	Не более 65	66
286	213—249	185	100	90	70
488	466—508	425	400	Не менее 425	470
11	9—13	Не более 25	40	Не более 40	—
* Реакторы циклонного типа.
Таблица 8
Омского и Новокуйбышевского НПЗ 
Термогазойль Новокуйбышевского НПЗ*				Зеленое масло Горьковского завода „Нефтегаз"	
Образец 1	Образец 2	Образец 3	Образец 4		
Ново-Ярослав- ский СЗ	Сызранский СЗ	Сызранский СЗ	Сызранский СЗ	Ново-Ярослав- ский СЗ	Сызранский СЗ
Физико-химические свойства сажи
32,0**	32	32	—	33—40	33—40
67,4—70,9	64,8—68,5	65,0—69,0	67,3—67,6	66,3—67,5	67,0—69,3
0,92—0,94	0,93—0,96	0,92—0,96	0,98	0,96—0,97	0,96—1,00
0,89—0,98	0,7—0,82	0,78—0,88	1,11—1,15	0,54—0,58	0,71—0,59
			0,05	0,02	0,05
0,04	0,04	0,05			
ПМ-70	ПМ-70	ПМ-70	ПМ-70	ПМ-70	ПМ-70
Физико-мехаиические свойства вулканизаторов
147	157	151	141	158	154
225	220	215	210	227	215
500	417—445	442—472	456—460	. 449—454	430—454
13	13	14	13	12	12
13 Зак. 905
ского НПЗ; ВНИИНП аналогичные работы
правел применительно к отгонам контактного
коксования Куйбышевского НПЗ. Показано,
что выделенные экстракты удовлетворяют
требованиям на сажевое сырье, за исключе-
нием повышенного содержания серы в экст-
рактах из сернистого сырья (Куйбышевский
НПЗ); в последнем случае экстракции долж-
на предшествовать гидроочистка коксовых от-
гонов. Намечается проведение опытных работ
по экстракции ароматических углеводородов
из дистиллятов процесса коксования на Кре-
менчугском, Волгоградском и других нефте-
перерабатывающих заводах.
В табл. 9 представлен перечень намечен-
ных опытно-промышленных работ, направлен-
ных на расширение ресурсов сажевого сырья
и повышение качества выпускаемых термога-
зойлей.
Как уже отмечалось, содержание серы в
сажевом сырье оказывает влияние на качест-
во получаемой сажи и резинотехнических из-
делий. Однако работами НИКТИ и промыш-
ленными испытаниями опытных партий саже-
вого сырья была показана возможность ис-
пользования сырья, содержащего порядка
3% серы в производстве ламповой и форсу-
ночных саж.
С другой стороны, испытание частично обес-
серенного сырья на Омском сажевом заводе
показало, что для производства активных саж
на заводах с цилиндрическими реакторами и
мокрым доулавливанием сажи .необходимо ис-
пользовать сырье с содержанием серы не выше
0,6—0,8%.
Последующие испытания сернистых экстрак-
тов и экстрактов из предварительно гидро-
очищенных газойлей каталитического крекинга
Таблица 9
Перечень опытных пробегов на НПЗ с целью получения опытных партий
нефтяного сырья и испытания их на сажевых заводах в 1964—1966 гг.
НПЗ	• Процессы и установки	Сырье установки	Количество опытной партии, т	Сажевый завод
Бакинский	Термический крекинг	Смесь бакинских каталитических га- зойлей и масляных экстрактов	1000	Ново-Ярославский
Волгоградский	Термический крекинг	Смесь волгоградского экстракта и красноводского каталитического га- зойля	1000	Ново-Ярославский
Волгоградский	Вакуумная перегонка	Крекинг-остаток от предыдущего про- бега Фракция 240—450° замедленного кок- сования	500	Ново-Ярославский
Волгоградский	Экстракция фурфуролом		500	Ново-Ярославский
Новокуйбышевский	Термический крекинг	Смесь легких и тяжелых каталитиче- ских газойлей и масляных экстрак- тов	1000 1000	Сызранский Сызранский
Новокуйбышевский	Термический крекинг	Смесь легкого и тяжелого каталити- ческих газойлей	1000	Сызранский
Помимо указанных работ, ВНИИНП со-
вместно с НИИШП намечают исследования
по подбору сырья для получения специальных
сортов высокоструктурированных саж, а так-
же и других новых сортов саж. Новым источ-
ником сажевого сырья могут явиться отходы
нефтехимической промышленности, в частно-
сти тяжелая смола пиролиза. В 1964 г.
ВНИИНП продолжит изучение возможных
ресурсов этого сырья, проверит его качество
и наметит пути по рациональному его исполь-
зованию.
Исследования, начатые ВНИИНП в обла-
сти высокотемпературных процессов — высо-
котемпературного термоконтактного крекинга,
пиролиза тяжелых видов сырья, дают осно-
вание считать, что продукты этих процессов
могут представлять собой ценное сырье для
сажевой промышленности.
1 94
на Ново-Ярославском и Сызранском заводах
показали, что производство сажи ПМ-70 на
заводах, оборудованных циклонными реакто-
рами и сухим доулавливанием саж, возможно
при использовании сернистого сырья, содержа-
щего до 2,5—2,8% серы. Это в значительной
мере позволяет расширить возможные ресурсы
нефтяного сырья и значительно сократить по-
требные мощности процесса гидроочистки.
Исследованиями ВНИИНП показана целе-
сообразность применения процесса гидроочи-
стки для широкой фракции (260—420°) га-
зойля каталитического крекинга перед экст-
ракцией из него ароматических углеводоро-
дов. В этом случае путем изменения глубины
экстракции можно получить высокоаромати-
зированное сырье для производства сажи. Ра-
финаты экстракции могут найти также высоко-
квалифицированное применение: как компо-
нент дизельного топлива, как сырье для ка-
талитического крекинга и др. В отдельных
случаях рациональным является гидроочист-
ка или предварительный гидрокрекинг сырья
каталитического крекинга.
Как указывалось выше, в 1965—1966 гг.
обеспечение сажевой промышленности неф-
тяным жидким сырьем будет производиться
в основном за счет дистиллятных термога-
зойлей. В последующие годы, начиная с
1967 г., в связи с пуском в производственную
эксплуатацию новых промышленных устано-
вок каталитического крекинга с пылевидным
катализатором, установок коксования, экст-
ракции, гидроочистки и др. появятся новые
источники и виды нефтяного сырья для про-
изводства сажи. В процессе экстракции в ка-
честве растворителя могут быть успешно при-
менены фурфурол и фенол.
В соответствии с этим ВНИИНП считает,
что рациональное сочетание процессов катали-
тического крекинга, коксования, гидроочистки
и экстракции позволит обеспечить сажевую
промышленность высококачественным сырьем
в период после 1966 года. Поэтому при раз-
работке планов строительства и ввода в экс-
плуатацию технологических установок на
НПЗ по вышеуказанным процессам нужно
учитывать не только необходимость произ-
водства моторных топлив и масел, но и на-
ращивание объемов выработки нефтяного
сырья для получения высококачественных
саж. К сожалению, до настоящего времени
с этим обязательным требованием не всегда
считаются.
Проектным организациям необходимо вы-
дать задания на дооборудование фракциони-
рующей части установок, обеспечивающее от-
бор фракции 260—420° каталитического кре-
кинга и коксования. Также необходимо вы-
дать задание на разработку проектов высо-
коэффективных установок экстракции приме-
нительно к выработке сажевого сырья. Рабо-
ту следует организовать так, чтобы эти уста-
новки можно было ввести в производствен-
ную эксплуатацию с начала 1967 г.
При этом следует учесть, что разработка
проектов установок экстракции сажевого
сырья является более сложным делом, чем
аналогичных установок для селективной очи-
стки масел. Необходима разработка более
эффективной ректификационной аппаратуры
для отгона селективных растворителей фено-
ла и фурфурола от более легкокипящих угле-
водородов, чем масляные фракции. При этом
следует учесть предпроектную проработку
экстракционной установки для газойлей ката-
литического крекинга облегченного фрак-
Таблица 10
Объем производства новых видов нефтяного сырья для сажи (предварительные данные)
Виды сырья	1965 г.	1966 г.	1967 г.	1968 г.	1969 г.	1970 г.
Производство новых видов сырья—всего:						
тыс. т/год 		585	689	939	1219	1421	1624
% В том числе получаемых термическим крекингом:	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
ТЫС. т		585	689	762	823	830	813
%	 Экстракцией:	100,0	100,0	81,0	67,5	57,5	50,0
тыс. т		—	—-	177	396	591	811
%	 Из них:	—	—	19,0	32,5	42,5	50,0
из каталитических газойлей 		—	—	100	242	437	657
из отгонов коксования 	 Общее количество нефтяного сырья для производства сажи:	—	—	77	154	154	154
тыс. т		895	1002	1252	1532	1734	1937
%	 В том числе для производства:	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
активных саж (ПМ-70 и ПМ-50), тыс. т ....	593	705	873	1197	1426	1646
%	 форсуночных и ламповых саж:	66,5	70,0	70,0	78,5	82,5	85,0
тыс. т		250	243	245	186	144	116
%	 газо-жидкостных саж:	28,0	24,2	19,5	12,1	8,3	6,0
тыс. т		52	54	134	149	164	175
%		5,5	5,8	10,5	9,4	9,2	9,0
13*
195
ционного состава, выполненную Гипрогаз-
топпромом применительно к получению неф-
тяного нафталина.
Также необходима проектная проработка
процесса гидроочистки отгонов коксования
сернистого сырья, направляемых на произ-
водство сажевого сырья.
Учитывая, что вопросы экстракции сажево-
го сырья из дистиллятов вторичных терми-
ческих процессов прорабатываются сейчас в
ряде проектных и научно-исследовательских
организаций, что распыляет наши силы и не
дает своевременно желаемых результатов,
представляется целесообразным сосредото-
чить проработку этих вопросов в одном
проектном и в одном исследовательском ин-
ститутах.
В табл. 10 приводятся предварительные
данные об объемах производства новых ви-
дов нефтяного сырья для сажи и распределе-
нии этого сырья по типам сажи в период
1965—1970 гг.
Рекомендации по обеспечению сажевой
промышленности нефтяным сырьем
На основании проведенных промышлен-
ных испытаний термогазойля в производстве
активной сажи ПМ-70 на Ново-Ярославском
и Сызранском сажевых заводах было уста-
новлено, что из термогазойля может быть
получена сажа, качество которой соответст-
вует временным нормам МРТУ 6-020-64.
Улучшение качества и выходов сажи из
термогазойля в смеси его с зеленым маслом
может быть достигнуто за счет реализации
нижеследующих основных мероприятий на
нефтеперерабатывающих и сажевых заводах.
По нефтеперерабатывающим заводам.
1. Отработка режима получения высококаче-
ственного термогазойля на установках тер-
мического крекинга Омского, Новокуйбышев-
ского и Ново-Уфимского нефтеперерабаты-
вающих заводов. Улучшение качества термо-
газойля должно быть осуществлено за счет
некоторого ужесточения режима термическо-
го крекинга (повышение температуры в печи
П-1 до 505° и печи П-2 до 550°), вовлечение в
сырье термического крекинга легкого ката-
литического газойля и более четкого отделе-
ния термогазойля от крекинг-остатка.
2.	Выработка термогазойля двух сортов
вместо одного, как это делается в настоящее
.время.
Первый сорт термогазойля предназначает-
ся для производства активных саж. В этом
случае качество его должно быть. доведено
до следующих показателей:
196
Плотность Р40.....................0,99—1,00
Показатель преломления Пд ....	1,580
Коксуемость, % не более .......... 1
Температура выкипания 90% отгона,
град, не выше.....................440—450
Возможно, что это вызовет снижение выхода
термогазойля с 25 до 20% вес. от сырья тер-
мического крекинга.
Второй сорт термогазойля предназначается
для производства форсуночных и ламповых
саж. В этом случае качество термогазойля
может соответствовать требованиям сущест-
вующих МРТУ, а выход термогазойля мо-
жет быть принят на уровне 25—26% вес. от
сырья термического крекинга.
3.	Проведение в 1964—1966 гг. на Бакинс-
ком и Новокуйбышевском НПЗ опытных про-
бегов установок с получением опытных пар-
тий нефтяного сырья в количестве 500—
1000 г каждой и последующих испытаний их
в производстве активных саж на сажевых
заводах.
4.	Пересмотр существующей и установле-
ние новой цены на термогазойль, отражаю-
щей действительные затраты на производст-
во этого вида сажевого сырья. В настоящее
время цена, установленная на термогазойль,
несправедливо приравнена к цене зеленого
масла (43 руб. за 1 т); в действительности
же, как показывают многократные обследова-
ния и калькуляции, отпускная цена на тер-
могазойль не должна превышать 22 руб.
5.	Рассматривая процесс экстракции селек-
тивными растворителями как наиболее перс-
пективный метод получения высококачествен-
ного сырья для сажи, следует осуществить
мероприятия:
а)	в 1965 г. выделить одну — две экстрак-
ционные установки маслоблоков действую-
щих заводов для перевода их на экстракцию
ароматизированных концентратов из газойлей
каталитического крекинга и коксования;
б)	выдать задание на проектирование спе-
циальных экстракционных установок, на до-
оборудование установок каталитического
крекинга, коксования и гидроочистки приме-
нительно к производству сажевого сырья с
тем, чтобы к концу 1965 г. можно было зака-
зать необходимое оборудование, а начиная с
1967 г. ввести эти установки в производствен-
ную эксплуатацию. Мощность установок для
экстракции ароматизированных концентратов
из каталитических газойлей и коксовых ди-
стиллятов рекомендуется принять порядка
350 тыс. т!год по сырью.
Исходные данные для проектирования экст-
ракционных установок — режимы, материаль-
ные балансы, качество сырья и продуктов
экстракции приводятся в табл. 11, 12, 13 и
14.
Таблица 11
Режим и материальный баланс экстракции сажевого
сырья из газойля каталитического крекинга установки
43-102 Новокуйбышевского НПЗ*
Показатели	Негидроочи- щенная фрак- ция		Гидроочищен- ная фракция	
	фенол	фурфу- рол	фенол	фурфу- рол
Режим экстракции
Температура в колонне,
град:
верха ...................
середины .............
низа..................
Количество растворителя,
% объемн.
на сырье ............
Расход воды, % вес.
фенол:
в верх колонны . .
в низ колонны . .
на
Материальный баланс,
Газойлевая
Рафинат**
Экстракт
Потери
Выход экстракта на сырье
крекинга, % вес. . . .
фракция
180
8—9
56
44
42
100,0
67,0
32,0
1,0
2—2,9
7,0—
7,5
60	58	62
50	45	51
40	43—42	41
70—80	180	70—80
—	2—2,3 7,2— 6,9	—
		
•/о вес.		
100,0	100,0	100,0
66—68	71,0	70—71
32—33	28	28—29
1,0	1,0	1,0
8—9	7—8	7—8
крекинга — вакуумный
*	Исходное сырье каталитического
дистиллят сернистой нефти.
*	* Используется как сырье каталитического крекинга
или’ как компонент дизельного топлива.
6. Для обеспечения выработки нефтяного
сажевого сырья в 1965—1970 гг. рекомен-
дуется при перспективном планировании
учесть необходимость ввода в промышленную
эксплуатацию 7 установок каталитического
крекинга и 10 установок селективной экст-
ракции, перевести на выработку сажевого
сырья 8 установок термического крекинга и
2 установки гидроочистки (типа 24-6) на
подготовку малосернистого сырья для экст-
ракции. Весьма вероятно, что число промыш-
ленных установок будет несколько увеличено
по сравнению с предусмотренным при пред-
варительном подсчете; оно будет более точно
установлено только в результате длительной
эксплуатации сажевых заводов на новых ви-
дах нефтяного сырья.
По сажевым заводам. 1. Обеспечить полное
освоение по переработке на сажевых заводах
термогазойлей в смеси с зеленым маслом в
соотношении порядка 60 и 40%. Для этого
необходимо проведение на Ново-Ярослав-
ском сажевом заводе спицального опытно-
го пробега длительностью 1,5—2 мес., в те-
чение которого отработать оптимальные ре-
жимы, уточнить показатели по выходу и
качеству сажи. На этот период времени не-
обходимо скорректировать план по выработке
сажи.
2. Для более эффективной работы сажевых
заводов на термогазойле необходимо обязать
научно-исследовательские институты и
проектные организации этой отрасли про-
мышленности разработать мероприятия,
обеспечивающие улучшение технологии про-
изводства сажи и внедрить их на сажевых
заводах в ближайшее время. В комплекс
этих мероприятий должны входить: улуч-
шение распыла сырья, организация хорошего
смешения термогазойля с зеленым маслом
и обеспечение подогрева сырья до темпера-
туры 220—240°.
3. На Ново-Ярославском сажевом заводе
целесообразно выделить самостоятельный
производственный поток, на котором 'было
бы возможно отрабатывать оптимальные ре-
жимы переработки новых опытных партий
нефтяного сырья.
С целью дальнейшего расширения ресур-
сов сырья для производства сажи ВНИИНП
совместно с другими институтами, занимаю-
щимися техническим развитием сажевой,
шинной и резинотехнической промышленно-
сти, совершенствует существующие и разра-
батывает ряд новых методов получения неф-
тяного сырья для производства сажи, в том
числе основанных на использовании оста-
точных нефтепродуктов.
К числу таких работ следует отнести:
экстракцию газойлей каталитического кре-
кинга облегченного фракционного состава
(195—420°) и остатков каталитического крекин-
га, выкипающих при температуре выше 200°;
термический крекинг смеси легких и тяже-
лых газойлей каталитического крекинга и
смесей легких и тяжелых газойлей катали-
тического крекинга с масляным экстрактом;
расширение ресурсов термогазойлей путем
получения вакуумных отгонов крекинг-остат-
ков и деасфальтизации остатков;
разработку новой технологии сажевого
производства, позволяющую применять в ка-
честве сажевого сырья крекинг-остатки, деас-
фальтизаты, тяжелые вакуумные отгоны и
остаточные экстракты.
197
Таблица 14
Показатели качества газойлевых фракций каталитического крекинга установки 43-103 и полученных из них
экстрактов
Показатели	Негидро- очищен- ная фракция	Экстракты		Гндро- очищен- ная фракция	Экстракты	
		феноль- ный	ФурФу- рольный		феноль- ный	ФурФу- рольный
Плотность р2° 		0,9215	1,0210	1,0100— 1,0200	0,9076	0,9921 1,0056	1,0068 1,0228
Показатель преломления			1,5212	1,5900	1,5900— 1,6000	0,5221	1,5837— 1,5987	1,5878— 1,6014
Пределы кипения, град		262—428	268—440	260—440	263—430	253—440	260—440
Молекулярный вес 		267	229	227	272—293	222—231	230—240
Температура застывания, град		25	—6,0	2,—5,—6	от 16 до24	4,0	—8,0
Содержание серы, % вес		1,72	3,35	3,3—3,4	0,43	1,2	1,15
Вязкость при 50°, сст		9,01	11,03	11—12	8,56	10,6	14,1
Коксуемость, % вес		0,20	1,11	1—1,3	0,02	0,2	0,32
Групповой состав, % вес: парафино-нафтеновые							
	44,3	9,7	10,6	49,5	12,7	8,0
ароматические соединения 		55,1	87,8	86,4	49,5	86,3	88,0
из них:						
легких 		10,8	6,4	6,6	11,9	10,8	10,3
средних 		13,5	12,3	10,9	6,9	11,4	11,7
тяжелых		30,8	69,1	68,9	30,7	63,1	66,8
смолы 		0,6	2,5	3,0	1,0	2,0	3,2
Фактор ароматизации		74	159	155—160	76	144	157
ВНИИНП считает, что СССР в ближайшие
годы должен не только полностью прекра-
тить импорт сажи, но быть мощным постав-
щиком высококачественного сырья для про-
изводства сажи и высококачественных саж
на мировом рынке.
ПРОЦЕСС ГИДРОКРЕКИНГА В СХЕМАХ СОВРЕМЕННЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ1
Процесс гидрокрекинга нефтяных дистил-
лятов является одним из перспективных и в
последние годы в зарубежной практике полу-
чает наиболее быстрое развитие. В настоящее
время за рубежом находится в эксплуатации
и в стадии строительства около 30 установок
гидрокрекинга различных модификаций, пере-
чень которых с указанием фирм и местона-
хождения по данным на октябрь 1964 г., при-
водится ниже (Stormont D. Н. Oil a. Gas. J.
v. 62, N 42, р. 60—61, 1964).
Из данных следует, что на подавляющем
1 От коллектива авторов ВНИИНП: Осипова Л. Н„
Пережигиной И. Я., Рогова С. П., Рысакова И. В.,
Семеновой Е. С., Хавкина В. И. Доклад на совещании
не заслушивался, публикуется с учетом данных, полу-
ченных до июня 1965 г.
А. В. АГАФОНОВ
ВНИИНП
большинстве установок гидрокрекинга осу-
ществляется процесс со стационарным грану-
лированным катализатором. В периодической
печати длительное время не было сведений о
строительстве установок гидрокрекинга с дви-
жущимся порошкообразным катализатором,
к числу которых относятся установки типа
гидроойл и хай-си. Эти процессы продолжи-
тельное время отрабатывали на сравнительно
небольшой установке мощностью 300—
350 т!сутки (Ситиз сервис, Лейк-Чарльз, Луи-
зиана) . В конце 1964 г. появились сообщения
о строительстве в Кувейте двух мощных уста-
новок этого типа. Из предполагаемой на ко-
нец 1966 г. общей мощности установок гидро-
крекинга около 13—14 млн. т)год на установ-
ки с движущимся катализатором приходится
около 3 млн. т или 21—23°/о.
199
Действующие
Мощность
установок,
тыс. т1год*
Типы устано-
вок
Мощность
установок,
тыс. т[год*
Типы устано-
вок
Апко ойл Корп., Аркан-
зас-Сити, Канзас ...	127
Ситиз сервис рифайнинг,
Лейк-Чарльз, Луизиа-
на ....................... 91
Кальтекс, Франкфурт,
ФРГ.................... 296
Пауерайн ойл,* Лос-Анже -
лос, Калифорния . .	100
Шелл Кэнэда инк., Сар-
иия, Онтарио ....	182
Сигнал ойл энд гэз, Бей-
кер-сфилд, Калифорния	341
Стандард ойл оф Кали-
форния, Гонолулу, Га-
вайи ..................... 64
Стаидард ойл оф Огайо,
Толидо, Огайо ....	341
Стандард ойл оф“Кентук-
ки, Паскагула,” Мисси-
сипи .................... 842
Тексако инк., Лос-Анже-
лос, Калифорния . . . Нет дан-
ных
Тайдуотер ойл, Эйвои,
Калифорния.............	910
Итого . .	3294
Строящиеся**
Клерк ойл энд’ рифай-
нииг, Чикаго............
Галф ойл, Порт-Артур,
Техас ..................
Хамбл ойл энд рифай-
нинг, Батон-Руж, Лу-
изиана .................
Хамбл ойл энд . рифай-
нинг, Биллингс, Мон-
тана ...................
Хамбл ойл энд рифай-
нинг, Бейтаун, Техас
Кувейт нэшнел петроле-
ум, Шайба...............
Кувейт нэшнел петроле-
ум Шайба................
410 Изомакс
683 Галф
545 Юиикрекинг
182 Юникрекинг
615 Юникрекинг
2280 Гидроойл
845 Хай-си
Мицубиси ойл, Мицусими,
Япония ............... 410
Нэшнел корп. риф., Мак-
Ферсон, Канада . . .	136
Несте ой корп., Наанта-
ли, Финляндия ....	545
Нэшнел ираниен ойл,
Тегеран............... 583
Шелл ойл, Мартинес, Ка-
лифорния ............. 585
Шелл ойл, Норко, Луизи-
ана ....................Нет	дан-
ных
Изомакс
Гидроойл
Изомакс
»
»
»
»
»
»
Тексако
Изомакс
крекинг
Изомакс
Изомакс
»
Изомакс
Шелл
»
Стандард ойл оф Кали-
форния, Ричмонд, Ка-
лифорния ............
Юнион ойл, Уилмингтон,
Калифорния ..........
Юнион Тексас петроле-
ум, Уинни, Техас . .
Уилшир ойл, Лос-Анже-
лос, Калифорния . . .
Прочие...............
2820 Изомакс
730 Юникрекинг
91 Изомакс
500	Г алф
1140 Изомакс
Итого . .	13298
Всего действую-
щих и строящих-
ся ........... 16592
*	Условно принято: рабочих дней в году
320, плотность сырья 0,9.
*	* Включая намеченные к'’строительству с
вводом в эксплуатацию в 1965—1966 гг.
Обращает на себя внимание также тот
факт, что большая часть установок с гранули-
рованным катализатором имеет сравнительно
небольшую мощность (около 150—700 тыс.
т/год) и только в двух случаях мощность их
превышает 960 тыс, т/год. Одна из таких
установок( процесс изомакс) имеет рекорд-
ную мощность 2820 тыс. т/год, хотя не извест-
но, представлена ли эта мощность в одной ус-
тановке или в виде соединения нескольких ус-
тановок в один блок. Строительство и эксплу-
атация установок гидрокрекинга сравнитель-
но небольшой мощности характеризует эконо-
мическую эффективность этого процесса даже
для небольших заводов. Это объясняется в
первую очередь чрезвычайной гибкостью про-
цесса гидрокрекинга, позволяющей удовлетво-
рять конъюнктурную потребность рынка в
самых различных нефтепродуктах (бензин,
реактивное топливо, дизельное топливо).
Строительство установок гидрокрекинга ве-
дется, как в составе действующих, так и при
сооружении новых нефтеперерабатывающих
заводов.
Процесс гидрокрекинга осуществляется в
одну или две ступени. В двухступенчатом про-
цессе, направленном в основном на получение
бензина, первая ступень служит для глубокой
очистки сырья от сернистых и, главным обра-
зом, азотистых соединений, являющихся ядом
для катализаторов второй ступени процесса.
200
Процесс гидрокрекинга представляет боль-
шой интерес для отечественной нефтеперера-
батывающей промышленности. Он должен за-
нять одно из ведущих мест в технологических
схемах перспективных НПЗ.
Изучением и разработкой процесса гидро-
крекинга в различных его модификациях за-
нимается ряд институтов.
В довоенные годы работы в области дест-
руктивной гидрогенизации широко проводи-
лись в ГИВД, ЦИАТИМ, ВНИГИ, ГИНИ, а
в более поздний период во ВНИИНП и Ин-
ституте нефтехимического синтеза Академии
наук СССР.
В ИНХС АН СССР в течение последних
10—15 лет разрабатывается оригинальный
процесс гидрокрекинга нефтяных остаточных
фракций под давлением 30 ат на движущемся
гранулированном и порошкообразном катали-
заторах с непрерывной регенерацией послед-
него. В настоящее время процесс изучается в
масштабе крупной непрерывнодействующей
пилотной установки.
Во ВНИИНП с 1959 г. разрабатывается
процесс гидрокрекинга тяжелых сернистых
дистиллятов прямой перегонки и вторичного
происхождения на стационарных гранулиро-
ванных катализаторах, а в последние годы и
на микросферическом катализаторе с перио-
дической и непрерывной регенерацией его и
подачей сырья в жидкой фазе.
Одноступенчатый гидрокрекинг
Результаты работ ВНИИНП по получению
дизельного топлива из тяжелых сернистых ва-
куумных дистиллятов методом гидрокрекинга
в одну ступень под общим давлением 50 ати
докладывались на совещании в 1960 г. в Уфе
и опубликованы1. Осуществление процесса
гидрокрекинга предусматривалось на про-
мышленном алюмокобальтмолибденовом ка-
тализаторе при температуре 410—425°, объ-
емной скорости подачи сырья 1,0—1,2 ч-1 и
циркуляции газа 600 нл/л сырья. При этом
выход летнего дизельного топлива в зависи-
мости от состава сырья и условий процесса
достигает около 30—45% вес. от исходного’
сырья.
В последнее время были изучены условия
гидрокрекинга высокосернистых прямогонных
дистиллятов арланской нефти и продуктов
термоконтактного крекинга гудрона серни-
стых нефтей. Характеристика указанных ди-
стиллятов приведена в табл. 1.
1 А. В. Агафонов «Химия сераорганических соедине-
ний, содержащихся в нефтях и нефтепродуктах». М.,
Гостоптехиздат, 1963.
Таблица 1
Характеристика исходного сырья для процесса одноступенчатого гидрокрекинга
Показатели	Вакуумный дистиллят сернистых нефтей, фракция 350-500°	Вакуумный дистиллят арлан- ской нефти, фракции		Дистиллят ТКК гудрона сернистых нефтей, фракция 200—450°
		200-450°	350—450°	
Плотность Р4°	 Фракционный состав по Богданову:	0,916	0,884	0,919	0,902
н. к. град., 		276	192	230	156
10% выкипает до температуры		365	214	342	215
50% то же		457	351	397	331
90% » »			500	439	428	412
98% » »			546	458	452	-	468
Йодное число по Гюблю, г J/100 г		13,6	19,1	18,3	69
Температура застывания, град		 Элементарный состав, % вес.:	30	10	24	7
С		85,36	84,72	84,99	85,69
Н		12,38	12,67	11,50	11,74
S		2,16	2,4	3,4	2,4
n2 		0,10	0,06	0,11	0,11
Коксуемость, % вес.:	 Содержание сернокислотных смол, %	 Содержание углеводородов, % вес.:	0,2	0,25	0,3	0,3
	20	16	21	24
парафино-нафтеновых 		48,0	49,7	36,2	43,6
легких ароматических 		20,0	14,2	16,9	7,4
средних,	»			15,0	22,8	27,1	17,2
тяжелых	»			14,5	10,0	16,5	27,6
Содержание силикагелевых смол, %		2,5	3,3	3,3	4,2
201
Оказалось, что в рекомендованных ранее
условиях для переработки вакуумного газой-
ля из сернистых нефтей высокосернистые ди-
стилляты также в значительной мере подвер-
гаются гидрокрекингу с образованием не-
большого количества бензина и значительных
количеств дизельного топлива. Путем изме-
нения температурного режима гидрокрекинга
удается в значительных пределах регулиро-
вать выход целевого продукта. Как следует
из данных табл. '2, при увеличении температу-
ры процесса гидрокрекинга с 380 до 425° вы-
ход дизельного топлива при переработке ди-
стиллятов арланской нефти увеличивается
на 10—15% и улучшается глубина очистки его
от серы и азота.
В табл. 3 и 4 представлены данные по каче-
ству продуктов и материальному балансу од-
ноступенчатого процесса гидрокрекинга сер-
нистого и высокосернистого сырья при вы-
Таблица 2
Влияние температуры и давления иа выход основных продуктов и качество гидрогеиизата при гидрокрекинге
дистиллятов арланской нефти*
Показатели	Фракция 200—450°					Фракция 350—450°				
Общее давление, ати 		50	50	50	100	150	50	50	50	100	150
Температура, град		380	400	425	425	425	380	400	425	425	425
Выход, % вес. на гидрогенизат										
бензин (фракция н. к.-180°) . . . .	0,6	2,6	4,5	4,7	4,8	0,3	2,3	3,5	3,7	4,0
дизельное топливо (180—360°) . . .	67	70,0	77,5	80,3	82,0	28,5	34,5	52,4	54,0	56,1
остаток выше 360°		32,4	27,4	18,0	15,0	13,2	71,2	63,2	44,1	42,3	39,9
Характеристика										
гидрогеиизата										
Содержание, %:										
серы		0,41	0,09	0,08	0,07	0,06	0,45	0,37	0,19	0,14	0,08
азота 		0,08	0,07	0,06	0,02	0,01	0,09	0,08	0,06	0,03	Менее
										0,2
Плотность р|°		0,856	0,846	0,841	0,836	0,834	0,880	0,876	0,865	0,850	0,849
Йодное число, г 1/100 г		5,2	4,2	4,0	3,0	2,5	4,2	4,6	4,2	3,8	3,2
Коксуемость, %		0,05	0,02	0,02	Менее	0,01	0,08	0,06	0,04	0,02	Менее
				0,01						0,01
♦Объемная скорость подачи сырья 1,0 ч-1, циркуляция газа			600 нл/л сырья.							
Таблица 3
Характеристика основных продуктов гидрокрекинга
Показатели	Вакуумный дистиллят сернистых нефтей (фракция 350—500°)		Вакуумный дистиллят арланской нефти				Дистиллят ТКК гуд- рона сернистых нефтей (фракция 200-450°)	
			фракция	200-450°	фракция	350—450°		
	бензин	дизельное топливо	бензин	дизельное топливо	бензин	дизельное топливо	бензин	дизельное топливо
Плотность Р4°			0,783	0,861	0,777	0,841	0,781	0,861	0,769	0,861
Фракционный состав, град.								
н. к		119	180	85	193	89	173	92	181
к. к. (98%)		181	354	186	355	181	355	184	350
Йодное число, г J/100 г 		3,6	5,1	4,4	5,2	4,3	4,2	7,3	4,6
Температура застывания, град. . .	—	—10	—	—10	—	—12	—	—10
Содержание серы, % вес		0,02	0,12	0,02	0,17	0,02	0,05	0,02	0,09
Вязкость, при 20°, сст 		—.	5,6	—	5,9	—•	4,8	—	—
Содержание фактических смол,								
мг/100 мл 		Ниже 5	—	Ниже 5	—	Ниже 5	—	—	—
Октановое число (по моторному								
методу) 		50	—	61,5	—	54	—	55	—
Цетановое число		—	46	—	49	—	49	—	45
Коксуемость 10%-ного остатка,								
% вес			0,09	—	0,09	—	0,06	—•	0,2
202
бранных условиях — общее давление 50 ати,
температура 425°, объемная скорость подачи
сырья 1,0 ч-1, циркуляция газа 600 нл/л
сырья. Полученное дизельное топливо во всех
случаях удовлетворяет требованиям ГОСТ
4749—49 на летнее дизельное топливо; бензи-
ны гидрокрекинга имеют низкое октановое
число, в связи с чем их целесообразно направ-
лять на каталитический риформинг. Выход
целевого продукта — дизельного топлива, в
зависимости от состава исходного сырья, со-
ставляет 49—73%. Следует учесть, что сюда
входят и непревращенные дизельные фрак-
ции, содержащиеся в исходном сырье. За вы-
четом этих фракций чистый прирост выхода
дизельного топлива достигает при указанных
выше условиях 30% вес. и более.
Помимо изучения кинетики процесса, оп-
ределения выхода и качества продуктов гид-
рокрекинга высокосернистого сырья большое
внимание уделялось определению стабильно-
сти работы алюмокобальтмолибденового ка-
тализатора.
Таблица 4
Материальный баланс гидрокрекинга
Показатели	Вакуумный дис- тиллят сернистых , нефтей (фракция 350—500°)	Вакуумный ди- стиллят арлан- ской иефти		Дистиллят ТКК гудрона (фракция 200—450°)
		фракция 200— 450°	фракция 350—450°	
Поступило, % вес. сырье 		100,0	100,0	100,0	100,0
водород (100% Н2) . .	0,9	0,9	1,0	1,4
Всего 		100,9	100,9	101,0	101,4
Получено, % вес. бензин (фракция н. к.— 180°)		2,8	4,3	3,2	5,6
дизельное топливо (фрак- ция 180—360°) . . .	43,3	73,3	49,2	70,7
остаток выше 360° . .	49,0	17,0	41,4	18,7
сероводород 		2,1	2,3	3,4	2,0
аммиак		0,2	0,2	0,2	0,16
углеводородные газы .	2,5	2,8	2,6	3,24
потери 		1,0	1,0	1,0	1,0
Всего 		100,9	100,9	101,0	101,4
На рис. 1 показаны результаты более чем
трехмесячного испытания катализатора в ус-
ловиях гидрокрекинга сернистого вакуумного
газойля. За 2300 ч работы катализатора вы-
ход дизельного топлива и бензина при прак-
тически постоянной температуре процесса не
изменился. К концу испытания несколько
ухудшилась очистка дизельного топлива от
серы. Однако активность катализатора пол-
ностью восстановилась после окислительной
газо-воздушной регенерации, что подтверди-
лось дальнейшим испытанием его в аналогич-
ных условиях в течение 300 ч.
Рис. 1. Показатели длительной работы алю-
мокобальтмолибденового катализатора в про-
цессе гидрокрекинга вакуумного дистиллята
сернистых нефтей:
а — до регенерации; б — после регенерации; 1 —
выход бензина (фракция н. к. — 180°); 2 — содер-
жание серы во фракции дизельного топлива; 3 —
выход дизельного топлива (фракция 180—360°); 4 —
температура процесса
Интересно было выяснить влияние повыше-
ния давления в процессе гидрокрекинга на
выход и качество получаемых продуктов на
упомянутом ранее вакуумном дистилляте сер-
нистых нефтей. Опыты были проведены под
давлением 50, 100, 150 и 250 ати (табл. 5).
С повышением давления с 50 до 250 ати сни-
жается в 17 раз остаточное содержание серы
в гидрогенизате, содержание общего азота в
восемь раз, заметно уменьшается плотность и
коэффициент преломления гидрогенизата, по-
вышается образование бензиновых и дизель-
ных фракций, сокращается выход остаточ-
ных фракций, кипящих выше 360°. Выходы
целевых жидких фракций заметно меняются
(с 46,4 до 52,2%) при повышении давления с
50 до 100 ати, дальнейший рост выходов за-
метно снижается. Цетановое число дизельной
фракции с повышением давления заметно уве-
личивается, что видно из следующих данных:
Давление, ати ...... 50 100 150 250
Цетановое число...... 46 50 52 56
Изменяется групповой химический состав:
содержание парафино-нафтеновых углеводо-
родов возрастает с 56 до 70—74%, содержа-
ние тяжелых ароматических углеводородов
падает. Эти благоприятные изменения сопро-
вождаются повышением расхода водорода (с
0,8—0,9 до 2—2,5%) и увеличением образова-
ния газа и бензина за счет более глубокого
гидрирования ароматических углеводородов.
203
Повышение давления способствует более
стабильной работе катализатора, увеличива-
ется межрегенерационый и, по-видимому, об-
щий период его работы. Особенно важно при-
менение повышенного давления в случае
двухступенчатого гидрокрекинга, где необ-
ходимо очень глубокое превращение азоти-
стых соединений в первой ступени процесса
для обеспечения стабильной работы катализа-
тора второй ступени. С повышением давления
можно увеличить объемную скорость подачи
сырья и сократить необходимую загрузку ка-
тализатора и тем самым уменьшить размеры
реакционных колонн.
При изучении процесса гидрокрекинга под
давлением 100 ати была установлена возмож-
ность повышения объемной скорости подачи
сырья до 2,0 ч-1 при сохранении других пока-
зателей процесса, достигнутых под давлением
50 ати и объемной скорости 1,0 ч-1.
ры, азотистых соединений и смол, уменьшает-
ся коксуемость. Благодаря этому эти фрак-
ции могут быть использованы для процесса
каталитического крекинга и масляного про-
изводства. В процессе с рециркуляцией про-
исходит полная переработка вакуумных га-
зойлей, так как в этом случае подвергают пе-
реработке все непревращенные фракции, ки-
пящие выше 360°. Выход дизельного топлива
при этом составляет 80—85%, а бензиновых
фракций 7,0—12% вес.
Для уточнения данных по глубокой пере-
работке вакуумного газойля были проведены
опыты с рециркуляцией фракций, кипящих,
выше 360°, под давлением 50 и 100 ати. Ме-
тодика проведения этих опытов отвечала про-
мышленным условиям: установка была снаб-
жена специальной колонной, из которой не-
прерывно отбирали остаточные фракции и
смешивали в балансовом соотношении с исход-
Таблица 5
Характеристика гидрогенизатов первой ступени гидрокрекинга, полученных при различных
давлениях в системе
Показатели	Вакуумный газойль сернистых нефтей (фракция 350—500°)	Гидрогенизаты первой ступени (сырье второй ступени)			
		1°	2	3	4
Давление, ати				50	100	150	250
Плотность р2°		 Содержание, % общего азота		0,9163	0,8703	0,8601	0,8534	0,8372
	0,1	0,06	0,02	0,01	Менее 0,01
основного азота 		0,04	0,024	0,005	0,002	Менее 0,001
Доля основного азота, % от общего 		40	40	25	20	Около 10
Содержание серы, %		2,16	0,34	0,14	0,05	0,02
Показатель преломления			1,5050	1,4910	1,4800	1,4730	1,4670
Содержание сульфирующихся, % объемн		65	37	30,5	25	15
Температура застывания, град	 Фракционный состав, град.:	30	12	21	30	33
н, К		—	187	92	87	85
10% выкипает до температуры		365	235	205	199	195
50% то же		457	323	343	332	326
90% » »			500	364	438	425	420
К. К		Не выше 550	400	470	459	455
* Фракция гидрогеиизата, выкипающая в пределах 200—400°.
Переработка тяжелых вакуумных газойлей
в процессе гидрокрекинга может быть осу-
ществлена в двух вариантах — в виде одно-
кратного крекинга и крекинга с рециркуляци-
ей. В одноходовом процессе в продуктах гид-
рокрекинга остается до 50% непревращенных
фракций, кипящих выше 360°. Вместе с тем
эти фракции претерпевают заметное облаго-
раживание: в них снижается содержание се-
ным сырьем. На рис. 2 и 3 представлены ре-
зультаты этих опытов. Конденсатом здесь
условно названы фракции гидрогенизата, вы-
кипающие до 360°, а концентратом — остатки,
кипящие выше 360°.
В процессе проведения опытов с рециркуля-
цией меняли режим процесса, осуществляли
режим без рециркуляции и с рециркуляцией
для определения стабильности показателей
204
как одного, так и другого режима; в конце
серии опытов под давлением 50 ати темпера-
тура процесса была повышена с 425 до 435°;
объемная скорость во всех случаях не меня-
лась и составляла 1,0 ч-1.
Продолжительность радоты катапизатпеп "
Рис. 2. Выход фракций до 360° при гидрокрекинге ва-
куумного газойля с рециркуляцией (б) и без рециркуля-
ции (а) (давление 50 ати):
/ — выход конденсата (фракции до 360°); 2 — температура про-
Рис. 3. Выход фракций до 36СР при гидрокрекинге
вакуумного газойля с рециркуляцией (б) и без
рециркуляции (а) (давление 100 ати)
I — выход конденсата; 2 — температура процесса; 3 —
содержание* серы в концентрате
Данные рис. 2 показывают, что при осуще-
ствлении процесса гидрокрекинга под давле-
нием 50 ати устанавливается стабильный вы-
ход фракций до 360°, равный 29—30 против
49% характерных для одноходового процесса
без рециркуляции. При работе с рециркуля-
цией в реактор подается сырье с меньшим со-
держанием смол, серы и коксующихся ве-
ществ, благодаря чему катализатор работает
устойчиво. Но так как в составе такого сырья
содержится большое количество рисайкла,
степень превращения резко падает (выход
фракции до 360° 30 вместо 49%). Для дости-
жения примерно той же глубины превраще-
ния требуется изменить режим, например под-
нять температуру процесса с 425 до 435°, что
может привести к снижению межрегенераци-
онного периода работы катализатора и
некоторому повышению содержания непре-
дельных углеводородов в продуктах реакции.
В аналогичных опытах под давлением
100 ати также наблюдается заметное сниже-
ние глубины превращения, но относительная
величина этого снижения меньше, а выход
фракций до 360° за один проход составляет
40—42%.
Из приведенных данных следует, что для
осуществления глубокого превращения ваку-
умных газойлей в дизельное топливо процесс
гидрокрекинга целесообразно вести при повы-
шенном давлении. Одноходовой вариант про-
цесса гидрокрекинга можно осуществлять под
давлением 50 ати, что позволит применять
отечественную аппаратуру установок гидро-
очистки.
Возможно создать ряд вариантов схем эф-
фективного применения процесса гидрокре-
кинга и сочетания его с другими процессами
нефтепереработки. ВНИИНП выполнил ори-
ентировочные сопоставительные технико-эко-
номические расчеты для вариантов схем, пре-
дусматривающих использование процессов
гидрокрекинга и каталитического крекинга в
составе перспективного НПЗ мощностью
12 млн. т/год. При этом принята одна уста-
новка гидрокрекинга мощностью 900 тыс.
т1год, работающая под давлением 50 ати.
Расчеты сделаны для двух случаев обеспече-
ния установки гидрокрекинга водородом —
от процесса каталитического риформинга и
водородом специального производства.
Упомянутые варианты схем предусматрива-
ют:
I. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята с
рециркуляцией фракций, выкипающих выше
360°, направленный на максимальное получе-
ние дизельного топлива.
И. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята
без рециркуляции с использованием фракций,
выкипающих выше 360°, в качестве облагоро-
женного сырья для каталитического крекин-
га.
III. Каталитический крекинг вакуумного
дистиллята с последующей гидроочисткой по-
лучаемых бензина и компонента дизельного
топлива.
Сопоставление по основным экономическим
показателям вариантов схем применения гид-
рокрекинга и каталитического крекинга (в
рублях на 1 т получаемых продуктов) показа-
но в табл. 6.
205
Таблица 6
Технико-экономические показатели гидрокрекинга
(50 ати) в зависимости от использования фракций,
кипящих выше 360°, и способа получения водорода
(в руб. на 1 т получаемых продуктов)
Показатели	Варианты схем		
	I	П	Ш
Капитальные вложения Водород с установок ри-		8,19	13,07
форминга 	 Водород специального	11,60		
производства .... Эксплуатационные затраты Водород с установок ри-	13,53	9,93	13,07
форминга 	 Водород специального	4,71	3,67	5,77
производства .... Себестоимость*	5,03	3,85	5,77
Бензин		4,65/40	9,82/72	11,56/78
Дизельное топливо . .	9,94/56	7,91/42	9,57/23
♦ В знаменателе приведены октановые числа н цетановые числа дизельных топлив.			бензинов
Наиболее экономичным оказался второй ва-
риант-сочетание процессов гидрокрекинга и
каталитического крекинга. Эффективность
этого варианта будет еще выше при перера-
ботке высокосернистых нефтей, когда для
сырья процесса каталитического крекинга по-
требуется гидрооблагораживание.
На основе работ ВНИИНП Ленгипрогазом
выполнен рабочий проект установки гидрокре-
кинга мощностью 900 тыс. т/год, для давле-
ния 50 ати. Установка намечена к строитель-
ству на некоторых нефтеперерабатывающих
заводах. Необходимо принять меры к уско-
ренному заказу оборудования и сооружению
первой головной установки для промышлен-
ного ее освоения и отработки процесса.
Следует рекомендовать в короткие сроки
осуществить проектирование установок одно-
ступенчатого гидрокрекинга под давлением
100—150 ати и начать конструирование и ор-
ганизацию производства отечественной маши-
ностроительной промышленностью нового обо-
рудования на такое давление. По-видимому,
целесообразно привлечение для этих целей
специалистов машиностроительной промыш-
ленности ГДР и ЧССР.
ВНИИНП ставит перед собой задачу более
тщательно разработать различные варианты
206
процесса гидрокрекинга под давлением 100 и
150 ати, особенно в части синтеза новых более
эффективных катализаторов.
Двухступенчатый гидрокрекинг
Как уже указывалось, процесс двухступен-
чатого гидрокрекинга направлен, главным
образом, на получение автомобильного бензи-
на из тяжелых вакуумных дистиллятов. Эко-
номичность этого процесса определяется при-
менением эффективных расщепляющих ката-
лизаторов, имеющих сильные кислотные цент-
ры. Эти катализаторы весьма чувствительны
к азотистым соединениям основного характе-
ра, содержащимся в сырье. Оказалось вы-
годным осуществить процесс в две ступени:
в первой—подвергать исходное сырье глубо-
кой очистке от азотистых, сернистых и смоли-
стых соединений, а во второй —вести глубо-
кое расщепление и гидрирование очищенного
сырья. Катализаторы второй ступени работа-
ют в достаточно широком интервале темпера-
тур— от 270 до 450°. При низких температу-
рах процесса образуется бензин со сравни-
тельно низким октановым числом, который в
США подвергают каталитическому риформин-
гу. Благодаря высоким выходам бензина в
двухступенчатом процессе гидрокрекинга, по-
следний является конкурентоспособным по
отношению к процессам каталитического кре-
кинга и алкилирования.
Несмотря на то что для Советского Союза
проблема расширения производства автомо-
бильного бензина не стоит так остро, как для
США, разработка эффективного двухступен-
чатого процесса гидрокрекинга весьма ак-
туальна. Благодаря большой гибкости этот
процесс может быть направлен на получение
высококачественного реактивного и дизельно-
го топлив.
При разработке процесса двухступенчатого
гидрокрекинга определились три основные за-
дачи:
установление необходимой глубины очистки
сырья в первой ступени для обеспечения нор-
мальной эксплуатации катализатора второй
ступени;
синтез, разработка и подбор эффективных
катализаторов для обеих ступеней процесса;
изучение и совершенствование различных
направлений процесса для повышения его
гибкости и эффективности в схемах действую-
щих и перспективных заводов.
Для решения первой задачи были приготов-
лены четыре вида сырья разной глубины
очистки, достигаемой за счет применения раз-
личного давления. Характеристика исходного-
вакуумного газойля и полученных гидрогени-
затов приведена в табл. 5. Условия опытов,
кроме давления, были идентичны (температу-
ра 425°, объемная скорость 1,0 ч-1). Содер-
жание в гидрогенизатах азотистых соедине-
ний в виде общего азота изменялась от 0,06
до менее 0,01%. В табл. 7 приведены данные
по групповому углеводородному составу
этих видов сырья. По мере углубления очист-
ки снижается содержание ароматических уг-
леводородов и смол.
На рис. 4 приведены данные о влиянии со-
держания азота в сырье на отравление ката-
лизатора (температура 425°, объемная ско-
рость подачи сырья 1,0 ч-1). Под давлением
100 ати стабильной работы катализатора не
удается достигнуть даже при остаточном со-
держании азота, равном 0,01%. Только в про-
цессе под давлением 150 ати наблюдается
Рис. 4. Изменение выхода бензина в зависимости от со-
держания азота в сырье второй ступени гидрокрекинга
и давления
1 и 2 — сырье с содержанием азота 0,060/„ вес. соответственно
под давлением 100 и 150 ати; 3 и 4 — сырье с содержанием
азота 0,02% вес. соответственно под давлением 100 и 150 ати;
5 и 6—сырье с содержанием азота 0,01 о/Л вес. соответственно
под давлением 100 и 150 ати; 7 — сырье с содержанием азота
менее 0,01% вес. под давлением 150 ати
длительная устойчивая работа катализатора.
Проведенное исследование показало, что в те-
чение 1500 ч подобранный катализатор рабо-
тал без изменения своей активности, после че-
го был подвергнут регенерации, затем вновь
испытывался в процессе гидрокрекинга в те-
чение 600 ч и показал устойчивую активность
на первоначальном уровне.
Весьма интересным результатом этого ис-
следования является установление зависимо-
сти первоначального уровня активности ката-
лизатора от содержания азотистых соедине-
ний в сырье. Казалось бы, что первоначаль-
ная активность для данного катализатора
должна быть близкой на всех видах сырья,
что небольшое изменение химического состава
сырья не должно оказать существенного влия-
ния на его разложение. Однако в первые ча-
сы работы на сырье с разным содержанием
азота образование бензиновых фракций со-
ставляет от 40 до 75%. Это показывает, на-
сколько быстро отравляются наиболее актив-
ные центры на поверхности катализатора. Не-
обходимо подчеркнуть, что устойчивая рабо-
та катализатора может быть обеспечена соот-
ветствующей глубиной очистки сырья от азо-
чистых соединений и применением давления
выше 100 ати (проверено 150 ати). Качество
полученных моторных топлив изменяется не-
значительно от содержания азота в исходном
сырье: октановое число бензинов 74—77 по
iмоторному методу, цетановое число дизель-
'ных топлив около 50.
Было изучено в широких пределах влияние
на процесс гидрокрекинга — температуры,
объемной скорости подачи сырья, циркуляции
водородсодержащего газа. На рис. 5 приве-
дены данные выхода бензиновых фракций на
гидрогенизат (в среднем 85—90%) в зависи-
мости от температуры и скорости подачи
сырья (под общим давлением 150 ати). Эти
Таблица 7
Химический состав гидрогенизатов первой
общим давлением 50,
ступени гидрокрекинга, полученных под
100, 150 и 250 ати
Исходное сырье и гидрогенизаты 1 ступени	Групповой углеводородный состав, %				вес.	Давление в 1 сту- пени, ати
	парафино- иафтено- вые	легкие	роматические		смолы	
			средние	тяжелые		
Вакуумный дистиллят сернистых нефтей (фракция 350—500°) 		48,0	20,0	15,0	14,5	2,5		
Гидрогенизат 		56,2	16,4	10,5	15,6	1,3	50
Фракция 200—400° гидрогеиизата (сырье 1)		57,2	19,4	8,4	13,9	1,1	50
Гидрогенизат (сырье 2) 		62,3	16,7	8,6	11,2	1,2	100
Гидрогенизат (сырье 3)		66,7	17,8	6,7	7,7	1, 1	150
Гидрогенизат (сырье 4)		74,0	15,7	5,8	3,8	0,7	250
207
данные указывают на возможность регулиро-
вания селективности разложения сырья: с по-
лучением в основном бензиновой или дизель-
ной фракций при практически одинаковой глу-
бине превращения.
Рис. 5. Зависимость выхода бензиновой фракции
от условий гидрокрекинга сырья, содержащего
азота:
1, 2, 3, 4 — выход бензиновых фракций при температу-
рах процесса соответственно 380, 400, 425 и 450°
В табл. 8 приведены материальные балансы
различных вариантов второй ступени процес-
са гидрокрекинга. Сырье — гидрогенизат пер-
вой ступени процесса с содержанием азота
0,01%.
Технологический режим для всех вариантов
процесса: давление 150 ати, объемная ско-
рость 1,0 «г1, циркуляция водорода 1000 нл/л
сырья.
Качество получаемых бензиновых и дизель-
ных фракций высокое. В ближайшие годы
бензиновые фракции процесса могут пол-
ностью без дополнительной обработки вовле-
каться в автобензин, так как имеют октано-
вое число 74—77. В последующем легкий бен-
зин (к.к. 85 или 120°) будет вовлекаться в
автобензин как высокооктановая головная
фракция, а тяжелый бензин (к. к. выше 85
или 120°) может подвергаться дополнительной
обработке в процессе каталитического рифор-
минга.
Дизельное топливо отличается высокими
качествами по цетановому числу (50—54),
стабильности и содержанию смол. Качество
реактивного топлива удовлетворяет требова-
ниям ГОСТ на топливо Т-1. Однако в полу-
ченных образцах содержание ароматических
углеводородов несколько превышает норму
(24 против допустимых 22®/о). Есть все основа-
ния утверждать, что в процессе гидрокрекинга
можно получить реактивное топливо, пол-
ностью отвечающее требованиям ГОСТ.
Таблица 8
Варианты переработки гидрогенизата первой ступени
на второй ступени процесса
Варианты
Показатели	бензиновый	дизельный	с получением реактивного топлива типа Т-1
Температура процесса, град. . .	425	400	400
Расход на реакцию 100% Н2, %			
вес. на сырье		2,5	2,0	2,0
Выход, % вес.:			
гидрогенизат 		91,4	93,2	93,2
в том числе			
легкий бензин н. к.— 85°	19,0	10,0	——
»	»	н. к.—120°	—	—	20,2
тяжелый »	85—195°	36,0	22,0	—
топливо типа Т-1 		—.		28,8
дизельное топливо 195—345°	27,0	51,0	—
компонент дизельного топлива			
(фракция 240—330°) ....	' —	—	28,0
фракция выше 330°			—	16,2
фракция выше 345°		9,0	10,2	—
углеводородный газ 		10,0	7,7	7,7
сероводород 		0,1	0,1	0,1
аммиак			следы	
потери, % вес		1,0	'°	1,0
Всего 		102,5	102,0	102,0
В настоящее время во ВНИИНП получены
показатели, позволяющие начать разработку
проекта промышленной установки двухсту-
пенчатого гидрокрекинга, подобраны катали-
заторы для обеих ступеней процесса. В связи
с этим целесообразно расширить поисковые
работы по синтезу и подбору более эффек-
тивных катализаторов и исследования в обла-
сти дальнейшего изучения различных модифи-
каций процесса с целью эффективного его ис-
пользования в схемах перспективных заво-
дов;
ускорить строительство и ввод в эксплуата-
цию первой промышленной установки одно-
ступенчатого гидрокрекинга Л-16-1;
принять меры к быстрому сооружению
опытно-промышленной установки гидрокре-
кинга под давлением 150 ат на НКНПЗ;
начать на основе данных ВНИИНП разра-
ботку проектов отечественных установок гид-
рокрекинга: по одноступенчатому варианту
под давлением 100—150 ати и двухступенча-
тому под давлением 100—150 ати.
* *
*
Докладчикам был задан ряд вопросов, пос-
ле ответов на которые выступили следующие
участники совещания.
208
Выступления
Для осуществления предложений по проек-
тированию перспективных НПЗ потребуется
работа институтов Гипронефтемаш по подбо-
ру материалов, разработке конструкций ап-
паратуры и оборудования, а также ВНИИПТ-
химнефтеаппаратура по разработке техноло-
гии изготовления. Поэтому проектным орга-
низациям нужно своевременно связаться с
Гипронефтемашем. Нас очень интересуют па-
раметры работы аппаратуры гидрокрекинга —
60, 100 или 150 ат и т. д. Желательно возмож-
но скорее получить технологическую схему
этого процесса и техническое задание на раз-
работку конструкций основной аппаратуры.
Разрешите кратко доложить об основных
работах Гипронефтемаша по новым видам
аппаратов и оборудования.
Аппараты воздушного охлаждения и тепло-
обменники. Применение аппаратов воздушно-
го охлаждения имеет ряд преимуществ. Умень-
шается потребление воды, снижается загряз-
нение водоемов сточными водами и расход
электроэнергии из-за отсутствия необходимо-
сти перекачки большого количества воды на
большое расстояние и высоту; снижается тру-
доемкость и стоимость ремонтных работ; обес-
печивается стабильность коэффициента теп-
лопередачи благодаря тому, что наружная по-
верхность труб сохраняется чистой; легко осу-
ществляется автоматическое регулирование
процесса охлаждения.
Гипронефтемаш начал работу по конструи-
рованию такого рода аппаратов 6 лет назад.
Проведены испытания первых аппаратов, на-
коплен опыт эксплуатации их в промышлен-
ных условиях, что позволило отработать тех-
ническую документацию и создать типовые
конструкции горизонтальных конденсаторов
воздушного охлаждения КВ01300 Г.
Таллинский машиностроительный завод ос-
воил серийное изготовление конденсаторов-
холодильников воздушного охлаждения
КВ01300 Г, включая технологию изготовле-
ния биметаллических оребренных труб (ла-
тунь— алюминий), решеток (сталь — латунь),
лопастей осевых вентиляторов и др. Конден-
саторы-холодильники воздушного охлаждения
успешно работают на нефтеперерабатываю-
щих заводах в Омске, Куйбышеве, Красно-
камске, Уфе, Одессе и др. В 1965 г. изготов-
ляется свыше 40 конденсаторов воздушного
Ю. Л. ВИХМАН
Гипронефтемаш
охлаждения для нефтяных и химических пред-
приятий Уфы, Саратова, Ферганы, Красновод-
ска и др. В 1966 г. будет изготовлено свыше
100 таких аппаратов.
В 1965 г. будет выпущена межотраслевая
нормаль на аппараты воздушного охлаждения
горизонтального типа, включающая ряд ти-
поразмеров конденсаторов-холодильников,
рассчитанных на давление 6—64 кГ/см2 с
различным материальным оформлением и на
различные поверхности охлаждения. Разрабо-
тана методика расчета аппаратов воздушного
охлаждения.
Таким образом, в нефтяной и нефтехимиче-
ской промышленности созданы предпосылки
для широкого внедрения конденсаторов-холо-
дильников воздушного охлаждения вместо
конденсаторов водяного охлаждения. Аппа-
раты воздушного охлаждения отечественного
изготовления поставляются в зарубежные
страны.
Гипронефтемаш проводит дальнейшие ис-
следования и промышленные испытания для
создания новых конструкций высокоэффек-
тивных аппаратов воздушного охлаждения, в
том числе для охлаждения вязких продуктов
и рассчитанных на высокие давления. На ряд
конструкций конденсаторов воздушного ох-
лаждения сделаны заявки для патентования
этого отечественного оборудования.
Необходимо, чтобы проектные организации
разрабатывали варианты применения конден-
саторов воздушного охлаждения во вновь соз-
даваемых типовых проектах технологических
установок и перспективных заводов, а также
пересмотрели действующие типовые проекты.
Следует сделать тщательное технико-экономи-
ческое сопоставление систем воздушного и
водяного охлаждения, особенно для тех рай-
онов, где водный баланс является напряжен-
ным. При реконструкции действующих нефте-
перерабатывающих и нефтехимических заво-
дов и технологических установок также сле-
дует смелее использовать аппараты воздуш-
ного охлаждения.
Гипронефтемашем разработан нормальный
ряд теплообменных аппаратов, в том числе
кожухотрубчатые конденсаторы, поверхностью
до 1250 м2 с учетом нужд строительства ук-
рупненных технологических установок. Выбор
аппаратов из этого ряда делает проектная
14 Зак. 905
209
организация после проведения соответствую-
щего теплового расчета. В ряде аппаратов
предусматривается возможность применения
труб оребренных с наружной стороны накат-
кой, которая увеличивает наружную поверх-,
ность примерно в 2 раза. Поскольку внутрен-
няя поверхность труб остается гладкой, т. е.
не увеличивается, то эффективность работы
аппаратов с накатанными низкими ребрами
нельзя принимать удвоенной по сравнению с
аппаратами с гладкими трубами, а следует
определять по расчету для каждого конкрет-
ного случая. Авторами проекта ЦГФУ Ново-
куйбышевского завода это сделано не было,
вследствие чего оказалось необходимым уве-
личить поверхность конденсаторов против
предусмотренной проектом.
Ректификационные колонны. За последние
годы Гипронефтемашем проведены исследова-
тельские и опытные работы, которые дали
возможность сделать заключение о недоста-
точной эффективности широко применяемых
на отечественных НПЗ желобчатых ректифи-
кационных тарелок.
Сравнительные испытания на стендах, а
также данные промышленной эксплуатации
колонн с S-образными тарелками на Куйбы-
шевском, Ярославском, Московском и других
НПЗ показали, что такие колонны имеют бо-
лее высокую погоноразделительную способ-
ность и производительность, чем колонны с
желобчатыми тарелками, при меньшей метал-
лоемкости и меньших трудозатратах при из-
готовлении и эксплуатации. На Ново-Ярос-
лавском нефтеперерабатывающем заводе все
колонны АВТ мощностью 3 млн. т, оборудо-
ванные S-образными тарелками, хорошо рабо-
тают (проект выполнен Гипроазнефтью).
Иногда высказываются против применения
S-образных тарелок, основываясь на данных
Гипронефтемаша о работе колонны на Куй-
бышевском НПЗ, где имело место некоторое
налегание фракций. Однако налегание фрак-
ций было в три раза меньше, чем в аналогич-
ных колоннах с желобчатыми тарелками, ко-
торые работали значительно хуже даже при
меньшей производительности. Поэтому с та-
ким мнением согласиться нельзя. В решении
технического совета Госхимнефтемашкомите-
та, принятом с участием специалистов
ВНИИНП, рекомендуется замена колонн с
желобчатыми тарелками колоннами с S-об-
разными тарелками в большинстве фракцио-
нирующих установок, кроме вакуумных.
Заводом «Запорожсталь» для изготовления
этих тарелок освоено производство S-образ-
ного профиля методом холодного проката.
Таким образом, создана база для серийного
210
изготовления ректификационных колонн с та-
кими тарелками на машиностроительных за-
водах. В 1963—1964 гг. Подольским машино-
строительным заводом были изготовлены ко-
лонны с S-образными тарелками общим весом
около 6000 т. Гипронефтемашем разработа-
ны методика расчета и нормали на S-образ-
ные тарелки.
Для ректификационных колонн с большими
нагрузками по жидкости и при малых колеба-
ниях в нагрузках по пару и жидкости целесо-
образно применение решетчатых тарелок. В
результате применения таких тарелок пример-
но на 40% повышается производительность
колонны по сравнению с желобчатыми и
уменьшается металлоемкость колонн. Прове-
денные конструкторско-исследовательские ра-
боты позволили разработать нормали на ре-
шетчатые тарелки для колонн диаметром
1000—2400 мм и методику их гидравлического
расчета.
В настоящее время решетчатые тарелки
широко применяются во многих колоннах ус-
тановок газоразделения. В качестве одного из
характерных примеров успешного примене-
ния решетчатых тарелок в колоннах газораз-
деления можно отметить работу изобутановой
колонны на Миннибаевском ГБЗ, обеспечива-
ющей высокое качество разделения и значи-
тельно большую производительность по срав-
нению с аналогичной колонной, имеющей кол-
пачковые тарелки.
Опыт эксплуатации колонн с решетчатыми
тарелками подтвердил рекомендации Гипро-
нефтемаша о том, что такие колонны работа-
ют эффективно лишь при сравнительно не-
большом отклонении от проектного режима.
Это предъявляет особые требования к техно-
логическим проектным организациям при рас-
чете и проектировании колонн с решетчатыми
тарелками.
Вместе с тем опыт применения колонн с ре-
шетчатыми тарелками на ЦГФУ Новокуйбы-
шевского НПЗ показал, что проектные пока-
затели по качеству получаемых продуктов не
были достигнуты. Это объясняется тем, что
Гипрогрознефтью были приняты недостаточ-
ное число тарелок и заниженные флегмовые
числа, а в некоторых случаях неудачная схе-
ма взаимообвязки колонн. Благодаря осуществ-
ленным мероприятиям на этой установке, в
настоящее время четыре колоны из пяти ра-
ботают с расчетным к. п. д. тарелок (0,4). Та-
ким образом, недостатки работы установки
ЦГФУ, очевидно, были связаны не с типом та-
релок, а с другими обстоятельствами, о кото-
рых говорилось выше. С замечанием
И. Ф. Благовидова о рекомендациях Гипро-
нефтемаша по провальным тарелкам нельзя
согласиться, так как ссылка противников ре-
шетчатых тарелок на плохую работу колонны
разделения пропилена по проекту Гипрогаз-
топпрома также не убедительна. Как показа-
ли обследования сотрудников НИИСС, ко-
лонна плохо эксплуатируется на заводе и при
поддержании необходимого стабильного ре-
жима, обеспечивает требуемое по проекту
разделение.
В 1965 г. на Омском НПЗ будут проведены
промышленные испытания нового вида ректи-
фикационных тарелок (ситчатых с отбойными
элементами), предназначенных для вакуум-
ных колонн. Предварительные испытания, про-
веденные на уфимском НПЗ им. XXII съез-
да КПСС, подтвердили высокую производи-
тельность этих тарелок (в два раза выше) и
их низкое гидравлическое сопротивление (в
два-три раза меньше, чем у желобчатых). На
Омском НПЗ производительность атмосфер-
ной колонны с ректификационными тарелка-
ми такого типа повышена на 30%. В начале
следующего года будут разработаны нормали
и уточнена методика расчета этих тарелок.
При необходимости в ряде процессов зна-
чительного повышения погоноразделительной
способности колонн и широком изменении
нагрузок большое распространение будут
иметь клапанные ректификационные тарелки.
Гипронефтемашем на базе литературных дан-
ных и своих экспериментальных работ состав-
лена методика расчета таких тарелок. По тех-
нической документации Гипронефтемаша по-
дольским заводом им. Орджоникидзе в 1964 г.
изготовлены две колонны такого типа диа-
метром 3200 мм для установок АВТ Красно-
камского и Сызранского НПЗ. Одна из этих
колонн будет оборудована клапанными та-
релками оригинальной отечественной конст-
рукции. В 1965 г. Гипронефтемашем будут
разработаны нормали на клапанные ректифи-
кационные тарелки.
Центробежные насосы. Разработка конст-
рукций нефтяных центробежных насосов
(производительность от 300 до 800 м3/ч, напор
до 750 м ст. жидкости), подлежащих освое-
нию по постановлению ВСНХ СССР от мая
1963 г. для установок АТ-6, ГК-3, 43-103 и
35-11/600, в настоящее время закончена. Из-
готовлен ряд опытных образцов таких насо-
сов и з 1965—1966 гг. будут проведены их
промышленные испытания. Все насосы запро-
ектированы с торцовыми уплотнениями. Для
повышения герметичности серийно выпускае-
мых и вновь осваиваемых машиностроитель-
ными заводами центробежных нефтяных насо-
сов должно быть разработано и организовано
производство 28 типоразмеров торцовых уп-
лотнений. До настоящего времени разработа-
но 20 типоразмеров торцовых уплотнений для
80% центробежных нефтяных насосов нор-
мального ряда. Около 150 комплектов торцо-
вых уплотнений новой конструкции установ-
лено на Московском нефтеперерабатываю-
щем заводе и успешно эксплуатируется. Не-
которые из них уже проработали более 7000 ч
и продолжают работать в настоящее время.
Торцовые уплотнения конструкции Гипронеф-
темаша также успешно работают на уфим-
ском НПЗ им. XXII съезда КПСС, Салават-
ском комбинате, установке каталитического
риформинга в Бургассе (Болгария) и др. Ука-
занные торцовые уплотнения запатентованы и
находятся на уровне лучших современных об-
разцов.
По предварительным подсчетам для полно-
го оснащения примерно 5 тыс. ежегодно вы-
пускаемых, а также находящихся в эксплуа-
тации нефтяных центробежных насосов не-
обходимо производить около 20 тыс. комп-
лектов торцовых уплотнений. Постановлени-
ем ВСНХ СССР от 8 мая 1963 г. № И о стро-
ительстве укрупненных комбинированных
нефтеперерабатывающих установок намечена
организация в 1965—1966 гг. централизован-
ного производства торцовых уплотнений на
Нальчикском машиностроительном заводе,
где в настоящее время уже создано конструк-
торско-технологическое бюро, ведется строи-
тельство специального цеха, начато освоение
первых опытно-промышленных партий торцо-
вых уплотнений.
Трубчатые печи. Трубчатые печи беспла-
менного горения за последние годы нашли
широкое применение в химической, нефтехи-
мической отраслях промышленности, а также
на промыслах и частично на нефтезаводах
Московском, Саратовском, Краснодарском,
Туапсинском и др. К настоящему времени ус-
пешно работают более 200 таких печей.
На новочеркасском заводе «Нефтемаш»
организовано серийное производство панель-
ных газовых горелок в количестве 15 тыс. в
год, что обеспечивает выполнение поступаю-
щих заказов.
Вместе с тем из опыта работы трубчатых
печей на установке ЦГФУ Новокуйбышевско-
го завода можно сделать вывод, что проект-
ные технологические организации (в частности
Гипрогрознефть) должны более тщательно»
подходить к разработке змеевиков, их разме-
щению, выбору тепловой мощности горелок и
соответствию их применяемому газовому топ-
ливу. На печи П-2 и с левой стороны печи
П-5 ЦГФУ наблюдалось пламенное горение,
14*
21В
которое не связано с. жароупорным железобе-
тоном, применяемым в этих трубчатых пе-
чах, а является следствием неправильного
проектирования змеевиков печей. Печи запро-
ектированы так, что теплопроизводительность
одной стороны значительно превышает тепло-
производительность другой, что приводит к
тепловым перекосам сторон печей. Вследст-
вие чего горелки одной стороны работают с
перегрузкой, а второй — с недогрузкой. Дру-
гой причиной пламенного горения является
то, что на печах должен быть применен топ-
ливный газ завода синтез-спирта теплотвор-
ностью 6—8 тыс. к.кал1нм3, а в действительно-
сти применяется топливный газ после первой
колонны ЦГФУ теплотворностью около
20—22 тыс. KKaA/HM3. Для удовлетворитель-
ной работы печей ЦГФУ необходимо пере-
смотреть схемы змеевиков и заменить уста-
новленные беспламенные панельные горелки
более мощными.
В Гипронефтемаше проводятся работы по
созданию трубчатых печей беспламенного го-
рения с резервным жидким топливом, объем-
но-настильного пламени на жидком и комби-
нированном топливе, а также для укрупнен-
ных установок АТ-6. Эти трубчатые печи раз-
рабатываются как с применением жароупор-
ного железобетона, так и с металлическим
каркасом. На Московском и Краснодарском
НПЗ проведены первые испытания по приме-
нению резервного жидкого топлива на беспла-
менных печах с верхним отводом газов сго-
рания и получены положительные результаты.
На испытательной станции Гипронефтема-
ша построена экспериментальная трубчатая
печь с настильным пламенем длиной труб
3 м. Проведены испытания, подтвердившие
работоспособность этих печей и их высокую
эффективность, выданы рекомендации Гипро-
грознефти на разработку технической доку-
ментации таких печей. Кроме того, в текущем
году будут закончены рабочие чертежи опыт-
ных образцов трубчатых печей объемно-на-
стильного пламени трех типоразмеров тепло-
производительностыо до 25 млн. ккал/ч для
установки 43-103 и установок комплексной
подготовки нефти на промыслах Башкирии.
В 1965 г. будет закончено испытание труб-
чатой печи с подовыми плоскостными форсун-
ками применительно к печам укрупненных ус-
тановок АТ-6 с разработкой в 1966 г. рабочих
чертежей таких печей. В 1966 г. Ленгипрога-
зом будут разработаны конструкции цилинд-
рических вертикальных трубчатых печей теп-
лопроизводительностью до 12 млн. ккал1ч.
Ленгипрогазом и Гипронефтемашем в 1965—
1966 гг. будут разработаны трубчатые печи
212
для установок риформинга с многопоточными
змеевиками из труб малого диаметра с кол-
лекторным распределением продукта.
Таким образом, при осуществлении этих
мероприятий в ближайшее время можно бу-
дет внедрить новые прогрессивные типы пе-
чей, работающих на комбинированном топли-
ве.
Повышение надежности работы оборудова-
ния. Важнейшей задачей материального
оформления новых нефтеперерабатывающих
заводов и установок является повышение дол-
говечности и надежности всех видов оборудо-
вания.
Основная часть вопросов обеспечения неф-
теперерабатывающей промышленности необ-
ходимыми металлами, сплавами и изделиями
из них решается на основе уже имеющегося
постановления ВСНХ СССР от 8 мая 1963 г.
№ 11 о строительстве укрупненных и комби-
нированных установок и постановления
ВСНХ СССР от 27 мая 1964 г. № 47 о мерах
по увеличению производства биметаллов, про-
ката и стальных труб с защитным покрытием
для обеспечения потребности химического и
нефтяного машиностроения.
В соответствии с указанным постановлени-
ем осуществляются мероприятия, дающие
возможность увеличить мощности предприя-
тий черной металлургии по производству би-
металлической листовой стали в 1966 г. при-
мерно в 9 раз по сравнению с 1963 г. Осваи-
вается производство бесшовных труб диамет-
ром до 550 мм из легированных сталей. Ор-
ганизовано и освоено производство листового
проката до 150 мм из низколегированных во-
дородо- и теплоустойчивых сталей, необходи-
мых для корпусов мощных установок катали-
тического риформинга. Освоено производство
конденсаторных труб из латуни, стабилизиро-
ванной мышьяком, что повышает их срок
службы в 2—3 раза по сравнению с обычны-
ми латунными трубами. Освоено производст-
во двухслойного металла (углеродистая сталь
плюс монель), необходимого для изготовле-
ния корпусов кожухотрубчатых конденсато-
ров прямогонного бензина на установках
АТ и АВТ большой мощности. Осуществляют-
ся мероприятия по строительству и вводу в
действие цехов по производству труб эмали-
рованных, футерованных различными корро-
зионностойкими покрытиями, которые позво-
ляют экономить трубы из цветных металлов
и нержавеющих сталей без снижения, а в ря-
де случаев с повышением служебных эксплуа-
тационных сроков.
Д. И. ОРОЧКО1
руководитель сектора ВНИИНП
На совещании в Госнефтехимкомитете 6 ап-
реля 1964 г. мною был высказан ряд поже-
ланий, часть которых нашла отражение в до-
кладах и выступлениях, заслушанных 7—9 ию-
ля. Некоторые из этих пожеланий требуют
комментирования:
1.	Для нефтеперерабатывающих заводов
ближайшего будущего мною предлагалось
ориентироваться на применение более селек-
тивного и более глубокого каталитического
риформинга бензинов, дающего благодаря
снижению газообразования, даже при уме-
ренной ароматизации сырья, выход водорода
до 1,5—1,7% вес. от сырья риформинга. Те-
перь эта модификация процесса предусмат-
ривается Ленгипрогазом в проекте установки
35-8. Режим глубокого селективного ката-
литического риформинга может легко дости-
гаться и на установках 35-7 при переводе их
на выработку высокоароматизированного ав-
томобильного бензина из широких прямогон-
ных бензиновых фракций. Эти, на мой взгляд,
важные положения, хотя и были учтены при
разработке некоторых схем нефтеперераба-
тывающих заводов, не получили еще доста-
точно четкого отражения в докладах проект-
ных и научно-исследовательских организаций
(Гипронефтезаводы, ВНИИНП, Гипрогроз-
нефть, ГрозНИИ), разрабатывавших схемы
перспективных нефтеперерабатывающих за-
водов.
2.	При разработке схем перспективных
НПЗ не получили должной проработки воз-
можности снижения расхода водорода в про-
цессах обессеривания и при производстве вто-
ричных дизельных топлив. В частности, до-
кладчиками совсем не рассматривалась воз-
можность применения в будущем (после
1970—1975 гг.) модернизированных процес-
сов автогидроочистки или же контактно-реа-
гентной сераочистки прямогонных дизельных
фракций. Также оказалась не освещенной
перспектива применения в ближайшем бу-
дущем комбинированного процесса, сочетаю-
щего автогидроочистку с гидроочисткой, про-
веренного в промышленных условиях Баш-
НИИНП. В этих опытах рабочее давление
процесса сераочистки с циркуляцией водоро-
да было снижено с 40 до 30 ати, в результа-
те чего расход водорода сократился в 1,7 ра-
за, длительность рабочих циклов гидроочист-
ки почти не изменилась, но несколько снизи-
1 Приводится текст подготовленного выступления, ко-
торое на совещании не оглашалось.
лась (на ЗО°/о) мощность заводской установ-
ки.
Недооценка важности этих вопросов про-
ектными организациями привела к тому, что
поиски путей создания модернизированных
высокопроизводительных процессов автогид-
роочистки прямогонных дистиллятов велись
вяло и недостаточными темпами. Широкое
же применение в нефтепереработке будущих
лет модернизированных процессов автогидро-
очистки высвободило бы много водорода и
позволило направить его на гидрокрекинг тя-
желых дистиллятов и производство удобре-
ний или на различные химические синтезы
для производства продуктов широкого народ-
ного потребления. Это показывает, что борь-
ба за экономию водорода проектировщика-
ми и исследователями практически еще не
ведется.
3.	На апрельском совещании мною пред-
лагалось увеличивать выработку дизельных
топлив (до соотношений дизельное топливо:
автобензин около 1,7—1,9) в основном за
счет более широкого использования процесса
термоконтактного крекинга с последующей
гидроочисткой соответствующих дистилля-
тов, а не только за счет гидрокрекинга, как
это предлагалось до апрельского совещания.
Проведенные недавно расчеты в лаборато-
рии термоконтактных процессов ВНИИНП,
руководимой Я- А. Ботниковым, подтвердили
достаточно большую гибкость такой схемы
и возможность доведения отношения дизель-
ное топливо: автобензин до 1,7 : 1 и более.
Предварительные расчеты, продолженные
по этой схеме в лаборатории химических ре-
акторов ВНИИНП, показали, что при отно-
шении дизельное топливо: автомобильный
бензин равном (1,6—1,7) : 1, баланс водорода
на заводе, перерабатывающем ромашкин-
скую нефть, может быть замкнут при выра-
ботке его на установках каталитического ри-
форминга около 1,6% вес. от сырья рифор-
минга. Таким образом, замыкание водород-
ного баланса легко достигается такой схемой
переработки сернистых нефтей. При введении
в схему такого завода модернизированного
процесса автогидроочистки или же контакт-
но-реагентной сераочистки прямогонных ди-
стиллятов взамен обычных форм гидроочист-
ки под давлением 40 ати образуются свобод-
ные ресурсы водорода и появляется возмож-
ность использования их для гидрокрекинга
части тяжелого газойля термоконтактной пе-
реработки. На таких нефтеперерабатываю-
щих заводах отношение дизельное топливо:
автомобильный бензин при замкнутом ба-
лансе водорода (а при применении контакт-
213
но-реагентной сераочистки даже с некоторым
избытком водорода) может быть доведено до
(2,7 и даже 2,2) : 1. Завод в этих условиях
приобретает топливный профиль.
Для достижения нужной выработки бути-
ленов подобными заводами в их схемах дол-
жен сохраняться процесс высокотемператур-
ного каталитического крекинга; отношение
дизельное топливо: автомобильный бензин на
таких заводах не сможет превысить (1,8—
1,9) : 1.
Предварительные расчеты экономической
лаборатории ВНИИНП показали, что схемы
заводов, включающие в качестве головного
процесса термоконтактный крекинг, дающий
дополнительное количество дизельных фрак-
ций, подвергаемых гидроочистке, является
наиболее экономичными. Они сохраняют пре-
имущества и в наименее благоприятных слу-
чаях без замыкания водородного баланса.
Однако в докладах проектных организаций
эти схемы не упоминались и не получили
должной оценки для перспективы.
4.	Для сделанных докладов было харак-
терно:
Включение в схемы перспективных заводов
процесса термоконтактного крекинга как го-
ловного процесса (схемы Гипронефтезаводы и
ВНИИНП, Ленгипрогаз и ВНИИнефтехим);
однако это сделано без учета и должного ис-
пользования возможностей этого процесса
как создающего гибкость завода в выработке
дизельных топлив.
Включение почти во все схемы перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов процес-
са гидрокрекинга, основывалось, вероятно, на
тенденциях, проявляемых в зарубежной за-
водской практике. Однако при этом не было
учтено то, что в США гидрокрекинг разви-
вался, в основном, в промышленных зонах,
располагающих избытками водорода от про-
цесса каталитического риформинга, где нет
надобности экономить водород. Проявившая-
ся на совещании тенденция повышать рабо-
чее давление процесса гидрокрекинга, как
это делается за рубежом, поведет к значи-
тельному увеличению расхода водорода: с
1 % вес. (при 50 ати) до 3,0—4,О°/о, а может
быть даже и больше (при 100 и 150 ати). В
результате этого может произойти сильное
удорожание производства вторичных дизель-
ных топлив, так как водород, получаемый при
каталитическом риформинге, обеспечивает
потребность только процесса гидроочистки, а
водород, получаемый для гидрокрекинга все-
ми другими современными методами, оказы-
вается примерно в 35 раз дороже водорода,
получаемого при каталитическом риформин-
ге.
214
Само собой разумеется, что для удешевле-
ния производства высококачественных мало-
сернистых топлив надо стремиться к всемер-
ному снижению расхода водорода и при гид-
рокрекинге. Исходя из этого, необходимо
поддержать предложение Б. К. Америка о
разработке новой отечественной системы гид-
рокрекинга тяжелых дистиллятов под пони-
женным давлением (около 30 ати). Для уско-
рения разработки такой системы целесооб-
разно было бы объединить силы ИНХС АН
СССР (Я. Р. Кацобашвили), ВНИИНП
(А. В. Агафонов) и ГрозНИИ (Б. К. Аме-
рик). Можно ожидать, что расход водорода
в таких системах (/3=30 ати) будет намного
ниже, чем в зарубежных системах (Р=100 и
150 ати), принимаемых сейчас в схемах пер-
спективных нефтеперерабатывающих заводов.
В последних (после 1970—1975 гг.), по-види-
мому, целесообразнее было бы ориентиро-
ваться на модернизированные системы гидро-
крекинга низкого давления (Р = 30 ати).
До окончания же разработки модернизи-
рованных систем гидрокрекинга дешевле и
надежнее было бы ориентироваться на про-
изводство вторичных дизельных топлив из
тяжелого сырья по схеме, предлагаемой Я- А.
Ботниковым, сочетающей термоконтактный
крекинг с гидроочисткой его легких дистил-
лятов (для получения дизельных топлив нуж-
ных качеств) и каталитическим крекингом
тяжелых газойлей (для получения нефтехи-
мического сырья).
В схемах нефтеперерабатывающих заводов
ближайших лет процесс гидрокрекинга при
50 ати целесообразно предусматривать, учи-
тывая, что первые заводские опыты гидрокре-
кинга при 50 ати, проведенные в конце
1964 г., дали положительные результаты.
Общая черта для всех предлагавшихся
схем — отчетливо выраженный недостаток в
выработке олефиновых углеводородов С4.
Этот недостаток может быть устранен только
на основе более широкого использования мо-
дернизированных нефтехимических модифи-
каций процесса каталитического крекинга,
например высокотемпературного каталитиче-
ского крекинга на установках типа 43-103, а
также, что, по-видимому, должно быть лучше,
ступенчато-противоточного каталитического
крекинга по типу установки 43-104. Однако до-
работка последнего сейчас ведется вяло из-
за прекращения институтом «Гипронефтеза-
воды» проектирования установки 43-104. В
проектном задании установки 43-104 был
рассмотрен весьма благоприятный нефтехи-
мический вариант этой установки с повышен-
ной выработкой углеводородов С4 и других
олефинов. По-видимому, снятие в перспекти-
ве системы крекинга типа 43-104 все же
было преждевременным. Эта отечественная
модификация процесса каталитического кре-
кинга могла бы найти место на заводах,
строящихся после 1970 г.
Из рассмотренных на совещании схем пер-
спективных нефтеперерабатывающих заводов
особого внимания заслуживает схема, реко-
мендуемая институтами Ленгипрогаз —
ВНИИнефтехим, с головной установкой атмос-
ферной перегонки нефти, комбинируемой с
термоконтактным крекингом прямогонного ма-
зута. Недостаток этой схемы в том, что недо-
статочен выход бутиленов и не использована
возможность термоконтактного крекинга для
повышения выработки вторичных дизельных
топлив. Если же в этой схеме заменить гидро-
крекинг модернизированным высокотемпера-
турным каталитическим крекингом (например,
установкой 43-103 или 43-104), получилась бы
схема (разрабатываемая Я. А. Ботниковым)
с наилучшими технико-экономическими пока-
зателями и замкнутым балансом водорода, о
чем уже упоминалось выше.
Следует заметить, что при переработке вы-
сокосернистых нефтей применение атмосфер-
но-вакуумных трубчаток, предусматриваемое
в подавляющем большинстве схем перспек-
тивных НПЗ, является нежелательным из-за
трудностей надежной очистки стоков с ва-
куумных ступеней и эксплуатационных труд-
ностей, возникающих в их работе. Для неф-
тей типа арланской предпочтительны схемы
заводов с атмосферными трубчатками, ком-
бинируемыми с термоконтактным крекингом,
разрабатываемые Ленгипрогазом и ВНИИ-
нефтехим.
Надо признать еще весьма интересной схе-
му, предложенную А. С. Эйгенсоном (Баш-
НИИНП). Экстракцию ароматики и серни-
стых соединений из газойлей, по-видимому,
можно будет с успехом заменить непрерыв-
ной адсорбционной деароматизацией типа ос-
ваиваемой в настоящее время установкой
56/3 на Московском нефтеперерабатывающем
заводе. Для целей, поставленных Баш-
НИИНП, установки типа 56/3 должны быть
модернизированы применительно к специфи-
ческим требованиям крупнотоннажных про-
цессов.
Для всех предлагавшихся схем нефтепе-
рерабатывающих заводов характерен разный
объем выработки водорода на установках ка-
талитического риформинга. Мне кажется, что
реальные выходы водорода были названы в
двух докладах (Гипронефтезаводы и Баш-
НИИНП). А. П. Арефьевым (Гипронефтеза-
воды) правильно предусмотрено 60% выра-
ботки водорода установками каталитического
риформинга (от общей его потребности) про-
тив 30%, ошибочно принимавшихся ранее до
апрельского совещания. Заслуживают внима-
ния данные Доклада Г. А. Терентьева (Баш-
НИИНП), получившего на заводе с неглубо-
кой переработкой нефти избыток водорода от
процесса каталитического риформинга, кото-
рый намечается использовать для синтеза
аммиака.
5.	На апрельском совещании в Госнефте-
химкомитете мною было обращено внимание
на необходимость учета в схемах перспектив-
ных заводов (для строительства после 1970—
1975 гг.) энерготехнологического комбиниро-
вания, предлагаемого ВНИИНП на основе
теоретических работ Н. Н. Константинова.
Такое энерготехнологическое комбинирова-
ние особенно перспективно при переработке
высокосернистых нефтей, когда требуется се-
раочистка топлива, потребляемого техноло-
гическими объектами завода и ТЭЦ. Однако
до последнего времени разработке схем и ос-
нов энергонефтехимических производств не
уделяется должного внимания, несмотря на то,
что по приближенным подсчетам энерготех-
нологическое комбинирование по одному
только НПЗ мощностью 12 млн. т/год могло
бы дать экономию народному хозяйству до
3,0—5,0 млн. руб. в год при себестоимости
электроэнергии, близкой к получаемой на
мощных гидроэлектростанциях. С этим нель-
зя не считаться.
Следует отметить, что основой энерготехно-
логического комбинирования, рекомендуемо-
го ВНИИНП, является принцип широкой
промышленной теплофикации процессов неф-
тепереработки и нефтехимии высокотемпера-
турными теплоносителями. Это открывает
возможность более компактного размещения
технологических установок на заводах из-за
отсутствия огневых точек. Энерго-технологи-
ческое комбинирование по ВНИИНП прин-
ципиально отличается от энерго-технологиче-
ского комбинирования по схемам АН СССР
и институтов Госкомитета по энергетике, име-
ющим низкие энергетические к. п. д. Так, для
схем, разрабатываемых институтом СО АН
СССР, характерны энергетические к. п. д.
около 0,38 (при комбинировании с парогазо-
турбинными установками) и к. п. д. не более
0,45 по ЭНИН (при более дорогом комбини-
ровании с конденсатными электростанция-
ми). Энергетические же к. п. д. энерготехно-
логических схем ВНИИНП должны быть вы-
ше 0,45. Несмотря на несомненную перспек-
тивность энерго-технологического комбиниро-
вания по ВНИИНП, которое в первой полови-
не 1965 г. получило одобрение Госкомитета
по координации научно-исследовательских
215
работ СССР, разрешение проблемы его прак-
тического использования неоправданно задер-
живается.
6.	Из изложенного вытекает, что для учета
в последующих работах научно-исследова-
тельских и проектных организаций во всех
схемах перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов рекомендуется применять ката-
литический риформинг широких бензиновых
фракций в основном в установках типа 35-8
или соответственно модернизированных уста-
новок других типов, дающих выход водоро-
да не ниже 1,6—1,7°/о вес. от сырья рифор-
минга. Индивидуальные ароматические угле-
водороды при этом нужно будет выделять из
катализата риформинга.
Во всех схемах заводов будущих лет сле-
дует применять только топливно-нефтехими-
ческие модификации процесса каталитическо-
го крекинга типа высокотемпературной уста-
новки 43-103 (или лучше 43-104). В связи
с этим целесообразно пересмотреть отказ от
применения на перспективных нефтеперера-
батывающих заводах ступенчато-противоточ-
ного каталитического крекинга в установках
типа 43-104, доработка которого сейчас ве-
дется только применительно к реконструкции
одной из установок 43-102 небольшой мощ-
ности.
Начать срочную разработку новых отечест-
венных систем гидрокрекинга тяжелых дис-
тиллятов под средним давлением (около
30 ати) и мощных модернизированных уста-
новок автогидроочистки (и контактнореагент-
ной сераочистки) легких прямогонных ди-
стиллятов под низким давлением (от 5 до
10 ати) по схемам, сходным с предложенны-
ми Я. Р. Кацобашвили для гидрокрекинга
мазутов. Для ускорения этих важных работ
целесообразно объединить усилия ИНХС АН
СССР (Я. Р. Кацобашвили), ВНИИНП
(А. В. Агафонов, В. В. Маншилин, А. Д. Су-
лимов, Т. X. Мелик-Ахназаров) и ГрозНИИ
(Б. К. Америк).
В схеме нефтеперерабатывающих заводов,
разрабатываемой Ленгипрогазом и ВНИИ-
нефтехимом, увеличение выработки дизель-
ного топлива нужно предусмотреть на основе
термоконтактного крекинга с последующей
гидроочисткой его легких дистиллятов. Для
придания топливно-нефтехимического профи-
ля заводу в этой же рхеме надо заменить
гидрокрекинг нефтехимической модификацией
установки каталитического крекинга типа
43-104, хорошо перерабатывающей тяжелые
дистилляты термоконтактного крекинга.
Для одного из перспективных нефтеперера-
батывающих заводов, например НПЗ схемы
Ленгипрогаза, следует провести предпроект-
216
ную проработку энерго-технологического ком-
бинирования системы ВНИИНП.
И. И. ШТЕЙН ГОЛЬЦ
Г ипронефтезаводы
О модернизации проектов установок АТ-6 и
АВТ-6. В 1962 г. Институт Гипронефтезаводы
закончил разработку рабочих чертежей уста-
новки атмосферной перегонки нефти мощ-
ностью 6 млн. т/год (АТ-6). Сейчас этот про-
ект реализуется на трех заводах — в По-
лоцке, Кириши и Рязани. В 1960 г. был вы-
пущен технический проект установки атмо-
сферно-вакуумной перегонки мощностью так-
же 6 млн. т/год (АВТ-6).
Для предстоящего дальнейшего строитель-
ства вышеуказанных установок предполага-
ется модернизировать соответствующие про-
екты в следующих направлениях:
1.	Упрощение схемы вторичной перегонки
бензиновых фракций в связи с последними
работами ВНИИнефтехима, показавшими це-
лесообразность направления на каталитиче-
ское риформирование широкой бензиновой
фракции вместо узких фракций, как это де-
лалось до настоящего времени.
2.	Применение в ректификационных колон-
нах клапанных тарельчатых устройств, кото-
рые позволят уменьшить диаметры колонн и
обеспечить более устойчивую их работу по
сравнению с принятыми ранее S-образными
тарелками. При этом основная ректифика-
ционная колонна будет иметь диаметр 6 м
вместо 7. В колоннах вторичной перегонки и
стабилизаторе, с целью унификации конст-
рукций ректификационных колонн и обеспече-
ния устойчивой работы в более широком ди-
апазоне производительности, целесообразно
предусмотренные в выпущенных проектах ре-
шетчатые тарелки также заменить клапан-
ными. Последнее целесообразно осуществить
и в связи с тем, что Гипронефтемаш в типа-
же дает диаметр колонн с решетчатыми та-
релками не выше 2,4 м, а в проектах АТ-6 и
АВТ-6 по предыдущим рекомендациям Гип-
ронефтемаша приняты две колонны диамет-
ром выше 3 м. В вакуумной колонне желоб-
чатые колпачки надо заменить ситчатыми
тарелками с отбойниками, что позволит
уменьшить диаметр колонны с 12 до 8 м.
3.	Применение печей более эффективной
конструкции, если ко времени модернизации
проекта будут подготовлены предложения
Гидронефтемаша. Трубчатые печи в проек-
тах были приняты секционного типа (гори-
зонтальное расположение труб), двухсторон-
него облучения с применением жароупорного
бетона и возможностью работы на жидком и
газообразном топливе.
4.	Замена конденсаторов и холодильников
водяного охлаждения воздушными при на-
личии подготовленной документации Гипро-
нефтемаша.
5.	Замена гравитационных отстойников
водных растворов от защелачивания нефте-
продуктов электроосадителями с целью эко-
номии расхода реагента; Гипронефтемашу
необходимо закончить разработку проектов
электроосадителей.
6.	Применение рекуператоров совершенных
конструкций для нагрева воздуха. Согласно
рекомендациям ЦКТИ им. Ползунова и ре-
шению ВСНХ СССР Таганрогский котельный
завод должен был разработать и изготовить
регенеративные вращающиеся рекуператоры
нагрева воздуха с использованием тепла от-
ходящих дымовых газов трубчатых печей.
Фактически вследствие большей загрузки Та-
ганрогский завод отказался от их разработ-
ки и изготовления и поставил трубчатые воз-
душные нагреватели. Гипронефтемашу необ-
ходимо вновь вернуться к рассмотрению во-
проса о наиболее экономичной конструкции
воздухоподогревателя.
Необходимо дальнейшее совершенствование
конструкций насосных агрегатов, расположен-
ных вне теплых помещений и защищенных от
ветра и осадков лишь навесами и легкими
раздвижными щитами.
В мировой практике установки прямой гон-
ки нефти мощностью 6—7 млн. т/год (18 000—
20 000 т/сутки) насчитываются единицами, и в
нашем распоряжении нет данных о создании
за рубежом установок более высокой мощ-
ности.
При рассмотрении возможности создания
установок производительностью 12 млн. т/год
(36 000 т/сутки) были определены основные
размеры и технические характеристики ко-
лонных аппаратов, насосов, трубчатых нагре-
вательных печей и др., которые необходимы
для такой установки. Размеры ректификаци-
онных колонн рассчитывались при условии
применения тарелок с клапанными колпачка-
ми, позволяющими поддерживать высокую
скорость паров, устойчивый в широком диа-
пазоне режим работы и более низкий расход
металла. По насосным агрегатам выявлены
типоразмеры, отсутствующие в нормальном
ряде, по трубчатым печам определены теп-
ловые мощности и необходимые диаметры
змеевика. Полученные результаты и сопостав-
ления их с данными по установкам АТ-6 и
АВТ-6 приводятся ниже:
	АТ-6 и АВТ-6	АТ-12 и АВТ-12
Предварительный эва- поратор К-1 (Р=3 ат, /=240°) диаметр, м ...	3,8	4,8
тип тарелок . . .	с S-образны-	с клапанны-
Атмосферная колонна К-2 (Р= 0,8 ат, /=320°); диаметр, м ...	ми элемен- тами 7,0	ми колпач- ками 9,0
тип тарелок . . .	с S-образны-	с клапанны-
Стабилизационная ко- лонна К-8 (Р=8 ат, /=180°): диаметр, м ...	ми элемен- тами 1,8	ми колпач- ками 2,8
тип тарелок . . .	решетчатые	с клапанны-
Колонна вторичной перегонки К-3 (Р= = 3 ат, / = 140°): диаметр, м ...	2,2	ми колпач- ками 3,2
тип тарелок . . .	решетчатые	с клапанны-
Колонна вторичной пе- регонки К-4 (Р= = 0,7 ат, /=160°): диаметр, м ...	3,0	ми колпач- ками 4,8
тип тарелок . . .	решетчатые	с клапанны-
Колонна вторичной пе- регонки К-5 (Р= = 0,7 ат, /=175’): диаметр, м ...	3,4	ми колпачка- ми 4,8
тип тарелок . . .	решетчатые	с клапанны-
Отпарные колонны К-6 и К-7 (Р = = 0,5 ат, t= 220 — 270°): диаметр, м ...	2,4	ми колпач- ками 2,8
тип тарелок . . .	с S-образны-	с клапанны-
Вакуумная колонна К-10 (остаточное дав- ление 60 мм рт. ст., /=420°); диаметр, м ...	ми элемен- тами 8,0	ми колпач- ками 12,0
тип тарелок . . .	ситчатые с	отбойными
		элементами
Атмосферная печь
П-1:
теплопроизводи-
тельность, млн.
ккал/ч........... 90	180
диаметр труб, мм	150	200
Вакуумная печь П-3:
теплопроизводительность млн. ккал/ч 40	80
диаметр труб, мм................ 150 200
Теплообменная аппаратура (макси-
мальный диаметр аппарата 1400мм):
общая поверхность, м2 ......... 17500	35000
217
число аппаратов................. 28	45
Сырьевой центробежный насос (пере-
качиваемая жидкость-нефть):
производительность, ж3/ч .... 450	900
напор, м. ст. жидкости..........170	170
мощность электродвигателя, кет 250	500
число агрегатов.................... 3*	2**
Центробежный насос (загрузка от-
бензиненной нефти в печь):
производительность, мР/ч .... 500 1000
напор, м ст. жидкости .............. 230	230
мощность электродвигателя, кет 500 1000
число агрегатов................. 3*	2**
Центробежный мазутный насос откач-
ки:
производительность, м3/ч .... 600 1200
напор, м ст. жидкости...........115	115
мощность электродвигателя, кет • 250	5С0
число агрегатов.................2*** 1****
* 2 рабочих, 1 резервный.
** 2 рабочих.
*** 1 рабочий, 1 резервный.
**** 1 рабочий.
Более детальному рассмотрению должен
быть подвергнут выбор трубчатых печей. В
настоящее время для установок АТ-6 имеют-
ся рабочие чертежи секционных трубчатых
печей с горизонтальными трубами диаметром
150 мм, двухсторонним облучением и приме-
нением жароупорного бетона. Обогрев печей
возможен жидким и газообразным топливом.
Для установок АТ-12 увеличение мощности
печей возможно за счет увеличения числа
секций или конструирования печей аналогич-
ной конструкции с безретурбентными змееви-
ками диаметром 200 мм. Увеличенные диа-
метры змеевиков позволят сократить разме-
ры печей и капитальные затраты. Учитывая
опыт эксплуатации печей с вертикальным
расположением труб, целесообразно дать
сравнение этих конструкций или других кон-
струкций, более поздних разработок.
По данным расчетов, большая тепловая
мощность печей определяет необходимость
утилизации тепла отходящих дымовых газов.
В этой связи исследовательские и конструк-
торские организации Комитета энергетиче-
ского машиностроения и Комитета хи-
мического и нефтяного машиностроения
должны выдать рекомендации о на-
иболее целесообразном типе вращающегося
регенеративного воздухонагревателя с мини-
мальным перетоком продуктов сгорания. К
решению этой проблемы должны быть при-
влечены заводы-изготовители — Таганрогский
и Подольский, поскольку разработка рабочих
чертежей рекуператоров должна осуществ-
ляться этими заводами.
Следует применять укрупненную теплооб-
менную аппаратуру по нормалям Гипронеф-
темаша, изготовляемую в настоящее время
218
для установок АТ-6 и др. Мы не располагаем
данными о возможных оптимальных разме-
рах поверхности теплообмена, достижимой в
одной единице. Однако по соображениям
эксплуатации и ремонта считаем целесооб-
разным ограничиться имеющимся в настоя-
щее время типажом. Для конденсационной и
холодильной аппаратуры считаем необходи-
мым внедрение конструкций воздушного ох-
лаждения; несмотря на то, что при этом ка-
питальные затраты возрастают, эксплуата-
ционные затраты снижаются и технико-эконо-
мический эффект их применения особенно
ощущается, поскольку отсутствует необходи-
мость сооружения сложного хозяйства водо-
снабжения и канализации.
Имея в виду в дальнейшем расположение
насосных агрегатов вне теплых укрытий, не-
обходимо Гипронефтемашу усовершенство-
вать конструкции насосов, а электропромыш-
ленности — типы электродвигателей, пригод-
ных для работы в зимних условиях с высо-
ким моторесурсом, обеспечивая высокую на-
дежность машин без установки резервных аг-
регатов. При разработке новых и усовершен-
ствовании имеющихся насосных агрегатов
особое внимание должно быть обращено на
оборудование этих агрегатов датчиками, поз-
воляющими централизовать контроль их ра-
боты и свести к минимуму необходимость их
инспекции и контроля обслуживающим пер-
соналом.
По запорной электроприводной арматуре
мы предполагаем уложиться в имеющиеся
типоразмеры. Более детальная разработка
вопроса позволит выявить технические ха-
рактеристики новой необходимой арматуры,
по которой отечественная промышленность
пока отстает от зарубежной. Например, на-
шей промышленностью не изготавливается
арматура с совмещением запорного и регули-
рующего устройства в одном изделии, исклю-
чающим необходимость установки трех об-
водных задвижек, запорная арматура со спе-
циальными комбинированными заглушками,
использование которых необходимо 1—3 ра-
за за рабочий пробег, угловая многоходовая
арматура и др. Применение новых видов ар-
матуры снизит затраты, значительно облег-
чит ремонт и обслуживание и позволит со-
кратить численность рабочего персонала. Осо-
бое внимание должно быть обращено на
разработку компенсационных устройств боль-
ших диаметров.
Уровень механизации ремонтных работ,
заложенный в разработанные проекты уста-
новок АТ-6 и АВТ-6, отвечает современным
требованиям и может быть сохранен для
АТ-12. Гипронефтемашу следует поручить
дать регламент и рабочую инструкцию по
очистке трубных пучков химреагентами, раз-
работав для этого стационарные и передвиж-
ные устройства.
Соображения в части автоматизации уста-
новки рассматриваются отдельно.
По предварительным расчетам, экономия
капитальных затрат при сооружении одной
установки прямой перегонки мощностью
12 млн. т/год по сравнению с двумя установ-
ками мощностью 6 млн. т!год и осуществле-
нии машиностроительной промышленностью
новых намеченных конструкций аппаратуры и
оборудования составит около 20%.
Рассмотренные возможности выполнения
проекта и его реализации показывают, что
при Соответствующей организации ремонт-
ных работ на заводе и бесперебойном снаб-
жении сырьем, внедрение новой крупной
установки в промышленность может дать оп-
ределенный экономический эффект. После на-
копления опыта эксплуатации установок
мощностью 6 млн. т/год необходимо вернуть-
ся к детальному рассмотрению более круп-
ных установок.
О модернизации проекта установки ката-
литического крекинга 43-103. Технический
проект установки каталитического крекинга
43-103 утвержден Комитетом в мае 1964 г. в
двух вариантах для переработки прямогон-
ной фракции:
I — на обычном режиме (выход кокса 7%),
II — на высокотемпературном режиме (вы-
ход кокса 9,5%).
Мощность установки по первому варианту
составляет 1200 тыс. т/год, а по второму —
около 900 тыс. т/год.
Для получения нафталиновой фракции и
сажевого сырья предусматривается возмож-
ность вывода из главной колонны следующих
боковых погонов:
Фракции 195—270° (для получения нафталина),
»	270—420° (для получения сажевого
сырья),
Фракции выше 420°.
При работе установки на обычном режиме
боковыми погонами являются фракции 195—
350° и выше 350°.
Согласно варианту I технологической схе-
мы перспективного НПЗ, разрабатываемой
институтами Гипронефтезаводы — ВНИИНП
в случае переработки арланской нефти уста-
новка каталитического крекинга 43-103
предусматривается для работы по высоко-
температурному режиму на фракции 350—
450° гидрокрекинга прямогонного сырья. При
этом получаются следующие выходы продук-
тов, % вес.:
Газ до С4 включительно . . . 27,9
Фракция С4—195°............28,7
»	195-270°...........20,9
»	270—420°...........16,3
Кокс........................5,2
Потери	....................1,0
Производительность установки в схеме за-
вода принята 870 тыс. т/год.
В -связи -с тем, что рассматриваемая уста-
новка 43-103 связана тепловыми зависимо-
стями (выработкой суммарного пара от кот-
ла утилизатора и генерируемого в змеевиках
регенератора, с одной стороны, -и потребно-
стями пара для привода газовых компрессо-
ров, с другой), проект установки для его
применения в составе перспективного завода
должен быть пересмотрен, ибо при работе на
дистилляте гидрокрекинга выход кокса со-
ставляет 5,2% от сырья против 9,5% при ра-
боте на прямогонном дистилляте.
Согласно варианту II технологической схе-
мы перспективного НПЗ для переработки ар-
ланской нефти предусматривается две уста-
новки каталитического крекинга 43-103, одна
из которых работает на высокотемператур-
ном режиме и загружается как изложено вы-
ше, а другая — на обычном режиме и загру-
жается дизельной фракцией 160—360° тер-
моконтактного крекинга. При этом получа-
ются следующие выходы продуктов, % вес.:
Газ до С4 включительно........15
Фракция до 190° ..............30
»	190—330°...............46
» выше 330°................5
Кокс...........................3
Потери........................ 1
Мощность установки при работе на обыч-
ном режиме принята 1361 тыс. т/год, а выход
кокса составит 3% вместо 7 как предусмот-
рено проектом. В этой связи также будет не-
обходимо вносить изменения в проект уста-
новки 43-103.
Таким образом, утвержденный проект уста-
новки каталитического крекинга 43-103 ну-
ждается в пересмотре и переделке примени-
тельно к обоим вариантам схем перспектив-
ного НПЗ.
Рассмотрению и анализу должны быть под-
вергнуты следующие показатели и узлы про-
цесса: кратность циркуляции катализатора,
нагрев сырья, мощность теплоотводящих
змеевиков регенератора, тип привода газово-
го нагнетателя и необходимость установки
котла утилизатора для заданных вариантов
На основе проделанного анализа будет уточ-
нена мощность установки по сырью и целе-
219
сообразная величина рисайкла. После этого
могут быть разработаны предложения по
упрощению схемы установки 43-103, преду-
сматриваемой ранее как типовой для условий
повышенного выжига кокса.
Дальнейшие возможности совершенствова-
ния и упрощения схемы t установки 43-103
могут быть достигнуты за счет подачи на
установку сырья с меньшим содержанием
кокса и тяжелых металлов, получаемого пу-
тем деасфальтизации или другими экономич-
ными методами.
Другим существенным путем облегчения
работы установки должна быть более стро-
гая регламентация сырья по концу кипения
и некоторый пересмотр режима процесса, ре-
комендованного ВНИИНП в направлении
снижения температуры сырья на входе в ре-
актор, увеличения кратности циркуляции ка-
тализатора, облегчения конструкций тепло-
отводящих змеевиков в зонах регенерации
прямоточного и противоточного смешения.
При модернизации проекта установки
должна быть изучена возможность конструк-
тивного оформления процесса с использова-
нием свежего сырья в восходящем потоке
крекинга, а рисайкла и вторичных продуктов
реакции — в кипящем слое (двухступенчатый
процесс крекинга), а также должна быть про-
работана целесообразность модернизации
конструкции нагревательной сырьевой печи
путем ее комбинирования с котлом-утилиза-
тором в едином блоке.
На основе опыта работы насосных агрега-
тов вне теплых укрытий необходимо преду-
смотреть в проекте установки размещение на-
сосов под постаментами с защитой их от
ветра и атмосферных осадков.
В проекте установки должны быть приме-
нены воздушные охлаждающие устройства и
клапанное тарельчатое устройство.
После проведения испытаний на Грознен-
ском крекинг-заводе головного образца газо-
вого нагнетателя Невского завода, а также
определения мощности и загрузки установок
каталитического крекинга сырьем для пред-
стоящего нового строительства заводов долж-
ны быть уточнены характеристики наиболее
подходящих агрегатов, подающих газ и воз-
дух, по производительности и давлению.
Изложенным выше было охарактеризовано
использование проекта установки 43-103 при-
менительно к схеме перспективного НПЗ,
разработанной институтами Гипронефтезаво-
ды—ВНИИНП.
Для возможности использования нового
проекта установки 43-403 в схемах перспек-
тивных заводов, разработанных другими ин-
220
ститутами, необходима известная унифика-
ция этих схем, которая позволила бы создать
один вариант проекта установки каталитиче-
ского крекинга. В противном случае потре-
буется разработка проектов установок ката-
литического крекинга в нескольких вариан-
тах.
Первая модель установки каталитического
крекинга 43-103, по которой в настоящее
время завершается разработка рабочих чер-
тежей, является современной мощной уста-
новкой, способной разрешить важные задачи
нефтепереработки и нефтехимии. Эта модель
должна быть усовершенствована и модерни-
зирована в направлении повышения ее тех-
нико-экономических показателей и удовлет-
ворения возросших требований к новым и
перспективным нефтеперерабатывающим за-
водам.
О разработке проекта установки непрерыв-
ного коксования в необогреваемых камерах
мощностью 2000 тыс. т/год. Замедленное кок-
сование в необогреваемых камерах и контакт-
ное коксование являются в настоящее время
промышленными методами переработки тя-
желых остаточных продуктов с целью полу-
чения нефтехимического газового сырья,
средних дистиллятов и нефтяного кокса. В
СССР замедленное коксование в необогрева-
емых камерах является единственным про-
цессом, освоенным в широком промышлен-
ном масштабе; процессы контактного коксо-
вания находятся в стадии освоения в опыт-
но-промышленном масштабе. В табл. 1 приво-
дятся сравнительные технико-экономические
показатели различных типов установок кок-
сования, составленные по имеющимся проект-
ным данным.
Приведенные в табл. 1 данные приняты со-
гласно проектам: ТКК — технический проект
Ленгипрогаза, январь 1961 г.; Г-18-2 — техни-
ческий проект Гипрогрознефти, март 1958 г.;
21-10/3 — рабочие чертежи Гипронефтезаводы,
декабрь 1963 г.
Из приведенных данных следует, что мак-
симальный выход светлых продуктов обеспе-
чивают установки замедленного коксования
и ТКК; максимальный выход кокса характе-
рен для процесса замедленного коксования,
так как на установках ТКК и контактного
коксования часть получаемого кокса сжига-
ется для нагревания теплоносителя.
Состояние развития основных процессов
коксования в нефтеперерабатывающей про-
мышленности США характеризуется ниже-
следующими данными (табл. 2).
В США общая выработка нефтяного кокса
за 1960 г. составила 4,74 млн. т, что было по-
лучено главным образом на установках за-
медленного коксования.
В США процесс коксования в псевдоожи-
женном слое (на порошковом коксовом теп-
лоносителе) вначале развивался довольно
быстро; однако за последнее пятилетие рост
мощности установок этого типа приостанов-
лен (см. табл.2). Установки коксования в псев-
доожиженном слое характеризуются высокой
производительностью; получаемые на них
дистиллятные фракции имеют достаточно
удовлетворительное качество, а выход их
аналогичен процессу замедленного коксова-
ния. Однако получаемый в этом процессе пы-
левидный кокс в США используется главным
образом в качестве топлива.
Процесс контактного коксования на гра-
нулированном (3—15 мм) коксовом тепло-
носителе за рубежом промышленного распро-
странения не получил. В отечественной неф-
тепереработке по коксованию на циркулиру-
ющем гранулированном коксовом теплоно-
сителе большие исследовательские и крупные
промышленные работы осуществляются
ГрозНИИ и Гипрогрознефтью. По коксова-
нию в псевдоожиженном слое исследования
и промышленное проектирование осуществля-
ются ВНИИНП и Ленгипрогазом.
По нашему мнению, успешная эксплуата-
ция установок коксования с движущимся пы-
левидным или гранулированным материалом
должна обеспечиваться высокой отработан-
ностью и совершенством конструкций аппа-
ратуры и оборудования. Следует предпола-
гать, чю фирма «Келлог» по этому процессу
добилась известных положительных резуль-
татов, однако установки замедленного кок-
сования в необогреваемых камерах продол-
жают строиться и по сей день, несмотря на
их громоздкость и более тяжелые условия
труда.
Согласно литературным данным, в феврале
1963 г. в США была пущена еще одна уста-
новка замедленного коксования производи-
тельностью около 900 тыс. т/год сырья. На
ней предусмотрено 4 коксовые камеры диа-
метром 6,58 м и высотой 29,7 м. Технологиче-
ская схема установки и системы выгрузки
кокса из камер близки к принятым в типовом
проекте установки 21-10/3, разработанной
Гипронефтезаводами в 1963 г. и в проектах
предыдущих установок, находящихся сейчас
в эксплуатации. Нефтяной кокс, получаемый
на этой установке в США, отгружается на
заводы, производящие электроды. Данных о
зарубежных установках замедленного коксо-
вания большей мощности в нашем распоря-
жении не имеется.
Ниже рассматриваются предварительные
соображения технического и экономического
Таблица 1
Сопоставление основных технико-экономических
показателей отечественных установок коксования
(проектные данные)
Показатели	Установки		
	ТКК	21-10/2	Г-18-2*
Количество перерабатываемого сырья (гудрон ромашкинской нефти), тыс. т/год ....	900	600	1000
Выход светлых продуктов (до 350°), %		43,2	43,2	37,4
Выход товарного кокса, %	13,8	24,0	16,4
Сопоставимые удельные капи- тальные затраты (на 1 т светлых), руб	 Сопоставимые удельные экс- плуатационные расходы (на 1 т светлых), руб		9,33	9,49	12,27
	4,65	4,59	3,98
Производительность труда (ко- личество перерабатываемого сырья на 1 работающего), тыс. т/год		25	10,0	19,6
Качество продукции: октановое число бензина (моторный метод) . . .	65—67	64	67,8
цетановое число дизельного топлива 		40—45	40	45
содержание серы в кок- се, % 		4,0—4,6	4,2	4,5
* С секцией деструктивной перегонки мазч		7та.	
Таблица 2
Доля основных процессов коксования на
нефтеперерабатывающих заводах США
Процессы коксования	1957 г.	1959 г.	1961 г.	1962 г.
Замедленное: мощность по сырью, м/^ сутки		48400	51500	51000	56700
% к итогу		67,0	71,0	73,7	75,7
В псевдоожиженном слое: мощность по сырью, м3/сутки		16800	16000	15450	15450
% к итогу 		23,3	22,1	22,3	20,6
Периодическое: мощность по сырью, мР/сутки		6980	5030	2750	2750
% к итогу 		9,7	6,9	4,0	3,7
Итого: мощность по сырью, м3/сутки		72180	72530	69200	74900
% 		100,0	100,0	100,0	100,0
характера о возможности и целесообразности
создания установок замедленного коксования
мощностью 2000 тыс. т/год гудрона ромаш-
221
кинской нефти применительно к перспектив-
ному заводу мощностью 12 млн. т/год.
Установка предназначается для переработ-
ки сырья с выходом кокса до 24%. С учетом
возможных размеров коксовых камер пред-
лагается создать 4-поточную установку (в ча-
сти блока коксовых камер). В этом случае из
общей ректификационной колонны четырьмя
насосами КВН будут загружаться змеевики
двух печей, откуда нагретое сырье коксова-
ния поступает в четыре коксовые камеры. В
четырех других камерах в это время будут
осуществляться вспомогательные операции и
выгрузка кокса. Учитывая необходимость по-
лучения кокса повышенной прочности, цикл
коксования принимается 70 ч (35 ч период
коксования и 35 ч период выгрузки кокса и
вспомогательных операций — пропаривание,
охлаждение, вскрытие камер, гидрорезка,
закрывание камер и т. п.).
Пары, отходящие с коксовых камер, воз-
вращаются в ректификационную колонну на
разделение, откуда уйдут жирный газ, неста-
бильный бензин, фракция дизтоплива, лег-
кий газойль, тяжелый газойль и остаточный
продукт/ Кокс из коксовых камер удаляется
с помощью гидрорезки, водой под давлением
175 ат. Вода после резки кокса очищается и
вновь возвращается на гидрорезку. Кокс уда-
ляется транспортером на склад.
Жирный газ с целью более полного ис-
пользования углеводородов С3 и С4 компри-
мируется до 12 ат и поступает в блок абсорб-
ции и разделения газа. Жидкая головная
фракция и сухой газ направляются для ис-
пользования в системах завода.
В табл. 3 показан материальный баланс
установки коксования применительно к пе-
реработке гудрона ромашкинской нефти.
Таблица 3
Материальный баланс мощной установки
замедленного коксования
Сырье и продукты	% вес.	т/ч	т/сутки	ТЫС. т/гоо
Поступает:				
сырье	 Получено:	100,0	278	6667	2000
газ		4,8	13,35	320	96
головная фракция . .	2,1	5,85	140	42
бензин н. к.—180° . . .	14,7	40,8	980	294
фракция 180—350° . . .	27,0	75,0	1800	540
фракция 350—450° . . .	16,4	45,6	1092	328
фракция выше 450° . . .	8,0	22,3	535	160
КОКС		24,0	66,76	1600	480
потери 		3,0	8,34	200	60
Итого ....	100,0	278	6667	2000
Для создания проекта указанной выше ус-
тановки коксования рекомендуется следую-
щее:
1)	с целью снижения веса металлоконст-
рукций, обслуживающих коксовые камеры,
целесообразно их опирать на верхнюю часть
камер. По данным Гипронефтемаша, возмож-
ность осуществления такого решения связана
с необходимостью усовершенствования и ос-
воения промышленностью производства шар-
нирных металлических шлангов высокого
давления типа ШМ-250, подводящих воду
для гидроинструмента;
2)	на основе разработанных конструкций
должна быть сконструирована печь двухсто-
роннего облучения мощностью 60 млн. ккал/ч,.
отвечающая оптимальным условиям процес-
са: высокая скорость продукта в трубах, до-
статочное тепловое напряжение, минимум тур-
булизатора, длительный цикл работы без
коксоотложения и др.;
3)	с целью сохранения ценных для нефтехи-
мии углеводородов блок стабилизации и раз-
деления газов должен работать под повышен-
ным давлением, для чего в схеме установки
предусматривается компрессор, сжимающий
газ до 12 ат;
4)	в колоннах рекомендуется применять
клапанные саморегулирующие тарельчатые
устройства, позволяющие осуществить устой-
чивый режим работы в широком диапазоне
паровых нагрузок, что особенно важно для
переменного режима главной колонны (про-
парка водяным паром, переключение камер
и т. д.). Применение клапанных тарельчатых
устройств в главной колонне позволит умень-
шить диаметр колонны с 7 до 5,8 м по срав-
нению с колоннами с Si-образными элемента-
ми.
5)	установку укомплектовывать коксовыми
камерами диаметром 7 и высотой около 30 м
в количестве 8 шт.; давление в камерах до
2 ата, температура 500°, вместимость по кок-
су 580 т;
6)	в качестве питательных печных насосов
использовать 4 рабочих насоса типа
КВН-55-180;
7)	для жирного газа применить компрессор
типа 340-81-1 мощностью 2500 кет, использу-
емый в проекте установки 43-103;
8)	для гидрорезки кокса Гипронефтемашем
должен быть подобран насос, развивающий
давление порядка 175—200 ат и пригодный
для работы на воде, содержащей 10—20 мг/л
механических примесей; режим гидрорезки
должен быть разработан совместно с Баш-
НИИНП;
9)	на существующих и запроектированных
2
установках замедленного коксования велик
объем ручных операций по разбалчиванию и
удалению крышек коксовых камер, что су-
щественно снижает производительность тру-
да. Гипронефтемаш должен разработать ме-
роприятия по повышению уровня механиза-
ции этих операций;
10)	на основе опыта работы установок
21-10 на Волгоградском и Ферганском НПЗ
в новой модели установки коксования дол-
жен быть применен конвейерный способ вы-
грузки кокса из-под камер, разработанный
ПромтрансНИИпроектом; этот метод позво-
ляет значительно улучшить санитарные усло-
вия труда и устраняет одну из наиболее отри-
цательных сторон процесса замедленного кок-
сования. Должен быть использован положи-
тельный опыт этих заводов в части очистки
воды, применяемой для гидрорезки кокса;
И) БашНИИНП следует разработать ре-
жим гидрорезки кокса повышенной прочно-
сти в камерах большого диаметра, выдать ре-
комендации по величине рисайкла для полу-
чения кокса повышенной прочности. Разра-
ботать антипенную присадку, которая, со-
гласно литературным данным, применяется
за рубежом для предупреждения переброса
вспененной массы и увеличения использова-
ния рабочего объема камеры;
12) кожухотрубчатые аппараты, арматуру
и насосы использовать имеющихся типов;
13) необходимый типаж многоходовых'кра-
нов должен быть выявлен при более деталь-
ной проработке проекта.
Приведенные данные показывают техниче-
скую возможность разработки и сооружения
установки коксования мощностью 2000 тыс.
т/год гудрона, которая может оказаться оп-
равданной для завода большой мощности с
учетом экономически обоснованного пункта
строительства, дальности перевозки произ-
водимой продукции и т. п. В результате ук-
рупнения установки замедленного коксова-
ния следует ожидать снижения капитальных
затрат до 20% по сравнению с типовой уста-
новкой 21-10/3 производительностью 600 тыс.
т/год.
Я. Р. КАЦОБАШВИЛИ1
ИНХС АН СССР
Для подавляющего большинства проде-
монстрированных на данном совещании схем
перспективных НПЗ характерно применение
той или иной системы термоконтактной пере-
работки остатков (мазута и гудрона) и на-
1 Публикуется с более полным изложением экспери-
ментального материала.
личие процесса гидрокрекинга дистиллятов
(прямогонного вакуумного газойля, дистил-
лятов термоконтактной переработки их сме-
сей и др.) в стационарном слое катализатора.
Поэтому при разработке и выборе схем пер-
спективных НПЗ должны быть учтены также
и следующие тенденции, вытекающие из ра-
бот, выполненных научно-исследовательскими
и проектными институтами.
По процессу гидрокрекинга дистиллятных
видов сырья. Предполагалось, что гидрокре-
кинг вакуумного газойля будет осуществлять-
ся в стационарном слое катализатора под
давлением 50 ати. Однако уже сейчас
ВНИИНП и Ленгипрогаз ориентируются на
осуществление этого процесса под давлением
100 ати. При гидрокрекинге высокоароматизи-
рованных дистиллятов коксования, несомнен-
но, возникнет необходимость поднять давле-
ние еще выше.
Другая особенность гидрокрекинга прямо-
гонного газойля в стационарном слое, по-
лучившая отражение в представленных на
данном совещании схемах, заключается в со-
четании его с каталитическим крекингом.
Анализ структуры сырьевых потоков со-
временного и перспективного НПЗ топливно-
го профиля, а также производства и потреб-
ления светлых нефтепродуктов показывает,
что каталитический крекинг, даже учитывая
нужды нефтехимии, является процессом от-
жившим. Нужно тщательно изучить и оце-
нить правомочность существования катали-
тического крекинга в схемах нефтепереработ-
ки ближайшего будущего. Необходимо соз-
дать такой процесс гидрокрекинга, который
будет перерабатывать любые виды дистил-
лятного сырья первичного и вторичного про-
исхождения на светлые товарные продукты.
Институт нефтехимического синтеза АН
СССР разрабатывает новую систему гидро-
крекинга под давлением до 30 ати с цирку-
лирующим потоком шарикового и микросфе-
риче.ского катализаторов.
В сборнике «Переработка нефтяных остат-
ков»1 изложены экспериментальные данные
по гидрокрекингу тяжелого газойля ромаш-
кинской нефти. Эти материалы были доложе-
ны на совещании в г. Грозном в 1955 г. Гид-
рокрекинг тяжелого газойля проводили под
давлением 30 ати при температуре 445°, ско-
рости подачи сырья 1,5 ч-1 с 50% рецирку-
ляции в стационарном слое алюмомолибде-
нового катализатора с короткими циклами
продолжительностью 1—2 ч. Проведение гид-
рокрекинга по сменно-циклическому графику
(с короткими циклами) дает достаточно пол-
1 ГОСИНТИ, 1958 г.
223
ное представление о направлении процесса
при осуществлении его в циркулирующем по-
токе катализатора и об активности послед-
него. В результате гидрокрекинга тяжелого
газойля было получено 30% вес. бензиновой
фракции и 62% вес. фракции дизельного
топлива с низким содержанием в них серы.
Процесс гидрокрекинга различных видов
нефтяного сырья, в том числе тяжелых ди-
стиллятов, в циркулирующем потоке катали-
затора осваивается на крупнопилотной уста-
новке Комбината 16.
В настоящее время Лешипрогаз ведет про-
ектирование промышленной установки гидро-
крекинга дистиллятных продуктов в стаци-
онарном слое. Предполагается, что отечест-
венная промышленность, учитывая опыт
США и других зарубежных стран, пойдет по
пути применения этой системы гидрокрекин-
га, осуществляемого под давлением 150—
200 ати.
Однако ИНХС АН СССР располагает до-
статочно обоснованными данными для про-
ектирования опытно-промышленной установ-
ки гидрокрекинга дистиллятных продуктов
в циркулирующем потоке катализатора. Но-
вая отечественная система имеет преимуще-
ство по сравнению с процессами в ста-
ционарном слое — давление не выше 30 ати,
более высокие скорости процесса, меньший
расход водорода (1,0—1,2% под давлением
30 ати по сравнению с 2,5—3,0% вес. под
давлением 150—200 ати}, менее жесткие
требования к качеству сырья.
Поэтому одновременно с проектированием
промышленной установки гидрокрекинга тя-
желых дистиллятов в стационарном слое
должен быть выполнен проект для сооруже-
ния промышленной установки гидрокрекинга
по методу ИНХС АН СССР. Работы в этом
направлении должны быть начаты возможно
скорее. По результатам сравнительных тех-
нико-экономических показателей в дальней-
шем можно будет решить вопрос о замене
в схемах перспективных НПЗ установок со
стационарным слоем под давлением 150—
200 ати установками с циркулирующим ка-
тализатором под давлением 30 ати.
По вопросу о схемах перспективных НПЗ.
По-видимому, рациональной схемой завода
будущего будет та, которая обеспечивает
наиболее целесообразную переработку оста-
точной высокомолекулярной части нефти
(в виде мазута или других остатков). Раци-
онально ли отрабатывать различные методы
коксования и схемы НПЗ, включающие про-
цессы коксования для переработки остатков
224
с целью увеличения выхода светлых нефте-
продуктов?
Наше мнение по этому вопросу известно.
Наиболее рациональным, а поэтому и наи-
более перспективным способом для глубокой
переработки нефти (сернистой и высокосер-
нистой) остается процесс гидрокрекинга всей
нефти (в некоторых случаях это может ока-
заться более выгодным) или в виде полума-
зутов и мазутов под невысоким давленйем
по методу ИНХС АН СССР. Большая пер-
спективность этой новой модификации про-
мышленного метода гидрокрекинга подтвер-
ждается обширными исследованиями в ла-
бораторных условиях и работами на опытной
крупнопилотной установке с циркулирующим
потоком катализатора.
Анализ состояния нефтепереработки и пер-
спектив ее развития с учетом прогнозов по
добыче и качеству нефтей, структуре потреб-
ления и качеству товарных нефтепродуктов,
проведенный в начале 50-х годов, показал,
что развитие нефтепереработки неизбежно
пойдет по пути более широкого применения
водорода — реагента, наиболее эффективно
(многофункционально) воздействующего на
природное нефтяное сырье и позволяющего
получать максимальный выход, повышать ка-
чество всего вырабатываемого ассортимента
продуктов.
Применение водорода при переработке
нефти может быть осуществлено двумя
принципиально различными методами: пер-
вый — в присутствии водорода обработке
подвергаются отдельные дистилляты нефти,
полученные разгонкой, или вторичные про-
дукты процессов переработки нефти; вто-
рой •— в присутствии водорода обработке
подвергается весь остаток нефти после вы-
деления из нее фракций, не требующих та-
кой обработки.
В схемах современных нефтеперерабаты-
вающих заводов США используется первый
метод, который начинает все более широко
применяться в схемах . отечественных заво-
дов.
Лаборатория гидрогенизации ИНХС АН
СССР разрабатывает гидрогенизационные
схемы перспективных НПЗ по второму ме-
тоду.
В основе предлагаемых ИНХС АН СССР
схем перспективных заводов для переработ-
ки сернистых и высокосернистых нефтей ле-
жит процесс гидрокрекинга полумазутов (от-
бензиненной нефти), мазутов или всей неф-
ти под давлением 30 ати, с непрерывной ре-
генерацией катализатора.
На рисунке приведена принципиальная схе-
ма крупнопилотной установки производи-
тельностью 0,5—1,0 т/сутки по варианту с
циркулирующим шариковым катализатором,
моделирующая полную схему реакторно-ре-
генерационного блока промышленной уста-
новки. Проводившиеся в 1963—1964 гг. на
этой установке опытные работы по полной
замкнутой схеме с непрерывной окислитель-
ной регенерацией позволили получить основ-
ные показатели и отработать:
Принципиальная схема крупнопилотной установ-
ки гидрокрекинга под давлением 30 ат с цирку-
лирующим слоем шарикового катализатора:
/ — емкость гидрогеиизата Е-1; 2 и 3 — теплообменники
Т-2 и Т-1 соответственно; 4 — печь для нагрева сырья;
5 — бункер; 6 — реактор; 7 — регенератор; 8 — печь для
иагрева воздуха; 9 — дозер; 10—11 — теплообменники Т-3
Т-4 соответственно
Потоки: / — углеводородный газ; II, V— циркуляцион-
ные газы; III — гидрогеиизат; IV — сырье; VI —воздух;
VII — газы регенерации в машинный зал; VIII — иа от-
дувку. Пунктиром обозначена схема автоматического ре-
гулирования перепада давления между реактором и
регенератором
1. Систему пневмотранспорта шарикового
катализатора в рабочих условиях под дав-
лением 30 ати. Транспорт катализатора под
давлением идет устойчиво при скорости
1,8—2,5 м/сек газового потока. При длине
пневмоствола 24 м перепад давления состав-
ляет 80—100 мм рт. ст.
2. Систему циркуляции катализатора в ра-
бочих условиях. Устойчивая работа системы
автоматического регулирования позволяет
поддерживать перепад давлением между ре-
актором и регенератором в пределах 5—
20 мм рт. ст. и осуществлять надежную бло-
кировку. Сомнения многих специалистов в
части работоспособности этой системы и
предположения, что произойдет смешение
парогазовых фаз (водород будет попадать
в регенератор, а кислород в реактор и т. п.)
оказались необоснованными.
До июля 1964 г. было проведено 66 про-
бегов на сырьевом режиме по полному замк-
нутому циклу продолжительностью 4170 ч.
Продолжительность отдельных пробегов со-
ставляла 70—189 ч. Достигнуть более дли-
тельных пробегов пока не удалось главным
образом из-за неудовлетворительной работы
механизмов, оборудования и приборов авто-
матики и регулирования.
В табл. 1 приведены данные по составу и
свойствам шариковых катализаторов, приго-
товленных в катализаторном отделении круп-
непилотной установки и примененных в
опытных работах по гидрокрекингу.
Таблица 1
Свойства шариковых алюмоиикельмолибдеиовых
катализаторов
Показатели	Образцы			
	1	2	3	4
Состав катализатора, % вес.: окись молибдена ....	4,60	4,06	5,10	4,84
закись никеля 		5,54	5,40	4,98	4,69
окнсь железа		1,49	0,92	0,13	0,17
окись натрия 		0,01	0,01	0,01	0,01
сульфат ион 		1,70	0,16	0,20	1,78
хлор ион 		1,00	0,97			1,51
Размер шариков, мм . . .	2,90	2,73	2,60	2,41
Насыпной вес, г/см1 2 3 ....	0,59	0,62	0,61	0,68
Удельная поверхность, м3/г	186	199	166	161
Объем пор, см31г ....	0,33	0,42	0,36	0,27
Средний радиус пор, А . .	35	42	38	33
Прочность на раскол, кГ)мм	2,92	—	2,58	2,62
Индекс прочности, % . . .	96,00	99,00	97,00	100,00
В этом отделении освоено также получе-
ние микросферических катализаторов меха-
нической формовкой для работы установки
гидрокрекинга по варианту с циркулирующим
и стационарным кипящими слоями.
В результате гидрокрекинга обессоленной
нефти, представляющей нефтесмесь из емко-
стей комбината и полумазута были получе-
ны следующие показатели. Свойства исход-
ной обессоленной сырой нефти и гидрогени-
зата приведены ниже:
Обессолен- Гидрогени-
ная нефть зат
Выход на нефть, % вес. . . . 100,00
Плотность р4°.............. 0,883
Фракционный состав, град.:
н. к........................ 78
10% объемн. выкипает при
температуре ............ 153
20% то же................. 200
30%	»................ 244
40%	»................. 293
50%	»................. 336
60%	»................ —
70%	»................ _
80%	»................ —
91,00
0,822
91
141
163
186
211
236
261
291
325
15 Зак. 905
225
Обессолен- Гидроге-
ная нефть низат
Разгонка на колонке Добрян-
ского:
до 200°	выкипает, % вес. . 20,0	36,00
» 270°	то же ............ 35,0	62,5
» 315°	»	  45,0	79,0
» 350°	то же ............ 55,0	86,0
» 360°	»	  —	88,0
Содержание серы, % вес. , . 1,74—	0,31
1,80
Режим процесса гидрокрекинга сырой неф-
ти на крупнопилотной установке с циркули-
рующим шариковым катализатором показан
ниже:	' . <
Давление, ати.......................... 30
Средняя температура в реакторе, град. 367
Объемная скорость, л/л-ч—1...........0,8—1,0
Отношение количества циркулирующего
водородсодержащего газа к сырью,
нл/н.............................. 2000:1
Кратность циркуляции катализатора,
i кг/кг ............... .	6:1
' Температура в регенераторе не выше,
град................................ 600
Баланс гидрокрекинга, % вес.
Взято:
сырой нефти....................... 100
водорода..........................0,99
Итого ..................100,99
 Получено:
гидрогенизата .................... 91,00
кокса..............................2,10
। газов.................................5,89
потери.............................2,00
Итого ............100,99
Режим процесса гидрокрекинга полумазу-
та (отбензиненной нефти) на крупнопилот-
ной установке с циркулирующим шариковым
катализатором:
Давление, ати ........................ 30
Средняя температура в реакторе, град. 401
Объемная скорость, л/л.«-1............0,8—1,0
Отношение количества циркулирующего
водородсодержащего газа к сырью,
нл/л................................ 2000:1
Кратность циркуляции катализатора,
кг/кг.................................. 6:1
Температура в регенераторе, град., не
выше................................... 600
Баланс гидрокрекинга, % вес.
Взято:
сырья—полу мазута....................100,00
водорода .......................... 1,12
Итого..............101,12
Получено:
гидрогенизата	............... 87,00
кокса.............................. 2,40
газа............................... 9,72
потери............................. 2,00
Итого ..............101,12
Ниже показаны свойства исходного полу-
мазута и гидрогенизата.
Выход, % вес.	Полу- Гидрр-
мазут геннзат
на полумазут ....................100,00	87,00
на нефть ... •.................... 72,00	62,64
Полу- Гидро-
мазут генизат
Плотность р™......................0,912 0,835
Фракционный состав, град.:
н. к................................. 94
10% объемн. выкипает при тем-
пературе ........................—	148
20%..............................—	176
30%..............................—	200
40%..............................—	226
50%..............................—	250
60%..............................—	277
70%..............................—	304
80%..............................—	336
до 350° выкипает, % обьемн. . . —	88,0
Разгонка на колонке Добрянского:
до 200° выкипает, % вес.	—	—
» 270° то же .................. 16	—
» 315° ».......................35	—
» 350°	»....................38	—
Содержание, % вес.:
серы ..............................2,12	0,32
смол сернокислотных............46,00	8,80
Содержание сульфирующихся, %
объемн............................— 37,80
Коксуемость, % вес. ........ 5,2	—
Бромное число........................—	9,5
Элементарный состав, % вес.:
С....................................—	86,67
Н ...................................—	12,98
Таблица 2
Выход и свойства фракций, выделенных из
гидрогенизата гидрокрекинга полумазута
Показатели	Фракции		Остаток >380°
	бензина	дизель- ного то- плива	
Пределы кипения по Га-			
даскину, град		н. к.—160	160—380	380
Выход, % вес				
на гидрогенизат . . .	17,23	67,75	15,02
» полумазут ....	14,99	58,94	13,07
» нефть 		10,79	42,44	9,41
Плотность р4°		0,747	0,843	0,9195
Фракционный состав,			
град.:			
н. К		74,0	188,0	——
10% объемн. выки-			
пает при температуре	100,0	202,0	—
20% то же		107,0	213,0	—
30%	»			112,0	225,0	—
40%	»			117,5	237,0	—.
50%	»			123,0	257,5	—--
60%	»			127,5	266,5	—
70%	»			133,5	289,0	—
80%	»			139,0	302,0	—
90%	»			145,0	323,5	—
к. к		159,0	344,0	—
Выход. % объемн. . . .	98,5	37,0	—
Содержание, % вес.:			
серы		0,026	0,19	1,07
смол сернокислотных	—	—	16,0
Температура, град.:			
вспышки		—	73	217
застывания		—	—24	+28
Вязкость кинематическая,			
сст:			
при 20°			3,5	—
при 50°		—	—	4,76
226
Таблица 3
Выход и свойства фракций по варианту отбора малосернистого котельного топлива
Показатели	Фракции		Остаток >330°
	бензина	дизельного топлива	
Пределы кипения по Гадаскину, град		н. к. —160°	160—330°	330°
Выход, % вес.:			
на гидрогенизат 		17,23	41,50	41,27	'
» полумазут 		14,99	36,11	35,90
» нефть 		10,79	26,00	25,85
Плотность Р4°			0,747	0,827	0,903
Фракционный состав, град.:			
И. К		74	183	—
10% объемн. выкипает при температуре		100,0	200	-
20% то же		107,0	209	—
30%	»			112,0	218	—.
40%	»			117,5	226	—
50%	»			123,0	242		
60 %	»			127,5	256	——.
70 %	»			133,5	270	—
80%	»			139,0	284		
90%	»		 		145,0	306	— '
К. К.					159,0	—	—
Выкипает, % объемн. 		 		98,5	96,0	—
Содержание серы, % вес		0,026	0,16	0,52
Данные, приведенные в табл. 2 и 3, пока-
зывают, что при одноступенчатом гидрокре-
кинге без рециркуляции можно получить из
полумазута ромашкинской нефти топлива:
	Выход, %	Содержа- ние серы, %
Дизельное . . .	. 59,0	0,19
Котельное . . .	.	13,0	1,00
или дизельное	.	36,0	0,16
Котельное . . .	. 35,9	0,52
Расход водорода на реакцию, рассчитан-
ный по элементарным составам сырья и про-
дуктов процесса, составил 1,0% на нефть и
1,12% на полумазут (табл. 4).
Проведенные на крупнопилотной установ-
ке работы подтверждают исходные данные,
положенные в основу проекта и рабочих чер-
тежей опытно-промышленной установки гид-
рокрекинга.
На установке продолжаются работы по
увеличению скорости подачи сырья, изуче-
Балаис и расход водорода, % вес.
Таблица 4
Наименование	Гидрокрекинг сырой нефти			Гидрокрекинг полумазута		
	содержание водорода	выход от исходного сырья по данным опытных пробегов*		содержание водорода	выход от исходного сырья по данным опытных пробегов*	
		продуктов процесса	водорода		продуктов процесса	водорода
Взято:						
исходного сырья		12,69	100,00	12,69	12,25	100,00	12,25
водорода 		100,00	0,99	0,99	100,00	1,12	1,12
Всего 			100,99	13,68		101,12	13,37
Получено:						
гидрогеиизата		13,61	92,82	12,63	12,98	88,74	11,55
кокса * 		8,00	2,14	0,17	8,0	2,45	0,20
газов						
в том числе:						
сероводорода 		0,06	1,50	0,01	0,60	1,81	0,01
углеводорода 		18,50	4,53	0,87	18,50	8,16	1,61
Всего 			100,99	13,68		101,12	13,37
• С разноской потерь.						
15*
нию продолжительности и стабильности ра-
боты катализатора, выявлению его расхода
и т. д.
В настоящее время монтируется самостоя-
тельный реакторный блок для проведения
опытных работ по варианту с микросфери-
ческим катализатором. Крупнопилотная
установка дублирует полностью схему реак-
торного блока промышленной установки. По-
лученные на ней данные могут служить для
обоснования схемы перспективного НПЗ
с гидрокрекингом в качестве головного про-
цесса.
Я хотел бы просить совещание и, в част-
ности, т. Федорова В. С. принять решение
о необходимости дальнейшего развития ис-
следовательских и опытных работ, проводи-
мых в Институте нефтехимического синтеза
АН СССР, которое облегчит дальнейшую
разработку важных вопросов по процессу.
В связи с этим необходимо:
1.	Просить Президиум АН СССР обязать
: Институты нефтехимического синтеза уси-
лить исследовательские работы по процессу
гидрокрекинга и ускорить работы по снятию
показателей на крупнопилотных установках
Комбината 16 по вариантам работы с шари-
ковым и микросферическим катализаторами.
2.	Обязать Иркутский Гипрогазтоппром
выполнить в IV квартале 1964 г. и передать
Комбинату 16 рабочие чертежи опытной по-
лупромышленной установки гидрокрекинга
под невысоким давлением.
3.	Просить СНХ РСФСР обязать Восточ-
но-Сибирский совнархоз закончить монтаж
в III квартале 1964 г. и ввести в работу
опытную полупромышленную установку про-
изводства микросферических и шариковых
алюмоокисных катализаторов, предусмотрев
для этой цели необходимые средства и экс-
плуатационный персонал.
4.	Просить Государственный комитет по
координации научно-исследовательских работ
СССР включить в план 1965 г. финансиро-
вание в размере 850 тыс. руб. с тем, чтобы
открыть возможность строительства полупро-
мышленной установки гидрокрекинга.
5.	Просить СНХ РСФСР и Госстрой
РСФСР обязать Восточно-Сибирский СНХ
построить опытную полупромышленную уста-
. новку гидрокрекинга на Комбинате 16 в
1965 г. с вводом ее в работу в I полугодии
 1966 г.
, Вот мероприятия, которые необходимо про-
вести для. того, чтобы к 1966—1967 гг. была
 получена возможность тщательной проверки
J этого процесса в промышленных масштабах,
и более реальной оценки преимуществ гидро-
228
генизационной схемы переработки сернистых
и высокосер дистых нефтей. Мы считаем, что
эта схема имеет большие преимущества пе-
ред схемами с термоконтактными процесса-
ми перерг<ботки нефтяных остатков и ока-
жется наиболее перспективной и рациональ-
ной.
В. А. КАСАТКИН
Средне-Волжский совнархоз
Прежде чем высказать свое мнение о схе-
мах перспективных нефтеперерабатывающих
заводов, я бы коротко хотел напомнить о со-
стоянии дел с переработкой высокосернистой
нефти на заводах Средне-Волжского эконо-
мического района.
Доля переработки этой нефти составляет
сейчас 10%, а к 1970 г. она должна возра-
сти, согласно наметкам плана, до 18%. Если
в этом году мы переработаем около 21 млн. т
высокосернистой нефти, то в 1970 г. придет-
ся переработать 55—70 млн. т. К квалифи-
цированной переработке высокосернистой неф-
ти необходимо тщательно готовиться.
Переработка высокосернистой нефти в на-
стоящее время для нас исключительно труд-
на. Наши нефтеперерабатывающие заводы
технически не подготовлены к переработке
такой нефти, так как не имеют в своем со-
ставе соответствующих технологических про-
цессов. Такие продукты, как ТС-1, дизельное
топливо и топочный мазут вырабатываются
с отступлением от ГОСТ по такому важно-
му показателю, как содержание серы. В бли-
жайшее время потребуется вырабатывать
топливо ТС-1 с содержанием меркаптановой
серы не более 0,005%, а мы не в состоянии
это сделать. Поэтому нигде в Советском
Союзе нет такой острой потребности в уста-
новках гидроочистки, как на заводах Сред-
ней Волги.
Поскольку объем переработки нефти на
заводах Средне-Волжского совнархоза со-
ставляет около 40% от общесоюзного объе-
ма, у нас есть основания просить, чтобы
основные капиталовложения, выделяемые на
перевооружение нефтеперерабатывающих за-
водов, а также внедрение схем новых пер-
спективных процессов и заводов было осу-
ществлено в первую очередь на Средней
Волге.
На второе полугодие этого года нам да-
дут на 1,5 млн. т больше арланской нефти,
против запланированного количества. Это
значительно ухудшит технико-экономические
показатели наших заводов. В Башкирии мы
недовыработаем около 800 тыс. т светлых
нефтепродуктов, а в 1965 г. — не додадим
их почти 2 млн. т. Если это перевести на
деньги и товарную продукцию, то в этом го-
ду мы недодадим 5, а в будущем году
35 млн. руб. Положение усугубляется еще и
неправильным планированием, отсутствием
должной сортировки нефтей, отставанием
ввода мощностей вторичных процессов неф-
тепереработки.
А. С. Эйгенсон поднял один из весьма
важных вопросов — о сортировке нефтей.
Главнефтеснаб РСФСР не учитывает инте-
ресы заводов и практикует неправильное сме-
шивание нефтей. Например, во втором полу-
годии этого года им намечено смешать
1,5 млн. т высокосернистой арланской нефти
с 2,5 млн. т шкаповской нефти. С такой не-
допустимой практикой смешения разнотип-
ных нефтей должно быть покончено как
можно скорее. Сейчас мы готовимся перера-
батывать высокосернистые нефти отдельно от
нефтей других типов. Строительство нефте-
проводов (как известно, этим ведает Глав-
нефтеснаб) совершенно не увязано с пер-
спективой переработки высокосернистых неф-
тей. Это серьезное упущение Главнефтесна-
ба, и оно должно быть исправлено.
Для того чтобы улучшить переработку вы-
сокосернистых нефтей на заводах Средней
Волги, прежде всего необходимо подготовить
специальное постановление директивных ор-
ганов о развитии нефтепереработки на заво-
дах Средне-Волжского совнархоза, в кото-
ром должны быть решены следующие вопро-
сы:
а)	определены сроки проектирования ре-
конструкции Салаватского нефтехимического
комбината, а также Уфимского ордена Ле-
нина, Ишимбайского, Сызранского и Куйбы-
шевского нефтеперерабатывающих заводов;
по нашему мнению, в текущем году должны
быть разработаны проектные задания и оп-
ределены генеральные проектировщики по
этим заводам;
б)	установлены сроки строительства до-
полнительных мощностей по гидроочистке,
каталитическому риформингу, коксованию и
другим процессам, обеспечивающим произ-
водство нефтепродуктов высокого качества,
особенно в соответствии с проектом Поста-
новления об увеличении моторесурса двига-
телей;
в)	предусмотрена поставка оборудования
в период с 1965 г. по 1967 г.;
г)	решены вопросы финансирования, имея
в виду разрешение производства работ по
проектам, не обеспеченным сметами, состав-
ленными по рабочим чертежам;
д)	внесены коррективы в планы производ-
ства последующих лет и в первую очередь
в план 1965 г.
Если эти работы будут выполнены до
1967 г., то с 1968 г. мы сможем квалифици-
рованно перерабатывать высокосернистые
нефти и вырабатывать высококачественные
продукты в намечаемых объемах.
По нашему мнению, в последующие 1968—
1970 гг. должна быть осуществлена анало-
гичная программа перевода на высокосерни-
стые нефти и других заводов: уфимского
НПЗ им. XXII съезда КПСС, Ново-Куйбы-
шевского и топливной части Ново-Уфимско-
го НПЗ.
Таким образом, на 1/1 1971 г. мощности
по переработке высокосернистых нефтей в
Средне-Волжском экономическом районе со-
ставят 56—58 млн. т!год. Даже если будет
построен Кармановский нефтеперерабатыва-
ющий завод мощностью 3 или 6 млн. т!год,
то все равно возникнет необходимость строи-
тельства на Средней Волге НПЗ мощностью
12 млн. т)год, так как добыча нефти к 1970 г.
составит 70 млн. т. Из этого количества
58 млн. т будут перерабатывать на старых,
а 12 млн. т на новом НПЗ. Такой завод
должен быть построен по самой современной
технологической схеме. В связи с этим мы не
можем согласиться с точкой зрения специа-
листов Госплана СССР и некоторых проект-
ных и научно-исследовательских институтов
о нецелесообразности строительства новых
НПЗ и наращивании Мощности нефтепере-
работки на заводах Средней Волги.
Несколько замечаний о схемах перспек-
тивных нефтеперерабатывающих заводов,
которые были нам доложены. Я примерно
такого же мнения, какое здесь высказал
тов. Кацобашвили, за исключением только
того, что каталитический крекинг — это уже
отживший процесс. Очевидно, об этом при-
дется заявить не ранее как лет через 10—12.
Пока нам каталитический крекинг нужен, так
как он является необходимой составной ча-
стью любого нефтеперерабатывающего заво-
да, даже перспективного. Мне кажется, что
наиболее подходящей схемой для проектиро-
вания современного завода является схема,
доложенная И. Ф. Благовидовым и
А. П. Арефьевым. Желательно, чтобы такой
завод был построен в Средне-Волжском эко-
номическом районе.
Не могу согласиться с той частью докла-
да Б. Т. Абаевой, где говорится о получе-
нии 42% сажи из смеси термогазойля и зе-
леного масла в соотношении 1:1. Согласно
нашим данным, фактический выход сажи из
такого сырья составляет всего лишь 16%.
229
Вопрос увеличения выхода сажи при перера-
ботке такого сырья должен быть как можно
быстрее изучен исследователями, проектиров-
щиками и эксплуатационниками. Мы соглас-
ны предоставить для этого наши установки.
Надо быстрее разработать системы для
утилизации сернистого ангидрида, получае-
мого при переработке высокосернистой неф-
ти, сжигании кокса и мазута.
При сжигании высокосернистого топлива
на ТЭЦ мощностью 2,4 млн. кет, количество
образующегося сернистого ангидрида будет
настолько велико, что окружающая атмосфе-
ра будет отравлена в радиусе 70—80 км. Си-
стемы очистки дымовых газов и утилизации
сернистого ангидрида обязательно должны
быть предусмотрены в схемах нефтеперера-
батывающих и нефтехимических производств
и ТЭЦ, которые будут работать на высоко-
сернистом топливе.
А. 3. дорогочинскии
ГрозНИИ
Я имею несколько конкретных предложе-
ний.
Первое. С точки зрения грозненцев процесс
деструктивной перегонки, несмотря на боль-
шую простоту, а может быть, и благодаря
этой простоте, имеет особенно большое значе-
ние. Процесс позволяет перевести концевые
фракции в средние примерно на 20%, считая
от мазута; снизить загрузку таких сложных
агрегатов, как коксовые установки, в среднем
на 40%; незначительно нарушить водородный
баланс, ни в какое сравнение не идущий с на-
рушением водородного баланса при ТКК.
В связи с такими серьезными преимущест-
вами и простотой этого процесса мы считаем
необходимым запроектировать 6-миллионную
установку — атмосферная трубчатка — дест-
руктивно вакуумная перегонка (АТДВП) —
в самое ближайшее время (в течение года).
Просим санкционировать это предложение.
Второе. В. С. Федоров совершенно правиль-
но говорил о том, что завод, который мы со-
здаем, должен быть не только самым совер-
шенным, но и очень гибким. В связи с этим
я бы хотел остановиться на проблеме нор-
мальных парафинов, выделение которых мо-
жет создать для ряда случаев большую гиб-
кость в работе нефтеперерабатывающего за-
вода. Речь идет о выделении нормальных па-
рафинов не только из концевых и средних
фракций, но и из бензиновых.
Дело в том, что нормальные парафиновые
углеводороды становятся весьма ценным
сырьем. Мы здесь заслушали доклад о полу-
чении белково-витаминных концентратов из
230
нормальных парафинов. Вместе с тем они мо-
гут являться высокоэффективным сырьем мно-
гочисленных процессов, например для полу-
чения ароматики, которую в случае необхо-
димости можно перевести в бензол, а также
непредельных углеводородов с одинаковым
числом атомов углерода с исходным сырьем
методом дегидрирования, или путем пиролиза
с выработкой низкомолекулярных олефинов
и т. д. К этому можно добавить, что выделе-
ние нормальных парафинов значительно по-
высит эффективность каталитического рифор-
минга, резко уменьшит количество рафинатов
после этого процесса.
Наконец, переработка нормальных парафи-
нов в ароматику позволяет значительно улуч-
шить водородный баланс завода. Если в
среднем 1 млн. т парафинов перевести в аро-
матические углеводороды, то может быть вы-
делено 60—70 тыс. т водорода, что является
большой величиной для завода. Мы давно
пришли к этому выводу, и я позволю себе
напомнить, что Д. И. Орочко пришел к тако-
му же выводу, о чем он сказал на первом на-
шем совещании в апреле 1964 г.
Какова степень разработки этих процес-
сов? Совместными усилиями ГрозНИИ, Гип-
рогрознефти и Института органической химии
Академии наук СССР создано проектное за-
дание установки для выделения нормального
гексана и получения из него бензола. Я ду-
маю, что примерно в середине 1965 г. нужно
составить рабочие чертежи первой подобной
опытно-промышленной установки с тем, чтобы
практически возможно быстрее осуществить
ее строительство.
Одновременно на повестку дня поставлен
вопрос о создании крупногабаритной установ-
ки для выделения нормальных парафинов.
Мы просим санкционировать выполнение
Гипрогрознефтью проектных работ по такой
установке. Задание для проектирования этой
установки может быть представлено в бли-
жайшее время.
Третье. В связи с проблемой использования
нормальных парафиновых углеводородов
я хочу внести наши предложения по процессу
карбамидной депарафинизации. Одновремен-
но отвечу И. Ф. Благовидову, который четвер-
тый раз проводит одну и ту же мысль, что у
нас этот процесс весьма отстал по сравнению
с фирмой «Эделеану». Я думаю, что не со-
всем так. Принципы, заложенные в схему
нашей установки и фирмы «Эделеану» уди-
вительным образом совпадают. Основное раз-
личие состоит в том, что у фирмы запроекти-
рованы фильтры, работающие под давлением
для отделения твердой фазы от жидкой, а у
нас — центрифуги. Если бы мы располагали
такими фильтрами, то имели бы установку
с не менее высокими показателями, чем уста-
новка фирмы «Эделеану». Так как установка
фирмы «Эделеану» на 90% повторяет нашу,
следует вести переговоры с этой фирмой о за-
купке только фильтров высокого давления и
одновременно разрабатывать эти фильтры
у нас.
М. Г. Митрофанов будет выступать и рас-
скажет о том, что в этом отношении уже сде-
лано. А сейчас нужно принять решение о бы-
стром создании такого крупного аппарата, ко-
торый следует испытать в Грозном на опытно-
промышленной установке одновременно
с центрифугой. Таким образом, проектирова-
ние миллионной установки карбамидной де-
парафинизации, нужно одновременно прово-
дить в двух вариантах: с центрифугами и
фильтрами повышенного давления. Создать,
построить и испытать такой фильтр следует
в течение 9 месяцев. Заканчивая эту часть вы-
ступления, я прошу принять решение о том,
чтобы одним из видов специализации грознен-
цев (ГрозНИИ и Гипрогрознефть) являлось
создание процессов депарафинизации нефте-
продуктов от С5 до твердых фракций. К это-
му должен быть привлечен М. Г. Митрофанов
и его отдел.
Четвертое. Вопрос о направлении перера-
ботки фракции углеводородов С4, безусловно,
является чрезвычайно важным. Именно из-за
остроты положения с каучуками в Грозном
пришли к выводу, что необходимо всю фрак-
цию С4 использовать в качестве сырья для
этих каучуков, а установку сернокислородного
алкилирования на заводе пока не строить. Но
нельзя сказать, чтобы эта задача была уже ре-
шена. Если будет существовать тенденция и
дальше повышать октановые числа бензинов
(а это, без сомнения, будет), то надо проду-
мать и предложить заменители алкилбензи-
пов. Мне кажется, что решением нашего сове-
щания должно быть предложение форсиро-
вать исследовательские работы, чтобы, бен-
зины изомеризации и риформинга не уступа-
ли бензину алкилирования. Если это не удаст-
ся сделать, то придется иметь на заводе про-
цесс алкилирования.
Пятое. Как реализовать различные предло-
жения, связанные со схемами перспективных
заводов, которые мы заслушали? Нужно бы-
ло бы попытаться эти предложения по схемам
заводов привязывать к определенным точкам.
Поэтому просьба позволить нам те основные
принципы, которые мы предлагаем, применить
к Павлодарскому заводу. Если Комитет будет
согласен, то такие работы грозненцы хотели
бы взять на себя.
В заключение я хотел бы сказать, что, оче-
видно, скорость создания новых заводов бу-
дет определяться не только темпами разра-
ботки проектов, но и быстротой проверки го-
ловных установок. Здесь рассматривали мно-
гие вопросы и процессы, которые еще не про-
верены, например процессы коксования.
Я сторонник термоконтактно1го процесса, но
сейчас его трудно сравнивать с нашим кон-
тактным коксованием. При переходе к боль-
шим масштабам могут возникнуть и большие
трудности. Поэтому стадию создания голов-
ных установок в опытно- промышленном мас-
штабе нужно ускорить.
Постановление Совета Министров о сроках
строительства пилотных и опытно-промыш-
ленных головных образцов установок, приня-
тое полтора года назад, применительно к хи-
мической промышленности, нужно распрост-
ранить на все нефтеперерабатывающие новые
установки и в дальнейшем выполнять его.
Сейчас, к сожалению, дело обстоит не так,
как бы нам хотелось.
Я думаю, что на нашем совещании была
проделана большая работа и рабочая комис-
сия завершит формулирование предложений
и решения. Я хотел бы еще предложить, чтобы
каждый год подводили итоги работы наших
исследовательских и проектных институтов по
совершенствованию тех схем новых заводов,
которые мы сейчас заслушали.
В каждом годовом отчете института долж-
но быть указано, какой новый процесс создан,
какие совершенствования внесены и какие бы-
ли проверки, с тем, чтобы была уверенность
в правильности наших будущих решений.
М. Г. МИТРОФАНОВ
ВНИИНГ, г. Волгоград
На совещании было представлено много
интересных схем перспективных НПЗ. Ввиду
обилия материала трудно непосредственно
представить себе, какая схема лучше или ху-
же. Необходимы тщательный анализ и сопо-
ставление их в дальнейшем.
Большой интерес представляет также док-
лад Г. Ф. Ивановского о путях модернизации
Ново-Уфимского НПЗ. Он ясно и конкретно
доложил о том, каким путем этот крупный и
в то же время технически отсталый от требо-
ваний современности завод выходит на пере-
довую линию .
Хотелось бы отметить схему, о которой го-
ворил А. С. Эйгенсон. Она интересна тем, что
231
здесь широко ставится вопрос о нефтехимии,
особенно о рациональном использовании аро-
матики. Эту схему следует поддержать как
перспективную для дальнейшего глубокого
изучения и разработки.
Мне кажется, что в схемах перспективных
НПЗ недостаточно проработан вопрос очистки
нефтепродуктов, в частности, от меркаптано-
вой серы, о важности которой правильно го-
ворил в своем выступлении В. А. Касаткин.
ВНИИНГ разработал и выдал Гипрогроз-
нефти проектные показатели для очистки топ-
лив от меркаптанов адсорбционным методом.
В решении совещания необходимо записать,
чтобы Гипрогрознефти было поручено про-
ектирование такой установки производитель-
ностью 1 млн. т/год. Кроме того, ВНИИНГ
намерен получать данные по этому процессу
применительно к очистке нефтепродуктов дру-
гих заводов. В связи с этим для разработки
процессов очистки нефтепродуктов от меркап-
танов в нашем институте целесообразно ор-
ганизовать специальную лабораторию в со-
ставе примерно 15 человек.
Во всех схемах перспективных НПЗ пре-
дусмотрен процесс карбамидной депарафини-
зации. Гипрогрознефть и ГрозНИИ совместно
с Грозненским НПЗ разработали этот процесс,
и сейчас мы уже располагаем рабочим проек-
том установки мощностью 500 тыс. т/год с
применением центрифуг. Мы надеемся в бли-
жайшие месяцы закончить испытание центри-
фуги, уже смонтированной на опытно-про-
мышленной установке в Грозном. Все имею-
щиеся неполадки будут устранены и, я думаю,
что испытания дадут положительные резуль-
таты.
Как известно, процесс карбамидной депа-
рафинизации дает не только низкозастываю-
щее дизельное топливо, но и жидкий парафин,
идущий на производство СЖК и БВК. По-
следние являются ценнейшим продуктом для
скармливания животным. А так как промыш-
ленное производство кормов не зависит от
погодных условий и может быть обеспечено
в любое время года, принятое сейчас направ-
ление работ на получение БВК из нефтяных
парафинов я считаю перспективным.
В области карбамидной депарафинизации
у нас работали несколько организаций, но до
сих пор ни в одной из них так и не существу-
ет специальной лаборатории по этому процес-
су. В связи с этим целесообразно во
ВНИИНГ организовать лабораторию в соста-
ве 20 человек. Это крайне необходимо.
В. С. Федоров, будучи в Волгограде, поручил
нам быстро проверить новый процесс депара-
финизации — процесс Эделеану. Нами уста-
новлено, что фирменные публикации, патен-
ты и прочие данные оказались действительны-
ми только для случая, когда ведется депара-
финизация легких масел типа трансформатор-
ного. Для этих случаев режим точно в патен-
тах обозначен и его можно воспроизвести.
Но как только перешли к более легким ди-
стиллятам, например дизельным, оказалось,
что фирменные данные не подтверждаются.
Основываясь на этих патентах, получить то,
что хотелось, оказалось невозможным. При-
шлось долго поработать над выявлением тех
условий, в которых получается зимнее и да-
же арктическое дизельное топливо. Оказа-
лось, что при внесении некоторых изменений
можно снизить температуру застывания до
минус 45 и минус 60°. В отличие от кристал-
лического карбамида, поскольку применяется
водный раствор, расход его сильно возраста-
ет, масса получается очень большой.
Немецкие ученые в результате долголетних
поисков путей обработки этой большой мас-
сы создали фильтр, работающий под давле-
нием. Мы тоже создали маленькую модель
фильтра и оказалось, что этот фильтр такой
же барабанный, с которым мы имеем дело
на всех установках депарафинизации масел.
Там работают под вакуумом, а здесь нужно
работать под давлением, потому что раство-
ритель— дихлорметан — кипит при 40°, в свя-
зи с чем применение вакуума невозможно.
Командированные в ФРГ товарищи нам
сообщили, что эти фильтры имеют размер
6 м2\ собираются сделать фильтр размером
8 м2. Сообщили одновременно, что на 6-мет-
ровом фильтре обрабатывается масляное
сырье в количестве 60 тыс. т/год. Мы прове-
рили это на модели и оказалось, что факти-
ческая скорость фильтрования на модели в
8 раз превосходит то, что достигнуто немец-
кими специалистами. Грубо говоря, если бы
мы имели фильтр с поверхностью 1 м2, то в
сутки можно было на нем переработать
800 т сырья. Однако фактическая производи-
тельность определяется не только фильтруе-
мостью, но и устройством для выгрузки
осадка, фильтрата, временем промывки и
т. д. Мы проводили опыты с толщиной ле-
пешки 65 мм. На промышленном барабанном
фильтре толщина лепешки будет меньше
и добиться восьмикратного повышения произ-
водительности против немецких фильтров не
представляется возможным. Главное — мы
убедились, какой тип фильтра нам нужен.
Я думаю, что наш Комитет совместно с
соответствующими комитетами по машино-
строению окажет нам необходимую помощь.
232
Предполагаю, что фильтр поверхностью бо-
лее 10 м2 не понадобится.
В связи с этим целесообразно поручить
Гипрогрознефти приступить к проектирова-
нию установки карбамидной депарафиниза-
ции мощностью 1 млн. т/год в варианте с
центрифугами и фильтрами с применением
в качестве растворителя дихлорметана. Дан-
ные по последнему процессу получены во
ВНИИНГ в объеме, достаточном для проек-
тирования. Вопрос карбамидной депарафини-
зации высокопарафинистых дизельных топ-
лив с полным извлечением парафина при-
дется решать в связи с получением белков и
витаминов. Но это очень сложный вопрос.
Как говорилось выше, в дистиллятах ставро-
польских нефтей содержание парафинов до-
ходит до 45%. Я думаю, что и для фирмы
«Эделеану» переработка такого сырья пред-
ставляет серьезную проблему. Но может по-
лучиться так, что за рубежом представят
патенты на дальнейшее усовершенствование
процесса, а мы опоздаем, если своевременно
не создадим специальную лабораторию.
Т. Ф. СЛЕП УХА
Гипронефтезаводы
После пересмотра проектного задания Ря-
занского нефтеперерабатывающего завода в
1956 г. по инициативе В. С. Федорова были
составлены основные положения для проекти-
рования новых НПЗ. Пересмотр проектируе-
мых заводов на базе новых основных поло-
жений позволил сократить число технологи-
ческих установок за счет их укрупнения,
уменьшить капитальные вложения и штаты
заводов. Кроме того, была создана новая
система построения генерального плана заво-
да (секционно-блочное), в результате чего
площадки заводов удалось сократить в 2—
2,5 раза.
В дальнейшем институт Гипронефтезаводы
занимался разработкой проектных рещений
для нового нефтеперерабатывающего завода
на базе блоков мощностью 6 млн. т/год. На
основе этого была выявлена необходимость
приступить к проектированию технологичес-
ких установок большой производительности,
а именно (в млн. т/год):
АТ....................................6
АВТ...................................6
Висбрекинг ....................... 2
Каталитический крекинг................1,2
Каталитический риформинг для облагоражива-
ния бензина .......................0,6
Гидроочистка дизельных топлив.........1,2
Была также начата разработка установки
коксования в кипящем слое (ТКК) произво-
дительностью по сырью порядка 1 млн.
т/год, а также установок замедленного коксо-
вания при низком и высоком давлении про-
изводительностью по сырью 600 тыс. т/год.
В настоящее время по указанным выше уста-
новкам, хроме висбрекинга, разработаны ра-
бочие чертежи.
При разработке блоков мощностью
6 млн. т/год ВНИИнефтехим и Ленгипрогаз
предложили создать установки каталитическо-
го риформинга на базе узких фракций (вмес-
то широких), что привело к необходимости
иметь в составе мощного НПЗ большое чис-
ло мелких установок. Это предложение долж-
но быть пересмотрено и исправлено при раз-
работке новых схем заводов и установок,
имея в виду направление на риформинг не
узких, а широких фракций с последующим
выделением индивидуальных ароматических
углеводородов из суммарного экстракта.
Поскольку строительство блоков мощно-
стью 6 млн. т/год не было запланировано ни
на окном из НПЗ, по некоторым установкам
произошла задержка как в проектировании,
так и в освоении производства оборудования
для названных крупных технологических
установок. Поэтому для успешной проработ-
ки схем перспективных заводов необходимо
как можно скорее определить пункты строи-
тельства заводов и их заказчиков.
Теперь о схемах перспективных НПЗ, ко-
торые на совещании были предложены дру-
гими институтами.
Хорошее впечатление производит предло-
жение БашНИИНП о замене процесса кок-
сования деасфальтизацией гудрона. Я счи-
таю, что это предложение заслуживает вни-
мания и должно быть по достоинству оцене-
но институтом Гипронефтезаводы при даль-
нейшей проработке технологической схемы
перспективного НПЗ. Необходимо, чтобы
БашНИИНП как можно скорее выдал нам
показатели по деасфальтизации гудрона с
целью получения сырья для гидрокрекинга,
каталитического крекинга и коксования при-
менительно к производству электродного кок-
са.
Замена коксования деасфальтизацией гуд-
рона особенно нужна в связи с тем, что, как
высказались отдельные авторы, произойдет
задержка в освоении процесса ТКК при пе-
реходе от мелких к крупным установкам, за-
держка с использованием пылевидного кокса
и его обессериванием. При освоении установ-
ки коксования Г-18 тоже имеют место боль-
шие трудности, связанные с переходом от ма-
лых к крупным установкам.
Сейчас создана установка коксования в не-
233
обогреваемых камерах с механизированным
транспортом, которую необходимо сопоста-
вить с создаваемыми установками Г-18 и
ТКК. В связи с этим я считаю, что деасфаль-
тизация гудрона по методу БашНИИНП за-
служивает особого внимания; если подтвер-
дится ее эффективность, то, безусловно, мы
получим максимальное количество сырья для
гидрокрекинга и каталитического крекинга
взамен коксования.
Второе предложение БашНИИНП — извле-
чение моноциклической ароматики из кероси-
новой фракции арланской нефти — также
важно. Оно должно быть проработано и оце-
нено, тем более, что ощущается дефицит в
бензоле для развития химических произ-
водств, как докладывала Р. С. Ольшанецкая.
Я пе согласен с т. Ольшанецкой, что из
схем нефтеперерабатывающих заводов дол-
жен быть исключен процесс алкилирования,
а бутан-бутиленовая фракция должна на-
правляться .на заводы для производства СК
Для получения бензина сорта А-104 необхо-
димо не менее 30% алкилата, а такого бен-
зина должно быть не менее 10% от общего
объема производства этого топлива. Для бен-
зина сорта 95—96 требуется 3% алкилата, а
количество этого бензина должно составлять
не менее 50% от общего ‘производства бен-
зина.
Процесс изомеризации не может полно-
стью заменить алкилирование. Этот процесс
предусмотрен уже в полном объеме как для
фракции н. к. —62°, так и для бензольного
рафината, однако последний дает изомеризат
с октановым числом не выше 88 и поэтому не
может заменить алкилат.
Здесь высказывалось мнение, что катали-
тический крекинг является устаревшим про-
цессом. Каталитический крекинг на «жест-
ком» режиме, кроме бензина, дает сырье для
синтетического каучука, сажи и нафталина.
Рассматривая схему процесса гидрокрекинга
Института нефтехимического синтеза АН
СССР, необходимо отметить что она имеет
частное применение и не дает сырья для
нефтехимии.
По вопросу реконструкции Ново-Уфимско-
го завода. Мы встречались с Г. Ф. Иванов-
ским несколько раз. Я считаю, что предложе-
ния завода следует поддержать в части рас-
пределения установок каталитического ри-
форминга бензина и гидроочистки дизельного
топлива между Ново-Уфимским заводом и
НПЗ им. XXII съезда КПСС.
О нормах противопожарных разрывов. По
нормам США и западноевропейских стран
противопожарные разрывы внутри установок
не нормируются и определяются технологи-
ческими и монтажными условиями. В СССР
противопожарными нормами предусматри-
ваются расстояния между аппаратами и пе-
чами. В связи с укрупнением технологических
установок и увеличением размеров аппаратов
соблюдение противопожарных норм неизбеж-
но приведет к необоснованному увеличению
площадки технологических установок.
В. С. Федоров правильно критиковал неф-
тепереработчиков за недооценку вопросов
ректификации, что приводит к серьезным
просчетам при проектировании фракциони-
рующих аппаратов. Мы уже имеем опыт по
извлечению продукта 100%-ной концентра-
ции, содержание которого в сырье составля-
ет 0,02%. Что касается ситчатых провальных
тарелок, то к их применению нужно подойти
осторожнее, учитывая необходимость постоян-
ства состава сырья, нагрузки и др. Гипро-
нефтемаш при разработке тарелок колонн ув-
лекается экономией металла в ущерб техно-
логической целесообразности. Я считаю, что
вопросы ректификации и применения различ-
ных типов тарелок должны быть обсуждены
на специальном совещании.
И. Р. ОСАДИ ЕН КО
ВНИИнефтехим
Мы прослушали интересные содержатель-
ные доклады по схемам больших нефтехими-
ческих комбинатов. Для нас, работающих в
области нефтехимии, самым примечательным
является то, что на этих заводах предусмот-
рено максимально возможное производство
сырья для основного органического синтеза,
а в ряде случаев получение товарных нефте-
химических продуктов. Среди нефтехимичес-
ких производств, предусмотренных схемами
перспективных НПЗ, 7—8 процессов разрабо-
таны ВНИИнефтехимом. Надежность разра-
ботки этих процессов не вызывает теперь
сомнений, потому что многие из них уже ус-
пешно внедрены в промышленность, а по
многим имеются готовые рабочие проекты.
Несмотря на то, что в предложенных схе-
мах перспективных заводов правильно реше-
ны задачи, стоящие перед отечественной неф-
теперерабатывающей и нефтехимической
промышленностью, мне хотелось бы сделать
несколько замечаний.
Исходя из быстрых темпов развития про-
мышленности нефтехимического синтеза, в
нашей стране намечается недостаток в неко-
торых видах углеводородного сырья и в пер-
вую очередь углеводородах С4 и бензоле. В
связи с этим в схемах перспективных НПЗ
234
следует -предусматривать такие процессы как
дегидрирование н-бутана и изомеризация пен-
тана и н-бутана. Для увеличения свободных
ресурсов углеводородов Сл нужно максимально
сократить -на НПЗ объем процесса алкилиро-
вания, а в качестве высокооктанового компо-
нента автомобильного бензина широко ис-
пользовать изомеризаты головных бензино-
вых фракций, выкипающих до 62° и рафина-
тов каталитического риформинга. В этой свя-
зи схема реконструкции Ново-Уфимского неф-
теперерабатывающего завода, изложенная в
докладе Г. Ф. Ивановского, нуждается в пе-
ресмотре и уточнении, так как она предус-
матривает широкое развитие процесса алки-
лирования и недостаточно учитывает возмож-
ности процесса изомеризации.
Мы не совсем согласны с решением Гипро-
нефтезаводов о риформировании широких
фракций, в частности, фракции 62—140° для
получения бензола. Применение этой фрак-
ции вместо фракции 62—85° уменьшает вы-
ход бензола. Основная масса нефтей восточ-
ных месторождений, на которые мы ориенти-
руемся, в бензиновых фракциях, идущих на
риформирование, содержит нафтеновых угле-
водородов всего лишь 24—25%. Задача за-
ключается в том, чтобы как можно эффектив-
нее использовать такое сырье. При риформи-
ровании фракции, рекомендуемой Гипронеф-
тезаводами (62—140°), выход бензола сокра-
щается на 20—25% по сравнению с фрак-
цией 62—85°, используемой в настоящее вре-
мя.
Основным путем интенсификации процесса
каталитического риформинга является приме-
нение хлоридов, а также снижение давления
процесса до 12—15 ат. Если при риформиро-
вании узкой фракции (62—85°) применение
хлоридов и снижение давления не вызывает
сомнения (мы показали, что при этом выход
бензола увеличится до 24%), то при рифор-
мировании широких фракций применять та-
кой метод интенсификации процесса рифор-
минга не представляется возможным.
Мы считаем правильной установку Коми-
тета о том, что головной институт должен от-
вечать за тот процесс, который он разраба-
тывает. Спрашивается, почему проектирую-
щие организации, применяя процесс, разрабо-
танный тем или иным головным институтом,
допускают несогласованные с головным ин-
ститутом решения. Мы считаем, что в каж-
дом отдельном случае вопросы, связанные с
процессом платформинга, в том числе вопрос
выбора сырья, надо согласовать с ВНИИ-
яефтехимом.
При переработке нефти, содержащей наф-
теновых углеводородов до 4О°/о, возможно
применение в процессе риформинга фракции
62—140° под давлением 20 ат. Мы согласны
вместе с проектными научно-исследователь-
скими институтами подробно в рабочем по-
рядке рассмотреть этот вопрос.
Чтобы увеличить ресурсы сырья каталити-
ческого риформинга, предназначенного для
облагораживания бензинов, а также для по-
лучения ароматики можно рекомендовать
вовлечение в состав сырья крекинг бензина в
количестве 10—15%. При увеличении доли
крекинг-бензина необходимо будет ставить
специальную установку гидроочистки для
удаления сернистых, азотистых и непредель-
ных соединений.
' В связи с тем, что во всех схемах перспек-
тивных НПЗ предусмотрено получение высо-
кооктановых бензинов (октановое число 95
и выше), необходимо ускорить реконструк-
цию установки 35-11/300 на Московском НПЗ
для отработки интенсифицированного процес-
са каталитического риформинга, обеспечи-
вающего получение автомобильного бензина
с октановым числом 95 и выше.
С этой же целью необходимо ускорить ре-
шение вопроса о привязке к конкретному за-
воду установки изомеризации головной фрак-
ции бензина, чтобы Ленгипрогаз смог закон-
чить проектирование, в ближайшее время по-
строить первую опытную установку и отраба-
тывать этот процесс.
Представляется целесообразным создание
на перспективных НПЗ не только крупнотон-
нажных нефтехимических производств, как
это сделано в некоторых схемах, доложенных
совещанию, а производств мелких масшта-
бов, например малеинового ангидрида, винил-
толуола, метилэтилкетона, уксусной и пропио-
новой кислот. Вопрос об организации хими-
ческих производств должен тщательно прора-
батываться применительно к конкретным ус-
ловиям района строительства завода.
В будущем в химии все больше и больше
будет увеличиваться потребность в окиси выс-
ших олефинов. Если мы сейчас говорим об
окиси этилена и пропилена, то за рубежом
широкое применение получают окиси высших
олефинов. Хотелось, чтобы на заводах, где
будет организовано крекирование жидких
парафинов, была предусмотрена сверхчеткая
ректификация с целью извлечения узких
фракций высших непредельных углеводоро-
дов, с тем чтобы в дальнейшем, окисляя их,
получать высшие окислы олефинов.
235
А. В. АГАФОНОВ
ВНИИНП
О производстве сажевого сырья. Решить
проблему получения высококачественного са-
жевого сырья простыми средствами, как счи-
тают некоторые, не представляется возмож-
ным, необходимо создание специальных про-
цессов. Поэтому, если в 1964—1965 гг. не бу-
дут приняты соответствующие решения о стро-
ительстве определенного количества специаль-
ных установок, связанных с производством
сажевого сырья, как предлагается в докладе
Б. Т. Абаевой, то в 1965—1967 гг. мы не су-
меем обеспечить сажевую промышленность
качественным сырьем. В связи с этим созда-
ние определенного минимума установок ката-
литического крекинга, экстракции газойлей
каталитического крекинга и коксования и двух
гидрогенизационных установок должно быть
предусмотрено планом развития нефтеперера-
батывающей промышленности на 1966—
1970 гг. В сжатые сроки эти установки долж-
ны быть запроектированы и построены.
Следует подчеркнуть, что для получения
высококачественной сажи необходимы не про-
сто ароматизированные экстракты, которыми
мы располагаем в достаточном количестве.
Как показал опыт, из чистых масляных эк-
страктов не удается получить сажу требуемо-
го качества, и выход ее из такого сырья не-
значительный, хотя содержание общей арома-
тики в этих экстрактах большое. Поэтому для
производства сажи необходимы не просто эк-
стракты, а экстракты из специфически подго-
товленных вторичных дистиллятов, содержа-
щие небольшие количества алкилированных
ароматических углеводородов. Таким сырьем
являются дистилляты каталитического кре-
кинга и дистилляты коксования крекинг-остат-
ков и гудронов.
Не могу согласиться с В. А. Касаткиным,
заявившим, что выход сажи из термогазойля
не превышает 16%. По опытным данным
НИИШП и Ярославского сажевого завода, вы-
ход сажи при работе на термогазойле состав-
ляет 35—39%, что лишь на несколько про-
центов ниже, чем при работе на зеленом мас-
ле. Необходимо иметь в виду, что процесс
переработки термогазойля на сажевых заво-
дах еше далеко не отработан. В связи с этим
на сажевом заводе в настоящее время рабо-
тают специальные бригады НИИШП и НИК-
ТИ с тем, чтобы овладеть технологией пере-
работки термогазойля в смеси с зеленым мас-
лом. Следует обратить внимание на низкий
уровень технологии, применяемой на сажевых
заводах, что часто приводит к серьезным не-
236
поладкам даже при работе па таком сырье,
как зеленое масло.
Мы считаем, что при работе на термогазой-
ле выход сажи будет несколько ниже, чем на
зеленом масле, но, по-видимому, он будет на
уровне 37—39% против 40% для зеленого
масла.
О процессе гидрокрекинга. Все из предло-
женных схем перспективных нефтеперераба-
тывающих заводов, за исключением схемы
Гипрогрознефти — ГрозНИИ для переработ-
ки мангышлакской нефти, предусматривают
процесс гидрокрекинга дистиллятов, осущест-
вляемый на стационарном катализаторе.
За рубежом наблюдается быстрое развитие
процесса гидрокрекинга. Установки гидрокре-
кинга сооружаются как при строительстве но-
вых заводов, так и при реконструкции старых.
За 1963 г. объем гидрокрекинга в США увели-
чился на 300%. К 1970 г. предполагается, что
суточная мощность установок гидрокрекинга
достигнет 140—150 тыс. т. За рубежом уста-
новки гидрокрекинга непрерывно совершенст-
вуются. В США разрабатывается процесс гид-
рокрекинга в двух модификациях: на стацио-
нарных и на непрерывно движущихся порош-
кообразных катализаторах. Процесс гидрокре-
кинга на движущемся порошкообразном ката-
лизаторе, осуществляемый под давлением от
30 до 200 ат, развивается медленно, в то вре-
мя как на стационарных катализаторах он
получает широкое распространение. В послед-
нее время появились сведения о строительстве
в Кувейте двух крупных установок с движу-
щимся катализатором мощностью 2280 и
845 т/сутки.
Я хотел здесь также ответить на некоторую
критику со стороны Ленгипрогаза о том, что
ВНИИНП первоначально предложил процесс
под давлением 50 ат, а сейчас предлагает
процесс под 100 и даже 150 ат. Дело в том,
что процесс гидрокрекинга, на стационарных
катализаторах, как и процесс каталитического
крекинга, требует квалифицированного сырья,
его специальной подготовки. Заблуждаются
те, кто считает, что на установки гидрокре-
кинга и каталитического крекинга можно
давать малоквалифицированное и непостоян-
ное по качеству сырье.
Процесс гидрокрекинга под давлением 50 ат
был предложен ВНИИНП на основе исполь-
зования имеющегося оборудования установок
гидроочистки; ВНИИНП выдал все необходи-
мые показатели, и в настоящее время закон-
чен рабочий проект установки. На промыш-
ленной установке 24-1 Новокуйбышевского
НПЗ проведен 20-суточный пробег, который
подтвердил ранее выданные данные. К сожа-
лению, оборудование установки позволило
осуществить опытный пробег только под дав-
лением не более 35—36 ат, что, естественно,
привело к некоторому снижению эффективно-
сти процесса. В связи с этим необходимо уско-
рить проектирование опытно-промышленной
установки для широкой проверки гидрогени-
зационных процессов под давлением 100—
150 ат. Вот сравнительные данные по процессу
гидрокрекинга под давлением 50 и 100 ат.
50 ат 100 ат
Содержание в гидрогенизате, % вес.:
серы........................... 0,26	0,14
азота.......................... 0,06	0,02
Выход, % вес.:
бензина.........................2,7	5,2
дизельного топлива.............46,4	49,1
Степень удаления, % вес.:
серы .............................87,0	88,0
азота.......................... 48,0	63,0
Как видно, балансовые данные меняются в
небольшой степени. Однако в процессе гидро-
крекинга при 100 ат удается более глубоко
превратить азотистые соединения, а это обес-
печивает более длительную стабильную работу
катализатора, особенно в случае двухступен-
чатого процесса. Катализатор в процессе гид-
рокрекинга под давлением 50 ат будет рабо-
тать до регенерации 2—3 мес. Сейчас мы
имеем опыт работы катализатора, равный
2400 ч. Данные по проверке катализатора бо-
лее 1500 ч показывают, что при 150 ат дли-
тельность цикла будет порядка 6—8 мес. При
повышении давления процесса гидрокрекинга
расширяется возможность переработки ди-
стиллятов более тяжелого фракционного сос-
тава и с повышенным содержанием азота.
Очень экономично сочетание процессов ка-
талитического крекинга и гидрокрекинга, осо-
бенно в схемах новых и перспективных НПЗ.
При этом на каталитический крекинг следует
подавать более тяжелые дистилляты, на гид-
рокрекинг — более легкие, поскольку процесс
гидрокрекинга более чувствителен к сырью.
Во ВНИИНП широко изучалось влияние
качества сырья на эффективность процесса ка-
талитического крекинга. Следует более осто-
рожно подходить к выбору сырья для процес-
сов каталитического крекинга и гидрокрекин-
га, чем это иногда делается. Нам кажется, что
на каталитический крекинг следует направ-
лять четко отобранный вакуумный дистиллят,
а в отдельных случаях — даже сырье, облаго-
роженное методом гидроочистки.
Мы также считаем необходимым проверить
процесс деасфальтизации, рекомендуемый
БашНИИНП, как метод подготовки сырья
для гидрокрекинга. Договоренность между
ВНИИНП и БашНИИНП о проведении такой
работы имеется.
Следует отметить, что продукт, получаемый
от деструктивной перегонки мазутов, является
менее квалифицированным сырьем для ката-
литического крекинга по сравнению с хорошо
отобранными прямогонными вакуумными ди-
стиллятами. То же следует сказать и о дистил-
лятах термоконтактного процесса. Необходи-
ма тщательная экспериментальная проверка
этих видов сырья для процесса каталитическо-
го крекинга.
Относительно разработки двухступенчатого
процесса гидрокрекинга. Мы сейчас ведем ра-
боты по этой модификации процесса в следую-
щих двух направлениях: а) на получение ди-
зельного (около 60—65%) и реактивного топ-
лив и небольшого количества бензина (25—
30%); б) на получение главным образом бен-
зина (65%) и небольшого количества дизель-
ного топлива (25—35%).
В отличие от зарубежных данных, мы полу-
чаем бензин более высокооктановый — окта-
новое число 74—76 по моторному методу. До
настоящего времени катализатор второй сту-
пени процесса проработал 1500 ч и не пока-
зал никакого снижения своей активности.
Мы считали бы необходимым в решении
нашего совещания записать:
1) учитывая большую перспективность про-
цесса гидрокрекинга, считать целесообразным
широко развернуть исследовательские работы
по этому процессу во ВНИИНП, главным об-
разом в области разработки и подбора ката-
лизаторов и отработки процесса на пилотных
установках и в полупромышленном масштабе;
2) необходимо ускорить работы по проекти-
рованию и сооружению специального блока
гидрокрекинга на НКНПЗ. С 1966 г. один
блок установки целесообразно полностью пе-
редать в опытную эксплуатацию, что значи-
тельно расширит возможности осуществления
опытно-промышленных работ по гидрогениза-
ционным процессам.
Разработка новых гидрогенизационных про-
цессов— это одна из важнейших задач в обла-
сти совершенствования техники нефтеперера-
ботки. В связи с этим я бы считал целесообраз-
ным издать специальное решение Комитета или
вышестоящих органов об ускорении исследова-
тельских и опытно-промышленных работ и
строительстве первых головных установок гид-
рокрекинга. Надо сделать так, чтобы к 1967 г.
у нас были в эксплуатации первые образцы
опытно-промышленных установок гидрокре-
кинга.
Относительно оборудования гидрокрекинга,
Недавно были опубликованы интересные дан-
237
ные о строительстве нового завода в США, на
котором одним из основных процессов являет-
ся двухступенчатый процесс гидрокрекинга. В
составе установки гидрокрекинга три реакто-
ра. Реактор первой ступени имеет высоту 32 м,
диаметр 3,5 м и толщину стенки 150 мм; два
реактора второй ступени имеют высоту 35 м,
диаметр 3,2 м, толщину стенки 125 мм. Вес
реактора первой ступени составляет примерно
500 т, второй ступени — 480 т. Потребовалась
разработка специального оборудования для
транспортирования этих реакторов на монтаж-
ную площадку и специальные устройства для
их монтажа. В настоящее время развитие про-
цесса гидрокрекинга в США несколько сдер-
живается затруднениями в машиностроитель-
ной промышленности по изготовлению реакто-
ров гидрокрекинга. Некоторые фирмы были
вынуждены сделать заказы в Европе.
В этих же материалах впервые приведены
данные о степени очистки сырья в первой сту-
пени процесса. На вторую ступень поступает
сырье, содержащее 0,0001—0,0002% азота. Это
практически полное удаление азотных соеди-
нений.
О предложенных схемах перспективных
НПЗ. Прежде всего о процессе гидроочистки
дизельных фракций, широко представленном
в современных схемах нефтеперерабатываю-
щих заводов. Рекомендации по процессу гид-
роочистки выдавались нами в расчете на то,
что будет перерабатываться смесь первичных
и вторичных дистиллятов. В связи с этим бы-
ло принято решение о целесообразности пере-
работки такой смеси под давлением 50 ат.
Такое решение основывалось на соотноше-
нии первичных и вторичных дистиллятов 1 : 1,
что было справедливо для технологических
схем заводов, разрабатываемых в 1952—
1955 гг. В настоящее время это соотношение
несколько изменилось в сторону увеличения
количества прямогонных дистиллятов. При пе-
реработке первичного сырья можно отказать-
ся от оборудования для регенерации катализа-
тора и снизить давление процесса. Более высо-
кое давление целесообразно использовать лишь
при раздельной переработке вторичных дистил-
лятов. Очистка тяжелых вакуумных дистилля-
тов требует применения более высокого давле-
ния. Не следует создавать установки для пере-
работки смеси различных дистиллятов, а целе-
сообразно проектировать многопоточные ком-
бинированные установки с различной мощ-
ностью и параметрами процесса для потоков.
Следует поручить ВНИИНП и Ленгипрогазу
проработать такие варианты установок гидро-
очистки.
Мне кажется надуманным комбинирование
установок гидрокрекинга с установками тер-
моконтактного крекинга, принятое в схеме
Ленгипрогаза. Это отдельные установки и их
не надо комбинировать. При разработке ком-
бинированных установок нужно применять та-
кую комбинацию, которая хорошо сочеталась
бы и создавала возможность удобной эксплуа-
тации.
Технологическая схема, предложенная
БашНИИНП, заслуживает внимания. Жела-
тельно дать более квалифицированное сырье
на каталитические процессы, предусмцтренные
этой схемой. Новый метод вывода коксообра-
зующих соединений из остаточного сырья, ре-
комендуемый БашНИИНП, интересен. Мы
уже обсуждали схему, предложенную И. Л. Гу-
ревичем (МИНХиГП), основанную на абсорб-
ционном обессмоливании нефтей. Схема Баш-
НИИНП может быть сопоставлена с такой
схемой. Потребуется разработка специального
многотоннажного процесса деасфальтизации,
которая, по моему мнению, вызовет большие
трудности. Однако целесообразно продолжать
экспериментировать и сделать проектную про-
работку рекомендуемого процесса.
Глубоко ошибочны высказывания Я. Р. Ка-
цобашвили, который предлагает закрыть ра-
боты в области каталитического крекинга.
Гипрогрознефть, разрабатывая схему пере-
работки мангышлакской нефти, не предус-
матривает процесс гидрокрекинга. Мне кажет-
ся, что это не правильно. Работы, которые
были проведены в области гидрокрекинга и
гидроизомеризации парафинов, показывают,
что с помощью процесса гидрокрекинга можно
получить очень интересные результаты. Кроме
того, сочетание процесса гидрокрекинга с мас-
ляным производством мне представляется
очень перспективным.
Н. Н. КОНСТАНТИНОВ'
ВНИИНП
Паровые ТЭЦ могут обеспечить теплом
процессы, проходящие при температуре не вы-
ше 150—200°. Нефтезаводские и другие техно-
логические процессы, проводимые при более
высоких температурах, снабжаются теплом
большей частью при помощи огневых про-
мышленных печей, что приводит к неэконо-
мичному расходованию топлива, так как ос-
тается неиспользованной работоспособность
тепла, соответствующая температурному ин-
тервалу от температуры горения топлива до
температуры в технологическом процессе. Эту
1 Приводится текст подготовленного выступления
(на совещании не зачитывался). Публикуется с учетом
данных, полученных в 1965 г.
работоспособность можно частично использо-
вать комбинированием технологических уста-
новок с предвключенными газотурбинными
(ГТУ) или паро-газотурбинными установками
(ПГУ). Такая схема, рассчитанная для одной
из возможных технологических схем завода
топливного профиля, перерабатывающего
12 млн. т/год сернистой нефти, показана на
рисунке. В схеме предусматривается примене-
ние газотурбинных установок ГТ 100—750 II
мощностью по 100 тыс. кет, первые образцы
которых изготавливаются в настоящее время
ЛМЗ им. XXII съезда КПСС.
точный теплоноситель. В качестве последнего
в данной схеме используется перегретый водя-
ной пар высокого давления. Схемой предус-
матривается нагрев сырья и циркулирующего
газа установок каталитического риформинга
непосредственно горячими газами и теплоснаб-
жение остальных технологических процессов
паром, перегретым до 520—540°, давления
140—180 ата. При некотором усложнении схе-
мы распределения тепла перегретый пар вы-
сокого давления можно использовать и для
установок каталитического риформинга.
В схеме установки, приведенной на рисунке,
Принципиальная схема
энерготехнологического
комбинирование с гази-
фикацией мазута
1 — компрессор высокого
давления; 2 — камеры его*
рания высокого давления;
3— турбина высокого давле-
ния; 4 —• промежуточные хо-
лодильники ГТУ; 5 — каме-
ры сгорания низкого давле-
ния; 6 — турбина низкого
давления; 7 — компрессор
низкорр давления; 8 — элект-
рогенератор; 9 — добавоч-
ные камеры сгорания; 10 —
парогенератор пара-теплоно-
сителя; 11 — нагреватель
сырья установок каталити-
ческого риформинга и аро-
матизации; 12 — паровой ко-
тел-утилизатор; 13 — уста-
новка очистки топливного
газа; 14 — высокоиапорный
паровой котел-утилизатор;
15 — газогенератор; 16
электродвигатель; 17 —- вспо*
могательная газовая турби-
на; 18 — дополнительные
компрессоры; 19 — паротур-
бинная ТЭЦ
Потоки: / — топливо; II —
воздух; /// — продукты сго-
рания; IV — пар и вода;
V — технологическое сырье и
нефтепродукты
Отходящие газы газовых турбин после до-
полнительного их нагрева до желаемой темпе-
ратуры в установленных после турбин доба-
вочных камерах сгорания используются для
высокотемпературного теплоснабжения техно-
логических процессов.
В добавочных камерах сгорания топливо
сжигается за счет содержащегося в отходящих
газах ГТУ остаточного кислорода без допол-
нительной подачи воздуха (содержание кисло-
рода в отходящих газах данной ГТУ около
14—15%). Таким образом, технологические
процессы снабжаются теплом за счет отходя-
щих газов ГТУ, а также дополнительного
сжигания топлива.
Тепло газов после добавочных камер сгора-
ния может быть использовано для нагрева ис-
ходных материалов технологических процес-
сов или непосредственно, или через промежу-
температура нагрева отходящих газов ГТУ в
добавочной камере сгорания принята для па-
рогенератора пара-теплоносителя .800°, а для
нагревателей исходных материалов установок
каталитического риформинга 1000°. В качестве
топлива для ГТУ в данной схеме используется
газ, получаемый безостаточной газификацией
сернистого мазута под давлением 31 ата (на
5 ата выше, чем в камере сгорания первой сту-
пени ГТУ). Часть воздуха, компримируемого
компрессорами ГТУ, должна подаваться в га-
зогенератор для процесса газификации мазута.
Этот воздух берется из компрессоров высокого
(~ 26 ата) и низкого (~ 4,1 ата) давления.
Для его подачи в газогенераторы предусмот-
рены два дополнительных компрессора, приво-
димых в действие вспомогательной газовой
турбиной, использующей перепад давления
топливного газа от выхода чз установки гази-
23»
фикации до камеры сгорания низкого давле-
ния ГТУ, и добавочным электродвигателем.
Топливный газ после установки газифика-
ции и вспомогательной газовой турбины по-
догревается до 500°, а воздух, подаваемый в
газогенераторы, до 400° в подогревателях,
установленных совместно с парогенераторами
пара-теплоносителя.
Пар для паротурбинной установки (паровой
ТЭЦ), снабжающей завод теплом низкого по-
тенциала для технологических и хозяйствен-
ных нужд, вырабатывается высоконапорными
котлами-утилизаторами установки газифика-
ции и котлами-утилизаторами, устанавливае-
мыми после змеевиков нагрева циркулирую-
щего газа установок каталитического рифор-
минга. Температура уходящих газов принята
200°.
Газ, получаемый при газификации мазута,
проходит через установку газоочистки, где ос-
вобождается от серы и сажи, уносящей с со-
бой соединения ванадия. Эта установка вы-
дает дополнительную продукцию в виде эле-
ментарной серы или серной кислоты в количе-
стве, соответствующем приблизительно 90%
от содержания серы в мазуте.
Кроме схемы, показанной на рисунке, вы-
полнен расчет аналогичной схемы для такого
же завода, перерабатывающего малосерни-
стую нефть. В этом случае в качестве топлива
для ГТУ можно использовать непосредственно
малосернистый мазут (в случае необходимости
с соответствующими присадками), жидкое
газотурбинное топливо (например, дистилляты
коксования) и сухие газы переработки. Схема
отличается от показанной на рисунке отсутст-
вием установки газификации, дополнительных
компрессоров, вспомогательной газовой турби-
ны и подогревателей топливного газа и возду-
ха для газогенератора, а также тем, что все
отходящие газы ГТУ нагреваются в добавоч-
ных камерах сгорания до 1000°. Кроме того, за
парогенератором пара-теплоносителя установ-
лен котел-утилизатор и температура отходя-
щих газов за этим аппаратом снижена до 170°.
При расчете обеих схем высокотемператур-
ное теплопотребление завода принято
720 Гкал/ч, в том числе непосредственно от го-
рячих газов 130 и пара-теплоносителя
590 Гкал!ч. Параметры схем выбраны так,
чтобы полный расход нефтяного топлива не
превышал 250 т/ч в соответствии с располагае-
мым его количеством по материальному ба-
лансу завода.
При осуществлении рассматриваемых схем
технологическое предприятие, газотурбинная
электростанция и паровая ТЭЦ, снабжающая
240
предприятие паром для технологических нужд
и теплофикационной водой, объединяются в
энерготехнологический комбинат (ЭТК), вы-
рабатывающий технологическую и энергетиче-
скую продукцию. Такой комбинат, как прави-
ло, будет вырабатывать электроэнергии зна-
чительно больше, чем может быть израсходо-
вано на нужды данного предприятия, и поэто-
му должен рассматриваться как часть соответ-
ствующей энергосистемы. В этой энергосисте-
ме электроэнергия газотурбинных установок
ЭТК будет заменять то же количество электро-
энергии, вырабатываемой электростанциями,
замыкающими энергетический баланс, в усло-
виях СССР паровыми конденсационными
электростанциями (КЭС), а энергетическая
продукция паротурбинных установок ЭТК
продукцию самостоятельных паровых ТЭЦ.
Показателями экономической эффективно-
сти ЭТК являются:
экономия топлива в ЭТК по сравнению с
раздельным производством той же технологи-
ческой и энергетической продукции на само-
стоятельно работающих заводах, паровых
ТЭЦ и КЭС (раздельный вариант);
экономия капиталовложений в связи со зна-
чительно меньшей удельной стоимостью газо-
турбинной электростанции по сравнению с за-
меняемой паровой КЭС.
Кроме того, следует ожидать уменьшения
расходов на обслуживание ЭТК по сравнению
с отдельным заводом, ТЭЦ и КЭС.
Ниже приводится также к.п.д. выработки
электроэнергии в газотурбинной установке
ЭТК, определяемый .по количеству тепла, до-
полнительно расходуемого сверх тепла, кото-
рое необходимо было бы израсходовать в раз-
дельном варианте на производство технологи-
ческой продукции завода и энергетической
продукции паровой ТЭЦ, т. е. при условии, что
экономия тепла целиком относится на произ-
водство в ЭТК той части электроэнергии, кото-
рая вырабатывается взамен энергии, выраба-
тываемой в раздельном варианте на КЭС.
При расчете приняты следующие показатели
для раздельного варианта: к.п.д. заменяемой
КЭС 0,40, к.п.д. паровых котлов ТЭЦ 0,89
(ожидается на 1980 г.), к.п.д. огневых техноло-
гических печей 0,745 (средний по имеющим-
ся проектам* технологических установок). По-
казатели паротурбинной установки паровой
ТЭЦ одинаковы для ЭТК и раздельного ва-
рианта. Потери электрической мощности от
электрогенератора до выхода с газотурбинной
электростанции ЭТК составляют 3%.
Показатели обеих схем приведены ниже:
С газифи- Без гази-
кацией сер- фикации
иистого мазута
мазута
Электрическая мощность газо-
турбинной электростанции
ЭТК, кет...................... 369000	376000
Количество пара, получаемое
паровой ТЭЦ от ЭТК,
Гкал/ч .......................... 620	677
Расход тепла топлива в раз-
дельном варианте, Гкал/ч:
на КЭС......................... 794	809
» ТЭЦ ...................... 694	758
» завод..................... 967	967
Всего..................... 2455	2534
Расход тепла топлив в ЭТК,
Гкал/ч........................ 2350	2347
Экономия тепла топлива в ЭТК
по сравнению с раздельным
вариантом, Гкал/ч............	105	187
К.п.д. выработки электроэнергии
газотурбинной станцией ЭТК 0,461	0,521
В раздельном варианте к.п.д. огневых техно-
логических печей может быть повышен путем
более полного использования тепла отходящих
газов при соответствующем увеличении стои-
мости печей. По-видимому, практически мож-
но довести его в среднем до 0,80. В этом слу-
чае экономия тепла топлива в варианте с гази-
фикацией мазута составила бы 40 Гкал/ч, без
газификации 122 Гкал/ч, а к.п.д. производства
электроэнергии для этих вариантов 0,42 и 0,469
соответственно.
Приведенные данные показывают, что ма-
шины ГТ 100-750 II могут быть использованы
в ЭТК с хорошими показателями даже при ра-
боте на высокосернистом мазуте с предвари-
тельной его газификацией и очисткой топлив-
ного газа от серы и сажи.
Показатели рассматриваемых схем могут
варьироваться в широких пределах путем из-
менений их параметров, прежде всего темпе-
ратуры подогрева отходящих газов ГТУ в до-
бавочных камерах сгорания. В частности, по-
нижение этой температуры приводит к увели-
чению мощности газотурбинной станции на
базе данного технологического предприятия
при соответствующем увеличении расхода
топлива и некотором уменьшении его эконо-
мии.
Расчеты показывают, что в случае изготов-
ления специальных ГТУ с параметрами, опти-
мальными для их применения в энерго-техно-
логических схемах рассматриваемого типа, а
также при повышении начальной температуры
на лопатках турбин показатели ЭТК могут
быть значительно улучшены. Кроме того, тер-
модинамический анализ циклов теплоэнерго-
снабжения технологических процессов пока-
зывает возможности и направления повыше-
ния их экономичности внесением соответст-
вующих изменений в схемы и режимы техно-
логических установок.
Исходя из известных данных об удельных
капитальных затратах на сооружение КЭС и
газотурбинных электростанций и учитывая по
предварительной оценке возможное удорожа-
ние прочего оборудования энергохозяйства за-
вода, можно ориентировочно оценить эконо-
мию капитальных затрат при использовании
на нефтеперерабатывающих заводах энерго-
технологических схем с предвключенными ГТУ
или ПГУ величиной около 20 руб. на установ-
ленный киловатт газотурбинной станции ЭТК
или около 400—700 тыс. руб. на 1 млн. т/'од
перерабатываемой нефти в зависимости от
принятых параметров схемы. Эти цифры
должны быть уточнены при проектной прора-
ботке ЭТК.
Распределение высокотемпературного тепла
между установками завода при помощи пере-
гретого пара высокого давления может ока-
заться выгодным и в тех случаях, когда уста-
новка предвключенных ГТУ или ПГУ почему-
либо нецелесообразна (например, при отсутст-
вии необходимости увеличения мощности
энергосистемы). В таких случаях эта система
распределения тепла позволяет использовать
для теплоснабжения завода любой вид топли-
ва, тогда как обычно применяемые огневые
технологические печи должны отапливаться
жидким топливом или газом. Это особенно су-
щественно при наличии в районе расположе-
ния завода дешевого местного топлива (на-
пример, в Сибири). Кроме того, устранение
огневых точек на нефтеперерабатывающих
установках может привести к более компакт-
ной планировке заводов. При использовании
пара в качестве теплоносителя тепло может
быть подведено к любой точке в схеме техно-
логической установки, что может дать допол-
нительные выгоды. Все эти возможности тре-
буют дальнейшей разработки.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ1
1.	Организовать в технологических и энер-
гетических научно-исследовательских и про-
ектных институтах дальнейшую разработку
методов улучшения энергетических характери-
стик технологических установок.
2.	Приступить к проектной проработке ЭТК
на базе перспективных новых и реконструи-
1 Предложения, изложенные в выступлении
Н. Н. Константинова, рассматривались президиумом на-
учного совета по проблеме «Энергетика и электрифика-
ция» Государственного комитета по координации науч-
но-исследовательских работ СССР (решение от 6 фев-
раля 1965 г., утверждено Н. К- Рудневым). Прим. ред.
16 Зак. 905
24»
руемых нефтеперерабатывающих заводов и к
конструктивной разработке основных узлов
схем ЭТК.
3.	Продолжать разработку наиболее эффек-
тивных энерготехнологических схем с примене-
нием как ГТУ, ПГУ, так и других типов дви-
гателей и новых методов производства элект-
роэнергии.
Н. И. СОРОКИН
Г оснефтехнмкомнтет
Несмотря на небольшой промежуток време-
ни, прошедший после совещания, состоявшего-
ся в апреле 1964 г., проектными и научно-ис-
следовательскими институтами Комитета вы-
полнена большая работа по созданию схем
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов.
Высокие технико-экономические показатели
перспективных НПЗ, о которых мы слышали в
докладах, говорят не только о том, что уче-
ные и проектанты правильно понимают стоя-
щие перед нами задачи в части осуществления
технического прогресса в отечественной неф-
теперерабатывающей и нефтехимической про-
мышленности, но и о неизмеримо выросших за
последние 10—15 лет потенциальных техниче-
ских возможностях.
Такие показатели перспективных НПЗ, как
большие выходы светлых нефтепродуктов, вы-
сокое их качество, отвечающее требованиям
лучших мировых стандартов, даже если на пе-
реработку направляются высокосернистые
нефти, значительные объемы производства
сырья для нефтехимической промышленности,
значительно лучшие показатели по удельным
капиталовложениям и эксплуатационным рас-
ходам, чем на строящихся и проектируемых в
настоящее время НПЗ, говорят о высоком
уровне техники нефтепереработки, предусмот-
ренной в предпроектных соображениях пер-
спективных нефтеперерабатывающих заводов.
Конечно, доложенные на совещании показа-
тели, особенно в части экономики, не являются
окончательными, они должны быть уточнены в
процессе дальнейшей работы над проектами
перспективных заводов. Но бесспорным яв-
ляется то, что эти заводы по уровню техники
и экономики соответствуют лучшим зарубеж-
ным нефтеперерабатывающим заводам.
Для того чтобы технические решения,
предусмотренные в схемах перспективных
НПЗ, стали реальными, необходимо выполнить
значительный объем научно-исследовательских,
опытно-промышленных и проектно-конструк-
торских работ, связанных прежде всего с за-
вершением разработки и промышленной отра-
боткой новых процессов и их наиболее совер-
242
шенных модификаций, включенных в схемы
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов. К числу таких процессов следует отнести,
в частности, гидрокрекинг и гидроочистку ке-
росина.
Гидрокрекинг включен почти во все вариан-
ты схем перспективных НПЗ, а к выполнению
проектных работ по этому процессу еще прак-
тически не приступили. Важным этапом в раз-
работке его являются опыты, намечаемые на
опытно-промышленной установке гидроочистки
Новокуйбышевского НПЗ. Однако к дообору-
дованию этой установки блоком гидрокрекин-
га также не приступили.
Если по гидроочистке прямогонных дизель-
ных топлив мы достаточно располагаем необ-
ходимым промышленным опытом, то по гидро-
очистке специальных керосинов такого опыта
не имеется. Чтобы получить гарантированную
уверенность в эффективности и условиях про-
текания этого процесса, необходимы промыш-
ленные опыты, которые, однако, до сих пор
не проведены.
Имеется настоятельная необходимость в
опытно-промышленной проверке и отработке
ряда других новых технологических процессов
нефтепереработки. Практика последних лет
показывает, что, даже при переходе от полу-
промышленного к промышленному масштабу
отработки процесса, в ряде случаев возникают
серьезные затруднения, приводящие иногда к
длительным задержкам внедрения процессог
в промышленность. Примерами этого могут
служить установки контактного коксование
типа Г-18, карбамидной депарафинизации, ад-
сорбционной очистки жидкого парафина и ря;
Других;
Для того чтобы в состав перспективны?
НПЗ были включены реально разработанные
процессы нефтепереработки, необходимо тща
тельно разработать программу опытно-про
мышленных и промышленных испытаний и от
работок новых процессов. Рекомендации f
этой программе должны быть одной из важ
нейших составных частей решения нашего со
вещания.
Исключительно велики задачи в областт
создания совершенного высокопроизводитель
ного оборудования, обеспечивающего гаран
тайные длительные безостановочные (8000 •
и более) пробеги технологических установок
Без создания такого оборудования не може-
быть и речи об эффективном внедрении схеи
перспективных нефтеперерабатывающих заво
дов. Вполне понятно, что в рассматриваемы:
предпроектных соображениях перспективны:
НПЗ не могли быть точно определены типы i
характеристики требуемого оборудования. Эт<
является предметом дальнейших проработок
со стороны проектных и научно-исследователь-
ских организаций. В связи с этим наши поже-
лания в части разработки совершенного обо-
рудования для перспективных НПЗ должны
быть четко сформулированы в решении сове-
щания.
В связи с тем, что у нас имеется известное
отставание в производстве оборудования и
нефтеаппаратуры для нефтеперерабатываю-
щих заводов, а решение проблемы коренного
улучшения качества моторных топлив требует
широкого внедрения в промышленность совре-
менных вторичных процессов нефтепереработ-
ки, Госнефтехимкомитет разработал, а прави-
тельство одобрило предложения о закупке по
импорту (главным образом в странах социали-
стического лагеря) комплектных технологиче-
ских установок для действующих и ряда про-
ектируемых нефтеперерабатывающих заводов.
В соответствии с достигнутыми соглашениями
нам будут комплектно поставлены в значи-
тельном объеме в период с 1966 по 1970 гг. из
ГДР и Чехословакии установки каталитиче-
ского риформинга для получения высокоокта-
нового бензина и ароматических углеводоро-
дов производительностью по 300 и 600 тыс. т/год
и установки гидроочистки дизельных топлив
производительностью 900—1200 тыс. т/год.
В связи с этим задача проектных и научно-
исследовательских организаций заключается в
том, чтобы всесторонне подготовиться к при-
емке, монтажу и освоению импортного обору-
дования. Должны быть правильно определены
пункты привязки этих установок на действую-
щих и проектируемых НПЗ, разработана стро-
ительная часть проектов привязки их и т. д.,
что позволит ввести установки в эксплуатацию
в наиболее короткие сроки и вырабатывать
высококачественные бензины и дизельные топ-
лива, в которых так остро нуждается наша
страна.
Румыния поставит несколько установок кок-
сования в необогреваемых камерах производи-
тельностью по 0,6 млн. т/год. Кроме того, ве-
дутся переговоры с рядом других зарубежных
фирм о закупке высокопроизводительных ус-
тановок современных процессов переработки
нефти. Прорабатываются предложения о за-
купке комплектного оборудования для саже-
вых заводов, установки карбамидной депара-
финизации, производства сульфонатных и ал-
килфенольных присадок, пиролизной установ-
ки для переработки тяжелого сырья мощ-
ностью 1 млн. т/год и др.
Наряду с этим, сделаны заказы нашей оте-
чественной машиностроительной промышлен-
ности. Принимаются меры к тому, чтобы и оте-
чественные технологические установки постав-
лялись комплектно одной, а не многочислен-
ными организациями, как это делается сейчас.
Закупка по импорту есть важный и ответст-
венный шаг по обновлению отечественной неф-
теперерабатывающей промышленности. Отто-
го, насколько мы тщательно и всесторонне к
этому подготовимся, зависит не только успех
осуществления технического прогресса, но и
эффективность использования вкладываемых
валютных фондов. Проектные и научно-иссле-
довательские организации, особенно головные,
по закупаемым импортным процессам должны
проявить максимум инициативы и дальновид-
ности.
Предложения по модернизации Ново-Уфим-
ского НПЗ, изложенные Г. Ф. Ивановским,
заслуживают большого внимания. Они долж-
ны быть тщательно и всесторонне рассмотре-
ны вместе с проектной и научно-исследова-
тельской организациями. В частности, следует
рассмотреть вопрос о реконструкции устано-
вок термического крекинга под установки кок-
сования в необогреваемых камерах, как это
сделано в Чехословакии. Мы рассмотрим
просьбу докладчика о выделении головной
проектной организации для выполнения ра-
бот по реконструкции Ново-Уфимского НПЗ.
Заключительное слово В. С. Федорова
Товарищи, закрывая наше совещание, раз-
решите мне подвести итоги нашей совместной
работы, высказать некоторые замечания и из-
ложить соображения по поводу реализации
целого ряда предложений, определившихся на
основе обсуждения докладов.
Как и многие участники нашего совещания
я хотел бы отметить то, что мы с большим ин-
тересом и удовлетворением прослушали бога-
тые по содержанию доклады, сообщения и вы-
ступления, практическая сторона которых как
бы открывает новую страницу технического
16*
243
прогресса в нефтеперерабатывающей и нефте-
химической промышленности.
Проектные и научно-исследовательские ор-
ганизации после нашего первого совещания
выполнили большую работу по разработке
схем перспективных нефтеперерабатывающих
заводов. Много смелых и оригинальных реше-
ний заложено в схемах Гипронефтезаводы —
ВНИИНП, Гипрогрознефти — ГрозНИИ, Лен-
гипрогаза — ВНИИнефтехима, БашНИИНП,
Гипрогазтоппрома.
Первое. О закупках по импорту. Анализи-
руя проделанную работу, можно с уверен-
ностью сказать, что наши научные работники,
проектанты и конструкторы, вместе с работни-
ками производства, способны создать отечест-
венные нефтеперерабатывающие заводы на
уровне современных достижений мировой нау-
ки и техники в области переработки нефти.
Вместе с тем, замечательным является и то,
что никто из докладчиков и выступавших на
нашем совещании не предлагал и не ориенти-
ровал развитие отечественной нефтеперераба-
тывающей промышленности на базе закупки
нефтеперерабатывающих заврдов за границей.
А ведь еще совсем недавно, в апреле месяце,
перед проведением нашего первого совещания
по созданию новых нефтеперабатывающих за-
водов, некоторые товарищи (я не буду назы-
вать их фамилии) настаивали на закупке у
иностранных фирм нефтеперерабатывающего
завода для переработки 12 млн. т в год серни-
стых и высокосернистых нефтей.
Покупка такого завода, по расчетам наших
специалистов, которые вели переговоры с
иностранными фирмами, обошлась бы нашему
государству около 400 млн. долл., в том чис-
ле — 250 млн. долл, составляет стоимость соб-
ственно завода, а 150 млн. долл, составили
бы платежи за пользование кредитом. По мое-
му глубокому убеждению, покупая такой за-
вод, мы не решили бы нашу главную задачу —
задачу набора мощности по нефтепереработке
в ближайшие годы. В самом деле, покупая за-
вод и учитывая при этом самые благоприятные
условия по поставке закупленного оборудова-
ния, можно сказать, что ввод в действие тако-
го завода мощностью на 12 млн. т мог бы быть
осуществлен по крайней мере через 3—4 года.
А за это время нам надо обеспечить ввод мощ-
ностей не 12 млн. т, а на уровне 80 млн. т.
Поэтому вполне понятно возникает вопрос —
на какой же технической основе, на базе ка-
кой техники будет решаться задача наращива-
ния мощностей для переработки остальных
68 мнл. т нефти? Глубоко убежден, что не на
основе импортных закупок, а на основе соб-
ственных отечественных разработок и широко-
244
го внедрения достижений отечественной и ми-
ровой науки и техники, заложенных нашими
проектными, научно-исследовательскими и кон-
структорскими организациями в предпроект-
ные разработки проектов новых, перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов.
И в этой связи приятно отметить, что наши
научно-исследовательские и проектные инсти-
туты правильно поняли это и при разработке
cxeivf перспективных заводов работали именно
в этом направлении. Они сформулировали
конкретные требования не только к себе, но и
к своим субподрядным проектным, научно-ис-
следовательским и конструкторским институ-
там машиностроения и средств автоматизации,
к Комитету и планирующим органам. Все это
вместе взятое создает реальную возможность
для разработки конкретной программы по соз-
данию в недалеком будущем самых передовых
в техническом отношении нефтеперерабаты-
вающих заводов.
Наряду с этим, мы не исключаем целесооб-
разность закупки у иностранных фирм отдель-
ных установок, процессов и некоторых видов
современного оборудования. Об этом здесь
подробно говорил Н. И. Сорокин, и я не буду
повторяться. Хотя отмечу, что наше совещание
помогло уточнить и конкретизировать пере-
чень процессов, которые желательно закупить
в связи с необходимостью создания мощных
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов в кратчайшие сроки.
В этом заключается первый, на мой взгляд
весьма важный, и принципиальный итог на-
шего совещания.
Второе. О реконструкции действующих неф-
теперерабатывающих заводов. Мы заслуша-
ли замечательный доклад директора Ново-
Уфимского нефтеперерабатывающего завода
Г. Ф. Ивановского о путях модернизации Но-
во-Уфимского нефтеперерабатывающего заво-
да на ближайшие годы и на перспективу. Это
был очень интересный и содержательный до-
клад.
В предложениях по реконструкции Ново-
Уфимского завода предусматривается все те
технические решения, во внедрении которых
так остро нуждаются и другие наши нефтепе-
рерабатывающие заводы. Именно на основе
этих технических решений будет обеспечи-
ваться коренное улучшение качества нефте-
продуктов, увеличение объемов производства
нефтехимического сырья и повышение техни-
ко-экономических показателей нефтеперера-
ботки. Всем нам хорошо известно, что Ново-
Уфимский нефтеперерабатывающий завод, так
же как и ряд других наших заводов, не удов-
летворяет современным возросшим требова-
ниям по качественным показателям, особенно
в части производства моторных топлив, И за-
слуга коллектива Ново-Уфимского нефтепере-
рабатывающего завода, а также коллективов
проектной и научно-исследовательской органи-
заций, разработавших предложения, состоит в
том, что они показали большие возможности и
пути существенного улучшения всех технико-
экономических показателей работы завода, по-
казали пути как технически перевооружить
этот завод и сделать его предприятием совре-
менного типа по технической вооруженности.
Вопрос технического перевооружения дейст-
вующих нефтеперерабатывающих заводов дол-
жен стать одним из центральных вопросов на-
шей деятельности в области технического про-
гресса в нефтепереработке и нефтехимии. Мы
обязаны понимать, что без этого мы не смо-
жем решить задачу,которая поставлена перед
нефтеперерабатывающей промышленностью в
области коренного улучшения качества про-
дукции и других показателей только за счет
строительства новых заводов, не приведя тех-
нику переработки нефти и производства мо-
торных топлив и масел на действующих заво-
дах к уровню современных требований.
В этой связи уместным будет сказать, что,
разрабатывая проект постановления ЦК КПСС
и Совета Министров СССР «О мерах по раз-
витию нефтеперерабатывающей промышлен-
ности в целях коренного улучшения качества
топлив и масел для обеспечения повышения
моторесурса двигателей в 2—3 раза», мы обя-
заны разработать задания на реконструкцию
действующих нефтеперерабатывающих заво-
дов, предусмотрев в них детальную разработ-
ку для каждого завода соответствующих ме-
роприятий, осуществление которых поднимет
технический уровень действующих заводов до
уровня современных требований.
Некоторые товарищи опасаются того, что
если будут приняты предложения по реконст-
рукции Ново-Уфимского завода, изложенные в
докладе Г. Ф. Ивановского, то это исключит
необходимость строительства нефтеперераба-
тывающего завода в Карманово.
Полагаю, что нам не следует связывать
эти два совершенно разных вопроса. Реконст-
рукция Ново-Уфимского завода необходима
как воздух для решения проблемы коренного
улучшения качества нефтепродуктов, выраба-
тываемых на этом заводе, в то время как
строительство завода в Карманово имеет со-
вершенно иную цель — цель обеспечения ко-
тельным топливом Кармановской ГРЭС на ба-
зе использования высокосернистой нефти, до-
бываемой в этом же районе.
Аналогично Ново-Уфимскому, необходи-
мость реконструкции также остро стоит и пе-
ред другими нефтеперерабатывающими заво-
дами. И в этой связи В. А. Касаткин в своем
выступлении просил выполнить предпроект-
ную проработку по модернизации всех заво-
дов Средне-Волжского совнархоза. Это пра-
вильная просьба и в ней мы видим заботу о
развитии нефтеперерабатывающей промыш-
ленности на новой технической основе. И нам
необходимо рассмотреть предложения о тех-
ническом перевооружении других крупных
нефтеперерабатывающих заводов, аналогично
тому как мы это сделали в мае 1964 г. по Ом-
скому нефтеперерабатывающему заводу и
приняли конкретное решение о путях его даль-
нейшего расширения и развития вместе с
комплексом нефтехимических производств на
Омском заводе синтетического каучука.
При решении задачи коренного улучшения
качества нефтепродуктов мы должны исхо-
дить не только из удовлетворения требований
нашего внутреннего потребителя, которые все
время будут повышаться. Нам также необхо-
димо проявить заботу о поставке конкурентно
способной продукции на международный ры-
нок. Мы имеем все данные к тому, чтобы по-
стоянно расширять экспорт нефтепродуктов в
другие страны, завоевывая рынок. Можно на-
звать десятки нефтепродуктов, в том числе
топлив и масел, которые могут продаваться —
выгодно продаваться на внешнем рынке. Но
пока что наши возможности в этом отноше-
нии сильно ограничиваются из-за недостаточ-
но высокого качества отечественных нефтепро-
дуктов, и особенно моторных топлив.
Решение задачи улучшения качества нефте-
продуктов осложняется еще и тем, что за по-
следние годы произошли существенные- изме-
нения в ассортименте нефтей, поступающих на
переработку. Если раньше наша промышлен-
ность в районах Средней Волги и Урала ори-
ентировалась на переработку малосернистых и
сернистых нефтей —туймазинской и ромаш-
кинской девонских отложений, то теперь, с от-
крытием и разработкой новых месторождений
нефти угленосной свиты, нам пришлось встре-
титься с необходимостью переработки больших
количеств высокосернистых нефтей, удельный'
вес добычи которых из года в год будет уве-
личиваться. Для высококвалифицированной
переработки таких нефтей с получением из
них высококачественных нефтепродуктов тре-
буется как соответствующий набор технологи-
ческих процессов в составе завода, ббёспечи-,.
вающих глубокую переработку и обессерива-
ние нефтепродуктов, так и подбор высоколеги-
рованных материалов, аппаратов и оборудова-
245
ния, способных противостоять коррозии и
обеспечивать длительную безостановочную ра-
боту технологических установок и всех агрега-
тов завода.
Третье. О сырье для нефтехимии. В докла-
дах и материалах, представленных проект-
ными и научно-исследовательскими институ-
тами, отчетливо раскрывается еще одна заме-
чательная особенность будущих нефтеперера-
батывающих заводов, состоящая в том, что
эти заводы, при хорошо развитых вторичных
процессах и включении в состав нефтеперера-
батывающего завода процесса пиролиза, ста-
новятся поставщиками огромного количества
разнообразного сырья для нефтехимии.
Почти по всем предложенным схемам на
12-и млн. нефтеперерабатывающем за<воде
может быть получено 0,85—1,35 млн. т в год
легкого углеводородного сырья, состоящего из
углеводородов Ci—С4. Помимо этого, на та-
ком заводе может быть получено 120—
250 тыс. г ароматических углеводородов —
бензола, толуола, ксилолов и этилбензола;
100—380 тыс. т жидкого парафина, нафталин,
сырье для производства активной и полу-
активной сажи и другие виды углеводородно-
го сырья. Всего сырья для нефтехимии по всем
рассмотренным на нашем совещании схемам
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов может быть получено от 1,2 до 2,3 млн. т
в год или от 10 до 19% на перерабатываемую
нефть в зависимости от избранной технологи-
ческой сх,емы завода и типа перерабатывае-
мой нефти. Это очень огромные ресурсы сырья.
И на базе этих ресурсов можно создавать
крупнотоннажные производства самых раз-
личных продуктов нефтехимического синте-
теза.	‘
Кроме этого, при переработке сернистых и
высокосернистых нефтей на заводе можно по-
лучить от 100 до 260 тыс. т элементарной серы
высокой степени чистоты и на основе ее — от
300 до 750 тыс. т в год серной кислоты, кото-
рая остро необходима для производства мине-
ральных удобрений для сельского хозяйства.
В этом мы еще раз видим жизненную силу
тезиса о том, что нефтеперерабатывающие и
нефтехимические предприятия должны иметь
тесную, я бы сказал, органическую связь
между собой и должны развиваться комплек-
сно, по единому плану. Уместным будет на-
помнить, что еще не так давно, 5—6 лет тому
назад, среди нас раздавались голоса о том,
что нефтепереработка должна развиваться
сама по себе, а нефтехимия — сама по себе.
При этом усиленно навязывалась мысль о том,
что нефтеперерабатывающие заводы неспособ-
ны обеспечить химию углеводородным сырьем
246
в необходимом количестве и хорошего качест-
ва, считали, что основным источником сырья
для нефтехимии, особенно для промышлен-
ности синтетического каучука, должны быть
природные и попутные газы нефтедобычи. Это
так — попутные газы нефтедобычи должны
нацело использоваться в производстве хими-
ческой продукции. Тем -более, что наши воз-
можности в этом направлении используются
далеко не полностью, много попутных газов
теряется. Полагаю, что мы, вместе с Госкоми-
тетом по добыче нефти, найдем правильные
решения этого вопроса — как нам полнее соб-
рать, сохранить и рациональнее использовать
попутные газы нефтедобычи в нефтехимии.
Однако наряду с этим необходимо понимать
и учитывать то, что развитие нефтепереработ-
ки идет в направлении широкого внедрения
вторичных процессов для коренного улучше-
ния качества нефтепродуктов, а это, в свою
очередь, непременно создаст мощные потоки
различных видов углеводородного сырья для
нефтехимического синтеза. Также необходи-
мо иметь в виду, что современные нефтепере-
рабатывающие заводы, при широком внедре-
нии вторичных процессов — каталитического
крекинга, риформинга, гидроочистки, коксова-.
ния, пиролиза, карбамидной депарафиниза-
ции — будут являться наиболее надежным и
стабильным источником углеводородного
сырья, чего нельзя сказать о нефтедобываю-
щем промысле, где дебиты и состав попут-
ных газов находятся в прямой зависимости от
истощения нефтяного месторождения. Кроме
того, - углеводородное сырье нефтеперерабаты-
вающих заводов по своему составу более бо-
гато разнообразием углеводородов в сравне-
нии с составом попутных газов нефтедобычи.
И отвечая на вопрос К. А. Яковлева, я дол-
жен сказать, что потребителям углеводородно-
го сырья для нефтехимии следует более осно-
вательно ориентироваться на нефтеперераба-
тывающие заводы, чем это делалось до сих пор.
Тем более, что у нас уже теперь имеется хоро-
ший опыт пуска заводов синтетического кау-
чука на бутан-бутиленах, полученных с нефте-
перерабатывающих заводов, в частности,
Стерл'итамакский завод синтетического каучу-
ка был введен в эксплуатацию на бутан-бути-
леновой фракции с Уфимских нефтеперераба-
тывающих заводов. Заводы синтетического
каучука так же, как и другие нефтехимиче-
ские предприятия, следует располагать в не-
посредственной близости к нефтеперерабаты-
вающим заводам. Это откроет еще большие
возможности для взаимовыгодного развития
как нефтеперерабатывающего, так и нефтехи-
мического производств.
В связи с повышением удельного веса сер-
нистых и высокосернистых нефтей, нефтепере-
рабатывающие заводы все больше и больше
будут нуждаться в водороде для гидроочист-
ки, а на нефтехимических предприятиях в
связи с развитием процессов дегидрирования
и пиролиза будет возрастать избыток водоро-
да. Поэтому эти два вида производств долж-
ны быть разумно увязаны по водороду. Ана-
логичные связи нефтеперерабатывающих и
нефтехимических предприятий могут быть и по
другим потокам — по потокам инертных газов,
кислороду, топливу и так далее, не говоря
уже о сырье — низкомолекулярных олефинах,
ароматических и других углеводородах, о ко-
торых говорилось выше.
Всем участникам совещания известно, что
Госнефтехимкомитет проводит определенную
работу в этом направлении — развитие нефте-
перерабатывающих и нефтехимических пред-
приятий рассматривается нами в тесной взаи-
мосвязи и они будут впредь проектироваться
по единому плану. Правда, пока это нам не
везде удается сделать, так как хотелось бы.
И на пути к этому лежит известный консерва-
тизм. Но я думаю, что мы его сломим.
Возвращаясь к вопросу об углеводородном
сырье для промышленности синтетического
каучука, хотелось бы сказать участникам со-
вещания о том, что мы ориентируем производ-
ство изопренового каучука, на базе использо-
вания изобутана и формальдегида, для полу-
чения изопрена через диметилоксан, а также
на широкое использование ресурсов изопен-
тана и изоамиленов для производства изопре-
на. Хотя должен сказать, что ресурсы изопен-
тана ограничены. Поэтому нам пришлось не-
сколько расширить размеры использования
изобутана через первый синтез, о котором я
говорил выше, и принять на вооружение новый
способ получения изопрена из ацетона и аце-
тилена. Что же касается процесса, то мы ре-
шили его закупить у одной итальянской фир-
мы. Вопрос о технологии и сырье для произ-
водства изопренового каучука имеет очень
большое значение в экономике нашей страны.
Большие планы развития производства изо-
пренового синтетического каучука обязывают
нас предусмотреть в проектах нефтеперераба-
тывающих заводов широкое внедрение про-
цесса изомеризации с целью получения изобу-
тана и изопентана. И для этого нам необходи-
мо смелее внедрять процесс изомеризации не
только головных прямогонных фракций бензи-
на, но и н-бутана и н-пентана. Дело в том, что
ресурсы изобутана и изопентана, содержащих-
ся в попутных газах нефтедобычи, ограни-
чены.
Мы обязаны еще и еще раз, с учетом итогов
предпроектной проработки схем перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов, пере-
смотреть дислокацию некоторых заводов по
производству синтетического каучука, имея в
виду приближение их к новым нефтеперераба-
тывающим заводам. Каждый такой мощный
нефтеперерабатывающий завод непременно
будет мощным источником углеводородного
сырья для нефтехимического производства
вообще и производства синтетического каучу-
ка в частности. Так будет обстоять дело. И ос-
нованием для этого являются тенденции со-
временного развития нефтехимии и нефтепе-
реработки.
Теперь разрешите мне остановиться на
вопросе о том, как нам организовать реализа-
цию результатов работы нашего совещания.
Н. И. Сорокин в своем выступлении уже до-
ложил согласованный нами план подготовки
проекта решения. Доклады и выступления
дают богатый материал для подготовки
такого проекта решения, для разработки на-
шей технической политики в области даль-
нейшего развития нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности.
Реальность работы нашего совещания будет
определяться в значительной степени тем,
насколько конкретно и правильно будут раз-
работаны мероприятия по реализации резуль-
татов работы совещания. Наше решение
должно правильно нацелить всех нас, и в
первую очередь проектные и научно-исследо-
вательские институты, на разработку проектов
для строительства новых и реконструкции
действующих нефтеперерабатывающих заво-
дов.
Для этого мы должны в своем решении от-
разить следующие положения:
1.	Правильно и конкретно сформулировать
требования, предъявляемые к научно-исследо-
вательским, проектным и конструкторским ор-
ганизациям.
2.	Пересмотреть планы наших научно-иссле-
довательских работ, подчинив их требовани-
ям проектирования современных нефтеперера-
батывающих заводов. Это нужно возложить
на Техническое управление вместе с Управле-
ниями нефтеперерабатывающей промышлен-
ности и нефтехимического синтеза.
3.	Нужно также определить те конкретные
заводы, для которых должны в дальнейшем
выполняться проектные работы.
При этом нам следует организовать эту ра-
боту в следующих направлениях:
в направлении проектирования новых за-
водов;
247
в .направлении реконструкци действующих
заводов;
в направлении доработки существующих и
разработки новых процессов, установок, сек-
ций, блоков и отдельных узлов, схем как для
строительства новых, так и для реконструк-
ции действующих заводов.
В связи с этим все процессы нефтеперера-
ботки следовало бы разделить на группы, вы-
делив из них те, которые требуют доработки,
и те, которые достаточно хорошо отработаны
и готовы к промышленному внедрению.
4.	Следует выделить те процессы, которые
действительно будут занимать ведущее поло-
жение в схеме любого завода. Например,
процесс депарафинизации дизельных топлив,
решающий одновременно задачу производства
низкозастывающих топлив и задачу получения
жидких парафинов для нефтехимического и
микробиологического синтеза. Потребности в
жидких парафинах настолько велики, что нам
необходимо обеспечить максимальное извле-
чение этих ценнейших углеводородов путем
карбамидной депарафинизации. Этот процесс
в настоящее время находится в стадии отра-
ботки. В этом процессе имеются недоработан-
ные узлы. Полагаю, что ГрозНИИ и Гипро-
грознефть, являющиеся авторами одной из
модификаций этого процесса, должны сде-
лать все, чтобы в кратчайший срок доработать
узел отделения комплекса карбамида при по-
мощи центрифугирования с тем, чтобы этот
процесс можно было смело включить в состав
технологии нефтеперерабатывающих заводов.
В свою очередь М. Г. Митрофанов (ВНИИНГ)
предлагает .для отделения комплекса приме-
нить фильтрацию под давлением. Ну что же,
давайте испытаем и этот метод и определим,
какой из них окажется более эффективным.
Наряду с этим в технологической схеме
каждого нефтеперерабатывающего завода
следует предусматривать процессы по произ-
водству сырья для получения активной и по-
луактивной сажи. Несмотря на всю остроту с
производствам сырья для получения сажи, у
нас все еще эта проблема недооценивается.
Два-три года тому назад считали, что вся по-
требность производства сажи в сырье покро-
ется за счет зеленого масла и каталитических
газойлей. На деле же это оказалось далеко
не так просто: ресурсы зеленого масла ог-
раничены, а каталитический газойль, чтобы он
стал сырьем для получения высококачествен-
ной сажи, необходимо подвергать экстракции
с целью получения из него высокоаромати-
зированных концентратов на специальных
экстр акционных установках. И эти установки
должны включаться в технологические схемы
248
нефтеперерабатывающих заводов. Это очень
важно. Нужно предусматривать производство
сырья для сажи везде, где имеется для этого
хотя бы малейшая возможность, так. как нам
предстоит в течение 1966—1970 гг. увеличить
производство самой сажи более чем в два
раза.
К числу обязательных процессов нефтепере-
работки для включения в технологические
схемы заводов, без которых немыслимо полу-
чение высококачественных нефтепродуктов,
относятся, конечно, и такие процессы, как ка-
талитические риформинг, крекинг и гидро-
очистка. Я на этом не останавливаюсь, по-
скольку мы об этом уже говорили.
Несколько частных замечаний.
Первое. О роли отдельных процессов в
схемах нефтеперерабатывающих заводов. Мне
кажется, что на данном совещании мы не в
состоянии принять решение о том, каким из
рассмотренных схем следует отдать предпоч-
тение и какие отвергнуть. Да мы и не ставили
перед совещанием такой задачи. Это должно
быть предметом проектных работ. Эти рабо-
ты, а также последующая разработка рас-
смотренных схем заводов теперь должна вы-
полняться с учетом тех замечаний, которые
были высказаны в выступлениях участников
нашего совещания. Можно с уверенностью
сказать, что как докладчики, так и все участ-
ники совещания приложат все свои силы,
знания и опыт для дальнейшего улучшения и
совершенствования доложенных ими схем
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов.
В рассмотренных нами схемах имеется мно-
го общего; в то же время каждый авторский
коллектив предлагает свои, оригинальные, ре-
шения отдельных вопросов; по-разному сде-
лан выбор процессов. Например, Гипрогроз-
нефть и ГрозНИИ. для увеличения выхода
средних и тяжелых газойлевых фракций при-
меняют процесс деструктивно-вакуумной пере-
гонки мазута (ДВП), а БашНИИНП реко-
мендует процесс деасфальтизации гудрона
бензином — растворителем. Ленгипрогаз и
ВНИИнефтехим включили в схему процесс
термоконтактного крекинга (ТКК) и совсем
не предусматривают процесс каталитическо-
го крекинга. Схема Гипронефтезаводы —
ВНИИНП также предусматривает процесс
коксования.
Широкое применение в схемах заводов на-
ходит процесс гидрокрекинга. Это очень хоро-
шо. Но вместе с этим я не могу согласиться с
той частью выступления Я. Р. Кацобашвили,
где он говорит, что процесс каталитического
крекинга себя уже изжил и что его не следует
предусматривать в схемах будущих заводов;
необходимо помнить, что вместе с высокока-
чественным бензином мы еще больше нужда-
емся в дизельном топливе, в изобутане, в оле-
финах для нефтехимии. Поэтому процесс ка-
талитического крекинга нам нужно преду-
сматривать в схемах будущих заводов,
конечно, в разумных объемах, в соответствии
с конкретными условиями. И в этой связи мне
хочется сказать, что нет процессов, которые
себя изживают нацело. Весь вопрос состоит в
том, насколько мы правильно оцениваем ме-
сто процесса в технологической схеме, степень
его использования и какой он может занимать
(малый или высокий) удельный вес в составе
завода. Но изжить себя полностью процесс не
может. Например, в свое время существовало
мнение, что процесс гидрогенизации не явля-
ется перспективным для нефтепереработки.
Но жизнь показала, что это не так. И мы
теперь видим, с какой интенсивностью внед-
ряется процесс гидрокрекинга, который нашел
широкое применение и в рассмотренных схе-
мах нефтеперерабатывающих заводов. А ведь
этот процесс можно рассматривать как разно-
видность процесса гидрогенизации.
Я. Р. Кацобашвили правильно рекомендует
широко внедрять процесс гидрокрекинга. И с
ним в этом нельзя не согласиться. Тем более,
что этот процесс не является новым; он был
нам известен десятки лет назад. Только тогда
наши возможности для его применения были
ограничены. Теперь — другое дело! Процесс
гидрокрекинга должен получить достойное
применение в схемах будущих нефтеперераба-
тывающих заводов. И в этой связи необходи-
мо оказать помощь Институту нефтехимиче-
ского синтеза Академии наук СССР и
ВНИИНП в части ускорения доработки про-
цесса гидрокрекинга.
О процессе термоконтактного крекинга
(ТКК). Над этим процессом работают
ВНИИНП и Ленгипрогаз. Они хорошо владе-
ют этим процессом. Однако и здесь необходи-
мо доработать ряд узлов и определить пункт
строительства первой установки ТКК. Может
быть в качестве такого пункта принять Куй-
бышев?
(с места — уже проектируется для Омска!).
Куйбышевский завод будет подходящим
пунктом, так как там уже имеется опытная
установка; это поможет освоению первой про-
мышленной установки ТКК; это не значит,
конечно, что на этом заканчивается строитель-
ство установок ТКК- Такие установки будут
построены в Омске и на других заводах глу-
бокой переработки нефти.
Набор технологических процессов в составе
нефтеперерабатывающих заводов является
очень важным этапом .в проектировании за-
водов. Здесь открываются большие возмож-
ности для проявления творческой инициативы
проектировщика и исследователя. Включение
каждого процесса в состав завода должно
определяться технологической целесообразно-
стью. В этом деле недопустимо формальное,
искусственно-,надуманное решение.
Второе. О переработке мангышлакской
нефти. Вопрос о переработке мангышлакской
нефти необходимо раюсмютреть на Комитете и
в Госплане СССР. Учитывая большие запасы
и перспективность месторождения этой нефти,
целесообразно разработать проект нефтепере-
рабатывающего завода для переработки
мангышлакской нефти. И в этой связи целесо-
образно поручить Гипрогрознефти и ГрозНИИ
подготовить предложения по этому вопросу.
Третье. О роли процесса ректификации в
схемах заводов.
При дальнейшей разработке схем заводов
следует уделить особое внимание вопросам
разделения смесей углеводородов при помощи
процессов ректификации, экстракции и ад-
сорбции с широким применением молекуляр-
ных сит. Нужно более смело и настойчиво
совершенствовать существующие и искать но-
вые методы и аппаратуру для разделения
нефтяных углеводородов. Учитывая исклю-
чительно большую важность этого вопроса,
мне кажется, что его также следовало бы
рассмотреть отдельно с привлечением специа-
листов, работающих в этой области.
Несколько слов об оформлении и издании
материалов нашего совещания. Видимо целе-
сообразно сделать так, чтобы все материалы
совещания — доклады, стенограмма и реше-
ние — стали достоянием всех проектных и
научно-иследовательских организаций. Эти
материалы позволят лучше объединить нашу
дальнейшую работу над схемами нефтеперера-
батывающих заводов. В связи с этим необхо-
димо обязать все проектные и научно-иссле-
довательские организации размножить и разо-
слать свои доклады всем заинтересованным
институтам и организациям.
Нам нужно также создать рабочую редак-
ционную группу, которой поручить, на осно-
вании докладов и обмена мнениями, подгото-
вить проект решения нашего совещания и
представить на утверждение руководству ко-
митета. Я думаю, что эту работу целесообраз-
но поручить Н. И. Сорокину, а в состав его
рабочей группы включить тт. Благовидо-
249
на И. Ф., Агафонова А. В., Пажитнова В. Н.,
Казьмина Г. И., Арефьева А. П., Несмело-
ва С. В., Осадченко И. Р., Америка Б. К.,
Абаеву Б. Т., Абрамсона И. И., Дорогочин-
акого А. 3., Степуро Р. К., Макарьева С. В.,
Штангея В. Г., Эйгенсона А. С., Черного И. Р.,
Крупицкого Б. Б., ЧепигоС.В., ВихманаЮ. Л.
Решение нашего совещания следует разо-
слать не только проектным и научно-исследо-
вательским институтам, но и совнархозам,
нефтеперерабатывающим заводам, смежным
комитетам и планирующим органам.
Мы также рассмотрим вопрос о целесооб-
разности размножения и издания стенограм-
мы нащего совещания.
Есть ли еще пожелания? (Нет).
Тогда разрешите вас поблагодарить за ак-
тивное участие и пожелать успехов в реализа-
ции наших решений.
(Совещание закрывается)
РЕШЕНИЕ
совещания по вопросу «Проектирование перспективных нефтеперера-
батывающих заводов» 7—9 июля 1959 г.
(подготовлено рабочей группой специалистов — участников совещания и ут-
верждено председателем Госнефтехимкомитета В. С. Федоровым 5 сентября
1964 г.)
В 'Соответствии с исходными (положениями
для проектирования перспективных нефтепе-
рерабатывающих заводов, принятыми на со-
вещании в Госнефтехимкомитете 6 апреля
1964 г., на совещании 7—9 июля 1964 г. были
рассмотрены предпроектные соображения и
предложения проектных и научно-исследова-
тельских институтов по разработке проектов
мощных перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов.
Согласно указанным исходным положениям
проектируемые заводы должны иметь мощ-
ность 12 млн. т нефти в год и более, выраба-
тывать высококачественные нефтепродукты
(бензин с октановым числом 95—100 по ис-
следовательскому .методу, гидроочищенные ре-
активные топлива, малосернистые дизельные
топлива и другие высококачественные нефте-
продукты), обеспечивать выработку значи-
тельных объемов сырья для нефтехимических
производств (не менее 8—10% производство
углеводородов Ci—С5 от объема переработки
нефти) и высокие технико-экономические по-
казатели. Схемы перспективных заводов дол-
жны разрабатываться применительно к пере-
работке высокосернистых (типа арланской),
сернистых (типа ромашкинской) и высоко-
парафинистых (типа мангышлакакой и озек-
суатской) нефтей с обеспечением отбора свет-
лых нефтепродуктов не менее 55—60% при
соотношении объемов производства дизельных
топлив и бензинов порядка 1,8 : 1. Перспек-
тивные нефтеперерабатывающие заводы
должны базироваться на применении мощных
технологических установок, высокопроизво-
дительного оборудования, высокой степени ав-
томатизации для регулирования производст-
венных процессов и максимальной механиза-
ции трудоемких операций.
Совещанием были рассмотрены следующие
предпроектные соображения проектных и
научно-исследовательских институтов, подго-
товленные в соответствии с вышеуказанными
исходными положениями для проектирования
перспективных нефтеперерабатывающих за-
водов:
Гипронефтезаводы — ВНИИНП — завод
для переработки сернистых и высокосернистых
нефтей;
Ленгипрогаз — ВНИИнефтехим — завод
для переработки сернистых и высокосерни-
стых нефтей;
Гипрогрознефть — ГрозНИИ — завод для
переработки сернистых и высокосернистых
нефтей;
Гипрогрознефть — ГрозНИИ — завод для
переработки высокопарафинистой нефти типа
мангышлакской;
252
БашНИИНП — завод для глубокой перера-
ботки высокосернистой нефти;
БашНИИНП — завод для неглубокой пере-
работки высокосернистой нефти;
УкрНИИгипронефть — Г розНИИ — Украин-
ский завод для переработки высокопарафини-
стой нефти типа озек-суатской.
Совещание также заслушало сообщения о
некоторых новых перспективных процессах
и производствах в нефтехимической промыш-
ленности, таких как производство белково-
витаминных концентратов, сырья для сажи,
получение низкомолекулярных углеводородов
высокой чистоты, производство водорода. Бы-
ли заслушаны сообщения по схемам и прибо-
рам контроля и автоматизации, аппаратуре и
оборудованию для перспективных нефтепере-
рабатывающих заводов.
Технологические схемы
Во исех схемах глубокой переработки сер-
нистых и высокосернистых нефтей широко ис-
пользованы процессы: гидроочистка, катали-
тический риформинг, коксование остатков,
каталитический крекинг, гидрокрекинг, карба-
мидная депарафинизация. Процессы катали-
тического риформинга, гидроочистки и произ-
водства серы предусмотрены и в схеме с не-
глубокой переработкой нефти. В схемах для
переработки малосернистых высокопарафи-
нистых нефтей широко использованы процес-
сы каталитического риформинга и депарафи-
низации.
Характерными особенностями рассмотрен-
ных схем перспективных нефтеперерабаты-
вающих заводов являются:
1.	В схеме Гипронефтезаводы — ВНИИНП —
Гипрогазтоппром: включение в состав завода
вакуумной перегонки мазута, термоконтактно-
го крекинга гудрона выше 450°, каталитиче-
ского риформинга широкой фракции прямой
перегонки (62—140°) для получения аромати-
ческих углеводородов С6 и Се, изомеризации
метаксилола в параксилол, гидрокрекинга
прямогонного вакуумного дистиллята, карба-
мидной депарафинизации дизельного топлива,
пиролиза рафинадов каталитического рифор-
минга, этана и частично пропана.
На изомеризацию направляется фракция
н. к. —62° и пентановая фракция ГФУ. Пре-
дусмотрено получение алкилата из бутан-бу-
тиленовой фракции и изобутана, выделенного
из газов риформинга. В схему завода включен
ряд химических производств: полиэтилена,
окиси этилена, полистирола, нитрила акриловой
кислоты и продуктов оксосинтеза. Сырье для
производства сажи предусмотрено вырабаты-
вать в виде ароматического концентрата из
газойля каталитического крекинга. Производ-
ство водорода предусмотрено методом конвер-
сии сухого газа в трубчатых печах.
2.	В схеме Ленгипрогаза — ВНИИнефтехим:
включение в состав завода термоконтактного
крекинга мазута, каталитического риформин-
га фракций 62—105° и 105—180° с последую-
щим выделением из ,катализатов фракций 62—
85° и 120—140° для выделения из них бензола
и ксилолов. В схему не включен каталитичес-
кий крекинг, а сырье для сажевого производ-
ства предусмотрено получать экстракцией из
дистиллятов коксования остатков при жестком
температурном- режиме. Предусмотрена кар-
бамидная депарафинизация дизельного топли-
ва. При переработке ромашкинской нефти
предусмотрена изомеризация фракции н. к.
—62°. Алкилирование углеводородов С4 не
предусмотрено. Гидрокрекингу подвергается
смесь дистиллятов—прямогонных и коксова-
ния. Предусмотрено производство водорода
методом термического разложения углеводо-
родных газов. Пиролизу подвергаются рафи-
наты. Вся нефтеперерабатывающая часть за-
вода запроектирована в виде четырех ком-
плексов установок, комбинация которых по-
зволит получать заводы с различной глубиной
переработки нефти и различным ассортимен-
том и качествам продуктов. В схему завода
включен ряд химических производств: поли-
этилен, фенол, ацетон, СЖК или БВК.
3.	В схеме Гипрогрозпефти — ГрозНИИ для
сернистых и высокосернистых нефтей: мазут
подвергается деструктивной вакуумной пере-
гонке (ДВП). Тяжелый газойль ДВП вместе с
дистиллятом вакуумной перегонки части ма-
зута подвергается гидрокрекингу. Тяжелый
газойль гидрокрекинга подвергается катали-
тическому крекингу. Остаток ДВП направля-
ется на коксование с подвижным теплоносите-
лем. Из части фракции 62—85° извлекается
нормальный гексан, из которого получается
бензол методом дегидроциклизации. Осталь-
ная часть фракции 62—85° подвергается ка-
талитическому риформингу с целью получе-
ния бензола. Предусмотрена карбамидная
депарафинизация дизельного топлива. Фрак-
ция 195—270° каталитического крекинга (при
жестком режиме крекирования) подвергается
гидродеалкилированию с получением нафта-
лина, а фракция 270—420° является сырьем
для производства сажи. На пиролиз направ-
ляются рафинаты каталитического риформин-
га, головка стабилизации бензинов с устано-
вок риформинга и дегидроциклизации и этан.
Водород получается выделением из метано-
водородной фракции и путем конверсии сухо-
го газа. На заводе получаются индивидуаль-
ные углеводороды высокой чистоты.
4.	В схеме Гипрогрознефти — ГрозНИИ для
высокопарафинистой нефти типа мангышлак-
ской: 75% мазута подвергается деструктивно-
вакуумной перегонке с последующим катали-
тическим крекингом тяжелого дистиллята.
Остальной мазут подвергается вакуумной пе-
регонке с целью получения масляных дистил-
лятов и гудрона, используемых в масляном
производстве с применением фурфурольной
очистки и совмещенной деасфальтизации и
селективной очистки (дуосол). Остаток ДВП
подвергается термокрекипгу, а крекинг-оста-
ток направляется на коксование. Фракции
200—240° и 320—350° подвергаются карба-
мидной депарафинизации и соответственно
направляются на компаундирование реактив-
ного керосина и летнего дизельного топлива.
Сырьем для пиролиза являются те же про-
дукты, что и в схеме переработки высокосер-
нистой нефти. Специальное производство цо-
дорода отсутствует, а водород для гидроста-
бил!и,зации вторичных дистиллятов, дизельного
топлива, масел и парафинов обеспечивается
за счет водородсодержащих газов риформинга
и выделения из метано-водородной фракции.
Фракция 195—270° каталитического крекинга
(при жестком режиме крекирования) подвер-
гается гидродеалкилированию с получением
нафталина, а фракции 270—420° являются
сырьем для производства сажи. На заводе по-
лучаются индивидуальные углеводороды вы-
сокой чистоты.
5.	В схеме БашНИИНП — для завода с
глубокой переработкой высокосернистой неф-
ти: остаток атмосферно-вакуумной перегонки
нефти подвергается деасфальтизации петро-
лейным эфиром (соотношение растворителя и
гудрона 2—2,5: 1). Часть асфальтенов в сме-
си с частью полугудрона используется как
высококачественный битум, остальное коли-
чество асфальтенов направляется на термо-
контактный крекинг. Основное количество де-
асфальтизата вместе с вакуумным газойлем
направляется на гидрокрекинг. Часть деас-
фальтизата подвергается замедленному кок-
сованию, кокс обессеривается.
Дизельное топливо подвергается карбамид-
ной депарафинизации. Бензины прямой гонки
в смеси в гидрированными легкими фракция-
ми коксования и термоконтактного крекинга
направляются на каталитический риформинг
для получения высокооктанового бензина.
Прямогонная фракция 62—85° подвергается
риформингу для получения бензола.
Кроме'того, ароматические углеводороды Сб
и Се и нафталин предусмотрено получать пу-
253
тем гидродеалкилирования ароматического
концентрата, выделяемого путем экстракции
из прямогонной фракции 180—350°.
В схему завода включены процессы изоме-
ризации метаксилола в параксилол, рафината
фракции 62—85° и фракции и. к. —62° в ком-
поненты бензина и процесс перераспределения
метильных групп толуола и псевдокумола с
целью получения ксилолов. В схему включены
также процессы производства изоамиленов из
пентан-амиленовой фракции. Пиролизу под-
вергаются этан и пропан.
Предусмотрено дегидрирование изопентана,
нормального бутана, нормальных бутиленов
и этилбензола, выделяемого при гидродеал-
килировании. Потребность в водороде покры-
вается за счет установок риформинга и дегид-
рирования и производства водорода конверси-
ей с водяным паром. Предусмотрено защела-
чивание жидких продуктов регенерируемыми
реагентами —фосфатами щелочных металлов.
6.	В схеме БашНИИНП с неглубокой пере-
работкой высокосернистых нефтей: переработ-
ка высокосернистой нефти предусмотрена
для заводов, сооружаемых в комплексе с
крупными потребителями жидкого котельного
топлива. При переработке арланской нефти
по этой схеме получается около 60% котель-
ного топлива марки 100 с содержанием серы
4 и 4,2%.
Схема включает атмосферную трубчатку,
каталитический риформинг бензина (без вы-
деления ароматики), гидроочистку дизельно-
го топлива, производство серы. Предусмотрен
вариант включения в схему термического вис-
брекинга мазута с присадками. Легкие угле-
водороды С3 и С4 являются товарной продук-
цией. Предусмотрено защелачивание жидких
продуктов регенерируемыми реагентами —>
фосфатами щелочных металлов.
7.	В схеме УкрНИИгипронефти — ГрозНИИ
для переработки высокапарафи1ниатой озек-
суатакой нефти: завод проектируется на осно-
вании задания на проектирование согласован-
ного с Госпланом СССР, Госнефтехимкомите-
том и Госпланом УССР.
Вакуумный газойль является сырьем для
каталитического крекинга и частично направ-
ляется в котельное топливо. Из части вакуум-
ного газойля выделяется твердый парафин с
помощью селективных растворителей. Для по-
лучения реактивного керосина и вовлечения
всех дизельных прямогонных фракций в лет-
нее дизельное топливо предусматривается
карбамидная депарафинизация части фракции
140—240° и 300—360°.
Принимая во внимание, что потребность зо-
ны в зимнем топливе незначительна и уста-
новка карбамидной депарафинизации при ра
боте на режиме получения зимнего дизельноп
топлива будет загружена только на 50—60%
зимнее дизельное топливо не вырабатывается
Основная часть гудрона подвергается терми
ческому крекингу с использованием крекинг
остатка как сырья замедленного коксованш
и как компонента котельного топлива. Частг
гудрона направляется на выработку строи
тельных и кровельных битумов по методу без
компрессорного окисления, разработанном}
УкрНИИгипронефтью.
Сырье для сажи экстрагируется из дистил
лята коксования.
В схеме предусматривается производстве
ксилолов с разделением и изомеризацией ме
таксилола в параксилол.
Бутан-бутиленовая фракция с частью изобу
тана, выделяемого из газов каталитическое
риформинга, подвергается алкилированию. Не
пиролиз направляются рафинаты каталитиче
ского риформинга и пропановая фракция
Фракция 55—125° бензина термического К|ре
книга и водородсодержащий газ каталитиче
ского риформинга направляются на произвол
ство спиртов С7—,С9 методом оксосинтеза.
Твердый парафин, получаемый в процессе
нефтепереработки, подвергается термическом}
крекингу с целью получения а-олефинов.
В состав завода в соответствии с задание\
включен ряд химических производств: поли-
этилен, полипропилен, окись этилена с пере-
работкой, производство нитрила акриловое
кислоты, полиакриламида, смачивателя ЛБ
фракций а-олефинов и спиртов С7—С9 мето-
дом оксосинтеза.
Данные по объемам производства основные
товарных нефтепродуктов и сырья для хими-
ческой переработки, перечень технологически?
установок и доли вторичных процессов, а так-
же сопоставление технико-экономических по
казателей по рассмотренным схемам перс-
пективных нефтеперерабатывающих зэводое
приводятся в приложениях 1—5.
Основные принципы построения генеральные
планов
В основу большинства генеральных плэное
заводов положено зонирование по однотипные
процессам, поточность технологических про-
цессов и работа установок на жестких свя-
зях.
Генеральный план, предложенный Ленгип-
рогазом, основан на зонировании по комплек-
сам установок, связанных с заданной глубинок
254
переработки и очередностью строительства с
сохранением технологической поточности.
Расположение установок во всех случаях
обеспечивает возможность широкого исполь-
зования передвижных механизмов при монта-
же и ремонтных работах.
Процессы, связанные с железнодорожными
перевозками, также зонируются.
Автоматизация и централизация управления
Схемой управления типовым перспективным
нефтеперерабатывающим заводом преду-
смотрено применение электронных управляю-
щих вычислительных машин (УВМ), инфор-
мационно-вычислительных машин (ИВМ) для
непосредственного оптимального управления
процессами, а также централизация управле-
ния заводом в целом, применение новейших
средств автоматизации—промышленных ав-
томатов состава и физико-химических свойств
нефти и нефтепродуктов; автоматизация то-
варно-транспортных операций, включая опе-
рации смешения компонентов. Высокий уро-
вень автоматизации обеспечивает жесткую
связь между установками без промежуточных
парков.
Схемой предусматривается применение 11
управляющих вычислительных машин для оп-
тимального управления процессами на уста-
новках:
АВТ комбинированной с ЭЛОУ................ 2
Термоконтактного крекинга гудрона (ТКК) 1
Гидрокрекинга вакуумного газойля с сек-
цией гидрокрекинга фракции 200—350°	.	1
Каталитического риформинга с предвари-
тельной гидроочисткой широкой фракции
62—140° с извлечением бензола и сум-
марных ксилолов .......................... 1
Выделение индивидуальных ксилолов с изо-
меризацией метаксилольной фракции ...	1
Каталитического риформинга на облагора-
живание бензиновой фракции с предвари-
тельной гидроочисткой прямогонных фрак-
ций на 600 тыс. т и глубокой гидроочист-
кой бензина гидрокрекинга и ТКК на
250 тыс. т.............................. 1
Изомеризации фракции и. к.—62э и рафина-
та риформинга фракции 62—105° ....	1
Каталитического крекинга с блоком экстрак-
ции сырья для сажи	. . . •........... 1
Гидроочистки* ............................ 1
Алкилирования ............................ 1
• Состоит из трех секций очистки: топлива ТС-1, пря-
могонных дизельных топлив и смешанного прямогонного
и вторичного дизельного топлива.
Схемой предусматриваются две информаци-
онно-вычислительные машины, устанавливае-
мые в местных диспетчерских пунктах, один
из которых объединяет установки карбамид-
ной депарафинизации, а другой — установки
по производству водорода и элементарной се-
ры и ГФУ.
Специализированные информационно-вы-
числительные машины предусмотрено устано-
вить следующим образом: одну для товарно-
транспортного и одну для энергетического хо-
зяйства завода.
На каждую управляющую вычислительную'
машину (УВМ) и 'информационно-вычисли-
тельную машину (ИВМ) информация посту-
пает от датчиков температуры, давления, рас-
хода, анализаторов состава и физико-химиче-
ских свойств сырья и продуктов в потоке.
Информация обрабатывается по опреде-
ленной программе, заложенной в вычисли-
тельную часть электронной машины. Произво-
дятся расчеты технико-экономических показа-
телей, учетно-расчетные операции по каждой
установке, расчеты материальных балансов по
сырью и выпускаемой продукции, расчет об-
щих и удельных энергетических затрат (элек-
троэнергии, топлива, воды) и расхода реаген-
тов, определяется отбор целевых продуктов в.
процентах, потери в абсолютных единицах
и в процентах, расчет объемных скоростей, се-
бестоимости продуктов и другие расчеты, свя-
занные с корректировкой заданий основных
регуляторов.
Материальные балансы и отбор целевых
продуктов определяются через каждые 30 мин
или через час с нарастающим итогом по каж-
дой вахте за сутки и сравнивается с плановы-
ми заданиями, что дает возможность обслу-
живающему персоналу иметь полную картину
работы установки и в случае необходимости
оперативно вмешиваться в процесс.
Для составления сводных материальных ба-
лансов по заводу, расчетов себестоимости про-
дуктов, расчетов и выбора оптимальных со-
отношений компонентов при компаундирова-
нии топлив и масел, для оптимального опера-
тивного планирования производства служит
центральная вычислительная, так называемая
координационно-вычислительная машина
(КВМ).
Результаты расчетов по каждой технологи-
ческой установке, выполненные УВМ и ИВМ,
поступают на центральную вычислительную
машину (КВМ), с помощью которой обраба-
тывается информация и производятся сводные
расчеты по поступлению, переработке и нали-
чию сырья, выходам, отгрузке и наличию про-
дуктов; определяются потери, энергетические
затраты, расходы реагентов и другие показа-
тели.
255
Состояние научно-исследовательских
и опытных работ и проектирования
По производству нефтепродук-
тов. Основные процессы переработки нефти,
заложенные проектными и научно-исследова-
тельскими организациями в схемы перспектив-
ных нефтеперерабатывающих заводов, за не-
которым исключением обеспечены данными
достаточно широких лабораторных и полупро-
мышленных исследований. Сюда относятся
процессы: каталитический риформинг, ката-
литический крекинг, гидроочистка, термокон-
тактный крекинг ТКК, гидрокрекинг на ста-
ционарном катализаторе, изомеризация, де-
парафинизация и ряд других.
Разработка ряда процессов в значительной
мере затянулась вследствие весьма медленной
отработки полупромышленной стадии. В боль-
шинстве случаев проверка разработанных ин-
ститутами процессов в промышленном масш-
табе сильно затруднена, так как промышлен-
ные установки обычно не освобождаются от
плановой производственной программы, недо-
статочно обеспечены финансированием, рабо-
чей силой. Типичным примером является срыв
опытных пробегов по гидрокрекингу вакуум-
ных дистиллятов на установке 24-1 Новокуй-
бышевского нефтеперерабатывающего завода
в течение трех лет. Сильно затягиваются ра-
боты по промышленной отработке процессов
контактного коксования, каталитического кре-
кинга и карбамидной депарафинизации, раз-
рабатываемых ГрозНИИ и осваиваемых на
опытных установках Грозненских нефтеперера-
батывающих заводов. Длительное время за-
держиваются работы по освоению процесса
гидрокрекинга на подвижном катализаторе,
проводимые ИНХС АН СССР на укрупнен-
ной пилотной установке.
В результате задержки выполнения научно-
исследовательских работ в настоящее время
задерживается выполнение проектов следую-
щих установок, включенных в рассмотренные
схемы перспективных нефтеперерабатываю-
щих заводов:
установка двухступенчатого гидрокрекинга
вакуумных дистиллятов под давлением 100—
150 ат на стационарном катализаторе; иссле-
довательские работы ведутся ВНИИНП;
мощная установка карбамидной депарафи-
низации дизельных топлив кристаллическим
карбамидом с применением центрифуг. Работы
по испытанию и доработке центрифуг будут во-
зобновлены ГрозНИИ и Северо-Кавказским
СНХ после дооборудования опытно-промыш-
ленной установки на Грозненском нефтепере-
рабатывающем заводе новыми опытными
центрифугами;
256
установка карбамидной депарафинизации
керосинов, получаемых из высокопарафини-
стых нефтей; исследовательские работы ве-
дутся ГрозНИИ;
мощная установка контактного коксования.
Работы по испытанию и доработке процесса
будут возобновлены ГрозНИИ и Северо-Кав-
казским СНХ на установке Г-18 Грозненского
крекинг-завода после окончания ее дооборудо-
вания;
установка высокотемпературного термокон-
тактного коксования тяжелых остатков с
целью получения сырья для производства са-
жи. Исследовательские работы частично уже
ведутся ВНИИНП и будут развернуты в пол-
ном объеме после переоборудования для
этой цели опытной установки ТКК на Куйбы-
шевском нефтеперерабатывающем заводе;
установка деасфальтизации мазута; иссле-
довательская работа ведется БашНИИНП;
крупная -промышленная установка для
электрообессеривания кускового кокса, ис-
следовательские работы ведутся БашНИИНП
на пилотной установке; данные для проекти-
рования будут получены после ввода и освое-
ния на Ново-Уфимском НПЗ опытно-промыш-
ленной установки;
установка экстракции ароматики из светлых
нефтепродуктов, выкипающих в интервале
температур 180—350°; исследовательские ра-
боты ведутся БашНИИНП;
установка по гидродеалкилированию аро-
матических углеводородов, полученных из
светлых нефтепродуктов, выкипающих в ин-
тервале температур 180—350°; исследователь-
ские работы ведутся БашНИИНП;
установка по экстрагированию сырья для
получения сажи из газойлей каталитического
крекинга и коксования; исследовательские
работы ведутся ВНИИНП;
установка для гидроочистки парафинов; ис-
следовательские работы следует поручить
КНИИНП (г. Куйбышев).
Вместе с тем, при наличии исходных дан-
ных, достаточных для выполнения рабочих
проектов промышленных установок, не проек-
тируются следующие установки:
АВТ с встроенной ЭЛОУ для переработки
арланской нефти мощностью 6000 тыс. т/год-,
установка термоконтактного коксования
гудронов ромашкинской и арланской нефтей
мощностью 2500—3000 тыс. т/год-,
установка для гидроочистки керосинов и
бензинов вторичного происхождения различ-
ной мощности, установки гидроочистки ваку-
умного газойля, а также комбинированные ус-
тановки для гидроочистки бензинов, кероси-
нов, дизельных топлив и вакуумных газойлей
для каталитического крекинга;
установки каталитического риформинга бен-
зиновых фракций на производство ароматики,
а также на выработку автобензина с повы-
шенным октановым числом, мощностью по
сырью 600 и 1200 тыс. т/год;
комбинированные установки по разделению
смеси ксилолов и изомеризации метаксилола
в параксилол;
установки алкилирования изобутана бути-
леном мощностью по сырью 180 тыс. т/год;
укрупненные комбинированные установки
по изомеризации фракции н. к. —62° и рафи-
ната каталитического риформинга фракции
62—85°;
укрупненная установка по производству эле-
ментарной серы из сероводорода мощностью
100 тыс. т серы в год;
укрупненные установки пиролиза бензинов
и рафинатов каталитического риформинга с
газоразделением и получением водорода мощ-
ностью 1500 тыс. т/год по сырью;
укрупненные установки для деасфальтиза-
ции и селективной очистки масляных дистил-
лятов, получаемых из мангышлакских нефтей
мощностью 1000 тыс. т/год;
укрупненные установки для депарафиниза-
ции масляных дистиллятов и обезмасливания
гача мангышлакских нефтей мощностью
600 тыс. т/год;
укрупненные установки мощностью
700 тыс. т/год для гидроочистки масляных ди-
стиллятов, получаемых из мангышлакских
нефтей, установки по производству водорода
мощностью 25—30 тыс. т водорода в год.
По производству сырья
для нефтехимического и микро-
биологического синтеза. В настоя-
щее время для нефтехимического синтеза ис-
пользуются следующие основные виды нефте-
химического сырья, получающегося при пере-
работке нефти:
сухие газы — для производства олефинов;
фракции С3 и С4 — для синтеза фенола и
ацетона, для пиролиза на олефины и для про-
изводства дивинила;
жидкие и твердые парафины—для окисле-
ния с целью получения кислот и спиртов и
для производства белково-витаминных кон-
центратов (жидкие парафины);
бензол и паракоилол — для синтеза много-
численных органических продуктов, особенно
для синтетических волокон;
высокоа'роматизированные фракции 270—
420° от процессов каталитического крекинга и
коксования—для производства сажи;
сероводород — для производства элементар-
ной серы и серной кислоты.
В настоящее время вследствие недостаточ-
ной концентрации олефинов и непостоянства
17 Зак. 905
состава сухие газы нефтеперерабатывающих
заводов используются в небольшой степени
как сырье для производства олефинов. Ис-
пользование углеводородов С3—С4 для неф-
техимии также ограничено из-за несовершен-
ства систем газосбора и низкой степени извле-
чения этих углеводородов на установках газо-
фр акционирования, отставания внедрения
вторичных процессов нефтепереработки, а так-
же из-за вовлечения значительного количества
углеводородов С4 для процесса алкилирова-
ния с целью получения высокооктановых ком-
понентов бензинов.
На нефтеперерабатывающих заводах все
еще не нашли применения установки по вы-
делению углеводородов высокой концентра-
ции, пригодных для нефтехимического синте-
за без дополнительной фракционировки, что
также ограничивает возможность квалифици-
рованного использования их для нефтехимии.
Разработанные научно-исследовательскими
и проектными институтами перспективные
схемы нефтеперерабатывающих заводов пре-
дусматривают в своем составе значительные
объемы вторичных процессов (каталитический
риформинг, гидроочистка, каталитический кре-
кинг, термоконтактаый крекинг, коксование,
гидрокрекинг, депарафинизация и др.), даю-
щих большие ресурсы газообразного и жидко-
го углеводородного сырья для создания на их
базе ряда нефтехимических производств. Эта
сырьевая база позволяет организовать произ-
водство мономерного сырья—индивидуаль-
ных легких олефинов, ароматических углево-
дородов (этилена, пропилена, бутиленов, ами-
ленов, изопрена, бензола, толуола, ксилолов,
нафталина и др.) и парафинов на перспектив-
ных НПЗ мощностью 12 млн. т/год, а также
включить в схемы заводов ряд процес-
сов органического синтеза на базе этого
сырья.
На нефтеперерабатывающих заводах основ-
ными источниками и процессами, обеспечива-
ющими производство углеводородного сырья,
являются:
сбор и фракционирование газов первичной
перегонки нефти;
фракционирование и разделение газообраз-
ных углеводородов термокаталитических про-
цессов вплоть до выделения этана, этилена и
водорода;
пиролиз этана, рафинатов каталитического
риформинга и других углеводородов с целью
получения и выделения низкомолекулярных
олефинов;
каталитический риформинг с целью получе-
ния индивидуальных моноциклических арома-
тических углеводородов;
257
гидродеалкилирование толуола и аромати-
зированных фракций с целью получения бен-
зола и нафталина; дегидроциклизация нор-
мальных парафиновых углеводородов с целью
получения бензола;
выделение жидких и твердых парафинов;
производство водорода и синтез-газа;
выделение сероводорода;
экстракция ароматизированных концентра-
тов с целью получения сажевого сырья;
производство изоамиленов из пентан-амиле-
новой фракции (подамен).
Свежая бутан-бутиленовая фракция катали-
тического крекинга и термоконтактных про-
цессов, а также отработанная фракция С4 от
процесса алкилирования должна быть макси-
мально использована для производства диви-
нила и изопрена — сырья для каучуков. В свя-
зи с этим на НПЗ должен предусматривать-
ся минимальный объем алкилирования изобу-
тана бутиленами. Для обеспечения необходи-
мого октанового числа бензина сорта А-95 на
заводах должен быть предусмотрен про-
цесс изомеризации прямогонных фракций
н. к. —62° и рафинатов каталитического ри-
форминга фракции 62—85°.
На базе значительных ресурсов этилена и
пропилена могут быть организованы различ-
ные крупнотоннажные нефтехимические про-
изводства. Например, из этилена — производ-
ство полиэтилена, окиси этилена; из этилбен-
зола— стирола, полистирола и др.; из пропи-
лена— полипропилена, глицерина, нитрила
акриловой кислоты, фенола и ацетона, изопро-
пилового спирта, бутилового спирта и других
химических продуктов.
Набор этих нефтехимических производств
может быть различен в зависимости от места
расположения завода, потребности в тех или
иных нефтехимических продуктах и других ус-
ловий.
В связи с резким развитием производства
шин и других резино-технических изделий по-
явилась необходимость в создании новых
мощных отечественных сажевых заводов, а
вместе с тем более остро стал вопрос об обес-
печении этих заводов высококачественным
жидким нефтяным сырьем.
Общая потребность в жидком . нефтяном
сырье для производства сажи составит в
1965 г. 895 тыс. т и возрастет к 1970 г. до
1937 тыс. т. Наибольшую долю в этой потреб-
ности составит наиболее ароматизированное
сырье для производства активных саж (в
1965 г.—593 и в 1970 г.— 1646 тыс. т).
Для обеспечения сажевых заводов нефтя-
ным сырьем научно-исследовательскими ин-
ститутами ВНИИНП, НИИШП и НИКТИ бы-
258
ли проведены большие исследовательские и
опытно-промышленные работы по получению
и испытанию в производстве саж новых опыт-
ных партий нефтяного сырья.
На основании этих работ было рекомендо-
вано получение нефтяного сырья экстракцией
селективными растворителями (фенолом или
фурфуролом) газойлевых фракций каталити-
ческого крекинга (негидроочищенной и гидро-
очищенной) и термическим крекингом газой-
лей каталитического крекинга в смеси с эк-
страктами селективной очистки дистиллятных
масел.
В области производства сажевого сырья, яв-
ляющегося одним из важнейших видов угле-
водородного сырья для развития нефтехими-
ческой промышленности, имеет место ряд
серьезных недостатков, основными из которых
являются следующие:
несогласованность со стороны планирующих
организаций сроков ввода сажевых и нефте-
перерабатывающих заводов или отдельных ус-
тановок, предназначенных для обеспечения
сажевых заводов нефтяным сырьем;
недооценка проектными организациями по-
лучения сажевого сырья в проектах новых и
реконструируемых существующих нефтепере-
рабатывающих заводов;
невыполнение плана важнейших работ, пре-
дусматривающих получение опытных партий
сажевого сырья на нефтеперерабатывающих
заводах. Так, около трех лет не представляет-
ся возможным получить крайне необходимую
партию (1000 т) низкосернистого сажевого
сырья (термогазойля) на заводе им. XXII
съезда КПСС в г. Баку;
отсутствие опытно-промышленной установки
по испытанию новых партий сажевого сырья
в производстве активных саж, а пилотные ус-
тановки института НИИШП плохо моделиру-
ют промышленные реакторы сажевых заводов.
Как показала предпроектная проработка
перспективных схем НПЗ мощностью 12 млн.
т]год, нефтеперерабатывающие заводы могут
стать мощными поставщиками значительных
объемов высококачественного сажевого сырья
на базе использования газойлей каталитиче-
ского крекинга и коксовых отгонов.
За последнее время открыта новая весьма
важная для всего народного хозяйства об-
ласть применения жидких нефтяных парафи-
нов для микробиологического синтеза белко-
во-витаминных концентратов (БВК).
На ближайший период основным сырьем
для микробиологического синтеза БВК из уг-
леводородов нефти приняты жидкие очищен-
ные парафины нормального строения, выде-
ляемые методом карбамидной депарафиниза-
ции дизельных топлив с последующей их очи-
сткой от ароматических углеводородов, со-
держание которых допускается не более 0,5%.
Этот метод производства жидких парафи-
нов является наиболее экономичным, так как
одновременно получается высококачественное
дизельное топливо зимних сортов.
Потребность в жидких парафинах проектом
народнохозяйственного плана на 1966—
1970 гг. предусмотрена в объеме 1640 тыс. т
для выработки в 1970 г. 1150 тыс. т БВК.
Новизна процесса микробиологического
синтеза БВК из углеводородов нефти требует
дальнейшего усиления научно-исследователь-
ских работ в части углубления отбора жидких
парафинов, усовершенствования процесса
карбамидной депарафинизации нефтепродук-
тов и разработки других методов получения
жидких парафинов, пригодных для микро-
биологического синтеза БВК.
По производству водорода. Широ-
кое вовлечение в переработку высокосерни-
стых и сернистых нефтей и необходимость по-
лучения высококачественных топлив предоп-
ределяют включение в технологические схемы
нефтеперерабатывающих заводов процессов,
потребляющих водород (гидроочистка, гидро-
крекинг и др.). Так, для завода мощностью
12 млн. т потребность в водороде составляет
около 60 тыс. т. В целом по нефтяной промыш-
ленности к 1970 г. потребность в водороде со-
ставит порядка 500 тыс. т. Указанная потреб-
ность лишь частично может быть покрыта за
счет водорода, получаемого при платформин-
ге, пиролизе на олефины и водорода, содержа-
щегося в сухих газах, которые получаются
при переработке нефти.
Для покрытия дефицита в водороде необ-
ходимо сооружение специальных установок с
единичной мощностью агрегата — цепочки
12—15 тыс. т/год и в отдельных случаях до
25—30 тыс. т. водорода в год.
Для производства водорода могут быть ис-
пользованы в качестве сырья сухие газы неф-
теперерабатывающих заводов и (в случае на-
личия) природные и попутные газы. В отдель-
ных случаях возможно использование легких
фракций бензина. Использование для произ-
водства .водорода мазута на ближайшие годы
не рекомендуется ввиду большой потребности
в кислороде и воздухоразделительиых агрега-
тах, получение которых встречает большие
трудности.
Из освоенных процессов, проходящих в на-
стоящее время проверку в полузаводских ус-
ловиях, могут быть рекомендованы для про-
мышленного внедрения следующие:
каталитическая паровая конверсия сухих
газов нефтеперерабатывающих заводов под
низким давлением 2—6 ати-,
каталитическая паровая конверсия метана,
природного и попутного газов под давлением
15—20 ати.
Для обеспечения проектной документацией
строительства первоочередных установок по
производству водорода необходимо решить во-
просы привязки водородных установок к кон-
кретным нефтеперерабатывающим завода»! и
финансирования проектных работ.
Учитывая, что резкие изменения в составе
сухого газа, используемого в качестве сырья
для получения водорода, вредно отражаются
на работе установок каталитической трубча-
той конверсии, Гипропефтезаводу и Баш-
НИИНП необходимо разработать соответству-
ющие мероприятия па нефтеперерабатываю-
щих заводах, обеспечивающие максимально
возможную стабильность состава сухого газа.
Разработка повой аппаратуры
и оборудования. Проекты новых перс-
пективных технологических процессов в основ-
ном должны обеспечиваться работами Гипро-
нефтемаша совместно с технологическими про-
ектными институтами в части проектирования,
специальной технологической аппаратуры и
оборудования.
В настоящее время Гипронефтемашем на-
чато серийное производство горизонтальных
конденсаторов воздушного охлаждения, таре-
лок ректификационных колонн с S-образными
элементами, разработаны печи мощностью до
50 млн. ккал/ч, центробежные насосы с пода-
чей от 300 до 800 м3/ч и напором до 700 м, 28
типоразмеров торцовых уплотнений для цент-
робежных насосов.
В соответствии с постановлением ВСНХ
СССР увеличиваются мощности по производ-
ству биметаллической листовой стали и листо-
вого низко легированного проката толщиной
до 150 мм; осваивается производство бесшов-
ных труб из легированных сталей диаметром
до 426 мм, электросварных труб из двухслой-
ного листового проката до 1020 мм, конденса-
торных труб из латуней, стабилизированных
мышьяком, эмалированных и футерованных
труб.
Вместе с тем работы по розданию новых ти-
пов аппаратов и оборудования еще недоста-
точны для обеспечения разработки перспек-
тивных процессов, требующих создания мощ-
ных и высокоэффективных серийных аппара-
тов, работающих под высокими давлениями
(до 100—150 ат), при повышенных температу-
рах и в условиях коррозионной и эрозионной
Сред.
Особенно недостаточны работы по созда-
259
нию .новых типов ректификационных колонн
(тарелок) для четкой (ректификации и 'выделе-
ния углеводородов высокой чистоты для неф-
техимического синтеза, медленно ведутся ра-
боты по созданию клапанных и ситчатых та-
релок. Не разработаны аппараты воздушного
охлаждения для вязких продуктов и для рабо-
ты при высоких давлениях. Медленно разра-
батываются мощные печи с вертикальным рас-
положением труб. Медленно осваивается се-
рийное производство торцовых уплотнений.
Состояние проектных и научно-исследова-
тельских разработок по основным процессам
и установкам, включенным в схемы перспек-
тивных НПЗ, приводится в приложении 6.
Обсудив доклады проектных и научно-ис-
следовательских институтов по схемам перс-
пективных нефтеперерабатывающих заводов и
сообщения об обеспечении их научно-исследо-
вательскими и проектными разработками, а
также сообщения о разработке новых типов
аппаратов оборудования и средств контроля и
автоматизации, совещание постановило:
1.	Отметить, что все доложенные и рассмот-
ренные схемы перспективных заводов для пе-
реработки нефтей типа ромашкинской, ар-
ланской и мангышлакской, а также схема Ук-
раинского НПЗ для переработки озек-суат-
ской нефти отвечают условиям, поставленным
перед проектными и научно-исследовательски-
ми институтами на совещании 6 апреля 1964 г.
Рассмотренные схемы ориентируются на
широкое применение вторичных процессов —
каталитического риформинга, каталитического
крекинга, гидрокрекинга, коксования, гидро-
очистки и карбамидной депарафинизации,
обеспечивающих коренное улучшение качеств
моторных топлив и значительное увеличение
производства сырья для нефтехимического
синтеза.
Качество моторных топлив, получаемых на
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дах по рассмотренным схемам, отвечает за-
дачам, поставленным в письме ЦК КПСС и
Совета Министров СССР от 16 января 1964 г.
об увеличении ресурса работы автомобиль-
ных, тракторных, судовых, тепловозных и дру-
гих двигателей.
Рассмотренные проектные решения правиль-
но ориентируются на укрупнение и комбини-
рование технологических установок, обеспечи-
вающие значительное улучшение технико-эко-
номических показателей в сравнении с дейст-
вующими и эталонными заводами и, в част-
ности, сокращение численности штата техно-
логического персонала, повышение производи-
тельности труда, повышение валовой продук-
260
ции, приходящейся на 100 руб. основных про-
изводственных фондов и др.
2.	Рекомендовать проектным и научно-ис-
следовательским институтам осуществлять
дальнейшую разработку предложенных схем с
одновременным уточнением технико-экономи-
ческих показателей по каждому процессу при-
менительно к конкретным нефтеперерабаты-
вающим заводам, намечаемым для проектиро-
вания н строительства, а также уточнять и
конкретизировать требования по объемам
производства, номенклатуре и качеству легко-
го углеводородного сырья, ароматических уг-
леводородов, сырья для производства сажи,
парафинов для нефтехимического и микробио-
логического синтеза и других углеводородов в
зависимости от пунктов строительства заводов
и связей их с предприятиями нефтехимическо-
го синтеза,
3.	Для возможности выполнения разработки
проектов новых процессов, включенных в схе-
мы перспективных нефтеперерабатывающих
заводов, просить Госплан СССР, СНХ СССР,
Госплан РСФСР и СНХ РСФСР предусмот-
реть проведение и финансирование в 1964—
1965 гг. опытно-промышленной проверки и от-
работки следующих технологических процес-
сов и отдельных узлов по ним на нефтеперера-
батывающих заводах:
термоконтактный крекинг остатков серни-
стых и высокосернистых нефтей с отработкой
новых узлов (на Куйбышевском НПЗ);
коксование на гранулированном коксе ос-
татков сернистых и высокосернистых нефтей
(на Грозненском крекинг-заводе);
гидрокрекинг прямогонных и вторичных ди-
стиллятов из сернистых и высокосернистых
нефтей (на Новокуйбышевском НПЗ);
депарафинизация карбамидным методом
дизельных топлив с отработкой узла отделе-
ния комплекса (на Грозненском НПЗ);
селективная гидроочистка бензинов катали-
тического и термического крекинга и коксова-
ния сернистого и высокосернистого сырья (иа
ордена Ленина Уфимском НПЗ);
каталитический крекинг сернистого сырья
на ужесточенных (газовых) режимах (на Но-
во-Уфимском НПЗ);
очистка жидких нефтепродуктов регенери-
руемыми реагентами-фосфатами натрия или
калия (на Салаватском нефтехимкомбинате);
экстракция ароматических концентратов из
керосиновых и газойлевых фракций ^Прямой
перегонки и каталитического крекинга серни-
стого сырья и получение ароматических угле-
водородов — бензола, ксилолов, нафталина из
ароматических концентратов (на Грозненских
НПЗ);
экстракция ароматических углеводородов из
катализаторов риформинга диэтиленгликолем
с применением роторно-дисковых контакторов
и других прогрессивных экстракционных аппа-
ратов (на уфимском НПЗ им. ХХП съезда
КПСС);
каталитический риформинг на улучшенном
катализаторе, жестком режиме и с регенера-
цией катализатора (на Московском НПЗ);
производство концентрированных амиле-
нов из пентан-амиленовой фракции (на Ново-
Уфимском НПЗ и Стерлитамакском заводе
синтетического каучука);
дегидроциклизация нормального гексана в
бензол (на Грозненском химическом заводе).
Научно-исследовательским институтам сов-
местно с нефтеперерабатывающими заводами
и совнархозами подготовить уточненные пла-
ны и согласованные предложения по прове-
дению опытно-промышленных работ, связан-
ных с разработкой проектов перспективных
НПЗ, и до 1 ноября 1964 г. представить их
Техническому управлению и Управлению неф-
теперерабатывающей промышленности и угле-
водородного сырья.
Техническому управлению и Управлению
нефтеперерабатывающей промышленности и
углеводородного сырья рассмотреть эти планы
совместно с заинтересованными управлениями
и подготовить предложения Комитету по их
реализации.
4.	Одобрить рекомендации по научно-ис-
следовательским и проектным разработкам
укрупненных технологических установок для
перспективных нефтеперерабатывающих заво-
дов, указанные в приложении 7.
Проектным и научно-исследовательским ин-
ститутам уточнить объемы экспериментальных
данных, необходимых для разработки проек-
тов перспективных нефтеперерабатывающих
заводов и представить уточненные рекоменда-
ции управлениям до 1 декабря 1964 г. по сро-
кам выполнения необходимых научно-иссле-
довательских работ.
Управлению проектирования и капитально-
го строительства, Управлению нефтеперера-
батывающей промышленности и углеводород-
ного сырья и Техническому управлению рас-
смотреть в IV квартале 1964 г. вопрос о по-
рядке и сроках выполнения научно-исследова-
тельских работ и разработки проектной доку-
ментации по процессам, перечисленным в при-
ложении 7.
5.	Для обеспечения перспективных нефте-
перерабатывающих заводов высокопроизводи-
тельным и высокоэффективным оборудовани-
ем и аппаратурой, специальными трубами,
арматурой и фитингами, приборами и систе-
мами автоматического регулирования техноло-
гических процессов и объектов общезаводско-
го назначения просить Госплан СССР орга-
низовать, начиная с 1965—1966 гг. силами
институтов, подчиненных Государственному
комитету химического и нефтяного машино-
строения, Государственному комитету по
черной' и цветной металлургии и Государст-
венному комитету по приборостроению, сред-
ствам автоматизации и системам управления,
разработку оборудования и аппаратуры для
интенсифицированных процессов и установок,
в том числе:
насосы производительностью дю 1500 нм3/ч
и напором до 80 ат, давлением на приеме дю
15 ат для нормальной и повышенной темпера-
тур;
котлы-утилизаторы с дожиганием окиси
углерода для установок каталитического кре-
кинга;
’регв11ераторы-.'воздухо'п1одо'г1ре(вате1ли для ис-
пользования тепла дымовых газов нефтеза-
водских печей;
комп р ее с оры ц е н тр об ежн ы е nip оизводител ь<
и остью 100—300 тыс. м3/ч на перепад давле-
ния 15—30 ат;
компрессоры дожимные для перекачки тех-
нического водорода с начального давления
15—17 до 60 ат, производительностью 12 000—
15 000 нм3/ч;
компрессоры для напнетапия технического
водорода от 0 до 60 ат производительностью
12 000—15 000 нм3/ч-,
газовые турбины-приводы компрессоров и
воздуходувок, работающие на дымовых газах
каталитического крекинга и отходящих газах
других процессов;
реакторы диаметром 3 м на давление 30 ат
и температуру до 530°;
центрифуги производительностью до 30—
35 т)ч по сухому остатку для установок кар-
бамидной депарафинизации мощностью 1 млн.
т)год-,
фильтры для депарафинизации и обезмас-
ливания с повышенной скоростью фильтрации,
поверхностью до 75 л«2;
трубы диаметром до 200 мм для паровой
каталитической конверсии углеводородных
газов при температуре 950—1000° и давлении
до 20 ат-, переходы, фитинги и др. из сталей
Х5М4, 1Х18Н9Т диаметром до 600 мм на дав-
ление до 160 кГ1см2-,
конденсаторы-холодильники воздушного ох-
лаждения (упрощение конструкции, уменьше-
ние габаритов и повышение надежности).
Управлению оборудования и аппаратуры;"
Управлению проектирования и капитального
18 Зак. 905
261 4
строительства, Управлению нефтеперерабаты-
вающей промышленности и углеводородного
сырья и Техническому управлению совместно
с соответствующими проектными и научно-
исследовательскими институтами и конструк-
торскими бюро подготовить в IV 1кв. 1964 г.
уточненный перечень и технические задания
на разработку в 1965—1966 гг. оборудования,
аппаратуры, приборов регулирования и си-
стем автоматизации, труб, арматуры и фитин-
гов, необходимых для проектирования пер-
спективных нефтеперерабатывающих заво-
дов.
6.	Отметить, что разработка методов авто-
матической оптимизации процессов нефтепере-
работки производится недостаточными темпа-
ми, без участия проектных и научно-исследо-
вательских институтов, которые практически
не занимаются разработкой математического
описания процессов.
Обязать Техническое управление и СКВ
АНН с привлечением проектных и научно-
исследовательских институтов подготовить в
IV кв. 1964 г. конкретный план разработки
математических описаний и систем автомати-
ческой оптимизации основных технологиче-
ских процессов нефтепереработки и план
конструкторских работ, направленных на обе-
спечение разработки проектными организаци-
ями проектов перспективных НПЗ.
7.	Просить Госплан СССР и Государствен-
ный комитет по координации научно-исследо-
вательских работ СССР предусмотреть, начи-
ная с 1965 г., финансирование научно-исследо-
вательских, опытно-промышленных, конструк-
торских и проектных работ, связанных с
проектированием перспективных НПЗ.
8.	В целях дальнейшего повышения окта-
новых чисел автомобильных бензинов и их
дорожных характеристик рекомендовать,
наряду с широким применением процесса ка-
талитического риформинга, использование в
схемах перспективных НПЗ процессов изоме-
ризации фракций С5 и С6 и процесса алкили-
рования бутиленов и пропилена. Выбор сырья
и объемов алкилирования производить с уче-
том ресурсов изобутана и олефинов и удов-
летворения в первую очередь потребностей
нефтехимических производств в этих углево-
дородах.
9.	Рекомендовать проектным и научно-ис-
следовательским институтам широко приме-
нять пиролиз нефтяного сырья в схемах пер-
спективных НПЗ.
Для этого необходимо:
а)	рекомендовать предусматривать в схемах
перспективных НПЗ пиролиз нефтяного сырья
Иа движущемся теплоносителе, позволяющем
262
применять различные по фракционному и хи-
мическому составу виды сырья, в том числе
тяжелые;
б)	просить ИНХП АН Аз. ССР провести в
течение 1964 г. опытные работы на опытной
установке в Ахмедлах по пиролизу рафина-
тов в реакторе со сквознопоточным восходя-
щим инертным теплоносителем и выдать в
IV кв. 1964 г. Гипрогазтоппрому данные для
про ектиров ани я;
в)	просить ИНХС Ан СССР провести о
1964 г. опытные работы по пиролизу рафина-
тов в системе с движущимся нисходящим по-
током кокса и выдать в IV кв. 1964 г. Гипро-
газтоппрому данные для проектирования;
г) Гипрогазтоппрому выполнить в III кв.
1965 г. предпроектную проработку и сделать
«ехнико-экономическое сравнение различных
методов пиролиза с пиролизом в трубчатых
печах.
10. Гипрогазтоппрому подготовить в III кв.
1964 г. технико-экономическую записку по ме-
тоду конденсационно-испарительного разделе-
ния сухих углеводородных газов нефтеперера-
батывающих заводов и пиролиза.
Техническому управлению и Управлению
нефтехимического синтеза при участии Госу-
дарственного комитета авиационной промыш-
ленности СССР и Государственного комитета
химического и нефтяного машиностроения при
Госплане СССР рассмотреть технико-эконо-
мическую 'записку Гипрогазтоппрома и подго-
товить в IV кв. 1964 г. предложения Комитету
о внедрении этого метода на нефтеперераба-
тывающих заводах.
И. Гипрогазтоппрому совместно с
ВНИИНП, ВНИИнефтехимом и ГИАП разра-
ботать до 1 ноября 1964 г. координационный
план научно-исследовательских и проектных
работ по обеспечению водородом нужд дейст-
вующих и перспективных нефтеперерабатыва-
ющих заводов.
Техническому управлению и Управлению
нефтеперерабатывающей промышленности и
углеводородного сырья рассмотреть этот
план и подготовить предложения Комитету в
IV кв. 1964 г.
12.	Институтам ВНИИнефтехим и Ленгип-
рогаз выдать в IV кв. 1964 г. проектным и
научно-исследовательеким организациям ре-
комендации по сырью для каталитического
риформинга при переработке высокосернистых
нефтей — фракционный состав сырья рифор-
минга, возможность риформирования сырья
вторичных процессов и др.
13.	Поручить ВНИИНП:
а)	закончить в IV кв. 1965 г. эксперимен-
тальные работы и выдать исходные данные
для проектирования промышленной установки
по высокотемпературной прокалке и обессери-
ванию порошкообразного кокса процесса ТКК
и подготовить проект задания на проектирова-
ние промышленной установки;
б)	выбрать методы и выдать в IV ив. 1964 г.
исходные данные для проектирования уста-
новок по экстракции сажевого сырья из газой-
лей каталитического крекинга и коксования и
подготовить проект задания та проектирова-
ние промышленных установок;
в)	выдать во II кв. 1965 г. исходные дан-
ные для проектирования установки гидрокре-
кинга вакуумного газойля на стационарном
катализаторе под давлением 100—150 ат и
подготовить проект задания на проектирова-
ние промышленной установки;
г)	проработать в III кв. 1964 г. совместно с
Ленги,пролазом варианты работы установки
гидроочистки дизельного топлива на режиме
автогидроочистки реактивного топлива и под-
готовить предложения о проведении промыш-
ленных опытов по автогидроочистке приготов-
ленного к испытанию опытного образца реак-
тивного топлива;
д)	усилить работы по отработке на про-
мышленных уюган'оиках режима получения
высококачественного термического газойля,
обеспечив доведение плотности его до 0,99—
1,0, показателя преломления—не ниже 1,585,
коксуемость — не выше 1 %.
14.	Поручить Управлению шинной промыш-
ленности:
а)	обеспечить в 1964 г. полное освоение пе-
реработки на сажевых заводах термогазойлей
в амеси с зеленым маслом в соотношении,
близком 1 : 1, для чего на Ново-Ярославском
сажевом заводе провести специальный опыт-
ный пробег длительностью 1,5—2 мес., в тече-
ние которого отработать оптимальную техно-
логию переработки такого сырья;
б)	разработать в IV кв. 1964 г. мероприя-
тия, связанные с улучшением технологии про-
изводства сажи при переработке новых видов
сырья и обеспечить внедрение их на сажевых
заводах.
15.	Поручить Планово-экономическому уп-
равлению совместно с СНХ РСФСР подгото-
вить и решить в IV кв. 1964 г. в Бюро цен
Госплана СССР вопрос об отпускной цене на
термогаэойль, используемый в качестве саже-
вого сырья, приведя ее в соответствие с фак-
тическими затратами.
16.	Поручить Управлению нефтеперерабаты-
вающей промышленности и углеводородного
сырья и институтам БашНИИНП и Укргипро-
нефть провести в IV кв. 1964 г. техническое
совещание по вопросу совершенствования тех-
нологии производства нефтяных битумов
(применение аппаратуры для беокомпреасор-
ного окисления, разработанной Укргипро-
нефтью, специализация сырья и др.).
17.	Гипронефтезаводу изучить предложения
Ново-Уфимского НПЗ по его реконструкции и
переводу топливного блока на переработку
высокосернистой нефти и в ПГкв. 1964 г. сов-
местно с заводом дать предложения Комитету
о выполнении проекта реконструкции.
18.	Считать необходимым дальнейшее раз-
витие исследовательских и опытных работ,
проводимых ИНХС АН СССР совместно с
Комбинатом № 16 Восточно-Сибирского СНХ
по разработке процесса гидрокрекинга, для
чего:
а)	просить Президиум АН СССР обязать
Институт нефтехимического синтеза АН СССР
усилить исследовательские работы по процес-
су гидрокрекинга и ускорить работы по сня-
тию показателей процесса на крупно-пилотных
установках Комбината № 16 по вариантам
работы с шариковым и микросферичеоким ка-
тализатором;
б)	поручить Иркутскому Гипрогазтоппрому
передать в IV кв. 1964 г. Комбинату № 16 ра-
бочие чертежи опытной полупромышленной
установки гидрокрекинга под невысоким дав-
лением;
в)	просить СНХ РСФСР обязать Восточно-
Сибирский СНХ закончить в III кв. 1964 г.
монтаж и ввести в работу опытную полупро-
мышленную установку производства микро-
сферических и шариковых алюмооки'сных ка-
тализаторов, предусмотрев для этой цели не-
обходимые средства и эксплуатационный
персонал;
г)	просить Государственный комитет по ко-
ординации научно-исследовательских работ
СССР предусмотреть в плане внедрения важ-
нейших работ на 1965 г. ассигнования для со-
оружения Опытной полупромышленной уста-
новки гидрокрекинга под невысоким давлени-
ем на Комбинате № 16;
д)	просить СНХ СССР и Госстрой СССР
обязать Восточно-Сибирский СНХ осущест-
вить сооружение опытной полупромышленной
установки гидрокрекинга на Комбинате №. 16
в 1965 г. с вводом ее в работу в I полугодии
1966 г.
19.	Придавая большое народнохозяйствен-
ное значение развитию промышленности мик-
робиологического синтеза на базе нефтяных
парафинов, считать необходимым:
а)	ГрозНИИ, как головной организаций по
изучению и выбору сырья для биосинтеза
БВК, ускорить работы по установлению зави-
симости содержания ароматических углево-
дородов в жидких парафинах и наличию в
них 3,4-бензпирена;
б)	ГрозНИИ совместно с ВНИИНГ расши-
рить исследования по совершенствованию про-
цесса карбамидной депарафинизации нефте-
продуктов и выдать в 1964 г. показатели для
проектирования укрупненной установки произ-
водительностью 1000 тыс. т в год по двум ва-
риантам: с применением центрифуг на крис-
таллическом карбамиде и фильтров с исполь-
зованием насыщенного карбамида;
в)	просить Государственный комитет нефте-
добывающей промышленности ири Госплане
СССР организовать во ВНИИНГ специальную
лабораторию для усиления работ по процессу
к а рб амида ой д ел а р а ф инн з ац ии;
г)	институту ВНИИсинтезбелок — усилить
научно-исследовательские и опытные работы
по освоению длительного непрерывного про-
цесса выращивания биомассы, установлению
оптимальных расходных показателей процесса
биосинтеза по сырью, реагентам и воздуху,
изучить состав промышленных стоков и раз-
работать методы их очистки;
д)	просить Государственный комитет хими-
ческого и нефтяного машиностроения при Гос-
плане СССР приступить, начиная с 1964 г., к
разработке основного оборудования для мик-
робиологического синтеза.
20.	Придавая большое значение вопросу
ректификации па нефтеперерабатывающих за-
водах и учитывая, что в этом деле имеет мес-
то ряд серьезных недостатков, совещание
считает целесообразным специально рассмот-
реть этот вопрос.
В связи с этим поручить Техническому уп-
равлению организовать в Ш кв. 1964 г. брига-
ду специалистов для подготовки такого сове-
щания, которое провести в Госпефтехимкоми-
тете в I кв. 1965 г.
21.	Поручить Управлению проектирования и
капитального строительства подготовить в
1965 г. проект предложений по уменьшению
норм пожарных разрывов, применяемых при
проектировании и строительстве технологиче-
ских установок и нефтеперерабатывающих
заводов.
22.	Просить СНХ СССР, Госплан РСФСР и
СНХ РСФСР.
а) завершить в 1964 г. реконструкцию уста-
новки 35-11-300 на Московском нефтеперера-
батывающем заводе с целью обеспечения про-
ведения в 1965 г. опытной проверки процесса
каталитического риформинга для получения
бензина с октановым числом 95;
. ’б) выдать в IV кв. 1964 г. задание на при-
вязку установки изомеризации головной фрак-
ции бензина к конкретному нефтеперерабаты-
264
вающему заводу — Рязанскому или Москов-
скому с тем, чтобы обеспечить ввод в эксплу-
атацию этой установки в 1967 г.;
в) обеспечить проведение в 1964. г. опытных
пробегов по получению сажевого сырья мето-
дом термического крекинга на Бакинском,
Грозненском и Новокуйбышевском нефтепере-
рабатывающих заводах с вовлечением в
сырье установок термического крекинга лег-
ких каталитических газойлей.
23.	Просить Государственный комитет хи-
мической промышленности при Госплане
СССР:
а)	ускорить проведение опытов по конвер-
сии природного газа под давлением до 20 аг
на опытной трубчатой печи Новочеркасского
завода синтетических продуктов;
б)	ускорить опытную проверку:
катализатора конверсии углеводородов;
низкотемпературного катализатора конвер-
сии окиси углерода;
катализатора очистки сухих газов нефтепе-
реработки от сероводорода и сераорганики,
содержащих до 15% непредельных соедине-
ний.
24.	Просить Государственный комитет по
энергетике и электрификации завершить в
1964 г. опытно-исследовательские работы по
использованию высокосернистого пылевидного
кокса на тепловых электростанциях. Поручить
ВНИИНП принять непосредственное участие
в испытаниях этого кокса в котельных уста-
новках.
25.	Поручить Управлению Главгазоочист-
ка и Техническому управлению в IV кв. с. г.
подготовить предложения по организации ра-
бот, необходимых для разработки методов
очистки дымовых газов, образующихся при
сжигании высокосернистых котельных топлив
на мощных электростанциях.
26.	Совещание обращает внимание Государ-
ственного комитета нефтедобывающей про-
мышленности при Госплане СССР на необ-
ходимость принятия срочных и действенных
мер по сортировке нефтей на промыслах в
зависимости от содержания в них серы, а
также по обезвоживанию, обессоливанию и
стабилизации нефтей и сдачу их на перера-
ботку в соответствии с ГОСТ и содержанием
растворимых газов до С< включительно 0,1—
0,2%.
В результате смешения сернистых и высоко-
сернистых нефтей на ряде заводов (в Башки-
рии, Куйбышеве, Омске, Перми) затруднено
получение стандартных по содержанию серы
реактивных и дизельных топлив — снижается
отбор или прекращается их выработка.....
Отсутствие сортировки нефтей' на промыс-
лах вызовет на перспективных заводах необ-
ходимость неоправданного строительства до-
полнительных мощностей по гидроочистке
топлив и повышенного расхода водорода.
27.	Просить Госплан СССР и Государствен-
ный комитет нефтедобывающей промышлен-
ности при Госплане СССР обратить особое
внимание на необходимость ускоренного стро-
ительства нефтестабилизационных установок
и газюбензиновых заводов на промыслах, а
также газосборных сетей, компрессорных стан-
ций и продуктопроводов, связанных со сбором
и использованием нефтепромысловых природ-
ных ресурсов жидких газов с целью обеспече-
ния сырьем центральных газофр акционирую-
щих установок и нефтехимических произ-
водств.

ПРИЛОЖЕНИЯ
к решению совещания
от 7—9 июля 1964 г.
(приводятся в переработанном виде и с измененной нумерацией)
g>	Приложение t
Объемы производства основных товарных нефтепродуктов на перспективных НПЗ
Нефть и товарные нефтепродукты	Схемы Гипронефтезаводы— ВНИИНП				Схемы Гипрогрознефти — ГрозНИИ						Схемы Ленгипрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП		Схема НПЗ в Делавэре (США)	
	ромашкинская нефть		арланская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		арланская нефть		высокосерни- стая нефть	
	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%
Переработка нефти . . . Производство нефтепро- дуктов: Автомобильный бензин, всего3 	 В том числе: А-88 (без ТЭС) . . А-96 (с 0,41 г/кг ТЭС)	 А-104 (с 0,82 г/кг ТЭС)	 Топливо ТС-16.	 Дизельное топливо, все- го® 	 В том числе: летнее 	 зимнее 		 арктическое 	 Парафин жидкий .... Ароматические углеводо- роды Св—С8	 Нафталин	 Рафинаты риформинга . Изопентан и изоамиле- ны 		12000 1785 705 898 182 600 3800 2094 1706 280 251 280г 502	100,0 14,8 5,0 31,6 2,3 2,1 2,3 4,2	12000 1765 696 893 176 600 4342 2636 1706 280 171 182г 394	100,0 14,7 5,0 36,1 2,3 1,4 1,5 3,3	12000 2071 1871 200 975 3963 2963 1000 140 161 22	100,0 17,3 8,1 33,0 1,2 1,3 0,2	12000 1907 1707 • ‘209 600 :4320 3320 дооо 140 /147 22	100,0 15,9 5,0 36,0 1,2 1,2 0,2	12000 2547 2297 250 ’600 3463 3463 378 118 28	100,0 21,3 5,0 28,8 3,1 1,0 0,2	12000 2258 1581 677 600 3902 3049 853 140 136 88*	100,0 18,9 5,0 .32,5 1,2 1,2 0,7	12000 1636 1636 600 3763 2910 853 140 84 69*	100,0 13,6 5,0 31,4 1,2 0,7 0,6	12000 2293 2293 946 3986 3586 400 100 245 70 19* 255	100,0 19,1 7,9 33,2 0,8 2,0 0,6 0,2 2,1	7200 2900 324 2240 40	100,0 40,5 4,5 31,1 0,6
Отбор светлых про- дуктов 		7498	62,3	7734	64,3	7331	61,1	7137	59,5	7134	59,4	7124	59,5	6292	52,5	7914	65,9	5504	76,7
Продолжение
19 Зак. 905
	Схемы Гипронефтезаводы — ВНИИНП				Схемы Гипрогрознефти —				ГрозНИИ		Схемы Ленгипрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП		Схема НПЗ в Делавэре (США)		
Нефть и товарные нефтепродукты	ромашкинская нефть		арланская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		арланская нефть		высокосерни- стая нефть		
	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т[ год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год		%
Сухой газ на топливо . .	144	1,2	166	1,4	46	0,4	—	—	111	0,9	—	—	—	—	—	—			
Сухой газ для химичес- кой переработки . . .	424	3,5	430	3,6	—	—	—	—		—	171	1,4	—	—	.—	—.		288	4,0
Углеводороды до С4 . .	428е	3,6	518е	4,3	1040»	8,7	1137»	9,6	1344»	11,3	579	4,8	485	4,0	777з	6,5			
Сырье для сажи ....	106	0,9	70	0,6	228	1,9	242	2,0	298	2,5	—	—	—	—	208	1,7	—		—
Газотурбинное топливо .	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	300	2,5	 —		—
Масла		—	—	—	—	—	—	—	—	696	5,8	—	—	—	—	—	—	—		—
Парафины твердые и це- резины 		—	—	—	—	—	—	—	—	211	1,7	—	—	—	—	—					—
Котельное топливо" . .	2311	19,4	818	6,8	1840	15,4	1608	13,4	1242	10,3	3539	29,4	3487	34,7	—	—	610		8,5
Битумы		250	2,1	500	4,2	530	4,4	534	4,4	250	2,1	—	—	—	—	500	4,2	—		—
Кокс, всего:		180	1,5	699	5,8	472	3,9	624	5,2	189	1,6	472	3,9	580	4,8	365	3,0	432		6,0
В том числе — обессерен- ный 		180	—	200	—	—	—	—	—	189	—	—	—	—	—	100	—	—		—
Сера элементарная . . .	100	0,8	186	1,6	92	0,8	233	1,9	—	—	115	1,0	156	1,3	266	2,2	94		1,3
Серная кислота ....	—	—	27	0,2	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—		—
Товарной продукции, все- го" 		1048Г	87,2	10164	84,6	10717	89,3	10700	89,1	10548	87,8	10488	87,5	10467	87,2	10430	86,0	6928		96,5
Соотношение	объемов																			
производства дизельных топлив и^бензинов . .	2,1	: 1	2?	: 1	2,;	: 1	1 ,£	: 1	1г	: 1	1,7	: 1	2,-	: 1	1,7	: 1	0,Е		: 1
Примечания. 1. В приложениях 1—5 приняты следующие варианты схем: Гипронефтезаводы — ВНИИНП — вариант I; Ленгипрогаз — ВНИИнефтехим — НПЗ
типа III; БашНИИНП —НПЗ для глубокой переработки нефти, вариант III.
2.	По НПЗ в Делавэре показано суммарное производство: бензинов, включая авиационные и автомобильные суперпремиальные и премиальные; керосинов, вклю-
чая авиационные и осветительные; дизельных и печных бытовых топлив, из которых дизельные топлива составляют 12,1%, бытовые — 19,00/л; сжиженных газов,
включая пропан для производства водорода.
а)	Октановое число по исследовательскому методу, содержание серы в бензинах не более 0,1%.
б)	Содержание серы не более 0,050/ft.
в)	Содержание серы не более 0,2%.
г)	Сырье для нафталина.
д)	Растворители.
е)	Фракции углеводородов С3 —С4.
ж)	Высококонцентрированные углеводороды Сй— С4.
а) Углеводороды С2 — С4.
и) Включая котельное топливо на собственные нужды завода
к) Без котельного топлива и сухого топливного газа на собственные нужды завода.
270
Приложение 2
Объемы производства нефтехимического сырья ид, перспективных НПЗ
Нефтехимическое сырье	Схемы Гипронефтезаводы —> ВНИИНП				Схемы Гнпрогрознефти — ГрозНИИ						Схемы Ленгипрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП	
	ромашкннская нефть		арланская нефть		ромашкннская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкннская нефть		арланская нефть		арланская нефть	
	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%
Переработка нефти		12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0
Производство сырья для химической пе- реработки, всего 		2371	19,7	2258	18,8	1729	14,5	1921	16,1	2315	19,3	1229	10,2	934	7,8	1945	16,2
В том числе: Углеводороды Cj — С4		852	7,1	948	7,9	1086а	9,1	1137’	9,6	1344’	11,3	750	6,2	485	4,0	777б	6,5
Изопентан и изоамилены 		—	—	—	—	—	—	—	—		—	—	—•	—	—	255	2,1
Ароматические углеводороды С( — С» .	251	2,1	171	1,4	161	1,3	147	1,2	118	1,0	136	1,2	84	0,7	245	2,0
Из них: бензол 		50				30			104	—	79	—	100	——	65	'Я-	33		121	X —
толуол 		85	—	45	—	33	—	44	—	18		11	—	4	—*	——	—
я-ксилол 		73		60	—	7	—	7	—	—	—	18		14		52	—
о-ксилол		23	—	20	—	9	—	9	—	—	—’	22	—•	17	—	52	—
этилбензол 		20	—	16	—	8	—	8	-	—	—	21	——	16	—	20в	—
Нафталин		280г	2,3	182г	1,5	22	0,2	22	е,2	28	0,2	—	—’	—-	—”	70	0,6
Смола пиролиза 		—	—	—	—	—	—				—					24	0,2
Парафин жидкий		280	2,3	280	2,3	140	1.2	140	1,2	527д	4,3	140	1,2	140	1,2	100	0,8
Сырье для сажи		106	0,9	70	0,6	228	1,9	242	2,0	298	2,5			—	—	208	1.7
Рафинаты риформинга 		502	4,2	394	3,3	—	—	—	—		—	88е	0,7	69е	0,6	—	—
Сера элементарная 		100	0,8	186	1,6	92	0,8	233	1,9	—		115	1,0	156	1,3	266	2,2
Серная кислота 		—	—	27	0,2												
а) Высококонцентрированные индивидуальные углеводороды.
б) Углеводороды С »—С4.
в) Стирол.
г) Сырье для нафталина.
д) В том числе: парафин жидкий 378, парафин твердый 149 тыс. т!год.
е) Растворитель.
Примечание. Объемы производства отдельных углеводородов Ct— С4 приведены в ewTB«vrwyWWKK «•вВ'ЖХа’к.
Приложение 3
Перечень основных технологических установок, включенных в состав перспективных НПЗ
Процессы и установки	Схемы Гипронефтезаводы — ВНИИНП				Схемы Гипрогрознефти — ГрозНИИ						Схемы Ленгнпрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП		Схема НПЗ в Делавэре (США)	
	ромашкинская нефть		арланская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		арланская нефть		высокосерни- стая нефть	
	число установок । 			 _ 1	мощность установки, тыс. ml год	число установок 	1	мощность установки, тыс. т/год	число	' установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	1 число ' установок	мощность ; установки, тыс. т/год	: ЧИСЛО установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощинсть установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год
Первичная перегонка неф- ти 		2а	6000	2а	6000	26	6000	26	6000	2®	6000	2Г	6000	2Г	6000	2а	6000	1	7200
Деасфальтизация гудрона легким бензином с сек- цией производства би- тумов 		—																							2	2700		
ТКК гудрона		1	2500	1	2500	—	—	—	—	—	—	2	3200	2	2400	—	—	—	—
Коксование 		—	—	—	—	и	2200	р	2200	Iе	1000	—	—		—•	2е	2100	1	2500
Каталитический крекинг	2Ж	1200	2»	1200	1	1200	1	1200	—	—	—	—		—	1	2500	1	3600
Гидрокрекинг 		1	2500	1	2500	1	2200	1	2200	—	—		900		900	2	2500	—	—
Гидроочистка секционная	1	4000	1	5000	1	5200	1	5200	1	900		6900		6400	1	1200	1	4000
Каталитический рифор - минг с экстракцией ароматики 		1	1100	1	12001											1	300				
Каталитический рифор- минг для облагоражи- вания бензина ....	1	1000	1	1000	1	1800	1	1800	1	1500j		1900		1500	1	1200	1	2000
Разделение ксилолов . .	1	150	1	150								150		120		•" '•		
Изомеризация углеводо- родов Св и Cs, включая рафинаты риформинга .	1	400	1	400	—	—	—	—	—	»!«»		я	250			2	4503			__
Алкилирование ....	1	180	1	180	—	—	—	—	—	—	—	—		—-т	—		1	380
Полимеризация ....	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—		—		-г-	«г—	1	550
Получение бензола из гексана 		—	—	—	—	1	300	1	300	1	300	  I'-	•• f	у 					
Гидродеалкилирование	—	—	—	—	—	——	—	—	—•					•ж»»	1	800		—
Производство нафталина	—	—	—*	—	1	120	—W	—-	1	120							1	40
Продолжение
Процессы и установки	Схемы Гипронефтезаводы — ВНИИНП				Схемы Гипрогрознефти — ГрозНИИ						Схемы Ленгипрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП		Схемы НПЗ	
																	в (СЕ	Игоре ЙА)
	ромашкинская нефть		арланская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкинская нефть		арланская нефть		арланская нефть		высок» стая	эсерни- нефть
	число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	МОЩНОСТЬ установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	МОЩНОСТЬ установки, тыс. т/год	1 число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	число установок	мощность установки, тыс. т/год	ЧИСЛО установок	МОЩНОСТЬ установки, тыс. т/год
Экстракция ароматики из прямогонных керосино- газойлевых фракций . Экстракция ароматики из газойлей каталитичес- кого крекинга .... Пиролиз и газоразделе- ние	 ГФУ и ЦГФУ	 Комплекс установок по выделению индивиду- альных углеводородов Сероочистка газов . . . Карбамидная депарафини- зация 	 Производство битумов . Производство серы . . . Производство серной кис- лоты 	 Производство водорода . Установки маслоблока .	1 1 1 1	800 2000 250 100 45	1 1 1 1 1	800 2000 500 180 27 45	1 1 1 1 1 В со	1500 300 1000 1000й 260 :таве у	1 1 1 1 1 станов разде	1500 300 1000 1000й 260 эк пирс ления	1 1 1 лиза и 5	1500 1700 250 газо-	1 1 1 1 2	350 1000 1000 100 10	1 1 1 1 2	350 1000 1000 100 20	2 1 2 1 1 1 1 3	1700 400 1000 1000 400 1000 300 30	1 1 В сос ГЙ 1 1	2000 1500 :таве >У 94 28
Число установок НПЗ .	16	—	17	—	14	—	13	—	15	—	10	—	10	—	26	—	12	—
а)	АВТ с секцией ЭЛОУ.
б)	Комбинированные установки, включающие секции АТ и ДВП.
в)	Комбинированные установки, включающие секции АТ, ДВП, ТК, КК и ВП.
г)	Комбинированные установки, включающие секции АТ, ГКК мазута, гидроочистки, каталитического риформинга, извлечения и разделения ароматики, изомери-
зации фракции и. к. — 62°, гидрокрекингами производства водорода.
д)	Контактное коксование с секцией обессеривания кокса.	«	.
е)	Замедленное коксование: по схеме БашНИИНП показан суммарный объем коксования, включая 1200 тыс. т (1 установка с секцией обессеривания коксаэлект-
родного и 900 тыс. т/год (1 установка) — топливного кокса.
ж)	Одна установка каталитического крекинга имеет секцию экстракции сырья для сажи.
з)	Суммарная мощность изомеризации н-пентана, н-гексаиа и рафинатов риформинга.
и)	Мощность по сырью секции вакуумной перегонки.
Пр	имечания по НПЗ в Делавэре: 1. АВТ включает секции ЭЛОУ, стабилизации и очистки бензина. 2. Коксование на порошковом коксовом теплоносителе.
Q	-inAMOTUVu nnnrtvvTon ПиЛлПМИНга W Ь'ПКГЛПЯНИЯ
Приложение 4
Объемы основных вторичных процессов нефтепереработки на перспективных НПЗ
(по загрузке установок сырьем)
	Процессы	Схемы Гипронефтезаводы — ВНИИНП				Схемы Гнпрогрознефти — ГрозНИИ						Схемы Ленгипрогаза — ВНИИнефтехима				Схема БашНИИНП		Схема НПЗ в Делавэре (США)	
		ромашкннская нефть		арланская нефть		ромашкннская нефть		арланская нефть		мангышлакская нефть		ромашкннская нефть		арланская нефть		арланская нефть		высокосерии- стая нефть	
		тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%
	Первичная перегонка неф- ти 		12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	12000	100,0	7200	100,0
	Каталитический крекинг	1340	11,2	870	7,2	1240	10,3	1272	10,7	3320а	27,6	—	—	—	—	2200	18,5	3600	50,0
	Каталитический рифор- минг 		2120	17,7	1932	16,1	1969	16,4	1738	14,5	1484	12,4	1800а	15,0	1450а	12,1	1480	12,4	2000	27,8
	Гидрокрекинг 		2500	20,8	1908	15,9	2070	17,2	2117	17,6	—	—	1800а	15,0	1800а	15,0	4620	38,4	—	—
	Гидроочистка 		3700	30,8	5260	43,8	4484	37,3	4604	38,3	819	6,8	6750а	56,3	5850а	48,3	1100	9,2	4000	55,5
	Термический крекинг . .	2500	20,8	4642	38,6	5396°	44,9	60236	50,1	6812в	57,2	6400г	53,5	4800г	40,0	—	—	—	—
	Коксование 		—	—	—	—	1885	15,7	2229	18,6	1000	8,3	—	—	—	—	2100я	17,3	2500е	34,7
	Алкилирование ....	180	1,5	170	1,4	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	380	5,3
	Полимеризация		—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	550	7,6
	Изомеризация углеводо- родов С5—С6		260	2,2	300	2,5	—	—	—	—	—	—	250	2,1	—	—	450	5,1	—	—
	Суммарный объем вторич- ных процессов ....	12600	105,0	15082	125,5	17044	141,8	17983	149,8	13435	112,0	17000	141,9	13900	115,9	11950	100,9	13030	180,9
	В том числе: термических ....	2500	20,8	4642	38,6	7281	60,6	8252	68,7	7812	65,2	6400	53,5	4800	40,0	2100	17,3	2500	34,7
	каталитических . . .	10100	84,2	10440	86,9	9763	81,2	9731	81,1	5623	46,8	10600	88,4	9100	75,9	9850	83,6	10530	146,2
273	а)	В составе комбинированной установки. б)	Деструктивно-вакуумная перегонка мазута в составе установки АТ—ДВП.	, в)	Деструктивно-вакуумная перегонка мазута (5435 тыс. т/год) н термический крекинг остатка ДВП (1377 тыс. т»гид) в составе комбинированной установки, г) Термокоитактный крекинг мазута в составе комбинированной установки. д') В том числе 1200 тыс. т/год для получения электродного обессеренного и 900 тыс. т/год для получения топливного кокса. с) Коксование на порошковом коксовом теплоносителе».																		
Приложение 5
Основные техннко-экономнческне показатели перспективных НПЗ
(составлены по укрупненным показателям)
Показатели	Схемы Гипронефте- заводы—ВНИИНП		Схемы Гнпрогроэнефти—ГрозНИИ			Схемы Ленгипрога- за—ВНИИнефтехима	
	ромашкнн- ская нефть	арланская нефть	ромашкнн- ская нефть	арланская нефть	мангыш- лакская нефть	ромашкнн- ская нефть	арланская нефть
Переработка нефти, тыс. т/год		12000	12000	12000	12000	12000	12000	12000
Число основных технологических установок	16	17	14	13	15	10	10
Эксплуатационный штат, всего		2015	2160	1509	1509	1663	2809	2799
В том числе на технологических установках Площадь территории завода, включая ТСБ,	743	856	567	567	938	445	435
га	 Расход энергетических ресурсов;	266	266	202	202	228	168	168
электроэнергия, млн. квт-ч/год . . . .	890	968	1371	1391	1646	950	950
пар, тыс. Мкал		3095	2488	2300	2388	2719	1600а	1600а
Вода свежая, тыс. м3/год		20550	24200	8000	8000	13913	16800	16800
Топливо жидкое и газообразное, тыс. т/год	—	—	948	952	1055	—		
Металловложения, тыс. т		——		300	300	317				
Капитальные затраты, млн. руб		166,2	183,6	176	176	194	156,7	150,4
В том числе в сопоставимых условиях . . Стоимость валовой продукции в сопостави-	—	—	97	97	123	—	—
мых условиях, млн. руб-	 Производительность труда, тыс. руб/чел а)	В тыс. т{год. б)	На 10Q руб. основных производственных фонде	125,6	136,9	286	281	334	182.95	154,4б
	146,9 в. руб.	136,0	200	203	213	102	84,6
Приложение 6
Состояние иаучно-нсследдвательскнх и проектных работ по основным процессам
н установкам, включенным в схемы перспективных НПЗ
Установки н процессы	Принятая мощность, тыс. т/год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние научно-исследова- тельских работ
1. АВТ с секцией ЭЛОУ . 2. Комбинированная уставов-	6000	Гипронефтезаво- ды—ВНИИНП БашНИИНП	Гипронефтезаводы выполняют рабочие чертежы установки применительно к переработке ромашкинской нефти. Требу- ется перепроектирование ус- тановки для нефтепереработ- ки арланской нефти	Научно-исследователь- ские данные имеются полностью
ка АТ-ДВП 	 3. Комбинированная уставов-	6000	Гипрогроз- нефть— ГрозНИИ	Проекта нет	То же
ка АТ-ДВП-ТК-КК-ВП 4. Комбинированная устаиов-	6000	Гипрогроз- нефть— ГрозНИИ	Разработан технический проект комбинированной установки ГК-6 (Гнпрогрознефть)	»
к а № 1 и № 2 с секциями: АТ-6		6000 6000	Ленгипрогаз— ВНИИнефтехии	Разработано проектное заданне комбинированной установки типа ЛК-6 (Ленгипрогаз). Требуется разработка проекта комбинированной установки № 1 и № 2 Разработаны рабочие чертежи (Гипронефтезаводы)	
274
Продолжение
Установки и процессы	Принятая МОЩНОСТЬ, тыс. т[год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние научно-исследова- тельских работ
каталитический рифор- минг с предварительной	350			
гидроочисткой бензина .			Разрабатываетси проектное за-	Требуется уточнение дай-
гидроочистка дизельного топлива (фракция 230—	600		дание опытно-промышлениой установки мощностью 300 тыс. т/год (Ленгипрогаз)	них и аппаратурного оформления при работе на жестком режиме на Московском НПЗ и на опытно-промышленной установке
350’)	 гидроочистка реактивно- го топлива ТС-1г или	1100		Разработано проектное задание установки Л-24-7 мощностью 1200 тыс. т/год (Ленгипрогаз)	
фракции 180—230° . . .	600		Проекта нет	Имеются рекомендации ВНИИНП применитель- но к топливу ТС-1г, требуются данные для фракции 180—230°
извлечение бензола . .	270		Разработано проектное задание в составе комбинированной ус- тановки ЛК-6 на меньшую мощность (Ленгипрогаз). Тре- буется разработка проекта на принятую мощность	
извлечение ксилолов	350		Разработаны проекты установок	Требуется уточнение дан-
разделение ксилолов изомеризация головных фракций бензина (н.к.— 62э) ромашкинской неф-	130		по извлечению о-ксилола, n-ксилола и этилбензола иа меньшую мощность (Гипро- нефтезаводы). Требуется раз- работка проектов на принятую мощность, а также проекта по извлечению м-ксилола	ных и рекомендаций по извлечению лс-ксилола
ти	 5. Комбинированная уста- новка № 3 с секциями: высокотемпературный термокоитактный кре-	250	Ленгипрогаз— ВНИИнефтехим	Разработано проектное задание установки мощностью 250 тыс. т/год (Ленгипрогаз) Требуется разработка проекта	Научно-исследователь- ские данные имеются полностью
кинг (ВТТКК)	 селективная гидроочист- ка бензина	процесса	2400		Проекта нет	Требуются дополнитель- ные данные, в частно- сти, по испытанию по- лучаемого сырья для производства сажи
ВТ ТКК		450		Проекта нет	Требуются рекомендации научно-исследователь- ского института
производство водорода .	10—20		Проекта нет. Требуется проек- тирование и строительство опытно-промышлеиной уста- новки	
275
Продолжение
Установки и процессы	Принятая мощность, тыс. т/год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние иаучно-нсследова- тельскнх работ
6. Комбинированная уста- новка № 4 с секциями: термоконтактный кре- кинг (ТКК)	 селективная гидроочист- ка бензина процесса ТКК	 гидроочистка дизельного топлива процесса ТКК гидрокрекинг смеси дис- тиллятов прямогонных и ТКК	 7. Гидрокрекинг 		3200® 2400® 500 350 900 2500 2200 2300	Ленгипрогаз— ВНИИнефтехим Гипронефтезаво- ды-ВНИИНП Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ БашНИИНП	Требуется разработка проекта Выполняются рабочие чертежи установки меньшей мощно- сти. (Ленгипрогаз). Требу- ется разработка проектов на принятые мощности Проекта нет Проекта нет Разрабатываются рабочие чер- тежи установки мощностью 900 тыс. т/год на давление 60 am (Ленгипрогаз). Требу- ется разработка проекта двух- ступенчатого процесса на давление 100—150 ат приме- нительно к переработке пря- могонного сырья и смеси его с дистиллятами ТКК См. п. 6	Требуются исходные дан- ные, в том числе реко- мендации по каталити- ческому риформингу бензина ТКК ВНИИНП получает дан- ные для процесса под давлением 100—150 ат, осуществляемого в две ступени См. п. 6
8. Каталитический крекинг 9. Термоконтактный кре-	1200 1200 1100	Гипронефтезаво- ды—ВНИИНП Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ БашНИИНП	Разрабатываются рабочие чер- тежи (Гипронефтезаводы)	Научно-исследователь- ские данные имеются полностью
КИНГ	 10. Гидроочистка (секцион-	2500 850	Гипронефтезаво- ды—ВНИИНП БашНИИНП	Выполняются рабочие чертежи установки на меньшую мощ- ность (Ленгипрогаз). Требу- ется разработка проектов на принятые мощности примени- тельно к переработке ромаш- кинской нефти	Научно-исследователь- ские данные имеются полностью
ная, многопоточная) . . . 11. Каталитический рифор- минг на получение арома-	300—2500 1000— 4000 900 1200	Гипронефтезаво- ды—ВНИИНП Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ Гипрогроз- нефть—Г роз- НИИ БашНИИНП	Проекта нет. Требуется разра- ботка проекта мощной много- поточной установки (см. п. 4)	Научно-исследователь- ские данные имеются полностью
ТИКИ		1200 250	Гипронефтезаво- ды-ВНИИНП БашНИИНП	Разрабатывается проектное задание опытно-промышленной установки мощностью	Требуется уточнение дан- ных и аппаратурного оформления установки
276
П родолжение
Установки и,процессы	Принятая мощность, тыс. т[год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние иаучно-нсследова- тельских работ
12. Каталитический рифор- минг на облагораживание бензина 		1000	Гипронефтезаво-	300 тыс. т/год (Ленгипрогаз). Требуется разработка проек- тов на принятые мощности То же	при работе иа жестком режиме на Московском НПЗ и на опытно-про- мышленной установке То же
13. Каталитический рифор- минг (секционная, много- поточная) 		1200 1800»	ды—ВНИИНП БашНИИНП Гипрогроз-	Требуется разработка проекта	
В том числе секции: с блоком гидроочистки .	1200	нефть—Гроз- НИИ	секционной многопоточной установки См. п. 11	См. п. 11
для получения бензола выделения суммарных ксилолов 		300 260		Проект Л-37-7/300 Требуется проект с ДЭГ	Требуется уточнение дан-
выделение о-ксилола выделение этилбензола выделение п-ксилола 14. Каталитический рифор- минг (секционная, двухпо- точная) 		61 52 44 1500г	Гипрогроз-	Имеются рабочие чертежи (Гип- ронефтезаводы) Имеется проектное задание (Гипронефтезаводы) Имеются рабочие чертежи (Гип- ронефтезаводы) Требуется разработка проекта	ных
Для облагораживания бензина 		1200	нефть—Гроз- НИИ	двухсекционной установки См. пп. 11 и 13	См. пп. 11 и 13
Для получения бензола 15. Комплекс установок по разделению и изомериза- ции ксилолов 		300 150	Гипронефтезаво-	Выполнены проекты на мень-	Требуются дополнитель-
Выделение ксилолов . .	68	ды-ВНИИНП БашНИИНП	шую мощность (Гипронефте- заводы). Требуется разработ- ка проектов на принятые мощности, а также проект установки по получению и изомеризации jw-ксилола Имеется рабочий проект (Лен-	ные данные по получе- нию и изомеризации л1-ксилола
Изомеризация .и-ксилола	27	То же	гипрогаз) Проекта нет	Требуются дополнитель-
16. Изомеризация фракции н.к,—62°		250	Гипронефтезаво-	См. п. 4	ные исследовательские данные См. п. 4
17. Изомеризация рафината риформинга 62—83° . . .	150	ды—ВНИИНП Гипронефтезаво-	Имеется проектное задание	Исследовательские дан-
18. Изомеризация н-гексана	200	ды—ВНИИНП БашНИИНП	'(Ленгипрогаз) Имеется проектное задание	ные имеются Необходимо уточнение
19. Изомеризация н-пентана	140	То же	(Ленгипрогаз) То же	исследовательских дан- ных То же
20. Алкилирование ....	180	Гипронефтезаво-	Требуется разработка проекта	Исследовательские дан-
21. Газофракционирование .	800	ды-ВНИИНП То же	на принятую мощность Требуется разработка проекта	ные имеются
	2015	БашНИИНП	установки на принятую мощ- ность	
277
Продолжение
Установки и процессы	Принятая мощность, тыс. т/год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние научно-исследова- тельских работ
22. Пиролиз и газоразделение	1500* 330—350 270	Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ Ленгипрогаз— ВНИИнефтехнм БашНИИНП	Проекта нет То же »	Для выполнения проект- ного задания данные имеются в ГрозНИИ
23. Сераочистка газов . . .	300 200	Гипрогроз- нефть—Г роз- НИИ БашНИИНП	Имеется рабочий проект уста- новки мощностью 160 тыс. т/год (Гнпрогазоочистка). Тре- буется проект установки при- нятой мощности	
24. Получение бензола нз				
н-гексана	300	Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ	Разрабатывается проектное за- дание (Гнпрогрознефть)	Необходимо ' уточнение данных к рабочим чер- тежам
25. Производство нафталина 26. Карбамидная депарафн-	120	Гнпрогроз- нефть— Гроз - НИИ	Выполняется проектное задание (Г ипрогрознефть)	Требуется уточнение дан- ных к рабочим чертежам
низация (при переработке ромашкинской и арланской			Выполнен рабочий проект уста- новки мощностью 500 тыс.	
нефтей)		2000	Гипронефтезаво- ды-ВНИИНП		Требуются ” испытания в опытно-промышленном
	1000	Гнпрогроз- нефть—Гроз- НИИ	т/год (Гнпрогрознефть). Под- готовлено задание на проекти- рование установки мощностью	масштабе центрифуг производительностью 16 т/ч и создание цент-
	1000	Ленгипрогаз— ВНИИнефтехнм	1000 тыс. т/год. Требуется установка мощностью 1000	рифуг производитель- ностью 32 т/ч по осад-
	500	БашНИИНП	тыс. т/год	ку
27. Карбамидная депарафи- низация двухсекционная (при переработке высоко- парафинистой нефти типа				
мангышлакской) ....	1700	Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ	Требуется разработка проекта двухсекционной установки	
В том числе секции:	700			
для керосина 				| См. п. 26	| См. п. 27
для дизельных топлив .	1000			
28. Коксование с блоком		Ьипрогроз- нефть—Гроз- НИИ		
обессеривания кокса . . .	2200®		Проекта нет	Имеются данные для раз- работки проектного за- дания. Требуется ос- воение процесса на установке Г-18
29. Коксование 		1000г	Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ	То же	
30. Коксование замедленное	600	БашНИИНП	Имеется технический проект установки мощностью 300 тыс. т/год (Гипронефтезаводы). Требуется разработка проекта на принятую мощность	
31. Обессеривание кокса . .	120	То же	Проектируется опытно-промыш- ленная установка мощностью 20 тыс. т/год. Требуется со- здание проекта установки принятой мощности	
32. Производство битума .	250-500 1000 250 500	Гипронефтезаво- ды—ВНИИНП Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ БашНИИНП	Имеется проект установки мощ- ностью 250 тыс. т/год. Тре- буется проект установки на принятые мощности	Исследовательские дан- ные имеются полностью
278
Продолжение
Установки и процессы	Принятая мощность, тыс. т/год	Схемы НПЗ	Состояние проектных разработок	Состояние научно-исследова- тельских работ
33. Деасфальтизация тяже- лых остатков легкими бен- зиновыми фракциями . .	2400	БашНИИНП	Проекта нет	Необходимо выполнение
34. Экстракция концентра- тов ароматики из прямо- гонных керосино-газойле- вых фракций		2000	То же	То же	исследовательских ра- бот Необходимо выполнение
35. Гидродеалкилирование концентратов ароматики .	1110			исследовательских ра- бот То же
36. Гидродеалкилирование толуола 		150			»
37. Производство элементар- ной серы		100—180б	Гипронефтезаво-	iТребуется разработка проектов	Исследовательские дан-
38. Производство серной кислоты 		260 150—280 260 30	ды—ВНИИНП Гипрогроз- нефть—Гроз- НИИ Ленгипрогаз— ВНИИнефтехим БашНИИНП Гипронефтезаво-	на указанные мощности Проект имеется	ные имеются То же
* Соответственно для легкой и Соответственно прн перераб в При переработке ромашкина г При переработке Мангышлаке л С блоком выделения н получс	тяжелой бе этке ромаш сой н арлан кой нефти, ния водоро;	ды—ВНИИНП нзнновых фракций, кннской и арланск ской нефтей. ia.	ой нефтей.	
Приложение 7
РЕКОМЕНДАЦИИ
по научно-исследовательским и проектным разработкам укрупненных технологических
установок для перспективных НПЗ
Процессы н установки	Исследовательские данные		Проектное задание		Рабочие чертежи	
	исполнитель	срок	исполнитель	срок	исполнитель	срок
АВТ мощностью 6 млн. т/год для переработки высокосернистых нефтей		БашНИИНП	Выданы	Гипронефтеза-	1965 г.	Гипронефтеза-	1966 г.
То же с воздушным охлаждением	Гипронефтемйш	I кв.	ВОДЫ »	1965 г.	ВОДЫ	1966 г.
АТ мощностью 6 млн. т/год для переработки высокосернистых нефтей .... 		БашНИИНП	1965 г. Выданы	Гипронефтеза-	1965 г.	Гипронефтеза-	1967 г.
То же с воздушным охлаждением	Гипронефтемаш	I кв.	ВОДЫ »	1965 г.	ВОДЫ »	1967 г.
АТ-ДВП мощностью 6 млн. т/год	ГрозНИИ	1965 г. Выданы	Гипрогрознефть	1965 г.	Гипрогрознефть	1966 г.
Каталитический риформинг для по- лучения высокооктанового бен- зина мощностью 1,2 млн. т/год	ВНИИнефтехим	1965 г.	Ленгипрогаз	1966 г.	Ленгипрогаз	1967 г.
279
Продолжение
Процессы и установки	Исследовательские данные		Проектное задание		Рабочие чертежи	
	исполнитель	срок	исполнитель	срок	исполнитель	срок
Каталитический риформинг для по- лучения бензина с октановым числом 95 мощностью 600 тыс. т	ВНИИнефтехим	1964 г.	Ленгипрогаз	III кв.	Ленгипрогаз	1966 г.
Комплекс установок для получения индивидуальных изомеров ксило- лов с блоком изомеризации . .	ВНИИНП	Выданы	Гипронефтеза-	1965 г. I кв.	Гипронефтеза-	I кв.
Гидроочистка прямогонных кероси- нов мощностью 500 тыс. т . .	ВНИИНП	Выданы	ВОДЫ Ленгипрогаз	1965 г. I кв.	ВОДЫ Ленгипрогаз	1966 г. IV кв.
То же мощностью 1 млн. т • . .	ВНИИНП	Выданы	»	1965 г. I кв.	»	1965 г. IV кв.
Производство бензола из н-гексана методом дегидроциклизации про- изводительностью 300 тыс. т по сырью		ГрозНИИ	Выданы	Гипрогрознефть	1965 г. 1965 г.	ГипР°грознефть	1965 г. 1966 г.
Производство нафталина из нефтя- ного сырья мощностью 120 тыс. т по сырью		ГрозНИИ	1965 г.	Гипрогрознефть	1965 г.	Гипрогрознефть	1966 г.
Установка экстракции ароматизиро- ванных концентратов из газой- лей каталитического крекинга и коксования для получения са- жевого	сырья мощностью 350 тыс. т по сырью		ВНИИНП	IV кв.	Гипроазнефть	I кв.	Гипроазнефть	I кв.
Гидроочистка бензинов вторичных процессов мощностью 900 тыс. т	ВНИИНП	1964 г. II кв.	Ленгипрогаз	1965 г. 1966 г.	Ленгипрогаз	1966 г. I кв.
Гидроочистка высокосернистого сырья для каталитического кре- кинга мощностью 1250 тыс. т .	ВНИИНП	1965 г. Выданы	Ленгипрогаз	1966 г.	Ленгипрогаз	1967 г. 1967, г.
Блок установок гидроочистки с секциями для керосинов, дизель- ных топлив и вакуумных дистил- лятов общей мощностью 4— 5 млн. т 		ВНИИНП	I кв.	Ленгипрогаз	1966 г.	Ленгипрогаз	1968 г.
Трехпоточная установка гидроочи- стки масел и парафинов суммар- ной мощностью 900 тыс. т . .	ГрозНИИ	1965 г. IV кв.	Гипрогрознефть	1965 г.	Гипрогрознефть	1967 г.
Гидрокрекинг полумазута на под- вижном катализаторе при давле- нии 30 ат мощностью 2,5 млн. т	ИНХС АН	1964 г. 1966 г.	Ленгипрогаз	III кв.	Ленгипрогаз	III кв.
Гидрокрекинг двухступенчатый при давлении до 150 ат мощностью 1 МЛН. Т 		СССР ВНИИНП	1964 г.	Ленгипрогаз	1967 г. 1965 г.	Ленгипрогаз	1968 г. 1966 г.
Пиролиз бензиновых фракций и ра- финатов риформинга мощностью 1—1,5 млн. т по сырью с газо- разделением 		ниисс	1964 г.	Гипрогазтоп-	1965 г.	Гипрогазтоп-	1966 г.
Комплекс газофракционирующих установок по выделению высоко- концентрированных углеводоро- дов из газов нефтепереработки и пиролиза суммарной мощностью по сырью 1—1,5 млн. т . . . .	ГрозНИИ	I кв.	пром Гипрогрознефть	I кв.	пром Гипрогрознефть	1967 г.
Карбамидная депарафинизация ди- зельных топлив мощностью 1 млн. т	  .	ниисс ГрозНИИ	1965 г. Выданы	Гипрогрознефть	1966 г. IV кв.	Гипрогрознефть	IV кв.
				1964 г.		1966 г.
280
П родолжение
Процессы и установки	Исследовательские данные		Проектное задание		Рабочие чертежи	
	исполнитель	срок	исполнитель	срок	исполнитель	срок
Двухблочная установка изомериза- ции	производительностью 275 тыс. т, в том числе по фракции н. к.—62°—125 тыс. т;						
по фракции 62—85°—150 тыс. т То же	производительностью 550 тыс. т в том числе: по фракции н. к.—62°—250 тыс. т; по фракции 62—85°—	ВНИИнефтехнм	Выданы	Ленгипрогаз	II кв. 1965 г.	Ленгипрогаз	II кв. 1967 г.
300 тыс. шт	 Установка по производству водоро- да при 15—20 ат из природного газа мощностью 12—15 тыс. т	ВНИИнефтехнм	Выданы	»	Выпол- нено		IV кв. 1967 г.
по водороду 		ВНИИНП	Выданы	Гипрогазтоп-	II кв.	Гипрогазтоп-	IV кв.
То же при давлении 3—5 ат из сухих газов НПЗ мощностью	ГИАП	III кв. 1964 г.	пром	1965 г.	пром	1966 г.
12—15 тыс. т по водороду . . . Укрупненная установка по произ- водству водорода мощностью	ВНИИНП	Выданы	»	II кв. 1965 г.	»	IV кв. 1966 г.
25—30 тыс. т по водороду . . Деасфальтизация гудрона для по- лучения сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга мощ-	ВНИИНП	Выданы	Г ипрогазтоп- пром	IV кв. 1965 г.	Гипрогазтоп- пром	IV кв. 1966 г.
ностью 2,5 млн. т по гудрону . Установка «дуосол» для перера- ботки гудронов высокопарафини-	БашНИИНП	1965 г.	Гипронефтеза- воды	1967 г.	Гипронефтеза- воды	1968 г.
стых нефтей мощностью 1 млн. т Установка совмещенной депарафи- низации и обезмасливания для рафинатов (остаточных и дистил-	ГрозНИИ	Выданы	Гнпрогрознефть	1965 г.	Г ипрогрознефть	1967 г.
лятных) мощностью 600 тыс. т Установка замедленного коксова- нии мощностью 1,2 млн. т вы- сокосернистого сырья с блоком	ГрозНИИ	Выданы	Гнпрогрознефть	1965 г.	Г ипрогрознефть	1967 г.
обессеривания кокса 	 Установка висбрекинга высокосер- нистых остатков с присадками	БашНИИНП	1965 г.	Гипронефтеза- воды	1966 г.	Гипронефтеза- воды	1968 г.
мощностью 2 млн. т 	 Укрупненная установка по произ- водству битума мощностью по	БишНИИНП	1964 г.	Гипронефтеза- воды	1965 г.	Гипронефтеза- воды	1966 г.
сырью 500 тыс. т	 Экстракция концентрата ароматики из керосино-газойлевых фракций	БашНИИНП	Выданы	Гипронефтеза- воды (Ростов- ский филиал)	1965 г.	Гипронефтеза- воды (Ростов- ский филиал)	1966 г.
мощностью 2 млн. т 	 Гидродеалкилирование концентрата	БашНИИНП	1965 г.	Гнпрогрознефть	1966 г.	Г ипрогрознефть	1967 г.
ароматики мощностью 1 млн. т	БашНИИНП	1965 г.	Г ипрогрознефть	1966 г.	Гипрогрознефть	1967 г.
Примечание. Сроки исполнения, кителей подлежат уточнению.	перечень и мощности установок по процессам,			а также	перечень институтов испол-	
281
СПИСОК УЧАСТНИКОВ СОВЕЩАНИЯ 7—9 ИЮЛЯ 1964 г.
Н. И. Сорокин
В. П. Каражас
В. Н. Пажитнов, М. Д. Ни-
кифорова, А. Д. Местер,
Л. И. Злотин, Г. И. Казь-
мин, Е. С. Шуваев,
А. Д. Гельфер, А. Т. Гон-
даксазов, В. Н. Петров,
С. В. Чепиго, В. Г. Штан-
гей, П, А. Любарский,
Ю. И. Токарев, В. Ф. Ана-
стасьин, Н. 3. Кеворков,
А. А. Баскаков, В. Н. Ят-
рова, И. П. Кирпатовский,
К- П. Капустина, Л. И.
Туранов, П. Ф. Шилина,
Л. П. Голованова, А. П-
Распопина
И Ф. Благовидов, С. А. Фей-
гин, И. А. Михайлов,
В. И. Каржев, Б. Т. Абае-
ва, М. В. Рысаков,
Я. А. Ботников, В. П. Ва-
силенко, И. Э. Гельме,
А. Г. Жердева, С. 3. Ле-
винсон, В. М. Никаноров,
А. В. Агафонов,)А. Н. Ба-
сов [
Н. В. Страхов, Е. Г. Сто-
ляренко
К. М. Драшковский,
Б. Б. Крупицкий, Т. Ф.
Слепуха, В. И. Губернс-
кий, И. И. Штейнгольц,
А. П. Арефьев, Л. А. Ко-
рягина
Г. Ф. Олифиров, В. П. Ме-
щерин
Л. И. Ларионов, В. А. Вит-
ков
А. Ф. Брютеман, Н, В. Са-
енко
С. А. Шабуро
Б. Н. Карпов, И. Р. Черный,
Р. Л. Халютина, И. В. Про-
стова, Р. С. Ольшанецкая,
М. Б. Зицер, Р. Б. Горыш-
иик, В. С. Герш, С. Л. Ко-
шелевский
С. В. Несмелов, С. С. Бе-
лозерский, Р. Б. Гун,
Р. Б. Гольдштейн
Е. Е. Феофилов, Я. И, Бур-
штейн, Г. И. Ракова,
К. В. Бровкина, Н. В.
Аспель, М. В. Ткаченко,
Н. Г. Могилевский,
Л. С. Заглодин
И. Р. Осадченко, Б. А. Бур-
штейн, Н. Р. Бурсиан
Г оснефтехимкомитет
ВНИИНП
Горьковская опытная ба-
за ВНИИНП
Гипронефтезаводы
Омский филиал ГНЗ
Горьковский то же
Ростова-на-Дону »
Куйбышевский »
Гипрогазтоппром
СКВ АНН
Ленгипрогаз
ВНИИнефтехим
С. В. Макарьев, Р. К. Сте-
пуро, М. А. Янгузова
А.	3. Дорогочинский,
Б. К. Америк
А. А. Гуляев, В. И. Круг .
А, С. Эйгенсон, Э. Г. Иоа-
кимис, Г. А. Терентьев
В.	Г. Скляр, В. И. Наумов
В. Т. Крамской
Д. Г. Груба
Ю. М. Голуб.
Н. А. Багдасарян
М. Э. Аэров
К. А. Яковлев, А. Т. Коро-
лева, Н. А. Хорьков
Ю. А. Шмук
Ф. Л. Вершмитский
В. Я. Нижник
Н. А. Сахаров, Н. П, Епи-
фанова
А.	А. Добровольский
А. П. Пичугин, М. М. Кац-
нельсон
Я. К- Шрейбер, В. И. Про-
тасов
К. Н. Плетнев
Г. Е. Гарзанов, Н. Е. Доб-
рякова, Р. Г. Иванов,
К- С. Дороннн
Л. А. Буяновский.
И. М. Мусаев, М. С. Слуц-
кий
Н. Л. Тушев, И. И. Верши-
нин.
Ю. А. Вихман, Ц. А. Бах-
шиян, В. А. Шейнман,
Л. Д. Захарочкин, К. Я.
Иванец, Л. Ф. Колеснико-
ва, А. П. Катаева, Я. И.
Пиньковский
Г. М. Мамнкоянц, П. И. Ра-
фа
Н. В. Матвеева, И. А. Гу-
ревич
Р. Л. Гусман, В. П. Куд-
рявцева
В.	А. Касаткин
Д. В. Иванюков, Л. Е. Злот-
ников
Г. Ф. Ивановский
И. И. Абрамсон
Я. Р. Кацобашвнли
М. Г. Митрофанов
Н. В. Яблонский
Гипрогрознефть /Я
ГрозНИИ
Гипроазнефть
БашНИИНП
УкрНИИгипронефть
Львовский филиал Укр-
НИИгипронефть
ВНИИсиптезбелок
ВНИИолефин
НИИСС
Гипрокаучук
Резинопроект
ЦК КПСС
Госплан СССР
СНХ СССР
Госплан РСФСР
СНХ РСФСР
Госстрой СССР
Госкомитет по координа-
ции научно-исследова-
тельских работ РСФСР
Госкомитет по приборо-
строению, средствам
автоматизации и си-
стемам управления
Госкомитет нефтедобыва-
ющей промышленно-
сти
Госкомитет химического
и нефтяного машино-
строения
Гипронефтемаш
Управление пожарной
охраны
Союзглавнефть прн СНХ
СССР
Главнефтесбыт при СМ
РСФСР
Средне-Волжский СНХ
Московский НПЗ
Ново-Уфимский НПЗ
ЦНИИТЭнефтегаз
ИНХС АН СССР
ВНИИНГ (г. Волгоград)
Уральское отделение
ТЭП
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие........................................................
От редактора ......................................................
Совещание 6 апреля 1964 г.
Доклад В. С. Федорова — о состоянии отечественной техники нефтепере-
работки и основных направлениях в проектировании перспективных
нефтеперерабатывающих заводов......................................
Выступления:
Л. Г). Дроиин................................................<	. .
Д. И. Срочно.......................................................
А. 3. Дорогочииский.............................................
И. Ф. Благовидов ............................................
И. И. Штейнгольц.............................................
Н.	И. Сорокин .............................................
Заключительное слово В. С. Федорова................................
Приложения:
1.	Исходные положения для проектирования перспективных НПЗ . .
2.	Рекомендации по типам нефтей, принимаемых для проектирования пер-
спективных НПЗ.....................................................
3.	Рекомендации по качеству и объемам производства основных нефтепро-
дуктов на перспективных НПЗ.......................................
4.	Рекомендации по объемам производства и качеству основных видов
нефтехимического сырья на перспективных НПЗ......................
5.	ВТУ на этилен...................................................
6.	ВТУ на пропилен.................................................
7.	Требования к импортному НПЗ.....................................
Список участников совещания 6 апреля 1964 г........................
Совещание 7—9 июля 1964 г.
Вступительное слово В. С. Федорова.................................
Раздел I.
Перспективные нефтеперерабатывающие заводы топливно-химического про-
филя мощностью 12 млн. т/год для переработки ромашкинской и ар-
ланской нефтей (Гипронефтезаводы, ВНИИНП, Гипрогазтоппром и
СКВ АНН)...........................................................
Доклады:
И. Ф. Благовидов — Основные рекомендации и экспериментальные обосно-
вания к процессам, предусмотренным схемой перспективных нефтепере
рабатывающих заводов..............................................
А. П. Арефьев — Схемы и основные показатели топливной части перспек-
тивных НПЗ........................................................
Р. С. Ольшаиецкая — Комплекс нефтехимических производств на базе
углеводородного сырья перспективного НПЗ..........................
С. В. Несмелое — Система автоматизации перспективного НПЗ ....
Б. Б. Крупицкий — Обоснование пунктов строительства и технико-эко-
номические показатели перспективных НПЗ...........................
Заключение.........................................................
Раздел II
Перспективные нефтеперерабатывающие заводы мощностью 12 млн. т/год
для переработки высокосернистых и высокопарафинистых нефтей (Гип-
рогрознефть, ГрозНИИ).............................................
Б. К- Америк — О схемах глубокой термокаталитической переработки ма-
зутов применительно к мощным перспективным НПЗ....................
Р. К. Степуро — Схемы и основные показатели перспективных НПЗ мощ-
ностью 12 млн. т/год топливного и топливпо-.масляпого профиля . . .
Заключение.........................................................
3
5
9
21
22
24
24
26
26
27
30
31
32
33
33
34
34
38
39
41
14
44
55
63
65
69
71
71
80
93
Раздел III
Перспективные нефтеперерабатывающие заводы мощностью 12 млн. т/год
для глубокой и неглубокой переработки по топливной схеме ромаш-
кинской и арланской нефтей (Ленгипрогаз и ВНИИнефтехим) ...	95
Я. И. Бурштейн — Технологические схемы и материальные балансы заводов 95
Заключение....................................................	.	109
Раздел IV
Технологические схемы перспективных НПЗ для переработки высокосер-
нистых нефтей типа арланской (БАШНИИНП)....................•  •
А. С. Эйгенсон. Технологическая схема перспективного НПЗ для глубокой
переработки арланской нефти ......................................
Г. А. Терентьев. Технологические схемы НПЗ для неглубокой переработ-
ки арланской нефти ...............................................
Раздел V
Основные проектные решения по Украинскому НПЗ с нефтехимическим
комплексом (УкрНИИгипронефть).....................................
Раздел VI
Г. Ф. Ивановский. Реконструкция Ново-Уфимского НПЗ для переработки
высокосернистых нефтей, коренного улучшения качества нефтепродук-
тов и технико-экономических показателей...........................
Раздел VII
Схемы водоснабжения, канализации и очистки сточных вод перспективных
НПЗ для переработки сернистой и высокосернистой нефтей
(БашНИИНП)........................................................
Раздел VIII
Новые процессы и производства для действующих и перспективных НПЗ
С. В. Чепнго. Микробиологическое получение белково-витаминного концен-
трата (БВК) на основе углеводородов нефти (ВНИИсинтезбелок)
А.	А. Андреев. Завод по производству БВК из углеводородов нефти про-
изводительностью 70 тыс. т/год (Гипрогидролиз)....................
В.	С. Герш и Б. Г. Берго. Конденсационно-испарительный метод разделе-
ния газовых смесей для производства этилена из сухих газов нефте-
переработки (Гипрогазтоппром, ВНИИнефть)..........................
Ю. А. Шмук, К .А. Яковлев. Направления переработки углеводородных
газов перспективных НПЗ для производства синтетического каучука
и других продуктов нефтехимии номенклатуры Гипрокаучука (Гипро-
каучук) ..........................................................
И. Р. Черный и Р. Б. Горышник. Современные и перспективные методы
получения водорода для нефтеперерабатывающих заводов (Гипрогаз-
топпром) .........................................................
Б. Т. Абаева, А. В. Агафонов и Н. А. Окнншевнч. Производство новых
видов сырья для сажи на действующих и перспективных НПЗ
(ВНИИНП)..........................................................
А.	В. Агафонов. Процесс гидрокрекинга в схемах современных и перспек-
тивных нефтеперерабатывающих заводов (ВНИИНП) ....................
Выступления:
Ю. Л. Вихман .....................................................
Д. И. Орочко................................................i	. .
И. И. Штейнгольц
Я. Р. Кацобашвили.................................................
В.	А. Касаткин..............................................:	. .
А. 3. Дорогочннскнй............................................
М. Г. Митрофанов.............................................г .
Т. Ф. Слепуха................................................. . .
И. Р. Осадчеико....................................................
А. В. Агафонов..............................................
Н. Н. Константинов......................................,	> .
Н.	И. Сорокин ....................................................
Заключительное слово В. С. Федорова...............................
Решение совещания
Приложения:
1.	Объемы производства основных товарных нефтепродуктов на пер-
спективных НПЗ....................................................
2	Объемы производства нефтехимического сырья на перспективных НПЗ
3.	Перечень основных технологических установок, включенных в состав
перспективных НПЗ.................................................
4.	Объемы основных вторичных процессов нефтепереработки на перспек-
тивных НПЗ .................................................... ;
5.	Основные технико-экономические показатели перспективных НПЗ . .
6.	Состояние научно-исследовательских и проектных работ по основным
процессам и установкам, включенным в схемы перспективных НПЗ .
7.	Рекомендации по научно-исследовательским и проектным разработкам
укрупненных технологических установок для перспективных НПЗ . .
Список участников совещания 7—9 июля 1964 г.......................
Ш
111
122
128
136
143
151
151
162
165
175
182
186
199
209
213
216
223
228
230
231
233
234
236
238
242
243
268
270
271
273
274
274
279
282
Опечатки к сборнику «Перспективные нефтеперерабатывающие
заводы СССР»
Стра- ница	Колонка и строка	Напечатано	Следует читать
45	Рис. 1 , 8-я сверху	2 — сухой неочищенный	2 — сухой газ неочи- щенный
100	Рис. 4, 6—7-я сверху	III — комбинированная № 4	III, IV — комбиниро- ванные № 4
105	Таблица 6, первая строка сноски	От процессов . . .	* От процесса . . .
178	Таблица 3, первая колонка. 13-я строка сверху	C4H](i	QH(i
226	Левая колонка, 21 строка сверху	нл!н	нл/л
284	9-я сверху	Основные проектные . . .	Е. И. Наумов. Основ- ные проектные
284	16-я сверху	Схемы водоснабже- ния . . .	Э. Г. Иоакнмис. Схемы водоснабжения ....
Зак. 90S