Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающего комплекса мира и России. Монография

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

1 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 85 6 7 8 > Следующая >>>

водорода для нужд НПЗ является паровая каталитическая конверсия, обычно природного газа. Получается технический водород с чистотой 96–97 % об. Такой водород пригоден для гидроочистки и гидрокрекинга, подготовки сырья каталитического крекинга, коксования и т. п.

На НПЗ России вырабатывается около 1 млнт./год водородсодержащего газа (ВСГ). Кроме того, на 7 НПЗ находятся в эксплуатации специализированные установки, на которых производится ~120 тыс. т водорода.

Для обеспечения водородом намеченных к вводу установок КК (с секцией ГО сырья) и ГК потребуется дополнительно ~1 млн т/год водорода (к 2020 году – 14 установок).

Важной задачей нефтепереработки является обеспечение сырьевой базы нефтехимической промышленности. Доля нефтехимических производств на мировом рынке составляет ~7 %, а в России – 2,5 %.

Более интенсивное развитие нефтехимии в России предусматривается как за счет наращивания выпуска нефтехимического сырья, так и путем интеграции с нефтепереработкой. Прибыль от такой интеграции в странах Европы оценивается более 50 млн дол.в год.

Выход пропилена при каталитическом крекинге разной конфигурации может составить 4,7–15 %, сумма олефинов – 19,5–50,25 % (С3– С5), всего газов (предельных и непредельных) – 29,9–60,0 % (олефиннасыщенные технологии).

Гидрокрекинг может давать до 15 % фракции С3-С4, пригодной в качестве сырья пиролиза. Ус т а н о в к и з а м е д ле н н о г о к ок с ов а н и я д а ю т 10–15 % бензина содержащего значительные количества непредельных и ароматических углеводородов. Каталитический риформинг дает 9– 14 % бензолсодержащей фракции с содержанием бензола около 40 %. Кроме этого, также получается 7–11 % фракции С2–С5 для использования в качестве сырья пиролиза. Гидроочистка также может дать 7–10 % углеводородов С2–С5 для пиролиза.

Таким образом, сырья для нефтехимии вполне достаточно. Все, что необходимо, может дать модернизация нефтепереработки, для которой нефтехимической сырье является побочной, а значит недорогой продукцией.

В соответствии с этим к 2030 году производство этилена может вырасти до 13 млн т/год.

Таким образом, для реализации программы модернизации и реконструкции целесообразно, по возможности, ликвидировать все старые, морально и физически устаревшие, изношенные технологические

установки и объекты общезаводского хозяйства, так как высокие финансовые затраты в модернизацию старых производств не сделают их конкурентоспособными по сравнению с передовыми западными фирмами.

Среди процессов, позволяющих наряду с повышением глубины переработки, получать качественные компоненты – КК (высокооктановый компонент бензина, сырье для нефтехимии) и ГК (высокооктановые компоненты бензина с низким содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо с ультранизким содержанием серы и авиакеросин). К наиболее легко реализуемым углубляющим процессам следует отнести висбрекинг и коксование.

Необходимо ускорение модернизации, внедрение новых инновационных технологий как отечественных, так и зарубежных. Только так можно вывести ТЭК на уровень, обеспечивающий энергетическую и экономическую безопасность государства.

Одним из основных негативных моментов является географическая оторванность источников сырья от мест их переработки.

Как следствие, имеют место высокие логистические издержки, которые снижают эффективность и конкурентоспособность отечественных производителей, а также ориентацию на внутренний рынок.

Таким образом, приоритетными задачами являются:

– увеличение доли высококачественных продуктов;

– строительство новых экспортноориентированных нефтеперерабатывающих комплексов;

– коренная реконструкция действующих НПЗ, направленная на увеличение глубины переработки нефти;

– снижение высокого уровня энергопотребления;

– выработка продукции, соответствующей стандартам Евро-4 Евро-5;

– увеличение глубины переработки нефти;

– развитие нефтехимического производства на НПЗ;

– развитие газохимических комплексов на основе GTL-технологий и др.

Наряду с использованием традиционных процессов ведутся исследования по дальнейшему совершенствованию процессов и схем переработки нефтяных остатков.

Это, прежде всего, газификация остатков, кокса, асфальта деасфальтизации и ее сочетание с энерготехнологической схемой, обеспечивающей собственные нужды в электроэнергии и водяном паре. Процессы газификации нефтяных остатков могут быть направлены на

получение водорода, потребность в котором возрастает, а также синтезгаза для синтеза аммиака, метанола, синтетических топлив и др. Газификация позволит осуществить безостаточную переработку нефти.

Статистический анализ показателей нефтеперерабатывающей отрасли России позволил выявить главные ее проблемы: невысокая глубина переработки нефти – 74 % (в среднем по миру 85–92 %); невысокая доля вторичных процессов – менее 70 % от первичной переработки (в среднем в мире – 91 %); относительно невысокое качество производимых нефтепродуктов и пр.

Экспорт продуктов нефтеперерабатывающей отрасли России имеет сырьевую направленность, так как 70 % экспорта приходится на сырую нефть, а остальные 30 % (автомобильный бензин, дизельное топливо, мазут) являются полуфабрикатами и дешевыми нефтепродуктами невысокого качества, которые не удовлетворяют современным требованиям качества ЕВРО.

Покупая недорогие российские нефтепродукты, европейские нефтеперерабатывающие компании, проделывая ряд несложных операций, доводят эти по сути дела полуфабрикаты до нужных качественных кондиций и продают, в том числе и на российском рынке, по среднеевропейским ценам. Тем самым на протяжении достаточно длительного времени российского экспорта нефтепродуктов в Европе создавались дополнительные рабочие места; происходило наращивание добавленной стоимости; возрастал валовый продукт в импортирующих странах.

Современный этап развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности характеризуется необходимостью значительного увеличения мощностей по тем технологическим процессам, которые направлены на производство максимального количества высококачественных компонентов топлив и масел. В связи с этим практически на всех нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) разработаны масштабные планы строительства новых, модернизации и реконструкции имеющихся установок, для оценки которых некоторыми авторами рекомендован специальный инновационный показатель.

Эти планы предполагают использование вторичных деструктивных процессов переработки тяжелых нефтяных остатков (мазутов и гудронов), а также процессы по облагораживанию нефтяных фракций для обеспечения соответствия показателей требованиям нормативных документов.

Структура процессов нефтепереработки РФ в 2014 году представлена на рис. 1.13.

Рис. 1.13. Структура процессов нефтепереработки РФ в 2014 г.

ГП =

Н– (М + П + СГ)

∙ 100$%$, $(1.1)

В связи свышеизложенным определенный интерес представляет сравнение эффективности работы нефтеперерабатывающих предприятий с использованием нескольких показателей и выявление направления их развития.

В РФ для оценки эффективности НПЗ и нефтехимических предприятий до недавнего времени применялись два показателя – глубина переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов.

Глубина переработки (ГП) нефти вычисляется как выход (в % мас. на нефть) всех нефтепродуктов, за исключением топочного мазута, сухого газа и безвозвратных потерь:

где ГПН – глубина переработки нефти, %; Н – количество переработанной нефти, т; М – количество топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти, т; П – потери, т; СГ – количество сухого газа от переработанной нефти, использованного как топливо, т.

Динамика изменения глубины переработки нефти в РФ на период 1990–2015 и ее прогноз до 2030 года представлена на рисунке 1.14.

Такое невысокое значение глубины переработки нефти вызвано недостаточным количеством углубляющих и деструктивных вторичных процессов, таких как коксование, каталитический крекинг, гидрокрекинг, которые есть всего на 14 из 31 крупных НПЗ РФ.

Рис. 1.14. Динамика изменения глубины переработки нефти в РФ

О необходимости углубления переработки нефти и внедрения новых технологических процессов отмечалось и ранее.

Выход светлых нефтепродуктов (ВСН) – это сумма выходов (в % мас. на нефть) сжиженных газов, бензинов, реактивных и дизельных топлив. Назначение указанных показателей – оценка эффективного и полного использования нефтяного сырья, а именно мазута. При более высоком значении этих показателей удельный расход нефти на получение светлых нефтепродуктов будет меньше.

Данные показатели в большей степени зависят от свойств перерабатываемой нефти, а именно, от потенциального содержания в ней топливных фракций, а также от наличия в поточной схеме НПЗ процессов, направленных на производство дополнительного количества дистиллятов. В случае перехода на переработку нефти с другого месторождения с более высоким содержанием светлых, данные показатели заметно возрастут, но, очевидно, что это не является следствием работ по реконструкции и введения в эксплуатацию новых установок. Кроме того, приведенные показатели никак не отражают качество производимой продукции, а всего лишь частично дают возможность оценить уровень внедрения процессов переработки остаточного сырья на предприятии. Иначе говоря, добавление в поточную схему завода новых установок алкилирования, риформинга или изомеризации никаким образом не отразится на показателе глубины переработки нефти.

Недостаток показателя глубина переработки проявляется в том, что он чувствителен к объему вырабатываемого котельного топлива. Котельное топливо получают висбрекингом гудрона, и если гудрон, который идет на висбрекинг, направить на битумную установку, то выход котельного топлива резко сократится, а глубина переработки возрастет.

Существует другой показатель комплексной оценки НПЗ, которая разработана еще в 60-е годы техническим редактором и консультантом по нефти известного журнала Oil&GasJournal В. Нельсоном. Его задача состояла в том, чтобы разработать универсальный подход к выяснению требуемых вложений для возведения новых нефтеперерабатывающих предприятий разных видов. По предложению Нельсона вложения на возведение отдельной крупной единицы оборудования были отнесены к величине для установки атмосферной перегонки нефти, сложность которой принималась за единицу. Всем остальным установкам назначались коэффициенты (в зависимости от их сложности и стоимости).

Так, если стоимость сооружения установки атмосферной перегонки нефти составляет, к примеру, 400 $ / (бар./сут), а другой установки – 1 200 $ /(бар./сут), то индекс последней будет равен 3. Под рейтингом сложности целого нефтеперерабатывающего завода подразумевают сумму произведений индексов Нельсона отдельных установок на доли этих установок в поточной схеме предприятия:

CI = Σx

· NIi , (1.2)

где CI – коэффициент сложности нефтеперерабатывающего предприятия; x

– доля i-го процесса, определяемая как отношение его произво-

дительности к производительности установки атмосферной дистилляции; NI

– индекс Нельсона i-го процесса.

Чем выше индекс, тем выше стоимость завода и тем выше добавленная стоимость его продукции.

Индекс Нельсона характеризует совершенство схемы нефтеперерабатывающего предприятия по капиталоемкости. Наиболее высокое значение этого показателя характерны для предприятий с преобладанием нефтехимической составляющей, а при этом глубина переработки может быть низкой.

Cредний рейтинг сложности российских НПЗ колеблется на уровне 5,3; НПЗ США – 10; Канады – 7,2; Западной Европы – 6,6; стран Азии – 4,8; Латинской Америки – 4,8; Ближнего и Среднего Востока –

4,1; Африки – 3,4. Среднемировой индекс сложности нефтеперерабатывающих предприятий составляет 5,9.

На сегодняшний день ведущие нефтегазовые компании по всему миру имеют в своей структуре хорошо развитые нефтехимические производства (так называемые «нефтехимические крылья»). В составе прибыли крупнейших мировых нефтегазовых компаний (EхxonMоbil, Shеll, Totаl и др.) доля нефтехимических продуктов достигает 8–10 % и примерно такая же доля характерна для показателя чистой прибыли.

Отечественные предприятия недостаточно активно развивают нефтехимическую составляющую, лишь «Газпром», включая аффилированную с ним нефтехимическую компанию «Сибур», а также «Лукойл» и «Роснефть» имеют в своем составе нефтехимические подразделения и планируют их дальнейшее развитие.

Но при всем при этом индекс Нельсона не отражает эксплуатационную сторону переработки, которая зависит от качества сырья и получаемых продуктов. Если два идентичных завода имеют в своем составе один и тот же набор технологических установок одинаковой, но на одном из них производится дизельное топливо с содержанием серы 30 ppm, а на другом – 500 ppm, то это никак не повлияет на итоговый индекс сложности предприятия. Также надо отметить, что получение качественных продуктов от стоимости возведения технологической установки никаким образом не зависит. Основной функцией индекса сложности является сопоставление предприятий по статьям капитальных затрат. При увеличении числа стадий переработки сырья индекс Нельсона также будет возрастать, однако оптимальное число стадий, которое обеспечивает заданный уровень качества продукции, определяется технологией производства.

Общая тенденция развития нефтепереработки такова, что она направлена на углубление переработки, т. е. повышению индекса Нельсона путем освоения вторичных процессов.

Что касается отмеченной выше трудности оценки качественной стороны совершенства производства, т. е. нацеленности предприятия на производство высококачественных и экологичных продуктов, на наш взгляд можно и необходимо оценить новым показателем, условно названным нами «критерием (индексом) качества моторных топлив».

Суть этого показателя заключается в учете качественной стороны производства, в учете объема массового производства наиболее востребованных нефтепродуктов, отвечающих современным требования рынка. Допустим, два нефтеперерабатывающих завода имеют идентичный набор технологических установок одинаковой мощности, но

получают нефтепродукты разного качества. Они будут оцениваться ин-

ИК =

(x!× g!) ∙ 100

$,$ $(1.3)

x! – содержание серы в i-ом топливе, %;

g! – количество i-го топлива,

НПЗ

Переработка

нефти, млнт/год

Автомобильный

бензин, тыс. т/год

Дизельное топливо,

тыс. т/год

Класс

Выпуск

тыс. т/год

Класс

Выпуск

тыс. т/год

ОНПЗ

21,280

677,0 4 6,0

3946

6307

ННПЗ

8,239

48,0 4 1846

551,0

411,0

4 62,0

318,0

МНПЗ

10,800

2225

140,1

304,1

1716

дексом Нельсона одинаково.

Другими словами, индекс сложности Нельсона не учитывает (и не стимулирует) выпуск предприятием высококачественной продукции.

Качественную сторону товарных моторных топлив можно выразить через содержание в них серы, так как во время вторичных процессов, особенно гидрокаталитических, нефтепродукт очищается от серы и от других нежелательных соединений (азот-, кислородсодержащих, металлорганических соединений), т. е. изменяется химический состав полученных продуктов в сторону их облагораживания.

Индекс качества (ИК) рекомендуется рассчитывать по формуле

∑

где т/год; G – количество перерабатываемой нефти, т/год; 100 – коэффициент масштабирования.

Определим индекс качества для трех заводов, по которым имеются данные по объемам производства топлив различных экологических классов (Омский ОНПЗ, Московский МНПЗ и Новокуйбышевский ННПЗ) за 2014 год. Они приведены в табл. 1.14 и 1.15.

Таблица 1.14

Объем производства моторных топлив некоторых НПЗ России

по экологическим классам за 2014 год

Чем меньше значение индекса качества, тем топливо качественнее

НПЗ

неф

, %

Продукция

Наименование

Выпуск,

тыс. т/год

Количество серы,

т/год

ОНПЗ

2,0

1. Моторные топлива

2. Реактивные топлива

3. Мазут

10936

1708

1159

13668,0

1708

18544

Итого

13803

33920

ННПЗ

3,0

1. Моторные топлива

2. Реактивные топлива

3. Мазут

3236

315

2059

20934,0

315 (0,1 %)

51475

Итого

5610

72724

МНПЗ

3,0

1. Моторные топлива

2. Реактивные топлива

3. Мазут

4385,1

600

2900

11069,0

600

72500

Итого

7885,1

84169

и с точки зрения эксплуатационных свойств, и по экологическим соображениям. Этот показатель охватывает все виды нефтяного топлива.

Таблица 1.15

Объем производства продуктов топливного назначения

некоторых НПЗ России

качества вызвано тем, что продукты сгорания сернистых соединений обладают высокой коррозионной активностью, тем самым сокращают срок службы двигателей.

При взаимодействии сернистого газа атмосферной влагой и/или кислородом воздуха образуется сернистая или серная кислоты:

Использование содержания серы в топливах для выражения их

Эти же продукты наносят огромный вред окружающей среде.

+ Н2О → H2SO

2 SO

+ О2 → 2 SO3 , (1.5)

(1.4)

3 ,

+ Н2О → H2SO4 . (1.6)

ЭК =

(x!× g!)

X × G

× 100,$ $(1.7)

ЭК =

X × G −∑(x!× g!)

X × G

× 100.$ $(1.8)

Как известно, в результате атмосферные осадки оказываются подкисленными, что приводит к гибели лесов, превращению озер, рек и прудов в безжизненные водоемы, снижает урожайность земель сельскохозяйственного назначения. Кроме того, они усугубляют тяжесть течения заболеваний дыхательных путей человека и животных.

Поэтому индекс качества, по нашему мнению, является необходимым показателем оценки технического уровня нефтеперерабатывающих заводов и его необходимо использовать в комплексе с другими показателями, приведенными выше.

Таким же образом можно оценить показатель экологичности нефтеперерабатывающих заводов.

Для этого необходимо знать суммарное содержание серы в выпускаемых данным предприятием нефтепродуктах, используемых в качестве топлива (моторные топлива, реактивные топлива, мазут и др., кроме газов из-за трудности учета), и содержание серы в исходной нефти (X × G).

Отношение данных величин и будет показателем экологичности (ЭК):

∑

где Х – содержание серы в исходной нефти, % мас.

Согласно формуле (1.7) чем меньше значение ЭК, тем больше степень удаления серы, т. е. тем выше качество топлива по показателю «содержание серы». Максимальное значение ЭК в этом случае будет равно нулю.

Пользуясь этими же данными, показатель ЭК можно представить другим соотношением следующим образом:

В этом случае показатель ЭК имеет физический смысл – он отражает степень удаления нежелательных компонентов из нефтяных топлив. Максимальное значение ЭК в этом выражении равно 100, что соответствует полному удалению серы и других элементов. Расчеты указанных индексов приведены в табл. 1.16.

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 85 6 7 8 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]