Переработка нефти-3
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ИТС 30-2017
ООО «Ильский НПЗ» планирует перенос срока ввода в эксплуатацию с 2015 года на 2019 год установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 1200 тыс. тонн в год.
По планам нефтяных компаний на конец 2016 - начало 2017 года программой модернизации запланирован ввод в эксплуатацию 12 установок по вторичной переработке нефти, из них:
а) 1 установка изомеризации; б) 1 установка каталитического риформинга; в) 1 установка алкилирования;
г) 1 установка производства МТБЭ; д) 1 установка каталитического крекинга; е) 1 установка гидрокрекинга;
ж) 3 установки гидроочистки дизельного топлива; з) 1 установка глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков; и) 2 установки замедленного коксования.
По итогам 1 квартала 2016 года, в строительстве и реконструкции установок вторичной переработки нефти на НПЗ наблюдается следующая ситуация.
Завершаются строительно-монтажные работы на следующих установках:
а) алкилирования (реконструкция с увеличением мощности на 96 тыс. тонн в год) на АО «Газпромнефть - Омский НПЗ»;
б) гидрокрекинга мощностью 3500 тыс. тонн в год на ООО «ЛУКОЙЛ - Волгограднефтепереработка»;
в) замедленного коксования мощностью 2000 тыс. тонн в год на АО «ТАНЕКО» ПАО «Татнефть»;
г) замедленного коксования мощностью 1200 тыс. тонн в год на АО «Антипинский
НПЗ».
По оценке, в 2016 году введены в эксплуатацию и завершена реконструкция следующих установок:
а) изомеризации на ООО «Газпром нефтехим Салават» (ПАО «Газпром»); б) каталитического риформинга (реконструкция) на Куйбышевском НПЗ (ПАО
«НК «Роснефть»); в) каталитического крекинга и производства МТБЭ на Куйбышевском НПЗ (ПАО
«НК «Роснефть»); г) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО «ЛУКОЙЛ -
Пермнефтеоргсинтез»; д) гидроочистки дизельного топлива на Антипинском НПЗ (АО «Антипинский
НПЗ»); е) гидроочистки дизельного топлива (реконструкция) на ООО ПО
«Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз»); ж) комплекса глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков на НПЗ «ТАИФ»
(ОАО «ТАИФ-НК»), По программе модернизации планировалось построить и модернизировать 135
установок. Из них - новых установок 99, реконструкция - 36 установки. На сегодняшний день введено в действие 59 установок. Общее состояние отрасли за последние 10 лет существенно изменилось.
13
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ИТС 30-2017
Таблица 1.3 - Динамика изменения мощностей процессов нефтепереработки |
|||||
Динамика мощностей по переработке нефти 2005-2015 гг., млн т |
% к 2005 г. |
||||
Процессы |
2005 |
2010 |
2015 |
||
|
|||||
Первичная переработка нефти |
265,9 |
276,5 |
304,5 |
114,5 |
|
Кат.риформинг на |
26,1 |
26,1 |
29,1 |
111,5 |
|
облагораживание |
|||||
|
|
|
|
||
Гидроочистка дизтоплива |
70,5 |
70,6 |
79,2 |
112,3 |
|
Гидроочистка бензина |
|
|
5,0 |
- |
|
кат. крекинга |
|
|
|||
|
|
|
|
||
Изомеризация |
1,9 |
6,2 |
9,1 |
478,9 |
|
Каталитический крекинг |
17,8 |
21,2 |
24,6 |
138,2 |
|
Алкилирование |
0,6 |
1,3 |
2,1 |
345,0 |
|
Гидрокрекинг |
6,9 |
9,5 |
15,8 |
229,0 |
|
Коксование |
5,3 |
5,9 |
8,0 |
150,9 |
|
Висбрекинг гудрона |
12,7 |
22,7 |
24,3 |
191,3 |
Ожидается дальнейшее увеличение приема в переработку высокосернистой нефти (в 2010 году - 67 млн. тонн, а в 2015 году уже 83 млн. тонн) - как за счет регионов, традиционно добывающих тяжелую нефть (Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Удмуртская Республика, Оренбургская область), так и за счет «нетипичных» регионов (Тимано-Печорская провинция и Западная Сибирь). Так как строительство мощностей по глубокой переработки нефти перенесено на второй этап модернизации, и сроки реализации этого этапа в настоящее время сдвинуты к 2025 году, это может отрицательно сказаться на возможностях НПЗ РФ перерабатывать высокосернистое сырье.
Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности РФ в направлении строительства установок, углубляющих переработку.
1.2 Основные процессы нефтеперерабатывающих заводов
Нефть приходит на нефтеперерабатывающий завод с промыслов и нуждается сначала в очистке, которая происходит на установках обезвоживания и обессоливания (ЭЛОУ), а затем разделяется на фракции на установках атмосферной и вакуумной перегонки. Далее каждая из этих фракций нуждается в дальнейшей очистке и переработке. Эти процессы осуществляются на установках вторичной переработки (установках физико-химической переработки нефти), имеют определенную последовательность, их осуществление возможно при большом общезаводском хозяйстве, которое включает в себя объекты энергетики, водоснабжения, резервуары, очистные сооружения, железнодорожные эстакады приема и отгрузки нефтепродуктов.
Цель переработки заключается в преобразовании природных сырьевых материалов, таких, как сырая нефть и природный газ, в полезную товарную продукцию. Сырая нефть и природный газ на НПЗ превращаются в различные продукты, такие, как:
а) топливо для легковых автомобилей, грузовиков, самолетов, судов и други видов транспорта;
20
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ИТС 30-2017
б) топливо для сжигания для производства электроэнергии и тепла в промышленности и для домашних хозяйств;
в) сырье для нефтехимической и химической промышленности; г) специальные продукты, такие, как смазочные масла, парафины / воск и битум;
д) энергия в качестве побочного продукта в виде тепла (пара) и энергии (электричество).
Переработка нефти в пригодные для использования нефтепродукты может быть разделена на два этапа и на ряд вспомогательных операций.
Первый этап - обессоливание нефти и последующая перегонка с получением различных компонентов или фракций. Дальнейшая разгонка более легких компонентов и нафты проводится с целью извлечения метана и этана для использования в качестве нефтезаводского топлива, сжиженного углеводородного газа (пропан и бутан), компонентов смешения бензина и нефтехимического сырья. Разделение легких продуктов производится на каждом НПЗ. Как правило, перегонку (разгонку нефти) проводят в две стадии - с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному, и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому установки первичной переработки нефти носят названия АВТ - атмосферно-вакуумные трубчатки.
Если процессы первичной переработки нефти основаны, главным образом, на физическом разделении исходного сырья на определенные узкие фракции, и при этом не происходит изменений химического состава получаемых продуктов, то практически все процессы вторичной переработки связаны с химическим превращением углеводородов.
Процессы вторичной переработки позволяют:
а) обеспечить рынки дополнительным количеством высококачественных моторных топлив;
б) получить ценное сырье для нефтехимических комплексов и шинной промышленности;
в) существенно увеличить глубину переработки нефти, что позволяет НПЗ в условиях снижения темпов ее переработки не снижать уровень выпуска основного ассортимента продукции;
г) существенно расширить ассортимент выпускаемой продукции, что делает предприятие более конкурентоспособным в условиях рынка.
Большинство вторичных процессов - каталитические, кроме того, в них широко используются растворители, реагенты, адсорбенты. Другими словами, все то, что способствует изменению структуры углеводородов или извлечению определенных химических элементов и веществ. По своим направлениям все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:
а) облагораживающие (риформинг, гидроочистка, изомеризация и др.); б) углубляющие (термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование,
каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.); в) прочие (процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирование,
производство ароматических углеводородов, битумов и др.)
Для осуществления технологического процесса переработки нефти на НПЗ необходимо использовать так называемые общезаводские процессы
21
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ИТС 30-2017
(вспомогательные), сопровождающие производство нефтепродуктов и включающие в себя производство энергии, очистку сточных вод, производство серы, очистку отходящих газов, системы продувки, обработки и смешения нефтепродуктов, хранение и транспортировку нефтепродуктов в пределах предприятия.
Основными видом продукции любого НПЗ являются топлива. Выпуск топлив может составить до 75 - 90 % от поступаемой нефти в зависимости от набора технологических установок. На ряде НПЗ в зависимости от рынка нефтепродуктов строят масляный блок (производство масел) и блок нефтехимических производств; если этих блоков нет, то такой НПЗ называется топливным.
В последнее время большую прибыльность имеют заводы, где установки по производству топлив соединены с блоком нефтехимических производств. Такие комплексы называют комплексами нефтепереработки и нефтехимии. В настоящее время особо ценятся установки двойного назначения. Например, на установке риформинга можно получать высокооктановый компонент бензина и набор ароматических углеводородов, на установке каталитического крекинга - высокооктановый компонента бензина и пропилен, на установке гидрокрекинга - высококачественное дизельное топливо и основу для производства базовых масел.
НПЗ обычно характеризуют по глубине переработки нефти. Различают заводы с неглубокой и глубокой переработкой нефти.
Под неглубокой переработкой нефти понимают переработку нефтяных фракций без переработки мазута. Хотя это понятие достаточно условное, так как на некоторых заводах с неглубокой переработкой нефти построены установки вакуумной перегонки мазута и производство битума окислением гудрона.
Поточная схема НПЗ с неглубокой переработкой нефти представлена на рисунке 1.15. Как правило, в этом случае глубина переработки колеблется от 50 до 65 % в зависимости от качества нефти.
Нефтеперерабатывающие заводы, имеющие такую схему, целесообразно строить в районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ) и где для снабжения энергетических установок используется мазут. На этих заводах нефть подвергается процессам обезвоживания и обессоливания, а затем перегоняется на установках атмосферной перегонки с получением бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов. Бензиновый дистиллят разделяется на фракции. Легкий бензин (фракция, выкипающая в интервале НК - 62°С) подвергается изомеризации с получением высокооктанового изокомпонента. Фракция 62 - 105 (62 - 140°С) подвергается каталитическому риформингу с получением ароматического концентрата, из которого затем выделяют арены (бензол, толуол, ксилолы). Фракция 105 - 180 °С (140 - 180 °С) направляется на каталитический риформинг с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина. Если нет необходимости получать ароматические углеводороды, то вся бензиновая фракция 62 - 180 °С или 8 5 - 180 °С направляется на риформинг с получением высокооктанового компонента товарного бензина. В состав установки каталитического риформинга обязательно входит блок гидроочистки бензина. Средние дистилляты (керосиновый и дизельный) подвергаются облагораживанию и очистке от серы на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо высокого качества и малосернистое дизельное топливо.
22