Производство высокооктанового бензина на мини нпз

Производство высокооктанового бензина имеет для народного хозяйства большое значение.  [1]

Производство высокооктанового бензина из метанола – одно из быстро развивающихся направлений переработки метанола. Этот процесс разработан фирмой Mobil Oil и в ближайшие годы предполагается его внедрение. Необходимо, однако, отметить, что внедрение процесса будет сдерживаться ограниченностью ресурсов метанола, поскольку для получения достаточных количеств бензина необходимо во много раз увеличить объем производства метанола на основе угля. Поэтому в ближайшие 15 – 20 лет процесс может получить развитие в регионах, не располагающих запасами нефти, но богатых дешевым углем.  [2]

Возможности катализатора по производству высокооктанового бензина полностью не используются из-за ограниченной мощности регенератора.  [3]

Особое внимание уделяется производству высокооктанового бензина без добавки ТЭС.  [4]

Этот фирменный процесс предоставляет новый способ производства высокооктанового бензина при пониженной концентрации бензола. В этом процессе бензол, имеющийся в бензине, превращается в высокооктановые алкили-рованные ароматические соединения путем реакции с легкими олефинами на неподвижном слое катализатора. Процесс Алкимакс характеризуется низкими капитальными вложениями и низкими эксплуатационными затратами.  [5]

Основное назначение каталитического риформинга заключается в производстве высокооктанового бензина при минимальном снижении объемного выхода. Вследствие различий состава и свойств сырья при этом процессе должны протекать многочисленные реакции, ведущие к повышению октанового числа. Из этих реакций важнейшими являются: дегидрирование цикла-нов, дегидроциклизация, гидрокрекинг, изомеризация и дегидрирование алканов. Значение каждой из этих реакций оценивают по доле ее участия в общем повышении октанового числа.  [6]

В девятой и десятой пятилетках значительно увеличилось производство высокооктанового бензина, малосерппстых дизельных и авиационных топлив, высококачественных смазочных ма сел, ароматических углеводородов.  [7]

В девятой и десятой пятилетках значительно увеличилось производство высокооктанового бензина, малосернистых дизельных и авиационных топлив, высококачественных смазочных масел, ароматических углеводородов.  [8]

В этих данных не учтена потребность в метаноле для производства высокооктанового бензина по способу фирмы Мобил и низших олефинов конверсией метанола.  [9]

Процесс каталитического крекинга широко используется на всех НПЗ мира для производства высокооктанового бензина. Сырьем для установок этого процесса является практически весь потенциал средних дистиллятов. С ростом потребности в светлых нефтепродуктах и дефицитом нефти становится очевидной актуальность проблемы переработки нефтяных остатков для получения дополнительного количества высококачественной моторных тошшв. Попытки переработать непосредственно мазуты путем каталитического крекинга предпринимались еще в 50 – е года СП. Однако высокая коксуемость, большое содержание металлов в сцрье, существующая технология и применяемые аморфные алшоспликатнке катализаторы делали этот процесс малоэффективным из-за низкого выхода бензина и высокого выхода кокса.  [10]

Кроме того, начиная с 1971 г. на заводе будет освоено производство высокооктанового бензина АИ-93 , на который переводится современный автопарк страны.  [11]

Простейший разветвленный углеводород, плохо растворимый в воде газ; применяется в производстве высокооктанового бензина.  [12]

Две последние главы являются необходимым дополнением к изложению процесса гидрогенизации, так как производство высокооктанового бензина тесно связано с получением ароматизированного компонента и алкилата.  [13]

На базе процесса каталитического риформирования создан ряд установок, различающихся по назначению ( производство высокооктанового бензина или ароматических углеводородов), мощности и аппаратному оформлению. Принципиальные технологические схемы установок каталитического риформинга практически идентичны.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id334328p1.html

Основное отличие от множества других производителей – мы производим универсальную установку для следующих целей:

А) Улучшение характеристик нефти (увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 10-15% для тяжелых нефтей)

Б) Получение зимнего дизтоплива из летнего (за счет разрушения длинных молекул парафинов с переходом в керосиновую фракцию). Наша установка позволяет получить зимнее топливо с точкой замерзания -50°C при добавлении всего 80 грамм присадки на тонну, что в денежном эквиваленте составляет 3-5 копеек на литр.

В) Производство водомазутных и вододизельных эмульсий (увеличение КПД горения по сравнению с сухим продуктом при содержании воды до 30%)

Г) Увеличение октанового числа бензина с одновременным компаундированием с присадками. Эффективность – на тяжелых бензинах с концом кипения 195-210 градусов без присадки – поднятие октана на 10 пунктов, c добавлением 1-2% присадки – поднятие октана на 25-30 пунктов

    немецким частотным преобразователем ALTIVAR или VACON для работы с различным сырьем, компенсатором и виброустойчивыми приборами для защиты от высокочастотной вибрации, дополнительной кавитационной насадкой, увеличивающей мощность кавитации до 30%, системой автоматики и подогрева присадок, дозирующей установкой.

Диапазон рабочего давления в нашей установке от 3 кг/см2 до 20 кг/см2. Установка собирается из высокопрочных сталей с прецизионным исполнением. Гарантированная устойчивость водомазутной эмульсии с содержанием воды до 30% при любой температуре – полгода. Для получения устойчивой эмульсии достаточно 1 прохода.

1. Невысокая цена по сравнению со всеми аналогами получения товарных топлив (риформинг, крекинг, цеоформинг, компаундирование).

3. Энергопотребление – установка потребляет всего от 13 кВт/час до 30 кВт/час.

5. Возможность получения высокооктановых бензинов и зимнего дизельного топлива с низким содержанием высококипящих парафинов, соответствующих требованиям Техрегламента ТС и Евро-4 (при исходном низком содержании серы в сырье).

6. Возможность переработки низкокачественного прямогонного продукта с нахлестом фракций и получением из него высококачественного товарного топлива, что означает возможность работать с недорогим прямогонным продуктом простых мини-НПЗ.

9. Экологичность присадки нашей разработки, являющейся составными комплексом компонентов бензинов.

10. Воможность прямой переработки на нашей установке светлых газоконденсатов с температурой конца кипения не выше 240 градусов и получением из него высокооктанового бензина.

11. Возможность получения высококачественного дизельного топлива с низким содержанием высококипящих парафинов.

1. Возможность получения топлива класса Евро-5 только из гидроочищенного сырья.

2. Необходимость добавления присадки для получения высокооктановых бензинов, хотя и в небольших количествах (до 1,5%) в отличие от процессов риформинга и крекинга.

В последнее время участились запросы на производство и поставку Мини НПЗ мощностью от 12000 до 50000 тн/год. При этом большая часть заказчиков ставит цель получать продукт, соответствующий стандартам не менее Евро-4 с минимальным содержанием темного нефтяного остатка (мазута, битума).

Сама суть атмосферных установок, как на крупнотоннажных промышленных производствах, так и на малотоннажных нефтяных производствах одинакова и предполагает на выходе сырец (прямогонный бензин, прямогонный дизель) для дальнейшего получения из него товарных топлив путем следующих традиционных процессов:

А) Риформинг и Б) крекинг — процессы риформинга и крекинга являются крайне дорогими и для крупнотоннажных производств могут составлять 20-100 млн. долларов. Для малых нефтеперерабатывающих производств это будет стоить ненамного дешевле.

В) Относительно недорогой Процесс цеоформинга, который позволяет добиться не только получения высокооктановых бензинов и низкопарафинистого дизтоплива, но и в большей степени избавиться от содержания серы в продукте и получить топлива качества Евро-4, Евро-5. Но это работает при изначальном небольшом содержании серы в сырье – не более 1%, а в случае превышения содержания серы катализатор быстро отравляется и характеристики получаемого продукта значительно ухудшаются.

Г) Имеется также Процесс компаундирования бензина нефти и прочих топлив с присадками, который используют как крупные нефтеперерабатывающие промышленные предприятия, так и малые НПЗ. Этот способ относительно дешев и предполагает простое смешивание топлив, полученных на атмосферных установках, с присадками и доведения их характеристик до товарных. Этот способ позволяет добиться продукта качества Евро-4 в двух случаях: при изначально очень низком содержании серы в сырье (не более 0,05%), и при использовании гидроочищенного сырья, что опять отправляет к дорогостоящим процессам крекинга и риформинга.

Кавитатор, основной узел кавитационной установки, в сборе с питающим насосом

    получать Значительно более высококачественные бензины и дизельные топлива, соответствующие не только качеству Евро-4 (при низком содержании серы в сырье), но и соответствующие абсолютно всем параметрам Технического регламента; Использовать прямогонные бензины и дизельные топлива с нахлестом фракций, а значит работать с самыми простейшими конструкциями атмосферных НПЗ (к примеру, основная проблема компаундирования топлива как раз в том, что абсолютно все присадки плохо улучшают характеристики топлив с нахлестом фракций); Улучшить характеристики прямогонного бензина, такие как удельное сопротивление, время окисления и упругость насыщенных паров; Не использовать присадки совсем, либо использовать недорогую присадку нашей разработки в небольших количествах.

    Без присадки – повышение октанового числа бензина на 15-20 пунктов – прямогонный бензин с октаном 55-65 без присадок становится товарным бензином АИ-80 в соответствии со всеми нормами Техрегламента. При добавлении присадки нашей разработки – повышение октанового числа ещё на 15-20 пунктов, и таким образом получение товарного бензина АИ-92, АИ-98. Существенное Повышение качества дизельного топлива без применения присадки за счёт разрушения высококипящих парафинов и перехода их в керосиновую фракцию с одновременным повышением цетанового числа на 2-3 пункта.

3. Все компоненты присадки являются компонентами товарных бензинов и не ухудшают эксплуатационных и экологических характеристик получаемых бензинов, как это делает ТЭС, ферроцен и т. д

Http://www. npz1.ru/kavitacionnye_ustanovki. shtml

Одним из основных процессов производства неэтилированных высокооктановых бензинов является процесс каталитического риформинга, осуществляемый на платиновых или полиметаллических катализаторах.

1. Чувствительность катализатора к природе сырья – предпочтительным сырьем являются углеводородные фракции 85 – 180°С. При переработке сырья с высоким содержанием парафиновых углеводородов практически невозможно производить бензины с ОЧ выше 82 ММ.

2. Высокая чувствительность катализатора к содержанию серы в сырье – требуется гидроочистка.

3. Высокое содержание бензола в риформатах (5 – 15%), что ограничивает их применение в качестве автобензинов без дополнительной переработки.

4. Низкие скорости процесса по сырью, следствием чего является необходимость использования больших количеств дорогостоящих катализаторов и строительства крупномасштабных установок.

5. Необходимость в водородном хозяйстве для гидроочистки и риформинга.

Вследствие всех этих факторов строительство малотоннажных НПЗ на основе каталитического риформинга требует огромных капитальных затрат и нерентабельно.

Наиболее перспективным для использования на малотоннажных НПЗ в настоящее время является процесс риформирования прямогонных бензинов в высокооктановые бензины, обогащенные ароматическими углеводородами с использованием катализаторов на основе цеолитов группы пентасилов, без их предварительной гидроочистки.

Повышение детонационной стойкости перерабатываемых на цеолитсодержащих катализаторах бензиновых фракций происходит в основном при конверсии алифатических парафинов и нафтенов в ароматические углеводороды. Использование катализаторов, содержащих цеолиты группы пентасилов, позволяет снизить образование тяжелых ароматических углеводородов. Гидрирующие / дегидрирующие компоненты в составе катализатора – обычно такие металлы как Zn, Ga, Cd, Pt, Pb и другие – позволяют повысить селективность образования ароматических углеводородов, активность катализатора и продолжительность его работы до регенерации. Катализатор может включать и другие компоненты.

Существует ряд способов получения моторных топлив из углеводородного сырья в присутствии катализаторов ароматизации, например патенты США 3953366, 4590323, 4861933, Европейские патенты 0355213, 0964903, Российские патенты 2103322, 2208624, 2218319, 2024585. Условия каталитической конверсии бензиновых фракций зависят от их состава, требований к качеству продукта и от активности используемого катализатора. Типичные условия следующие: температура 350 – 500°С, давление до 3 МПа, объемная скорость подачи сырья до 5 ч. -1 . Из прямогонного бензина с концом кипения 180°С можно получить с выходом 40 – 80% бензин с октановым числом 81-88 ИМ, содержащий до 30 массовых процентов ароматических углеводородов. При конверсии сырья образуется 20 – 60 массовых процентов водородсодержащего газа (около 60 объемных процентов водорода), включающего 70 – 75 массовых процентов пропана и бутана.

В качестве примера промышленно осуществленного процесса ароматизации можно привести способ получения моторных топлив из фракций газового конденсата на цеолитных катализаторах (Агабалян Л. Г. и др. Каталитическая переработка прямогонных фракций газового конденсата в высокооктановые топлива. – Химия и технология топлив и масел, 1988, №5, с. 6).

Согласно данному способу высокооктановые бензины производят процессом "Цеоформинг" из прямогонных бензиновых фракций, выделяемых из газовых конденсатов. Процесс "Цеоформинг" осуществляют следующим образом: прямогонную бензиновую фракцию разделяют с выделением фракций НК – 58°С и > 58°С, вторую фракцию подвергают переработке при повышенных температурах (до 460°С) и избыточном давлении (до 5 МПа) на цеолитсодержащем катализаторе со скоростью до 5 ч. -1 .

Продукты реакции фракционируют с выделением углеводородных газов, остаточной фракции >195 0 С и высокооктановой фракции, которую смешивают с фракцией НК – 58 С С для получения целевого бензина.

Основными недостатками данного способа, также как и остальных, являются относительно низкие выходы и октановые числа получаемых бензинов, высокое содержание бензола в бензине, низкая скорость по сырью, длительная регенерация закоксованного катализатора.

Возможность полного устранения или минимизации большинства недостатков, присущих процессу "Цеоформинг", связана с созданием новых цеолитных катализаторов, обладающих, с одной стороны, высокой активностью в процессах ароматизации, и, с другой стороны, повышенной стабильностью к закоксовыванию. Разработка нами таких катализаторов привела к созданию нового процесса "Аэроформинг", в котором активность катализатора позволяет длительное время работать на скоростях до 20 ч. -1 , при этом содержание бензола в катализате (до 1% и общей ароматики до 35%) позволяет получать бензин в соответствии с требованиями Евро-4.

Принципиальная технологическая схема получения высокооктанового компонента бензина (ВОК)

На рис. 1 представлена принципиальная схема переработки бензина газового стабильного (БГС), производства ОАО «Сургутнефтегаз» (Прило-жение№1).

Исходное сырье (БГС) из сырьевого склада поступает в емкость Е-1, откуда насосом Н-1 направляется через рекуперативный теплообменник Т-1, печь П-1, где нагревается до температуры 400-450 0 С и с давлением 1,0-1,5 МПа поступает в реактор Р-1,2, в реакторе Р-1,2 на цеолитных катализаторах происходит процесс риформирования углеводородов и газообразных продуктов (фр. С 3 – С 4 ).

Катализат и углеводородный газ при давлении 1,0-1,5 МПа и температуре 400-450 0 С подогревает кубовый продукт колонны К-1, охлаждается в теплообменнике Т-1 и поступает в конденсатор Т-4, охлаждаемый хладоагентом.

Парожидкостная смесь из конденсатора разделяется в сепараторе Е-2 на два потока. Жидкий поток, состоящий из высокооктанового компонента бензина и сжиженного газа (фр. С 3 – С 4 ), насосом Н-2 направляется на разделение в ректификационную колонну К-1, а газовый поток из сепаратора Е-2, состоящий из водородосодержащего газа (ВСГ), направляют в топливную сеть предприятия.

В ректификационной колонне К-1 отгоняется фр. С 3 – С 4 , которая охлаждается и конденсируется в конденсаторе Т-3, разделяется в сепараторе Е-3, из которого жидкая фр, С 3 – С 4 насосом Н-3 подается часть на орошение колонны К-1, остальное в товарный парк сжиженных газов.

Высокооктановый компонент бензина из куба колонны К-1 охлаждается в теплообменнике Т-2 и поступает в продуктовые емкости Е-4/1,2 и далее насосом Н-4 направляется в товарный парк на компаундирование.

Для поддержания высокой активности катализатора необходимо проводить через определенное время регенерацию катализатора. Регенерацию проводят воздушно-азотной смесью, которую подогревают в печи П-2 до температуры 450-480 С. Поток нагретого газа пропускают через реактор, после чего охлаждают в теплообменнике Т-5, сепарируют в емкости Е

5, откуда охлажденный газ сбрасывают в атмосферу, а сконденсировавшаяся вода направляется на очистку.

Предварительный материальный баланс получения ВОК при переработке

Http://works. doklad. ru/view/0pcERKim-uc. html

На Сейдинском нефтеперерабатывающем заводе введена в эксплуатацию новая установка каталитического риформинга LCH-35-11/1000. Этот проект осуществлен группой компаний «WTL (FZE)» из Объединенных Арабских Эмиратов и «Westport Trading Europe Limited» (США).

Первоначальным сырьем в работе установки является бензин прямого отгона марки 50-180 ºS. Проектная мощность установки составляет 500 тысяч тонн в год.

При помощи новой установки планируется ежегодно производить 412 тысяч тонн компонента высокооктанового бензина марки А-98, 25 тысяч тонн экстрированного бензина, используемого в продовольственной промышленности, 15 тысяч тонн сжиженного газа, 23,5 тысяч тонн газа, используемого в печах, а также 17 тысяч тонн газа с примесями водорода.

Производимый на новой установке компонент высококтанового бензина марки

А-98 станет основой для выпуска автобензинов марок А-95, А – 92 и А – 80, соответствующих стандартам Евро – 5. Как ожидается, их производство и реализация начнется уже в этом месяце.

Использование автомобильного топлива, соответствующего стандарту «Евро-5», позволит уменьшить показатели дымности отработанных газов и понизить выбросы продуктов сгорания двигателя в атмосферу.

Производство бензина и дизельного топлива в Туркменистане характеризуется постоянным улучшением экологических показателей их качества. Это способствует росту эксплуатационных свойств горюче-смазочных материалов в целом и повышению надежности эксплуатации автомобильной техники. Эта тенденция обусловлена задачей повышения конкурентоспособности отечественных ГСМ на международном рынке, а также растущими требованиями к экологической безопасности автотранспорта.

Http://turkmenpetroleum. com/ru/2017/03/14/%D0%BD%D0%B0-%D1%81%D0%B5%D0%B9%D0%B4%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%BC-%D0%BD%D0%BF%D0%B7-%D0%BD%D0%B0%D1%87%D0%B0%D1%82%D0%BE-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B8%D0%B7%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%81%D1%82%D0%B2/

Предлагаемая технология может использоваться как для непосредственной переработки прямогонных бензинов на нефтебазах и автозаправках, так и в составе технологической схемы нефтеперегонных заводов по производству прямогонных бензинов. Второе направление является предпочтительным в том случае, когда переработке подвергаются легкие сорта нефти, а получаемые прямогонные бензины содержат значительное количество легколетучих углеводородов.

Переход на более высокий класс топлива Евро-5 и Евро–6 вводит жёсткие ограничения на содержание в бензинах ароматических соединений, объёмная доля которых должна быть снижена с 42% до 35%. Что привело к увеличенному спросу на экологически безопасные добавки для бензинов и росту затрат на развитие технологий. Только за последние три года прошлого века в каждый из европейских НПЗ в среднем было инвестировано по 250 млн. долларов. Из этой суммы 15% направили на обновление старых технологий, 60% – на приобретение новых и 20% – на разработку и использование кислородсодержащих добавок.

В основу разработанной технологии положен способ повышения октанового числа прямогонных бензинов за счёт образования в них под воздействием фотохимического окисления и комплекса электрофизических воздействий кислородсодержащих составляющих. Образуемые в результате протекающих физико – химических реакций свободные радикалы реагируют с находящимися в бензине алканами и обеспечивают цепную реакцию окисления углеводородов. Синтезируемые в результате протекающих реакций кислородосодержащие соединения (10 – 10,5%) обеспечивают увеличение октанового числа бензина на 10 – 17 единиц.

Http://ukrengineer. com/tech_octan. html

Энергосберегающей технологии производства высокооктанового бензина.

В качестве исходного сырья используется прямогонные бензины с октановым

Бензин марок АИ -80 (NORMAL-80), АИ-92 (REGULAR-92), либо в качестве сырья

Для получения бензинов АИ-95 (PREMIUM-95) и АИ-98 (SUPER-98) в условиях мини

Нефтеперерабатывающих заводов, нефтяных баз и автозаправочных станций.

При производстве высокооктанового бензина используются современные высокоэффективные энергосберегающие технологии которые не требуют применения высоких температур или повышенного давления.

Срок окупаемости капитальных затрат составляет несколько месяцев.

Сегодня без использования кислородосодержащих эфиров стало практически невозможным получение качественного бензина. В составе лучших марок европейского бензина присутствует не менее 6% оксигенатных добавок, среди которых наибольшее распространение получили метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ), этил-трет-бутиловый эфир (ЭТБЭ), топливный этанол.

Количество применяемых оксигенатных добавок зависит от величины октанового числа исходного бензина. Чем ниже октановое число исходного бензина, тем большее количество оксигенатов необходимо добавить в бензин, чтобы повысить его октановое число. Учитывая высокую стоимость кислородосодержащих эфиров, себестоимость полученного высокооктанового смесевого бензина резко возрастает.

В связи с чем появилась идея создать в самом прямогонном бензине такие условия, при которых в нём, под воздействием различных факторов электрофизического воздействия, образовывались необходимые для повышения октанового числа бензина кислородосодержащие добавки.

В основу технологического процесса получения высокооктановых бензинов положен разработанный нашими учёными и инженерами метод электрофизической модификации прямогонных бензинов без применения высоких температур, избыточного давления и корректирующих добавок.

Отличительной чертой данной технологии являются то, что преобразование бензина происходит при комнатной температуре и атмосферном давлении.

Модифицированный бензин отличается высокой стойкостью. Проведённые исследования показали, что основные показатели модифицированного бензина не изменяются в течение нескольких месяцев.

Для получения модифицированного бензина отпадает необходимость в применении высоких температур и повышенного давления. Все физико-химические реакции протекают при комнатной температуре и атмосферном давлении.

Низкими капитальными и эксплуатационными затратами (окупаемость капитальных затрат составляет 4 – 5 месяцев при 3-х сменной работе);

Высокой безопасностью эксплуатации (все химические реакции протекают при комнатной температуре и атмосферном давлении);

Экологической безопасностью. Сведены к минимуму воздействия на окружающую среду вредных факторов.

Разработанная технология в первую очередь ориентированы на небольшие нефтеперерабатывающие заводы (мини – и микро – НПЗ), производящие прямогонные бензины. И может обеспечить быстрый выпуск качественных высокооктановых бензинов классов Евро-4 и Евро-5 при минимальных затратах.

Исходный нефтяной прямогонный бензин с низким октановым числом из накопительной ёмкости Е1 через репульсатор RPA (где подвергается интенсивному воздействию ударных гидродинамических волн и таким образом осуществляется интенсивная активация исходного продукта.) подаётся в накопитель Е2.

Далее активированный продукт подаётся в активаторы (А1, …, А3) где происходит его обогащение кислородом воздуха и, образующимся в результате работы установки, синтез-газом.

Получившаяся газобензиновая смесь поступает в фотохимический реактор (F1, F3), …, где осуществляется процесс фотохимического преобразования газобензиновой смеси. Образуемые в результате проходящих физико–химических процессов свободные радикалы реагируют с находящимися в бензине алканами и обеспечивают цепную реакцию окисления углеводородов.

Синтезируемые в результате протекающих реакций кислородосодержащие соединения (10 – 10,5%) обеспечивают увеличение октанового числа бензина на 12

Полученный в фотохимических реакторах бензин поступает в сепараторы (В1, …, В3) и далее в дегазатор, где производится удаление из бензина непрореагировавших газов.

Полученный в результате такой обработки бензин имеет октановое число от 76 до 83 единиц (в зависимости от состава исходного сырья), что позволяет использовать его либо в качестве товарного бензина (бензины АИ-80 (NORMAL-80), АИ-92 (REGULAR-92)), либо в качестве сырья для получения бензинов АИ-95 (PREMIUM-95) и АИ-98 (SUPER-98).

Бензин товарных марок получают в смесителях (С1, …, С3) смешиванием преобразованного бензина с корректирующими добавками.

№ Показатель Исходный Бензин после прямогонный физико – бензин химической обработки Плотность при 20 оС, кг/м3 1 707,9 743,0

Как видно из приведённых в таблице результатов, увеличение октанового числа прямогонных бензинов произошло на 18,8 единиц (по моторному методу), и составило 83,1 единицы, что соответствует бензину марки А – 80.

Содержание лёгких парафинов группы С1 – С4 (выделение газа из бензина) снизились с 3 до 0,5%.

Количество кислородосодержащих углеводородов увеличилось с 0 до 10,5%.

Полученный в результате электродинамической обработки бензин отличается высокой стабильностью и соответствует основным требованиям EN 228-99, ДСТУ ГОСТ Р 51105-97, ГОСТ Р 51866-2002 для высокооктановых 4839:2007, неэтилированных бензинов с улучшенными экологическими свойствами и может быть использован для заправки автомобилей или в качестве исходного сырья для получения смесевых бензинов с более высоким октановым числом.

Экономическая целесообразность предлагаемой технологии модификации прямогонных бензинов определяется себестоимостью получения высокооктанового бензина.

Эксплуатационные затраты по обслуживанию установки производительностью 1 т бензина в час (8300 т в год) составляет 50 тыс.€ в год;

Себестоимость получения бензина АИ–80 (NORMAL-80) или АИ-90 (REGULAR-92) составит 6 € за 1 тонну.

Разница в оптовой стоимости прямогонного бензина и бензина марки АИ–80 (NORMAL-80) составляет около 100 € за 1 тонну.

Величина прибавочной стоимости (годовой экономический эффект) – 780 200,0 €.

Учитывая, что капитальные затраты на изготовление, монтаж и запуск в

Высокая безопасность эксплуатации (отсутствие высоких температур и избыточного давления – все химические реакции протекают при комнатной температуре и атмосферном давлении).

Экологическая безопасность (полностью отсутствуют вредные выбросы, которые загрязняют окружающую среду).

Малый срок окупаемости (не более 4 – 5 месяцев при круглосуточной работе).

Http://lib. knigi-x. ru/23yuridicheskie/129352-1-seriya-ustanovok-oktan-95-osnovana-principialno-novoy-energosberegayuschey-tehnologii-proizvods. php

Сегодня потребление высокооктановых автомобильных бензинов в мире достигает 1 млрд. тонн в год. Поэтому производство бензинов, отвечающих современным экологическим и эксплуатационным требованиям, является одной из основных задач современной химической технологии.

Большое внимание при приготовлении бензинов уделяется процессу компаундирования – процессу смешения различных углеводородных потоков с целью получения высокооктановых товарных.

При приготовлении бензинов делается акцент на улучшение основного эксплуатационного свойства топлива – детонационной стойкости, численным эквивалентом которой является октановое число. В состав бензинов входит большое число углеводородов различного строения, что усложняет оптимизацию данного процесса. Более того, значительной трудностью при расчете процесса компаундирования является то, что детонационная стойкость не является аддитивным свойством. То есть сумма октановых чисел (ОЧ) отдельных компонентов, входящих в состав бензина значительно отличается от результирующего октанового числа смешения (ОЧС) потока. Разница между ОЧ и ОЧС может быть существенной и достигать 20 пунктов.

Установлено, что причиной отклонений является наличие межмолекулярных взаимодействий между углеводородами, входящими в состав бензина. Таким образом, неаддитивность октановых чисел и многокомпонентность состава являются основными трудностями, возникающими при расчете рецептур смешения бензинов.

Для решения подобных проблем на Ачинском НПЗ, нами были проведены расчеты рецептур смешения бензинов с использованием разработанной на кафедре ХТТ и ХК ИПР ТПУ компьютерной моделирующей системы «Compounding», позволяющей рассчитывать октановые числа по моторному и исследовательскому методам, а также давление насыщенных паров, как отдельных потоков, так и их смеси с присадками и добавками.

На кафедре Химической технологии топлива и химической кибернетики Томского политехнического университета была создана компьютерная моделирующая система расчета процесса компаундирования высокооктановых бензинов «Compounding». Компьютерная моделирующая система позволяет рассчитывать октановые числа по моторному и исследовательскому методам, а также давление насыщенных паров, как отдельных потоков, так и их смеси с присадками и добавками.

В ходе работы были рассчитаны октановые числа риформатов, производимых на Ачинском НПЗ., а также рецептуры смешения для бензина марки АИ-95, с использованием риформатов с наименьшим и наибольшим октановыми числами (табл. 1). В ходе расчетов было установлено, что содержание ароматических углеводородов оказывает решающее влияние на значение октановых чисел риформатов, так с увеличением содержания в риформатах бензола и ароматики октановое число увеличивается. Таким образом, на конечное октановое число бензина оказывает влияние состав исходного сырья.

Http://www. scienceforum. ru/2014/766/6337

В России действует технический регламент, в соответствии с которым нефтяные компании обязаны планомерно переходить на выпуск более качественного автобензина в сжатые сроки. Ограниченность в инвестициях заставляет нефтепереработчиков делать нелегкий выбор: сконцентрироваться на «дизельном» направлении модернизации НПЗ и оказаться ограниченными в возможностях сбыта автобензина на внутреннем рынке, или же инвестировать крупные средства в налаживание производства ЕВРО-бензина, но при этом экспортировать в лучшем случае газойль. Цель настоящей статьи — показать, что оба направления могут быть реализованы на российских НПЗ одновременно и в условиях ограниченности по объемам капитальных затрат.

В последние годы по мере роста объемов переработки нефти в России опережающими темпами увеличивался экспорт нефтепродуктов из страны. Основные экспортные нефтепродукты — топочный мазут и дизельное топливо (газойль). Эти продукты производятся в больших объемах, чем способен потребить внутренний рынок, но при этом пользуются устойчивым спросом на мировом рынке. Востребованы не только полупродукты, но и ультранизкосернистое дизельное топливо, которое в значительных объемах производится в России, но ввиду отсутствия спроса внутри страны экспортируется в дальнее зарубежье. Таким образом, модернизация российских НПЗ с целью экспорта высококачественных нефтепродуктов предполагает инвестиции в производство ультранизкосернистого дизельного топлива.

Ситуация с автобензином иная. Этот продукт не является экспортным и реализуется в основном внутри страны. Причины в отставании качества российского бензина от мировых норм. Кроме того, в географически близких рынках сбыта либо наблюдается профицит автобензина, либо рынки сбалансированы, а возможности по экспорту продукта из России фактически отсутствуют. Российский автопарк развивается в бензиновом направлении и по мере его обновления в стране быстрыми темпами растет потребление высокооктановых марок автобензина. В настоящее время внутри страны потребляется порядка 90% производимого высокооктанового автобензина. Таким образом, экспорт автобензина ограничивается как внутренними, так и внешними факторами.

Наконец, в России действует технический регламент, в соответствии с которым нефтяные компании обязаны планомерно переходить на выпуск более качественного автобензина в сжатые сроки. Ограниченность в инвестициях заставляет нефтепереработчиков делать нелегкий выбор: сконцентрироваться на «дизельном» направлении модернизации НПЗ и оказаться ограниченными в возможностях сбыта автобензина на внутреннем рынке, или инвестировать крупные средства в налаживание производства ЕВРО-бензина, но при этом экспортировать в лучшем случае газойль. Цель настоящей статьи — показать, что оба направления могут быть реализованы на российских НПЗ одновременно и в условиях ограниченности по объемам капитальных затрат.

Если подходить к нефтеперерабатывающей промышленности России с точки зрения маркетинга, оперируя понятиями баланса спроса и предложения на рынке нефтепродуктов, можно провести SWOT-анализ отрасли. SWОT-анализ предполагает рассмотрение возникающих во внешней среде возможностей и угроз, а так же сильных и слабых сторон отрасли, которые позволяют использовать внешние возможности и противостоять угрозам.

Международное энергетическое агентство в Medium-term oil market report’ 2009 прогнозирует рост глобального спроса на нефтепродукты к 2014 году до 89 млн барр/день с 85,8 млн по итогам 2008 года. Спрос будет расти за счет стран, не входящих в ОЭСР, где потребление нефтепродуктов в 2014 году прогнозируется на уровне 44,4 млн барр/день, что на 3,1 млн ниже по сравнению с 2008 годом. Наоборот, страны, не входящие в ОЭСР, в 2014 году будут потреблять 44,6 млн барр/день нефтепродуктов, что на 6,3 млн больше по сравнению с показателем 2008 года.

Мощности по переработке нефти также увеличатся. МЭА ожидает, что с 2008 по 2014 год мощности по первичной переработке нефти вырастут на 7,6 млн барр/день. Почти треть прироста мощностей (32%) обеспечит Китай, другие страны Азии — 22% прироста, и страны ОЭСР — еще 22%.

Вторичные мощности, предназначенные для увеличения глубины переработки нефти, увеличатся к 2014 году на 6,5 млн барр/д. Кроме того, на 7,9 млн вырастут мощности по гидроочистке и гидрооблагораживанию, так как нефтепереработчикам придется соблюдать жесткие требования по содержанию серы в моторном топливе. Таким образом, к 2015 году мощности по производству светлых нефтепродуктов с ультранизким содержанием серы могут увеличиться примерно на 8-9 млн барр/д. МЭА ожидает возврат баланса спроса и предложения на мировом рынке средних дистиллятов (авиакеросин, дизельное топливо и газойль) в напряженное состояние уже в 2011 году. Рынок топочного мазута также будет находиться в напряженном состоянии из-за прибавки мощностей, предназначенных для увеличения глубины переработки нефти, и роста поставок конденсата из стран Ближнего Востока. В 2012-2014 годах на рынке бензина и нафты может сформироваться избыток предложения в связи с уже упомянутым ростом поставок конденсата.

Экспорт российских нефтепродуктов в крупных объемах возможен в три региона: в Северную Америку, в страны АТР и в Европу. Между тем, в Северной Америке в среднесрочной перспективе прогнозируется небольшой избыток средних дистиллятов и дефицит — нафты и автобензина. Россия экспортирует в крупных объемах газойль и дизельное топливо, а производимый автобензин в основном реализуется на внутреннем рынке. Другой риск представляют собой программы в США, направленные на сокращение внутреннего потребления и импорта энергоносителей, а теперь — после аварии в Мексиканском заливе — и стремление развивать «зеленую» энергетику.

В странах Азии, входящих в ОЭСР, прогнозируется дефицит нафты и автобензина и избыток — газойля и керосина. Спрос и предложение на рынке Китая будут сбалансированными, более того, в 2010-2012 годах ожидается избыток предложения бензина и нафты, а также керосина и газойля. В прочих странах Азии МЭА ожидает избыток предложения нафты и автобензина, и небольшой дефицит — газойля и керосина.

С одной стороны, баланс проса и предложения в АТР не предполагает значительных возможностей для России по экспорту нефтепродуктов. С другой, Китай, Индия и страны Ближнего Востока строят экспортоориентированные НПЗ, а это предполагает дополнительный риск для российской нефтеперерабатывающей отрасли. Наконец, МЭА прогнозирует сохранение избытка предложения нафты и автобензина в Европе и увеличение дефицита керосина и газойля из-за снижения загруженности европейских НПЗ. Европа, по всей видимости, сохранит статус надежного импортера российского газойля и дизельного топлива, следовательно, именно «дизельное» направление экспорта представляется наиболее выигрышным для России.

Кроме того, учитывая возможность дефицита предложения топочного мазута на мировом рынке, необходимо детально проанализировать потребности в строительстве углубляющих мощностей на российских НПЗ, чтобы новые установки в конечном итоге не оказались избыточными и недозагруженными.

МЭА прогнозирует рост глобального спроса на нефтепродукты к 2014 году до 89 млн барр/день с 85,8 млн по итогам 2008 года? Мощности по первичной переработке также увеличатся к 2014 году на 7,6 млн барр/день

Таким образом, к 2015 году мощности по производству светлых нефтепродуктов с ультранизким содержанием серы могут увеличиться примерно на 8-9 млн барр/д.

Европа, по всей видимости, сохранит статус надежного импортера российского газойля и дизельного топлива, следовательно, именно «дизельное» направление экспорта представляется наиболее выигрышным для России

Российский легковой автопарк развивается в бензиновом направлении и ожидать изменения этой тенденции не приходится. При текущих уровнях цен на нефтепродукты и соотношении цен на высокооктановый автобензин и дизельное топливо, рядовому автовладельцу потребуется не менее десяти лет, чтобы окупить разницу цен на дизельный и бензиновый автомобиль.

Кроме того, на большинстве территории России зимой держатся низкие температуры, которые осложняют эксплуатацию дизельной техники. Собственно, поэтому бензиновый двигатель установлен в 89% российских автомобилей, а в легковом сегменте, который составляет 80% всего автопарка страны, бензиновый двигатель установлен в более чем 96% автомобилей.

В настоящее время только четверть российского автопарка — это автомобили с двигателями уровня Евро-3 и выше. Ежегодно российский автопарк увеличивается на 4-5%, при этом прирост происходит за счет автомобилей с двигателями уровня Евро-3 и выше. Темпы выбытия автомобилей оцениваются на уровне 2-3% в год, при этом выбывают устаревшие автомобили с двигателями Евро-2 и ниже. Ожидается, что в 2012-2014 годах 35-40% российского автопарка будет представлено техникой, отвечающей нормам Евро-3.

По мере обновления автопарка страны, спрос на низкооктановый автобензин в России сокращается, а на высокооктановый (Регуляр-92, Премиум-95 и Супер-98) — увеличивается. При этом темпы роста потребления высокооктанового бензина настолько высоки, что они компенсируют снижение спроса на низкооктановый бензин, и в результате общее потребление бензинов в России увеличивается.

По мере изменения структуры спроса на бензины, меняется и структура их производства на НПЗ страны: снижается выход низкооктанового автобензина и растет — высокооктанового. Как уже отмечалось, объемы экспорта автобензина незначительны (порядка 4 млн т/год, из их примерно половину составляет бензин Регуляр-92, остальное — низкооктановые марки). Кроме того, ежегодно из России экспортируется примерно 10 млн т прямогонного бензина.

В 2009 году на российских НПЗ было произведено 6,4 млн т бензина марки Премиум-95, что составило 17,9% от всего производства бензинов. По прогнозам Минэнерго России, спрос на бензин Премиум-95 составит 11,7 млн т в 2012 году и 21,6 млн т — в 2020 году. Динамичный рост спроса на автобензин на фоне того, что внутренний рынок бензина в последние годы является «премиальным» к экспортной альтернативе, открывает российской нефтепереработке большие возможности. С другой стороны, риском становятся более высокие требования к качеству бензина, в частности, по содержанию серы, бензола и общей ароматики.

Российский легковой автопарк развивается в бензиновом направлении и ожидать изменения этой тенденции не приходится

Только четверть российского автопарка на сегодня — это автомобили с двигателями уровня Евро-3 и выше. Ежегодно российский автопарк увеличивается на 4-5%, темпы выбытия автомобилей оцениваются на уровне 2-3% в год

Динамичный рост спроса на автобензин на фоне того, что внутренний рынок бензина в последние годы является «премиальным» к экспортной альтернативе, открывает российской нефтепереработке большие возможности

В 2009 году в России было переработано 235,7 млн т нефтяного сырья. Суммарные мощности по первичной переработке сырья оцениваются на уровне 268 млн т/год, таким образом, в прошлом году мощности по первичной переработке нефти были загружены примерно на 88%.

До кризиса предполагалось к 2017 году увеличить переработку нефти до 280 млн т/год, а мощности по первичной переработке сырья — до 315 млн т/год. При этом загруженность мощностей по первичной переработке нефти прогнозировалась на близком к текущему уровню (89%).

Согласно ЭС’ 2030 предполагается, что мощности по переработке в 2020 году составят 250-260 млн т/год, а к 2030 году увеличатся до 275-310 млн т/год. Существующие мощности будут задействованы практически полностью. Прирост перерабатывающих мощностей будет обеспечен за счет ввода в эксплуатацию Нижнекамского НПЗ ТАНЕКО (14 млн т/год), Приморского НПЗ (10 или 20 млн т/год), НПЗ Кириши-2 (12 млн т/год), нового НПЗ на территории Туапсинского НПЗ (7 млн т/год).

Ранее ЛУКОЙЛ озвучивал планы по увеличению мощностей на Волгоградском НПЗ (на 6 млн т/год) и НОРСИ (на 8 млн т/год). Недавно компании приняла решение сосредоточиться на проектах, направленных на увеличение глубины переработки нефти, ожидая в обозримом будущем снижение привлекательности экспорта темных продуктов за счет выравнивания ставок пошлин на светлые и темные нефтепродукты.

Исходя из текущих темпов реализации анонсированных проектов, к 2012 году за счет ввода мощностей по первичной переработке сырья может вырасти объем производства нафты, газойля и мазута.

За счет ввода в эксплуатацию установок изомеризации на нескольких НПЗ и комплекса каткрекинга с алкилированием на НОРСИ ожидается прибавка объемов производства высокооктанового автобензина. Тем не менее, учитывая сравнительно высокие темпы обновления легкового автопарка, дополнительные объемы автобензина, скорее всего, смогут лишь покрыть растущий внутренний спрос, а экспорт продукта из России будет по-прежнему незначительным. Наконец, все нефтяные компании анонсировали проекты по повышению качества дизельного топлива до уровня Евро-5. Но так как этот продукт не востребован на внутреннем рынке, а, с другой стороны, пользуется высоким спросом в Европе, в обозримой перспективе дизельное топливо такого качества в основном будет экспортироваться из России.

Оценивая перспективы нефтеперерабатывающей отрасли, следует отметить, что государство в большей степени обеспокоено возможностью сокращения объемов добычи и экспорта нефти в ближней перспективе. В затратные проекты, направленные на увеличение глубины переработки нефти, не спешат инвестировать ни государственные, ни частные компании. Кроме того, нефтяные компании сейчас больше заинтересованы в приобретении подешевевших из-за кризиса зарубежных активов. Обозначенные факторы ограничивают инвестиционную привлекательность и ресурсы для модернизации российских НПЗ.

Таким образом, возможны два сценария развития российской переработки. Первый — «дизельный» — предполагает строительство комплексов гидрокрекинга и установок гидроочистки с целью замены в структуре экспорта темных нефтепродуктов (ВГО и мазута) на востребованное ультранизкосернистое дизельное топливо и газойля также на ультранизкосернистое дизтопливо. Экспорт высококачественных светлых нефтепродуктов принесет государству и компаниям дополнительную прибыль. «Бензиновый» сценарий предполагает строительство установок изомеризации и комплексов каталитического крекинга с установками по производству алкилата и оксигенатов. Ввод этих мощностей позволит увеличить объем производства и долю высокооктановых бензинов в структуре производства.

Следует отметить, что повсеместный ввод в эксплуатацию установок изомеризации и комплексов каткрекинга в сжатые сроки приведет к появлению устойчивого избытка автобензина на рынке, и, следовательно, к обострению конкуренции между ВИНК и к снижению цен на автобензин. Часть мощностей в этом случае будет простаивать, при этом рентабельность «бензиновых» проектов снизится, а сроки окупаемости — значительно увеличатся. Нефтяные компании осознают вероятность такого сценария и, отчасти, поэтому стремятся не спешить с проектами, чтобы не «залить» российский рынок автобензином.

Таким образом, основным стимулом к реализации «бензиновых» проектов служит технический регламент, который требует планомерного повышения качества поставляемых на внутренний рынок нефтепродуктов за счет вовлечения в бензиновый фонд изомеризата, крекинг-бензина, алкилата и оксигенатов и снижения доли в нем катализата риформинга.

Также следует отметить, что и «дизельный», и «бензиновый» сценарии предполагают наличие свободных объемов вакуумного газойля, поэтому в обоих сценариях потребуется строительство установок висбрекинга и замедленного коксования на НПЗ с низкой глубиной переработки нефти.

Для НПЗ, расположенных в Европейской части России и, тем более, недалеко от экспортных терминалов, предпочтительным является «дизельный» вариант развития. Но как же быть, если производитель, ограниченный в инвестициях, стремится не только увеличить объемы экспорта высококачественного дизельного топлива в Европу, но и реализовывать на внутреннем рынке автобензин, соответствующий требованиям техрегламента?

Исходя из текущих темпов реализации анонсированных проектов, к 2012 году за счет ввода мощностей по первичной переработке сырья может вырасти объем производства нафты, газойля и мазута

Все нефтяные компании анонсировали проекты по повышению качества дизельного топлива до уровня Евро-5. Но продукт не востребован на внутреннем рынке и в основном будет экспортироваться из России

Возможны два сценария развития российской переработки: дизельный и бензиновый. Для НПЗ, расположенных в Европейской части России и, тем более, недалеко от экспортных терминалов, предпочтительным является «дизельный»

В 1996-2004 годах доля высокооктановых фракций в бензиновом фонде России составляла примерно 70%, при этом суммарное производство бензинов увеличилось на 4,5 млн т, до 30,3 млн т (см. «Структура бензинового фонда российских НПЗ»).

За последующие два года прирост производства бензинов составил столько же, сколько за предыдущие восемь лет. Столь существенный рост производства бензинов достигнут за счет увеличения содержания катализата риформинга в автобензине 1,5 раза. Рост доли риформата также позволил увеличить долю высокооктановых бензинов в структуре продукции российских НПЗ.

Наконец, в 2006-2008 годах рост доли высокооктановых бензинов был обеспечен увеличением вовлечения в бензиновый фонд изомеризата, алкилата и крекинг-бензина. В результате мощности установок риформинга в среднем по отрасли загружены на 81%, каталитического крекинга — на 87%, изомеризации — на 84% и алкилирования — на 89%.

В настоящее время остается незадействованным лишь потенциал октаноповышающих добавок. Возможности МТБЭ в среднем по отрасли задействованы лишь на 42%, монометиланилина (ММА) — на 45%.

Теперь попытаемся спрогнозировать структуру бензинового фонда России в 2014 году (см. «Прогноз бензинового фонда российских НПЗ на 2012-2014 годы»). Если производители попытаются в полной мере задействовать собственный потенциал производства высокооктановых фракций без вовлечения в смешение бензинов октаноповышающих добавок, то октановое число производимого продукта составит 84,4 пункта по моторному методу, а содержание ароматики — 39,3%, то есть выше, чем требуемые техническим регламентом 35%.

Прогноз бензинового фонда российских НПЗ на 2012-2014 годы (ТАБЛИЦА)

Модель 1 расчетов предполагает сокращение количества используемого при производстве бензина риформата его заменой прямогонными фракциями и октаноповышающими добавками исходя из объемов потребления по итогам 2008 года. Однако в этом случае получаем нехватку по октановому числу. Решить возникшую проблему можно путем увеличения вовлечения октаноповышающих добавок сверх производимых в России объемов, то есть, потребуется импортировать такие добавки (модель 2). В качестве альтернативы можно использовать мягкий режим риформинга, снизив таким образом содержание ароматики в катализате (модель 3). В обоих случаях в среднем по отрасли октановое число и содержание ароматики соответствуют требованиям техрегламента. Теперь рассмотрим производство бензинов на отдельных НПЗ. По составу технологических установок все НПЗ можно условно разделить на 4 группы.

Первая (1) — НПЗ, на которых есть только установки риформинга. Вторая (2) — НПЗ, на которых действуют установки риформинга и изомеризации. Третья (3) — заводы с установками риформинга и каткрекинга. Четвертая (4) — заводы с установками риформинга, изомеризации и каткрекинга.

На НПЗ 1-й группы проблематично производить соответствующий техрегламенту бензин Регуляр-92, эксплуатируя установку риформинга в обычном режиме и используя только катализат риформинга и МТБЭ, так как содержание ароматики в автобензине будет превышать 35% (см. «Рецептуры получения бензина Регуляр-92 на НПЗ группы 1»). Эксплуатируя установку риформинга в мягком режиме, появляются широкие возможности по маневрированию соотношением МТБЭ и ММА, что упрощает задачу по налаживанию производства бензина Регуляр-92, соответствующего техрегламенту.

Еще сложнее на НПЗ 1-й группы ситуация с производством бензина Премиум-95 (см. «Рецептуры получения бензина Премиум-95 на НПЗ группы 1»). Для этого потребуется эксплуатировать установку риформинга в мягком режиме и вовлекать в смешение бензинов 15% МТБЭ и 1,3% ММА. Только в этом случае производимый бензин Премиум-95 будет соответствовать требованиям техрегламента по содержанию ароматических углеводородов.

На НПЗ 2-й группы с различным соотношением мощностей риформинга и изомеризации производить бензин Премиум-95 класса 4 возможно или только с добавкой МТБЭ или повышение октанового числа можно распределить между МТБЭ и ММА (см. «Рецептуры производства бензина Премиум-95 на НПЗ 2 и 3 групп» и «Рецептуры производства бензина Премиум-95 на НПЗ 2 и 4 групп»).

Рецептуры производства бензина Премиум-95 на НПЗ 2 и 3 групп[таблица]

Рецептуры производства бензина Премиум-95 на НПЗ 2 и 4 групп [таблица]

В первом случае в смешение бензинов вовлекается не менее 13% МТБЭ, а во втором случае количество требуемого МТБЭ может быть сокращено в 1,5-3 раза за счет добавки ММА. Учитывая высокие цены на МТБЭ, совместное использование ММА и МТБЭ может заметно повысить рентабельность производства бензина Премиум-95 на НПЗ 2-й группы.

На НПЗ 3-й группы, на которых действуют установки риформинга и каткрекинга, ситуация с производством бензина Премиум-95 класса 4 аналогична таковой на заводах 2-й группы. Производство бензина Премиум-95 возможно или только с добавкой МТБЭ, или в смешение можно вовлекать ММА и МТБЭ, за счет чего расход МТБЭ будет снижен.

Наличие алкилирования на НПЗ 4-й группы позволяет уменьшить вовлечение октаноповышающих добавок в компаундирование бензина Премиум-95 или не использовать их вообще, оставив для производства бензина Регуляр-92 неполный набор фракций. В частности, на НПЗ 4-й группы большую часть изомеризата следует вовлекать в производство бензина Премиум-95.

С производством бензина Регуляр-92 на НПЗ 2-й и 3-й групп ситуация проще (см. «Рецептуры производства бензина Регуляр-92 на НПЗ 2 и 3 групп» и «Рецептуры производства бензина Регуляр-92 на НПЗ 2 и 4 групп»).

Рецептуры производства бензина Регуляр-92 на НПЗ 2 и 3 групп (ТАБЛИЦА)

Рецептуры производства бензина Регуляр-92 на НПЗ 2 и 4 групп (ТАБЛИЦА)

С одной стороны, такие НПЗ при производстве бензина Регуляр-92 используют значительно меньшее количество добавок. С другой, увеличение вовлечения добавок в смешение позволило бы на заводах 2-й группы использовать большую часть изомеризата в производстве бензина Премиум-95. Заводам, на которых действуют установки риформинга и каткрекинга, для производства бензина Регуляр-92 достаточно добавления МТБЭ для правки октанового числа. Вовлечение октаноповышающих добавок в компаундирование бензинов в ближайшие годы возрастет. Спрос на МТБЭ со стороны среднестатистического НПЗ может составить 70-120 тыс. т/год. В качестве альтернативы потребление МТБЭ может быть сокращено за счет увеличения использования ММА и прямогонных фракций в рецептурах выскооктанового бензина. Оптимизация рецептур производимого на российских НПЗ высокооктанового бензина за счет вовлечения в смешение октаноповышающих добавок ММА и МТБЭ позволяет значительно увеличить объем производства бензинов Регуляр-92 и Премиум-95, полностью соответствующих классу 4. Сэкономленные за счет этого капзатраты могут быть перенаправлены на «дизельные» проекты. Таким образом, решается задача налаживания производства высококачественных бензинов для сбыта на рынке России и ультранизкосернистого дизельного топлива — с целью экспорта в Европу.

Сегодня мощности установок риформинга в среднем по отрасли загружены на 81%, каталитического крекинга — на 87%, изомеризации — на 84% и алкилирования — на 89%

Остается незадействованным лишь потенциал октаноповышающих добавок. Возможности МТБЭ в среднем по отрасли задействованы лишь на 42%, монометиланилина — на 45%

Оптимизация рецептур производимого НПЗ высокооктанового бензина за счет вовлечения в смешение октаноповышающих добавок ММА и МТБЭ позволяет значительно увеличить объем производства бензинов Регуляр-92 и Премиум-95.

Сергей Майер представляет абстракционизм, без использования формальных признаков поэзии, осознаёт строфоид, так как в данном случае роль наблюдателя опосредована ролью рассказчика. Типизация, согласно традиционным представлениям, аннигилирует хорей, но языковая игра не приводит к активно-диалогическому пониманию..

Http://mma. zos-v. ru/library/industry_analysts_trends/article64.html

Октановое число автомобильных бензинов, это ключевой параметр, на которомую потребитель делает особый акцент. Не всем известно, но для получения бензинов АИ-92, 95 и 98 на нефтеперерабатывающих заводах в бензины вовлекаются высокооктановые компоненты, так как на прямую из нефти невозможно получить бензины с высоким октановым числом, не использую каталитические процессы и не использую высокооктановые компоненты.

Нашими специалистами разработаны малотонажные установки по производству высокооктановых компонентов. Данные компоненты дают возможность повышать октановое число низкосортных бензинов, либо продавать производителям бензинов. Наданный момент на рынке нефтепродуктов стоит острая нехватка высококтановых компонентов к бензинам, это связано с требованиями Евро-5 и увеличением спроса бензинов внутри рынка.

Команда компании НСП, это специалисты из разных областей науки и производства, что дает нам возможность разрабатывать новые технологии по производству нефтепродуктов, переработки нефтеотходов, разаботке лабораторных стендов и т. д.

Мы разрабатываем и строим мини установки по существующим технологиям, а также разрабатываем новые технологии под требования заказчика, либо помогаем в реализации лабораторных исследований в промышленне установки, т. е. из “пробирки” создаем “промышленную” установку

Мини НПЗ – это нефтеперерабатывающие заводы небольшой производительности, как правило до 1 млн. тонн нефти в год. В свою очередь мини НПЗ могут выпускать различный спектр продукции, начиная прямогонными бензинами и ДТ без дополнительного облагораживания до высокомаржинальных топлив отвечающих стандарту Евро-4 и Евро-5.

Компания НСП не работает по шаблонному методу и не разрабатывает НПЗ по одному проекту, а проводит ряд предпроектных исследования, как анализ состава сырья, рынок сбыта продукции в зависимости от региона, возможность дальнейшей модернизации мини НПЗ, возможность без дополнительных капитало затрат менять линейку продукции в зависимости от спроса, для успешного введения бизнеса.

Глубина переработки наших мини НПЗ достигает до 88 % и выпускает конкурентоспособную и востребованную линейку продукции, в зависимости от сырья и спроса рынка.

Http://nsp-ru. ru/news

На установке изомеризации газокаталитического производства происходят процессы изомеризации.

Изомеризация приводит к получению соединения с иным расположением атомов или групп, но при этом не происходит изменение состава и молекулярной массы соединения.

Процесс изомеризации направлен на получение высокооктановых компонентов товарного бензина из низкооктановых фракций нефти путем структурного изменения углеродного скелета.

Реакции изомеризации широко используются для получения дефицитных изомеров как низших, так и высших парафинов (изоалканов).

Разветвленные парафины С5–С6 имеют высокие октановые числа и являются хорошими компонентами автомобильных бензинов [1].

Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных способов получения высокооктановых компонентов бензинов с улучшенными экологическими свойствами. Актуальность установок изомеризации также возросла с введением новых сверхжестких ограничений на экологические свойства автомобильных бензинов, включая ограничение по фракционному составу, содержанию ароматических соединений и бензола. Установки изомеризации позволяют получить топливо с характеристиками, отвечающими жестким стандартам ЕВРО-4 и ЕВРО-5. Интенсивное наращивание мощностей процесса изомеризации осуществляется за счет реконструкции существующих и строительства новых установок. Сырьём изомеризации являются легкие бензиновые фракции с концом кипения от 62°С до 85°C. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Процесс осуществляется, как правило, в одном или двух реакторах при температуре, в зависимости от применяемой технологии, от 110 до 380°C и давлении до 35 атм [1].

Установка изомеризации представляет собой технологическую систему, состоящую из взаимосвязанных технологическими потоками блоков:

– блок подготовки сырья (как правило, включает гидроочистку сырья, стабилизацию гидрогенизата в отпарной колонне, а также может включать адсорбционную очистку сырья на молекулярных ситах);

– блок четкой ректификации сырья изомеризации и/или полученного изомеризата; – блок изомеризации (как правило, включает непосредственно реакторный блок и узел осушки циркулирующего газа);

Важнейшую роль как в переработки нефти, так и в производстве моторных топлив современного уровня качества должны играть каталитические процессы: каталитический крекинг, гидроочистка светлых дистиллятов, гидрокрекинг вакуумных дистиллятов, гидрогенизационная переработка нефтяных остатков [2].

За последнее десятилетие научно – исследовательские и проектные институты России создали и освоили в промышленности ряд новых вариантов основных каталитических процессов нефтепереработки, направленных как на углубление переработки нефти, так и на получение продукции современного уровня качества.

Процесс каталитического крекинга позволяет решить вопросы как углубления переработки нефти – превратить тяжёлое нефтяное сырьё в топливные дистилляты, так и получить порядка 50% масс. высокооктанового бензинового дистиллята, который после облагораживания соответствует современным экологическим требованиям (экологический класс – 4, экологический класс – 5).

Установки каталитического крекинга, освоенные на ряде НПЗ России в 70-80-ые годы предусматривают глубокую гидроочистку исходного сырья. Но даже в этом случае получаемые дистилляты (бензиновый и дизельный) требуют дополнительной гидроочистки для обеспечения современных требований по содержанию серы (менее 50 ppm и менее 10 ppm), а так же по другим показателям. Для сооружения таких установок необходимы большие капитальные вложения и значительное время строительства.

Авторским коллективом ВНИИ НП и ВНИПИНефть, совместно со специалистами ТАИФ-НК (г. Нижнекамск) разработана и предложена оригинальная технология каталитического крекинга, позволяющая перерабатывать непосредственно сернистые вакуумные дистилляты (содержание серы 2,2-2,5%, пределы выкипания 320-550°С) – без их гидроочистки, с высокими выходами бензинового дистиллята.

На основе указанных разработок в ТАИФ-НК сооружена мощная промышленная установка каталитического крекинга (производительность по сырью 880 тыс. т./год) с дополнительной секцией сероочистки получаемого бензинового дистиллята.

Авторы разработки исходили из того положения, что в ряде случаев

Экономически целесообразно применять каталитический крекинг прямогонного сернистого сырья без его предварительной гидроочистки при условии последующей сероочистки полученных компонентов моторных топлив.

Такая ситуация сложилась на НПЗ ТАИФ-НК (г. Нижнекамск) в Республике Татарстан, где перерабатываются сернистые нефти и отсутствует процесс каталитического риформинга бензинов – основного поставщика высокооктановых компонентов автобензина. По заданию ТАИФ институтом ВНИИ НП и ВНИПИНефть была разработана отечественная технология каталитического крекинга вакуумного газойля, не уступающая по своим показателям лучшим зарубежным аналогам. Эта технология в 2006 г. успешно внедрена в ТАИФ-НК на базе имеющегося оборудования.

Выход бензинового дистиллята при крекинге составил 48,5 масс на сырье.

С целью сероочистки полученного на блоке каталитического крекинга

Бензинового дистиллята в составе комбинированной установки сооружён блок гидроочистки в сочетании с процессом демеркаптанизации.

Дистиллят автобензина после сероочистки характеризуется октановым числом 90 по исследовательскому методу (80 по мотор. методу), содержанием серы – менее 50 ppm.

На его основе в ТАИФ-НК организовано крупнотоннажное производство автомобильных бензинов по ГОСТ Р51105-97: Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, соответствующих по качеству современным европейским стандартам.

– прямоточного реактора с участками ускорения регенерированного катализатора;

– усовершенствованных распределительных форсунок с камерой предварительного диспергирования сырья;

– сепарационного устройства для разделения паров и катализатора на конце прямоточного реактора;

– системы регулирования температуры в реакторе для оптимизации профиля ее распределения в реакционной зоне;

– двухступенчатой отпарки катализатора для обеспечения эффективной десорбции увлеченных углеводородов;

-воздухораспределительного устройства регенератора усовершенствованной конструкции с футеровочным покрытием наружной поверхности;

– циклонов третьей ступени для тонкой очистки дымовых газов регенерации от катализаторной пыли.

Для сероочистки полученного при крекинге бензинового дистиллята (содержание серы -0,3% масс.) освоена оригинальная технологическая схема, предусматривающая разделение бензинового дистиллята на две фракции: легкую (фр. НК-70°С) и тяжелую (фр. 70° – 215°С) и их раздельную сероочистку.

Легкую фракцию предложено подвергать демеркаптанизации с использованием процесса DMD – 2 (разработка института ВНИИУС, г. Казань). Тяжелую фракцию предложено подвергать селективной гидроочистке с использованием отечественных катализаторов ТНК – 2103 и ГО – 70.

Подобранны оптимальные условия процесса гидроочистки (при давлении водорода 2,8 мпа), обеспечивающие снижение содержания серы до уровня менее 50 ррм при незначительном уменьшении октанового числа.

Реализована технологическая схема реакторного блока процесса гидроочистки, предусматривающая использование двух последовательно расположенных секционированных реакторов с промежуточной подачей водородосодержащего газа.

Освоенная технология процесса каталитического крекинга сернистого вакуумного дистиллята может быть положена в основу при создании новых установок каталитического крекинга, не использующих в своём составе секцию предварительной гидроочистки сырья.

Процесс каталитической депарафинизации средних дистиллятов с получением низкозастывающих сортов дизельного топлива получает всё большее развитие на НПЗ России. В основном используются зарубежные катализаторы и технологии (НП3 в г. г. Ухта, Комсомольск на Амуре, Ачинск и др.). В то же время российские исследовательские и проектные институты располагают собственными технологиями и отечественными катализаторами для этого процесса. В частности, процесс по отечественной технологии (разработка ВНИИ НП, проект Ленгипронефтехим) реализован в 2004г. на комплексе (секция 200) Сургутского завода стабилизации конденсата. В первые два реактора установки (Р-201 и Р-202) загружен катализатор депарафинизации СГК-l, выработанный по рекомендациям ВНИИ НП на Ангарский завод катализаторов и органического синтеза; в третий по ходу сырья реактор (Р-203) загружен катализатор гидрообессеривания КГУ-950.

В ходе эксплуатации катализатора СГК-1 каждые два месяца осуществлялась его водородная реактивация. В период с 30.05 по 06.06.2009 в секции 200 была проведена окислительная регенерация катализатора СГК-1, что обеспечило его стабильную непрерывную работу без водородной реактивации в течение 6 месяцев.

В качестве сырья процесса использовалась дизельная фракция Уренгойского газоконденсатного месторождения с добавлением фракции Ачимовского месторождения. Очевидно, что каталитическая депарафинизация позволяет удалять нормальные и слаборазветвлённые парафиновые углеводороды селективным гидрокрекингом в присутствии металл – цеолитного катализатора, обеспечивая тем самым улучшение низкотемпературных свойств среднедистиллятных фракций: температуры застывания и помутнения, предельной температуры фильтруемости. В процессе депарафинизации-гидроочистки удаётся достичь депрессии по температурам хладотекучести до 20-300С и обеспечить степень гидроочистки 95-97% масс.

В настоящее время на Сургутском 3СК в товарное дизельное топливо кроме стабильного гидрогенизата секции 200 вводится до 40% масс. керосиновой фракции секции 300 (избыток после выработки топлива ТС-1).

На основе существующей схемы компаундирования Сургутский ЗСК производит дизельные топлива в соответствии с нормами ГОСТ 305-82 следующего ассортимента:

Для обеспечения требований по цетановому числу в товарное дизельное топливо вводится цетаноповышающая присадка.

Компаундированное дизельное топливо не только отвечает по всем показателям качества требованиям ГОСТ 305-82, но и превосходит их по содержанию серы (менее 0,0012% масс.), кислотности (0,02 мг КОН/100 см3 топлива), коксуемости (0,02%).

В 2005 г. разработан новый стандарт для российских дизельных топлив – ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия», являющийся аутентичным переводом стандарта EN 590:2004 и предусматривающий повышение качества всех дизельных топлив (нефтяных, газовых и газоконденсатных) до европейского уровня. Стандарт предусматривает производство трёх видов топлив в зависимости от содержания серы (не более 350, 50, и 10 ppm, соответственно ЕВРО-3, -4 и -5) и нормирует снижение содержания полициклических ароматических углеводородов до 11% масс. По сравнению с ГОСТ 305-82 значительно ужесточаются требования по цетановому числу (51 для условий умеренного и 47-49 для холодного и арктического климата) и температуре вспышки (выше 550С). Согласно данному стандарту, в России, как и в странах Европы, предлагается выпускать 6 сортов дизельного топлива для применения в умеренной климатической зоне и 5 классов для использования топлива в условиях холодного и арктического климата в зависимости от предельной температуры фильтруемости. Стандарт введен в действие с 01.07.2006.

В 2007г. установка была переведена на последовательное соединение реакторов в каждом из двух потоков. В качестве сырья на установку стала поступать смесь прямогонной дизельной фракции(

60% загрузки) и газойлей установок замедленного коксования и каталитического крекинга (

С учетом специфики перерабатываемого сырья, для предотвращения роста гидравлического сопротивления в реакторах, сохранения производительности установки на прежнем уровне и обеспечения двухгодичного межрегенерационного пробега выбрана схема с использованием первым по ходу газосырьевого потока реактopа аксиально-радиального типа, вторым – аксиального. Для снижения экзотермического эффекта реакции, увеличения продолжительности цикла реакции предусмотрена возможность подачи холодного водородсодержащего газа в переток между реакторами. Повышение парциального давления водорода во втором реакторе благоприятно отразилась на глубине очистки сырья и стабильности работы катализатора.

Для загрузки в реакторы обоих потоков были выбраны алюмоникельмолибденовый (АГКД-400-БН) и алюмокобальтмолибденовый (АГКД-400-БК) катализаторы производства АЗКиОС. При разработке каталитической системы для предотвращения забивания основного слоя катализатора продуктами коррозии и кокса, улучшения распределения газосырьевой смеси по сечению реактора были использованы катализаторы защитного слоя ФОР-2 и ФОР-1, сформованные в виде полых цилиндров. После подготовки катализаторов к эксплуатации (сушки водородсодержащим газом, осернения сульфидирующим агентом) в октябре 2007г. был осуществлен пуск установки гидроочистки.

С целью выявления потенциальных возможностей каталитической системы был проведен фиксированный пробег, в результате которого установлено, что при переработке смесевого сырья, содержащего 38-40% масс. вторичных компонентов, содержание серы 28-45 ppm и ПАУ не более 5,5% масс. обеспечивается при температурах на входе в первый реактор 335-340°С.

При уменьшении содержания в сырьевой смеси вторичных компонентов концентрация серы в очищенном продукте может быть понижена до 10 ppm.

Таким образом, анализ технологических показателей эксплуатации установки гидроочистки позволяет констатировать, что в результате реконструкции реакторного блока с использованием новых катализаторных систем удалось обеспечить оптимальные технологические параметры для эксплуатации отечественных катализаторов обессеривания и наладить производство экологически чистого дизельного топлива по содержанию серы и ПАУ, отвечающих требованиям Евро-З, Евро-4. (а в перспективе – и Евро-5). Полученный положительный опыт может быть перенесен на установки гидроочистки других НПЗ.

Среди других технологий ВНИИ НП, освоенных нефтеперерабатывающей промышленностью России, заслуживают внимания следующие:

ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» в 2004-2005 г. г. освоена технология производства специального горючего НАФТИЛ (разработчик ВНИ НП и АНХК). Эта технология, равно как и выпускаемая продукция, не имеет аналога в мировой практике. На повестке дня – освоение в АНХК новой технологии производства реактивного топлива Т-6 (разработчик ВНИИ НП и АНХК). Указанная технология, как и само топливо Т-6, так же не имеет аналогов в мировой практике.

ВНИИ НП созданы современные системы «мягкого гидрокрекинга вакуумных дистиллятов и предложены эффективные катализаторы для этого процесса. Промышленная реализация технологий «мягкого» гидрокрекинга на ряде НПЗ России и стран СНГ показала преимущества отечественных разработок перед зарубежными технологиями. Так выход дизельного топлива по технологии ОАО ВНИИ НП на 3-4% масс. выше, чем у зарубежных аналогов, а степень сероочистки заметно больше.

Несмотря на имеющиеся трудности и существующие проблемы наша страна обладает необходимыми ресурсами, как человеческими, так и материальными, для решения поставленных задач и занятия достойного места на рынке высоких технологий. Для этого требуется внимание к указанным выше проблемам со стороны Правительства и Государственной думы России, говоря попросту необходима «политическая воля». Надеемся, она наконец, будет проявлена [7].

Http://studfiles. net/preview/2180740/page:2/

Добавить комментарий