Мини нпз глубокой переработки

Мини НПЗ ГРИЗОКС-50 — оборудование, совмещающее в себе первичные и вторичные процессы нефтепереработки, используется для депарафинизации, улучшения качества и экологических параметров углеводородного сырья до коммерческих продуктов. Сырьем являются: стабильный газовый конденсат, печное топливо (светлое и темное) смесь прямогонного бензина и мазута, легкая нефть. Производительность оборудования – 50 тонн в сутки по сырью.

Мини НПЗ каталитического термокрекинга ГРИЗОКС-50 поставляется в полностью автоматизированном варианте, укомплектован лучшим российским и зарубежным оборудованием, с требованием минимального количества обслуживающего персонала. ГРИЗОКС-50 полностью себя обеспечивает необходимой энергией, как тепловой, так и электрической (при наличии дополнительного оборудования). Для работы ГРИЗОКС-50 не нужна вода на охлаждение ни внешняя, ни оборотная, поскольку предусмотрено использование АВО, а для низкотемпературных фракций предусмотрен встроенный холодильный агрегат с воздушным конденсатором.

Преимущества технологии ГРИЗОКС-50 в сравнении с традиционной технологией:

Переработка осуществляется глубже, чем при обычной атмосферной разгонке нефти (в зависимости от сорта нефти на 10-20%). Бензин является не прямогонным, а высокооктановым, пригодным для непосредственного компаундирования в автомобильное топливо. Дизельное топливо имеет более низкую температуру застывания, а также гораздо меньшее содержание смол. Температура вспышки 58-62 0С, низкая температура фильтруемости (-30-35 0С). Это дизельное топливо зимнего (арктического) качества, что крайне важно для северных стран. Мазут обладает меньшей вязкостью и более низкой температурой застывания. Он значительно ближе к судовому топливу, чем традиционный. Его выход значительно меньше, чем при использовании традиционной технологии. При эксплуатации установки с глубокой переработкой мазута, его объем может быть сведен к 20-25% от исходного количества мазута. Сухого газа остается достаточно для сжигания в нагревателе и для выработки электроэнергии, необходимой для работы установки. Опционально можно выбрать вариант с получением гудрона или битума. Специалисты завода-изготовителя

ГК «Железно» проводят шеф-монтаж и пусконаладочные работы, а также сервисное обслуживание оборудования (в рамках доп. соглашения) в течение всего срока эксплуатации.

Мини НПЗ ГРИЗОКС-50 может использоваться как в комплекте с установкой пиролиза «Пиротекс» для получения коммерческих фракций жидкого топлива, так и самостоятельно для получения коммерческих продуктов из СГК (стабильный газовый конденсат), легкой нефти, смеси прямогонного бензина и мазута.

Http://www. tkomplex. ru/ru/products/mininpz-grizox

Переработка нефти делится на первичную переработку и вторичную переработку полученных продуктов.

Углубленная переработка нефти на Мини НПЗ имеет ряд особенностей.

    Как правило в отличие от крупных НПЗ, Мини НПЗ используют не постоянное по физико-химическим характеристикам сырье. Часто в процессе поиска сырья происходит перенастройка оборудования с внесением изменений в существующую технологию производства. Использование высокотехнологичных процессов каталитического крекинга и высокоэффективных катализаторов требует развитой инфраструктуры и стабильного по физико-химическим характеристикам сырья. Поэтому стоимость введения новой технологии превосходит стоимость существующего завода в разы. В результате этого производственные затраты становятся выше по сравнению с крупными заводами, так как на долю себестоимости существенно сказывается показатель низкой производительности. Данное производство становится не рентабельным. Процессы углубления переработки нефти для Мини НПЗ должны быть дешевыми и простыми. Не должно быть высоких требований к качеству получаемых топлив в результате вторичных процессов. К таким процессам можно отнести — висбрекинг, термокрекинг, Бимт технология, технологии битумного производства, магнитные резонаторы. В зависимости от качества используемого сырья должна выбираться необходимая дальнейшая технология. Вот несколько направлений, повышения глубины переработки нефти на Мини НПЗ.

    Основные направления переработки в зависимости от показателей качества сырья)

    Введение процесса вакуумной перегонки мазута в технологическую схему первичной переработки нефти с целью получения вакуумного газойля и гудрона.

Как видно из схемы сырье условно можно разделить на две группы: высокопарафинистое и высокосмолистое.

Для переработки высокопарафинистого сырья на Мини НПЗ применимы технологии деструктивных процессов, задачей которых является повышение выхода светлых компонентов.

Данный процесс может быть использован на Мини НПЗ в разрезе повышения глубины переработки

На 15-20%. Основным оборудованием является реактор периодического заполнения. Использование двух и более реакторов позволяет производить регенерацию катализатора без остановки основного процесса. Регенерация катализатора производится за счет подачи в него дозированного количества кислорода. Так называемое выжигание. В качестве катализатора может быть использованы цеолит содержащие катализаторы

Как правило сырьем для такой установки служит не мазут, а вакуумный газойль, который получается при разгонке мазута под вакуумом. К сожалению можно пересчитать по пальцам Мини НПЗ использующие вакуумную колонну.

Минусом данного процесса является повышение селективности в сторону образования бензиновых фракций и газа. Таким образом селективность используемого катализатора существенно влияет на рентабельность производства.

Процесс термического крекинга может использоваться на Мини НПЗ при переработке высокопарафинистого низкосернистого сырья. К такому сырью относятся нефти месторождений Республики Калмыкия, Республики Дагестан, Казахстана, ряда месторождений Краснодарского края.

Большое количество парафинов позволяет вести процесс с высокой селективностью в сторону образования керосино-дизельных фракций. Для использования этого процесса нет необходимости в катализаторе, что существенно упрощает технологию. Повышение глубины переработки на 15-20%

Данный процесс может быть задействован при переработке высокопарафинистого сырья с целью снижения вязкости получаемого при первичной переработке мазута. Побочным продуктом в результате термодиструкции является бензино-керосиновая фракция. Поскольку получаемый продукт является целевым отличным от первичного состояния, глубина переработки может определятся в пределах 95 %, однако данное определение некорректно, и определяющим является выход светлых компонентов. Таким образом глубина процесса висбрекинга не выше 5-10%.

Рентабельность процесса висбрекинга зависит от соотношения стоимости исходно мазута с высоковязкими характеристиками и продукта полученного в результате обработки.

Процесс коксования является одним из перспективных направлений развития отрасли Мини НПЗ, поскольку позволяет обеспечить переработку практически любого сырья вплоть до нефтешламов. Глубина переработки процесса позволяет поднять общую глубину переработки на НПЗ до 85-90%. К сожалению данный процесс наименее развит в промышленности даже крупных НПЗ. Поэтому его применение на Мини НПЗ на сегодняшний день остается только в перспективе. Однако к сведению, в Дагестане используется технология коксования примитивным способом.

Одним из ограничивающих факторов для использования термодеструктивных процессов является качество получаемых продуктов. В результате деструкции длинных цепочек углеводородов получаются непредельные углеводороды, которые в дальнейшем подвергаются осмолению и полимеризации. Также катализатором процесса осмоления является содержание высокого количества серы. В результате качество полученных топлив снижается за несколько дней (происходит осмоление). На крупных НПЗ для остановки процессов ухудшения качества топлив использую вспомогательный процесс гидроочистки, который позволяет насытить непредельные углеводороды атомами водорода. Как правило водород содержащий газ используемый в данном процессе получают либо паровой конверсией метана либо от установки каталитического реформинга.

Таким образом видно, что использование процессов гидроочистки для малых НПЗ сложно доступно.

Поэтому из вышеперечисленных процессов наиболее вероятными процессами которые могут быть задействованы в производстве являются процессы термического крекинга и висбрекинга, с определенными ограничениями.

Нашим предприятием разработана технология на основе процессов прямой термической деструкции совмещенной с преобразованием получаемых продуктов на катализаторе изомеризации. По сути это совмещение процесса висбрекинга, термокрекинга с процессом каталитической изомеризации с дальнейшей перегонкой продуктов на установке первичной переработки нефти. Качество получаемых продуктов позволяет использовать данную технологию для повышения рентабельности производства.

Для переработки сырья с высоким содержанием смол и асфальтенов процессы термической деструкции малоэффективны, поскольку качество получаемых продуктов еще хуже чем при переработке высокопарафинистого сырья. Поэтому одним из перспективных направлений является технология производства битума. Для производства битума наиболее подходят высокосмолистные нефти, а вот содержание парафина существенно снижает качество и уменьшает спектр получаемых продуктов.

Использование технологии производства битума в структуре Мини НПЗ позволяет поднять глубину переработки до 80-85%. НОУпром уже реализовано несколько объектов на базе установок модельного ряда МБУ. В состав данных установок входит модуль вакуумной разгонки мазута, позволяющий использовать в качестве сырья для установки мазут полученный на установке первичной переработки нефти.

Одним из направлений предлагаемом сегодня на рынке является использование систем позволяющих обрабатывать исходное сырье магнитным полем высокой частоты. Такой процесс нельзя отнести ко вторичным процессам, поскольку обработка происходит до первичной перегонки нефти. Производители оборудования заявляют, что обеспечивают повышение уровня выхода светлых фракций от 5 до 15%. С нашей точки зрение, такое явление возможно за счет улучшения реологических свойств нефти под воздействием магнитного поля. Так называемая «дефрагментация диска» если сравнивать с терминами компьютерного мира. Однако не всегда молекулы в исходном сырье расположены настолько хаотично, чтобы воздействие магнитного поля оказало существенное влияние на реологию. Поэтому и разброс выхода светлых компонентов очень велик.

Данный процесс наименее изучен наукой. На сегодня есть несколько ученых которые занимаются данным процессом. В основу входит та же деструкция углеводородов за счет разрыва длинных цепей. Изобретенный способ основан на эффекте сопла Лавалля либо на использовании центробежной силы и сил поверхностного напряжения, образующихся между ротером и статором. К сожалению такие процессы не решают проблему качества получаемых топлив, а всего лишь находят способ альтернативы термодеструктивным процессам.

Таким образом наиболее перспективными направлениями в области углубления переработки Мини НПЗ являются 3 основных:

Http://nouprom-npz. ru/poleznye-svedeniya-o-mini-npz/glubokaja-pererabotka-nefti-na-mini-npz/

ООО "Гримма-Миасс-Нефтемаш" совместно с разработчиками технологий предлагает спектр услуг по проектированию, изготовлению и запуску в эксплуатацию малотоннажных установок по глубокой переработке нефти либо мазута любой производительности в составе: блок атмосферной перегонки, блок переработки мазута («Термакат»), блок переработки низкооктанового бензина в высокооктановый («Цеоформинг»).

Технология «Термакат» разработана в НПЦ «Термакат» (г. Уфа), основана на применении комбинирования процесса висбрекинга с аппаратами кавитационно-акустического воздействия. Эта передовая технология позволяет перерабатывать разнообразное по свойствам и составу сырье, в частности мазуты, тяжелые нефти, и получать в зависимости от сезонных потребностей различные товарные продукты: бензиновые фракции, дизельное топливо, дорожный не окисленный битум или печное топливо. Выход светлых нефтепродуктов при этом увеличивается по сравнению с классической переработкой на

В результате работы блоков атмосферной перегонки и «Термакат» могут быть получены следующие виды нефтепродуктов:

    прямогонный бензин -20…30%; дизельное топливо (летнее, зимнее) по ГОСТ 305-82 -50 -70%; не окисленный битум по ГОСТ 22245-90 (либо печное топливо) -7…15%.

Для доведения бензиновой фракции до состояния бензинов удовлетворяющих ГОСТ, существуют несколько способов: компаундирование бензиновой фракции и ее переработка.

Компаундирование бензина это смешивание в необходимых пропорциях прямогонного бензина с высокооктановыми, неэтилированными добавками (ВОД, МТБЭ и пр.) Этот способ позволяет повысить октановое число прямогонного бензина на 10-15 единиц.

Из существующих наиболее эффективной, на наш взгляд, является переработка прямогонного бензина в высокооктановый методом «Цеоформинга», разработанного НИЦ «Цеосит» Российской академии наук (г. Новосибирск). Он позволяет производить бензины от АИ-80 до АИ-95, а также европейский «Евросупер-95» без введения добавок и компаундирования. В отличие от традиционного процесса получения высокооктанового бензина – каталитического риформинга – процесс «Цеоформинг» не требует применения водорода, гидроочистки сырья, дорогостоящих платиновых катализаторов.

Применение блока «Цеоформинга» (в следствие его достаточно высокой стоимости) экономически наиболее целесообразно при достаточно больших мощностях установок глубокой переработки нефти (УГПН).

Изготовление УГПН предусматривается в блочно-модульном варианте, что предполагает предварительную сборку и проверку модулей на заводе-изготовителе, последующий быстрый монтаж и возможность передислокации без существенных затрат.

Состав базового варианта установки. УГПН включает все оборудование, позволяющее получать из сырья конечные продукты: прямогонный бензин, дизельное топливо, битум (печное топливо). Инфраструктура, необходимая для работы УГПН: резервуарные парки для сырья и готовой продукции, складские и служебные помещения, охранные противопожарные системы и т. п., может заказывать и строить Заказчик по рекомендации Поставщика УГПН.

УГПН позволяет перерабатывать высокопарафинистые нефти, а также возможно применение УГПН в которой в качестве исходного сырья служит смесь мазута с нефтью.

    технологическая документация (регламент работы); эксплуатационная документация.

В дополнение к базовому варианту могут быть спроектированы и поставлены

    блок компаундирования бензина (введение добавок); дизельэлектростанция для автономного обеспечения УГПН электроэнергией; блок «Цеоформинг».

    проектирование НПЗ; изготовление; монтаж, пусконаладку и запуск в эксплуатацию.

Срок изготовления малотоннажного НПЗ производительностью по сырью 50 000 тонн в год 15…18 месяцев от начала финансирования.

    Срок монтажа и пусконаладки 3…4 месяца. Срок службы не менее 10 лет. Срок окупаемости – 1 год.

Стоимость работ определяется на стадии заключения договора и уточняется на проектной стадии в частности производится предварительная разбивка объемов и стоимости работ по этапам: работы по транспортировке, монтажу и вводу в эксплуатацию, а также необходимые для работы УГПН дополнительные работы по инфрастуктуре (доработка или строительство товарно-сырьевого парка, объектов обслуживания, сливных наливных эстакад и т. п.).

Компания специализируется на конструировании и изготовлении оборудования технологического блока, кроме того для изготовления и монтажа оборудования НПЗ в целом нами привлекаются субподрядные организации: НПЦ «Термакат», ЗАО «Нефтьмонтаж», ЗАО «Анкер», ОАО «Косохиммонтаж», ООО «Корел Групп», ГУП «ММЗ», что позволяет обеспечить полный комплекс работ необходимых для запуска НПЗ в эксплуатацию.

Наш опыт на сегодня следующий: Кемеровский малотоннажный НПЗ (генпроектировщик ЗАО НПП «Линас-Техно») с производительностью по сырью 12 тыс. тн/год запущен в эксплуатацию в 2004 году и успешно эксплуатируется, Кондинский НПЗ с производительностью по сырью 75 тыс. тн/год на стадии завершения изготовления и строительства, планируемый срок пуска 2007 год.

Первый этап: предпроектные исследования. Сюда входит исследование сырья, предпроектная разработка технологии переработки, определение состава оборудования и объемов проектирования, изготовления, согласований, наметки по способу снабжения НПЗ сырьем, отгрузке и продаже готовой продукции, этапы строительства, распределение работ между участниками проекта.

Этот этап продолжительностью 3…4 месяца может проводиться по отдельному договору.

Http://www. g-m-n. ru/mnpz. html

И СГК приносит до 5 000 рублей с каждой тонны переработанного сырья!

Установка Депарафинизации и Улучшения качества Углеводородного Сырья (УДК) производится и поставляется компанией «ГорМаш» и является на сегодняшний день самым эффективным решением в области малой нефтепереработки.

Не имеющая аналогов компактная установка глубокой переработки углеводородного сырья имеет 10 принципиальных преимуществ перед классическими мини НПЗ:

Переработка осуществляется на 40-50% глубже, чем при обычной атмосферной разгонке

Это стало возможно в результате применения уникальной технологии совмещения процессов первичной и вторичной переработки сырья. Глубже переработка – больше светлых нефтепродуктов.

На выходе получается высокооктановый бензин, который легко доводится до качественного автомобильного топлива

Недоступный результат для атмосферной разгонки. Наша технология не только извлекает из нефти качественный бензин, она его из нефти создает.

Дизельное топливо на выходе получается зимнего (арктического) качества

Полученное из установки дизельное топливо фильтруется до -35С, не замерзает до -60С. Без дорогостоящей дополнительной обработки, независимо от температуры застывания исходного сырья.

Применяемая технология превращает значительную часть мазута в масло. Получаемое масло не содержит парафинов и может использоваться как темное печное топливо и для компаундирования судового топлива.

Растворенный газ не сжигается и не выбрасывается, а приносит доход

Кроме растворенного в сырье газа в процессе дополнительно образуется попутный газ. Применяемая технология позволяет четко отделить его от бензина и получить дополнительно достаточное количество сжиженного углеводородного газа (СУГ).

Установка полностью обеспечивает себя необходимой энергией, как тепловой, так и электрической

Сухого газа, выделяемого в процессе достаточно для работы нагревателя и выработки электроэнергии, необходимой для работы установки. Более того, установка может снабжать электроэнергией и теплом другие объекты: жилые и производственные помещения.

Для охлаждения высокотемпературных фракций в установке предусмотрено использование агрегата воздушного охлаждения (АВО), для низкотемпературных – встроенного холодильного агрегата.

Несмотря на высокую производительность 50 тонн сырья в сутки, установка умещается в габариты 40- и 20-футовых контейнеров и доставляется до места эксплуатации на двух контейнеровозах.

Управление установкой осуществляется в автоматическом режиме и требует вмешательства оператора лишь при аварийных ситуациях либо при перенастройке при изменении параметров исходного сырья. Компьютер, управляющий установкой, подключается к Интернет для осуществления дистанционного контроля за работой установки. При отсутствии стационарного подключения к Интернет, установка подключается к мобильному Интернет через встроенный GSM модуль.

Соответствует самым строгим требованиям к конструктивной, пожарной и экологической безопасности

Установка строго соответствует требованиям ГОСТ по конструктивной и пожарной безопасности, допустимым уровням шума, электромагнитного излучения, состоянию рабочих мест и техники безопасности. УДК соответствует санитарным нормам, нормам утилизации отходов, исключает несанкционированный сброс отходов. Установка оснащена системой аварийной сигнализации.

Вы можете сделать заказ или запросить дополнительную информацию удобным для Вас способом:

Http://www. oil-solutions. ru/

Мини-НПЗ не решают проблемы глубокой переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Поэтому бум строительства таких заводов в России – лишь временное явление

Количество мини-НПЗ в России последние несколько лет стремительно растет. Несмотря на то что 27 основных нефтеперерабатывающих заводов страны работают в неполную силу, а строить мини-НПЗ по дорогостоящим технологиям, которые позволяют поддерживать высокое качество нефтепродуктов, нерентабельно. К категории мини-НПЗ относят заводы с годовым объемом переработанной нефти до 500-700 тыс. тонн. Для сравнения: крупный НПЗ перерабатывает свыше 10 млн тонн.

Анализ данных Минпромэнерго РФ показывает, что за четыре года (с 2002-го по 2006-й) общий объем переработки нефти на мини-НПЗ увеличился почти на 41%, до 4,5 млн тонн в год. Рост популярности этого бизнеса обусловлен двумя основными факторами. Во-первых, в появлении подобных производств весьма заинтересованы все региональные власти. Заполучив такой завод, губернаторы снижают зависимость от поставок нефтепродуктов со стороны крупных нефтяных компаний. А владельцы мини-завода получают гарантированный сбыт продукции на местном рынке, не говоря уже о том, что для них значительно упрощается процедура получения земли под предприятие и всяческих разрешений. Во-вторых, сегодня любому нефтетрейдеру выгоднее экспортировать не сырую нефть, а нефтепродукты из-за существенной разницы между экспортными пошлинами на них. Переработав нефть на мини-НПЗ даже по самой примитивной схеме, он существенно экономит на уплате пошлин.

Впрочем, малые формы нефтепереработки будут оставаться привлекательными лишь на определенный промежуток времени. На внутреннем рынке ужесточаются требования к качеству нефтепродуктов. Большинство мини-НПЗ сегодня могут рентабельно работать только с узкой линейкой продуктов (в основном это дизтопливо и мазут, а также немного прямогонного и низкооктанового бензина), и эти требования они не выдержат. Предприятия придется либо закрывать, либо увеличивать их мощность, параллельно усложняя технологию нефтепереработки за счет вторичных процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, алкилирование и пр.).

В России нет исчерпывающей официальной статистики по мини-НПЗ. По данным Росстата, в стране насчитывается 44 мини-НПЗ, при этом только 36 из них ежемесячно отчитываются в Минпромэнерго. Похоже, что это далеко не все отечественные представители малой нефтепереработки. По оценке ООО «ИнфоТЭК-консалт», количество реально существующих мини-НПЗ превышает официальные цифры как минимум вдвое. ИЦ «Кортэс» в своем справочнике «Действующие и строящиеся малые нефтеперерабатывающие предприятия России» перечисляет 80 заводов. Количество же так называемых «самоваров» (закопанных в землю котлов от вагонов-цистерн, в которых путем нагрева разделяют нефть на простейшие фракции) вообще не поддается никакому подсчету, особенно в южных регионах России. Обычно «самовары» ставятся на нелегальных врезках к трубопроводам.

Производство нефтепродуктов облагается достаточно высокими налогами. Поэтому неудивительно, что владельцы мини-НПЗ часто не желают афишировать себя, а более половины заводов, как отмечают эксперты, вообще работают без лицензий. «Необходимость соблюдать огромное количество норм и требований при легальном строительстве и эксплуатации мини-НПЗ толкает владельцев к сокрытию существования перерабатывающих мощностей, – говорит старший специалист аналитического отдела ООО ИК „Баррель“ Анна Анненкова. – К тому же присутствует и банальное нежелание платить налоги и акцизы».

В зависимости от рынков сбыта мини-НПЗ принято разделять на три группы. Первую составляют заводы в районах нефтедобычи. Основная их задача состоит в обеспечении горюче-смазочными материалами нефтяных городков вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Такие заводы есть практически у всех ВИНК. Например, у «Роснефти» – Тарасовская МУНП, «РН-Северная нефть», Стрежевской НПЗ. У «Татнефти» – Кичуйский НПЗ. У «ЛУКОЙЛа» – ТПП «Когалымнефтегаз», «Урайнефтегаз» и т. д. Часть этих заводов, например ТПП «Когалымнефтегаз», имеют довольно развитую конфигурацию, что позволяет им вырабатывать бензин приличного качества (Евро-2).

Во вторую группу входят припортовые мини-НПЗ (например, Ванинский НПЗ). Их строят преимущественно для экспорта нефтепродуктов или бункеровки (погрузки на суда запасов топлива). В случае поставок на экспорт полуфабрикаты этих заводов, прежде чем попасть к конечному потребителю, как правило, проходят дополнительную переработку на заграничных НПЗ. Это вызвано невысоким качеством нефтепродуктов, получаемых на большинстве действующих мини-НПЗ, где отсутствуют технологические возможности для вторичной перегонки. Наконец, к третьей группе относятся региональные мини-НПЗ. Рынок сбыта для них – близлежащие территории и соседние регионы.

До недавнего времени мини-НПЗ строили в основном нефтяники. В 1990-х годах немногочисленные коммерсанты, никак не связанные с добычей нефти, пытались разбогатеть на малой нефтепереработке, но часто терпели фиаско. «В начале 1990-х годов Киришский НПЗ продал лежащую на складе установку „МПУ-100“ (годовая мощность переработки 100 тыс. тонн нефти. – „Эксперт С-З“), – вспоминает Александр Яковлев, директор ООО „ЭПН-консалтинг“ (компания создана на базе экономического отдела ОАО „ВНИИНефтехим“). – В Волхове эту установку смонтировали. Она несколько лет простояла, а потом ее сдали в металлолом, потому что мини-НПЗ оказался абсолютно нерентабельным». Это один из примеров неудачного мини-завода. В то же время в 1998 году был построен Марийский НПЗ, который со временем стал одним из лучших независимых мини-НПЗ в России (успеху предприятия во многом способствовало то, что оно расположено вблизи магистрального трубопровода Сургут – Полоцк, по которому получает сырье).

Ситуация изменилась в 2003-2004 годах. На фоне роста мировых цен на нефть в стране начали проектироваться и строиться именно независимые мини-НПЗ (региональные и припортовые). Так, по данным на конец прошлого года, их строительство велось в Свердловской, Брянской, Пензенской, Липецкой, Ульяновской, Ростовской, Новосибирской, Ленинградской и других областях. А также на Кузбассе, в Красноярском крае, Республике Коми, Эвенкийском АО.

Возможность заработать во сто крат больше на экспорте сырой нефти, нежели на поставках нефтепродуктов на внутренний рынок, привела к тому, что финансовые силы российских нефтяников в основном были брошены на развитие добычи и расширение путей транспортировки углеводородов. При этом ВИНК, которые контролируют практически все основные НПЗ, перестали уделять должное внимание отечественной нефтепереработке.

Дабы гарантированно получать нефтепродукты, а также снизить зависимость от ценового диктата нефтяников, местные администрации стали инициировать строительство региональных мини-заводов. «Собственный мини-НПЗ – это дополнительные рабочие места в регионе, поступление налогов и акцизов в региональные бюджеты. А также отсутствие дополнительных транспортных издержек, которые неизбежно возникают при доставке нефтепродуктов с крупных НПЗ», – говорит генеральный директор компании «ИнфоТЭК-Консалтинг» Наталья Шуляр. Неудивительно, что при строительстве таких заводов не возникает проблем с отводом земли и получением разрешительной документации, а новое предприятие сразу закрепляется на региональном рынке. Основными потребителями мазута выступают котельные коммунального сектора, дизтоплива – сельское хозяйство, местные структуры Минобороны и МВД.

В свою очередь, интерес к созданию припортовых мини-НПЗ был вызван введением дифференцированных экспортных таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты. Пошлины на нефть значительно выше, поэтому, построив заводик, скажем, в приграничном Приморске (Ленинградская область) или на границе с Эстонией и разобрав нефть на простейшие фракции, можно реально экономить на пошлинах до 30%.

Высокий спрос при растущих ценах на нефтепродукты, экономия на пошлинах и транспортных издержках позволяют достаточно быстро возвратить инвестиции в строительство региональных и припортовых мини-НПЗ. Правда, их деятельность подвержена серьезным сезонным колебаниям (в зависимости от стоимости сырой нефти на рынке). Зимой прибыльность составляет 30-40%, а летом они даже могут терпеть убытки. Тем не менее срок окупаемости таких заводов – от полутора до двух лет. Примерно столько же длится строительство с нуля. Поэтому кредит под минипереработку получить достаточно легко.

По большому счету, бум строительства мини-НПЗ – это попытка хоть как-то устранить проблемы, возникающие из-за нерационального размещения основных нефтеперерабатывающих мощностей в России, построенных еще во времена СССР. По законам экономики, НПЗ должны находиться максимально близко к месту потребления нефтепродуктов. Заводов нужно много, различных по мощности и продуктовой линейке. Только так можно надежно и с минимальными транспортными издержками снабжать потребителей. К примеру, размер территории, снабжаемой одним российским заводом, более чем в 10 раз превышает оптимальную по стоимости перевозок нефтепродуктов удельную территорию США и в 60 раз – Японии. Таковы последствия советской гигантомании, когда было принято снижать удельные расходы за счет укрупнения единичной мощности предприятий. А то, что нефтепродукты затем придется «гонять» на тысячи километров, мало кого волновало.

Однако на отечественном рынке нефтепродуктов, который контролируется ВИНК и, по сути, является олигополистическим, новым игрокам не рады. Выражается это в том, что нефтяники очень неохотно продают сырье для переработки небольшим заводам, предпочитая своих коллег, у которых наблюдается дисбаланс между добычей и переработкой.

Сырье для мини-НПЗ можно приобрести у малых и средних нефтяных компаний. Им трудно пробиться со своей продукцией на внешний рынок, а схемы процессинга (отдаем нефть на НПЗ в другой регион, получаем обратно нефтепродукты) становятся все менее выгодными. Но заключать долгосрочные контракты сторонам удается далеко не всегда. По словам Натальи Шуляр, есть примеры, когда построенные мини-НПЗ в Кабардино-Балкарии, Оренбургской области, Дагестане не работают из-за отсутствия сырья.

Эксперты считают, что строительство мини-НПЗ при отсутствии своего сырья оправдано только тогда, когда нормально работает рынок сырой нефти (например, через нефтяную биржу). Иначе мини-НПЗ становятся уязвимыми для поглощения поставщиком (как ВИНК, так и небольшой нефтяной компанией). О создании нефтяной биржи в России заявлено, но когда она реально заработает, неизвестно, так как нефтяные компании не изъявляют особого желания торговать на ней.

Вероятно, государство могло бы стимулировать появление небольших перерабатывающих мощностей в регионах. Пусть это будут не мини-заводы, а предприятия мощностью свыше 2-3 млн тонн нефти в год, на которых уже экономически выгодно вводить капиталоемкие вторичные процессы переработки. Это позволит снижать конечную стоимость нефтепродуктов. Однако проблемы малой нефтепереработки государство пока не замечает.

Интеграция России в европейское сообщество неминуемо приведет к тому, что требования к промышленной безопасности и экологии в нефтепереработке будут ужесточаться. Этот процесс уже идет: Ростехнадзор с этого года взял под особый контроль качество продукции мини-НПЗ и поставки сырья для них. С 2007 года собственники трубопроводной сети обязаны устанавливать охранные системы, которые позволяют выявлять незаконные врезки в трубу. Также до конца 2008 года моторное топливо в стране должно вырабатываться на уровне не ниже Евро-2, до конца 2009-го – Евро-3, до конца 2013-го – Евро-4.

Все это заставит собственников действующих мини-НПЗ модернизировать заводы. Новые мощности придется строить, опираясь на новейшие технологии и оборудование. Проблем с выбором современных нефтеперерабатывающих установок малой мощности нет. За последние годы российские образцы не только стали соответствовать мировому уровню, но и обходятся дешевле. Сложность в другом. Устанавливать на мини-НПЗ технологическое оборудование для вторичной нефтепереработки не имеет смысла в принципе. Выход – увеличение мощности заводов (то есть переход в категорию малых и средних НПЗ) за счет монтажа дополнительных установок первичной переработки и параллельно развертывание вторичных процессов. Владельцам мини-НПЗ, которые не пойдут по этому пути, рано или поздно придется свернуть свой бизнес.

По оценке экспертов, более или менее точно судьбу мини-НПЗ можно прогнозировать до 2010-2015 годов. В ИК «Баррель» считают, что к 2010 году в России появится 10-12 новых заводов мощностью 200-500 тыс. тонн. Дальше загадывать трудно, поскольку ситуация в российской нефтепереработке может существенно измениться. Связано это в первую очередь с тем, что заработают новые большие НПЗ (например, Нижнекамский НПЗ) и модернизированные (Туапсинский, Комсомольский, Киришский НПЗ, Ангарская НХК), а это частично насытит внутренний рынок нефтепродуктов.

По данным Минпромэнерго РФ, за 2006 год объем переработки нефти на мини-НПЗ составил 4,5 млн тонн (в том числе НПЗ в составе нефтяных компаний – 2,5 млн тонн, независимые – 2 млн тонн). Для сравнения: в 2002 году объем переработки на мини-НПЗ составлял 3,2 млн тонн. За первое полугодие 2007 года на отечественных мини-НПЗ переработано 2,8 млн тонн (в том числе НПЗ в составе нефтяных компаний – 1,2 млн тонн, независимые – 1,6 млн тонн). Доля мини-НПЗ – около 2% от общего объема нефтепереработки в России (219,5 млн тонн в 2006 году), в том числе доля независимых – около 0,9%.

– На Западе в связи с повышением требований к качеству нефтепродуктов малые заводы, мощностью переработки 0,5-1,5 млн тонн нефти в год, закрываются и демонтируются. Это связано с тем, что на таких предприятиях невозможно обеспечить должное качество конечного продукта. Так, бензины в соответствии с требованиями Евро-4 и Евро-5 должны содержать мало серы, ароматики (до 35% в Евро-4), бензола (до 0,5-1%). Чтобы получить продукцию такого высокого качества, необходима сложная нефтепереработка, вторичные процессы – каталитический риформинг и крекинг, алкилирование и т. д. Однако организация вторичных процессов на заводах малой мощности экономически невыгодна: рентабельными становятся только более крупные предприятия, перерабатывающие ежегодно свыше 2-3 млн тонн нефти.

Http://expert. ru/northwest/2007/31/neftepererabotka/

Современные нефтеперерабатывающие заводы осуществляют промышленную переработку нефти путем сложных и многоступенчатых физических и химических процессов, позволяющих получать большой ассортимент нефтепродуктов.

Они оснащены оборудованием, способным функционировать в условиях низких температур и высоких давлений, в глубоком вакууме и в агрессивных средах.

Перед непосредственной переработкой нефть подвергается глубокой очистке на электрообессоливающих установках, позволяющих снизить процент содержания соли в сырье с 100-700 мг/л до 3 мг/л и воды с 1% до 0,1%.

Первичные (физические) технологические процессы позволяют разделить нефть на топливные и масляные фракции и удалить ненужные химические компоненты. Вторичные (химические) процессы подразделяются на несколько видов. В зависимости от способа активации химических реакций различают термические и каталитические химические процессы. В зависимости от типа химических превращений различают деструктивные, гидрогенизационные и окислительные химические процессы.

Основным первичным процессом, связанным с переработкой нефти, является атмосферная перегонка, во время которой происходит отбор топливных фракций (бензин, осветительный керосин, реактивное и дизельное топливо) и мазута (может быть использован в качестве компонента котельного топлива или сырья для дальнейшей глубокой переработки).

Следующий, вторичный этап, связанный с гидроочисткой, каталитическим риформингом и каталитическим крекингом. С помощью гидроочистки, позволяющей удалить сернистые, азотистые и кислородные соединения, повышается качество моторных топлив. В результате каталитического риформинга, позволяющего осуществить химические превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, значительно повышается октановое число продукта. А каталитический крекинг позволяет наиболее эффективно углубить процесс нефтепереработки, получив из высококипящих фракций мазута в результате до 40 – 60 % высокооктанового компонента автобензина, а также до 10-25% жирного газа, который, в свою очередь, может быть использован для получения высокооктановых компонентов авиационных или автомобильных бензинов.

Процесс нефтепереработки постоянно совершенствуется, происходит техническое перевооружение на уровне технологий и аппаратной конфигурации, разрабатываются и внедряются высокоинтенсивные энерго и ресурсосберегающие технологии, цель которых – решение вопросов, связанных с углублением переработки нефти и оптимизации качества получаемых нефтепродуктов.

Http://www. mini-npz. com/tekhnologii-npz/6-tradtekhnopertki. html

10 января 2018 года руководство НПО ЭТН-Циклон вернулось из республики Казахстан, г. Шымкент. В результате поездки был утвержден график производства работ самого значимого для организации проекта. Предприятие приступило к строительству нефтеперерабатывающего комбината производительностью 2 млн. тонн в год.

С 19 по 22 декабря 2017 года Руководители НПО ЭТН-Циклон посетили республику Судан в составе Российской делегации и приняли участие в 5-ом заседании Межправительственной Российско-Суданской комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству. НПО ЭТН Циклон и суданская государственная компания Судапет приступили к реализации газоперерабатывающего завода по переработке попутного нефтяного газа.

С 2006 года ООО “Научно производственное предприятие ЭТН” успешно запущено 13 установок первичной перегонки нефти производительностью от 10 до 500 тыс. тонн в год на территории стран России, Украины, Казахстана и Индонезии

Основная специализация нашего предприятия – это проектирование и строительство нефтеперерабатывающих установок различного назначения для НПЗ (мощностью от 10 тыс. тон н в год до 3 млн. тонн в год по сырью). Но мы также можем брать на себя проектирование и строительство всего НПЗ, т. е. кроме технологических установок, также и общезаводское хозяйство. Строительство НПЗ хоть «мини» (любой до 200 тыс. тонн в год по сырью), хоть «макси» предусматривает для начала проект всего НПЗ с экспертизой проекта и получением разрешения на строительство (всё вместе не менее 4-6 млн. рублей для самого минимального по мощности)

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ (НЕФТИ, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА)

С 2005 года внедрён в практику и успешно применяется Новый способ переработки нефтяного сырья и Циклонные нефтеперерабатывающие установки на его основе. Способ условно называется вихревая ректификация (ВР), или по английски WR (whirl refinery) – WR технология. Новый способ переработки нефти отличается высокой экологичностью (в отличие от классики нет нужды в сбросе жидких отходов – нефтешламов – они отсутствуют!) и позволяет занять свою, ранее никем не занятую «нишу» в деле нефтепереработки, и эта ниша – глубокая переработка нефтяного сырья для малой производительности НПЗ (например от 200 тысяч до 3 миллионов тонн в год по сырью). Такой Мини-НПЗ может включать в свою технологическую часть и каталитическую переработку мазутов и газойлей, а также каталитическую переработку светлых нефтепродуктов без потери качества нефтепродуктов и с периодом окупаемости с начала эксплуатации мини-НПЗ в 1,5-2 года. Это объясняется тем, что качество получаемых продуктов не зависит от колебаний % состава сырья и на циклонных нефтеперерабатывающих установках могут перерабатываться «с колес» без перенастройки лёгкие и тяжёлые нефти, газовые конденсаты и их смеси.

Установки по переработке нефти серии «Ц41/xx» циклонного типа, предназначены для разделения конденсированного углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат или их смесь) на фракции и, в частности, могут быть использованы для получения от 2-х до 4-х нефтепродуктов в различных сочетаниях по шкале температур кипения.

Мощность таких мини НПЗ составляет от 10 до 3000 тыс. т/год при переработке нефти.

Установки имеют одну или несколько технологических линий, в зависимости от производительности.

Установка первичной перегонки сырья – установка предназначенная для разделения углеводородного сырья (газовый конденсат, нефть и их смеси) на 3, 4 или больше фракций и получения, например таких нефтепродуктов, как мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин и осветительный керосин (или лигроин) . В основе технологии фракционного разделения нефти в наших установках лежит неравновесный подход, реализованный через устройства испарителей-сепараторов циклонного типа. Способ и устройство запатентованы!

Http://nppetn. ru/

Насколько сегодня востребованны комплексы для малотонажной переработки нефти и газового конденсата?

Я считаю, что проблема строительства и проектирования в секторе малотоннажной глубокой переработки нефти состоит в том, что большинство НИИ и инжиниринговых компаний специализируются на технологиях, рассчитанных на крупнотоннажные НПЗ, а приоритеты и специфика этих двух ниш существенно отличаются.

При проектировании мини-НПЗ, производительностью до 1 млн. тонн/год экономически не целесообразно использовать подходы которые практикуются при строительстве и реконструкции крупных НПЗ (более 1 млн. тонн/год).

Кто сегодня эксплуатирует мини-НПЗ с глубокой переработкой сырья? На основе каких технологий это целесообразно применительно к малым объемам переработки? Заранее спасибо за высказанное мнение.

Для тех кто интересуется использованием новых технологий малотоннажной глубокой переработки нефти прошу посетить страницу www. osoboekb. ru/files/new_npz. htm

Форум как раз и существует для обсуждений, а не для рекламы ресурсов/сайтов и т. д.

К вам вопросы – где уже реализованы ваши технологии и где построены/ работают ваши установки? Можно ли привести характеристики/марки нефтепродуктов, получаемых по вашей технологии? Судя по схеме НТМ – это бензины, дизтопливо, битум.

Подобная технология опробована как на малотоннажных установках, так и опробованы процессы на крупных заводах (в Украине и России). В данном направлении (отработка именно этой схемы) давно работал независимый ученый, работающий с нами. Конструкторы ОКБ тоже давно занимаются проблемами нефтепереработки, но немного в другом направлении, пока работы и эксперименты продолжаются.

По процессам НТМ есть масса результатов экспериментов на опытных установках.

Сами понимаете, характеристики продуктов, выбор процессов и компановка оборудования принципиально зависит от исходного сырья. Дайте нам паспорт нефти, условия финансирования – мы дадим выходные данные.

Из “хорошего” сырья гарантировано получение высококачественных моторных топлив (бензин по всем параметрам соответствующий ЕВРО-4 и ДТ ЕВРО-4) при максимально низкой стоимости комплекса и его эксплуатации.

Информация на сайте пока крайне поверхностная, в скором времени пополнится более конкретными данными. Однако стоимость оборудования будет обсуждаться в каждом конкретном случае отдельно.

То, что Вы предлагаете, это хорошо, честь Вам и хвала, если Вы эту проблему решите одним махом. Если Вы захотите открыть тайну,(стоймость, технология, весь, срок установки и т. д.) то, как очень заинтересованному лицу, можете связатЬся со мной. Спасибо 89608610405 Рубен.

Александр, к сожалению, на Вашем сайте нет ни слова о стоимости, окупаемости, затратах по эксплуатации и прочее. Без этого понять – нужна ли такая технология или нет неdозможно. C уважением.

Я не понимаю откуда это берется – тяга к тайнам. Я понимаю новые технологии, уникальное оборудование, коммерческая тайна. Но никуда вам не деться от описания работы и опыта внедрений. Никто не будет покупать кота в мешке и даже не задумается о покупке.

Возьмите один из последних реализованных проектов и напишите. Проект Х.

Затраты на эксплуатацию (катализаторы, пар, тепло, энергия, зарплата обсл. персонала и т. д.) – у млн. руб.

Стоило ли заводить тему, если ответами только отпугивать интерес. Одна фраза “В данном направлении (отработка именно этой схемы) давно работал независимый ученый, работающий с нами.” – чего стоит. Почему нельзя написать, что в качестве консультанта выступал академик И. М.Губкин, который дал высокую оценку новому процессу – он же провел теоритическое обоснование новой технологии названной “фракционное разделение продуктов перегонки нефти в условиях повышенной секретности процесса разделения”. Это конечно была шутка.

Если говорить серьезно, то такой минимум информации дает обратный эффект – вы отталкиваете потенциальных контрагентов неопределенностью своих высказываний. Деньги любят счет и определенность. Так что, пожалуйста, конкретизируйте свои достижения. Заодно и развернем полемику с вашими конкурентами, попросим комментариев из РГУ им И. М.Губкина, ВНИПИнефть и т. д. А наши абоненты только выиграют от такой информации.

Целиком поддерживаю мнение администрации портала по данной теме

Уважаемые пользователи форума, Андрей Яковлевич! В чем-то Вы абсолютно правы, но несколько драматизируете. Я уже писал, что более подробная информация в ближайшее время будет опубликована как на сайте, так и других ресурсах.

Проблема с конспирацией на многих предприятиях доходит до абсурда: мы, как проектная организация, постоянно буквально щипцами пытаемся выдернуть из них необходимую информацию об оборудовании, которое закладываем в проект, хотя они сами должны приносить ее с голубой каемочкой за то, что мы применяем их изделия. Не отрицаю, есть и открытые компании – мы с ними с удовольствием сотрудничаем.

Мы придерживаемся позиции, основанной на прозрачности, загляните на наш сайт – там куча чертежей и открытой информации, пусть не полной, в пределах нормы.

И почему на мой призыв обсудить используемые технологии и схемы глубокой переработки нефти на мини-НПЗ ответило так много народа – целый ноль. Все боятся открывать карты, это понятно, я против такого “закрытого” подхода, но все должно быть в пределах разумного.

Думаю вам не ответили по тому, что непонятно, что дают эти технологии. Поскольку нет конкретики. Чертежи оборудования это хорошо, я их посмотрел с удовольствием, поскольку редко встречаются такие ресурсы.

Интерес к подобным установкам растет, но обсуждать эту тему в общем виде никто не будет.

Напишите кратко (см. выше) основные данные и будет что обсудить. А отсылать на сайт, это не совсем верно, поскольку разбираться там достаточно долго и необх. информации с эконом. обоснованием я не нашел.

Дискутировать больше не буду, если считаете, что информации достаточно, то пусть будет так.

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической промышленности, в частности к физико-химическому изменению исходного сырья, а именно переработке нефти и нефтепродуктов.

Основное назначение крекинга – высокотемпературная переработка нефти и ее фракций, с целью получения продуктов меньшей молекулярной массы.

Крекинг протекает с разрывом химических связей (С-С), и образованием свободных радикалов или карбонионов. Основные параметры термических процессов, влияющие на ассортимент, материальный баланс и качество получаемых продуктов – качество сырья, давление, температура и продолжительность процесса термолиза.

Известны традиционные способы термического крекинга, включающие ввод нагретого сырья в ректификационную колонну, вывод через нижнюю часть колонны остатка, нагрев его в печи с последующим вводом в реакционную камеру, и далее в испаритель высокого давления, ввод паров через верх испарителя в колонну с выделением в ней газа, бензина и газойлевых фракций (Смидович Е. В., “Крекинг нефтяного сырья и переработка и углеводородных газов”, М. Химия, 1980; Пат. США № 442,4117, кл. C10G65/04; Пат. SU № 1680760, кл. C10G47/22; Пат. RU № 2068441, кл. C10G9/00).

Недостатком всех известных способов крекинга нефти является сложность и громоздкость технологического оборудования, а также большая энергоемкость термических процессов с выходом светлых фракций не более 30-35%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ крекинга, включающий ввод и обработку сырья в ректификационной колонне и далее в реакционной камере, выделение газа, бензина: установка для осуществления крекинга содержит ректификационную и реакционную камеры с емкостями (патент РФ №2068441, опубликовано 27.10.1996).

Недостатками известного способа и устройства является низкая эффективность и сложность процесса, громоздкость конструкций, а также низкий выход светлых фракций.

Задачей предлагаемого изобретения является упрощение и интенсификация процесса, а также – увеличение выхода светлых фракций путем обеспечения условий для физико-химических превращений жидкого сырья: нефти, нефтепродуктов, газоконденсата и других.

Результатом использования предлагаемого способа крекинга нефти является упрощение и интенсификация процесса, увеличение доли светлых фракций без использования традиционно громоздких конструкций (теплообменники, нагревательные печи, сепаратор, отпарные колонны, вакуумная колонна и т. п.)., но в то же время, с одновременной интенсификацией и упорядочением процессов разрыва химических связей (С – С), образования свободных радикалов и получения продуктов крекинга при повышении антидетонационных свойств бензина, улучшения термической стабильности реактивного сырья, снижении содержания сырья и т. д.

Вышеуказанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке для вихревого крекинга нефти и нефтепродуктов, содержащей емкость для нефти и нефтепродуктов, ректификационную и реакционную камеры, емкость для выделенных продуктов, емкость для нефти и нефтепродуктов соединена с ректификационной и реакционной камерами посредством двухпозиционного клапана и нефтяных насосов, причем ректификационная камера выполнена в виде вихревой гидрокавитационной установки, содержащей последовательно расположенные входное устройство, завихритель, вихревую трубу, развихритель и выходное устройство, а реакционная камера выполнена в виде вихревой трубы с тангенциальным входным соплом, улиткой и дросселем, при этом вихревая труба соединена с емкостями для сбора выделенных фракций. В предлагаемом способе вихревого крекинга нефти и нефтепродуктов, включающем разделение нефти и нефтепродуктов на фракции, разделение нефти и нефтепродуктов осуществляют путем подачи их нефтяным насосом в вихревую гидрокавитационную установку, после обработки в которой продукт возвращают в емкость для нефти и нефтепродуктов, из которой их с помощью двухпозиционного клапана и нефтяного насоса подают в вихревую трубу для разделения на фракции.

В предлагаемом способе вихревого крекинга обработку нефти и нефтепродуктов в вихревой гидрокавитационной установке осуществляют многократно.

В предлагаемом способе в процессе вихревого крекинга нефти и нефтепродуктов создается и используется ионизация нефти с регулируемой интенсивностью.

Для создания в движущейся жидкости дополнительных условий ионизации за счет локально высоких напряженностей физических полей, внутренние поверхности рабочих зон установки модифицируются порошками активных минералов.

Возможность оперативной регулировки и настройки параметров воздействия на исходный продукт, обеспечивает унификацию и универсальность применения предлагаемой установки вихревого крекинга нефти.

В предлагаемом способе за счет настроек и регулировки режимов работы установки обрабатывается как легкая нефть, так и тяжелая – насыщенная нефтеносными песками.

В способе вихревого крекинга, протекающим с разрывом химических связей (С-С), и образованием свободных радикалов или карбонионов, включающим обработку нефти при использовании технологии вихревой энергетики, сначала нефть подают в вихревую гидрокавитационную установку, где поток нефти интенсивно турбулизируется, подвергаясь воздействию температуры, давления и ионизации, за счет чего, высокомолекулярные углеводороды распадаются на продукты меньшей молекулярной массы, затем продукт возвращают в емкость и далее снова поток нефти или нефтепродуктов проходит через насос и гидрокавитационную установку, а количество циклов обработки нефти на этом этапе зависит от параметров исходного сырья, от настроек гидрокавитационной установки, а именно температуры, давления, уровня ионизации и длительности процесса, связанной также и с параметрами конечного продукта. Далее “перемолотую”, “измельченную” нефть, направляют в вихревую делящую трубу, где ее подвергают сепарации.

Предлагаемая установка для вихревого крекинга, содержит наполняемую нефтью емкость, двухпозиционный клапан переключения, первый нефтяной насос, вихревую гидрокавитационную установку, второй нефтяной насос, вихревую делящую трубу, где происходит ее сепарация, и емкости для сбора легкой и тяжелой фракций нефти, при этом вихревая гидрокавитационная установка состоит из вихревой трубы, входного устройства, завихрителя, развихрителя, выходного устройства, гидронасоса с приводом. Вихревая делящая труба имеет тангенциальное сопло и дроссель с возможностью образования интенсивного кругового движения нефти с последующим образованием свободного вихря, который развивается до определенного радиуса и смещается вдоль оси трубы к дросселю Для осуществления предлагаемого вихревого способа крекинга нефти используются технологии вихревой энергетики. Для создания в движущейся жидкости дополнительных условий ионизации за счет локально высоких напряженностей физических полей, внутренние поверхности рабочих зон установки модифицируются порошками активных минералов.

Для унификации и универсальности установки вихревого крекинга, обеспечивается возможность оперативной регулировки и настройки параметров воздействия на исходный продукт.

– создание, в объеме нефти локально высоких значений температуры и давления (за счет кавитационных процессов), недостижимых стандартными способами термического крекинга,

– в отличие от традиционных воздействий на нефть, при воздействии турбулизации и кавитации на сырьё происходит его ионизация,

– большая эксплуатационная гибкость: возможность перерабатывать практически любые нефтяные фракции и высокомолекулярные продукты одной и той же установкой за счет простой регулировки работы параметров установки.

Конкретные примеры осуществления вихревого способа крекинга нефти.

Сырье – тяжелая нефть (нефть с песком) с высокой степенью вязкости. Из заполненной емкости нефть первым нефтяным насосом подают в вихревую гидрокавитационную установку 3, где поток нефти с расходом 100л/час интенсивно турбулизируется, подвергаясь воздействию температуры до 1500С и давлению более 70 атм, при этом высокомолекулярные углеводороды распадаются на продукты меньшей молекулярной массы. В зависимости от вязкости нефти проводят до 10 циклов ее обработки в гидрокавитационной установке.

Далее “перемолотую”, “измельченную” нефть направляют в вихревую делящую трубу, где происходит ее сепарация, затем продукты легкой и тяжелой фракций нефти собирают в емкостях. После обработки из нефти получают до 65% легкой фракции.

2. срок эффективной (снижение рентабельности по п.1 не более чем на 10%) эксплуатации

P. S. В студенческие годы делал я доклад на тему – получение нефтепродуктов электрофорезом в условиях невесомости на борту космической станции. Технологическая эффективность была заоблачной. И цены – космическими.

В РФ в полном объеме хоть одно производство работает по ВАШЕЙ схеме? или все на этапе опытных моделей / чертежей?

Уважаемый Александр! Как на счет мнении Участников форума “2-ой Ежегодный международный форум Vostok Capital”, Анализ перспективности малых и средных НПЗ в России?

Http://www. nge. ru/forum_tree_9_42651_0_0.htm

Сегодня на российском рынке проявлен значительный интерес к созданию и развитию малотоннажных нефтеперерабатывающих предприятий. По данным Минпромэнерго РФ, в ближайшие 5 лет суммарная мощность мини-НПЗ может удвоиться. Несмотря на то, что такие НПЗ дают возможность перерабатывать низкокачественные нефти и использовать малодебитные скважины, значительное увеличение их численности создаст ряд проблем эколого-экономического и технологического характера. Следует также отметить,

Что большинство мини-НПЗ рентабельно могут работать только с узкой «линейкой» продуктов, не в полной мере соответствующих ужесточающимся требованиям. Поэтому

Такая форма нефтепереработки будет оставаться привлекательной лишь на определенный промежуток времени, а затем предприятия придется либо закрывать, либо реконструировать, увеличивая мощность и усложняя технологию за счет вторичных процессов. Мини-НПЗ как альтернативное направление их развития можно использовать в

Качестве полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по отработке новых технологий, вариантов реконструкций и т. п.

В отличие от многих крупных государств, имеющих или развивающих нефтепереработку и создающих крупные нефтехимические комплексы, в России стремительно увеличивается количество мини-НПЗ.

До недавнего времени их строили в основном в нефтедобывающей отрасли для обеспечения топливом городов и поселков, находящихся вблизи месторождений.

Сейчас же практически у всех крупных нефтяных компаний, таких как ЛУКОЙЛ, Роснефть, ТНК ВР и других, есть мини-НПЗ. Их возводят в тех местах, откуда невыгодно транспортировать сырую нефть, или в местах нестабильного обеспечения топливом.

Поскольку сегодняшняя политика государства предусматривает выделение новых месторождений компаниям, имеющим собственную переработку, то естественно, что интерес к мини-НПЗ и установкам нефтехимии малой мощности усилился.

Рост популярности этого бизнеса обусловлен двумя основными факторами. Во-первых, заинтересованность региональных властей.

Снижается зависимость от поставок нефтепродуктов крупными нефтяными компаниями, а для владельцев мини-НПЗ, кроме гарантированного сбыта продукции на местном рынке, в том числе и для государственных нужд (сельское хозяйство, армия), значительно упрощается процедура оформления земли под предприятие и получение необходимой разрешительной документации. Во-вторых, преимущество экспорта нефтепродуктов перед экспортом сырой нефти из-за существенной разницы в пошлине. Перерабатывая нефть на мини-НПЗ даже по самой примитивной схеме, можно иметь существенную

Большинство создаваемых производств планируется в центрально-европейской части России (Уральский, Приволжский, Южный, Северо-Западный федеральные округа). С одной стороны – это максимально возможный сбыт и интенсивный рынок, с другой – ухудшение суммарного состояния рынка вследствие невозможности обеспечения достаточной глубины переработки нефти (рис. 1) и качества продуктов.

Анализ данных Минпромэнерго РФ показывает, что с 2002 по 2006 г. годовой объем переработки нефти на мини-НПЗ увеличился на 41%, составив 4,6 млн т. К 2012 г. предполагается строительство 10-12 НПЗ мощностью 200-500 млн т и 3-5 мощностью 1-1,5 млн т.

В этом случае суммарная мощность возрастет приблизительно до 11 млн т.

Следует отметить, что мощности эксплуатируемых, проектируемых и строящихся НПЗ, как правило, менее 500 тыс. т/год. Однако самые ориентировочные экономические расчеты показывают, что наиболее прибыльными в эксплуатации являются НПЗ мощностью не менее 800-1000 тыс. т/год.

Наиболее выгодное размещение мини-НПЗ – в отдаленных регионах (для удовлетворения местных потребностей) и в районах возможного экспорта. Например, газоконденсатный завод компании «НОВАТЭК» в г. Таркосале экспортирует свою продукцию через нефтебазу «Белое море», хотя часть газоконденсата можно перерабатывать на месте. Тот же процесс БиМТ («Бензин и моторное топливо» – разработка Новосибирского института катализа СО РАН) позволяет производить арктическое дизельное топливо для собственных нужд, а также нужд Газпрома и Роснефти.

С увеличением численности мини-НПЗ создаются определенные проблемы в экономической, экологической и технологической сферах. Это проблемы, связанные с наличием полноценной аналитической базы, конфигурацией технологических схем и развитием новых технологий.

Как правило, в составе мини-НПЗ отсутствует исследовательская лаборатория. Ее заменяют так называемые аналитические пункты с ограниченным перечнем обязательных анализов (плотность, иногда фракционный состав). Любая, самая незначительная реконструкция или изменение качества сырья приводит к изменению

Физико-химических и эксплуатационных свойств продуктов, которые необходимо подвергнуть соответствующему контролю. Отсутствие необходимой аналитической

Базы, комплексных программ обследования установок, определения качества сырья и продуктов, а также коллектива квалифицированных технологов приводит к неграмотной интерпретации результатов анализов.

Очевидна необходимость привлечения специалистов исследовательских центров для консультаций и выполнения анализа проб. Однако зачастую даже качество

Проб продуктов не соответствует стандартам и по существующим методикам испытаний анализ выполнить невозможно. Причины несоответствия проб – их неправильный отбор, нарушение технологического режима вследствие проведения эксперимента, реконструкции, использования новых реагентов и т. п. В этом случае применяются сложные комплексные исследования либо другие методы.

Следует отдать должное заказчикам, прислушивающимся к мнению специалистов и понимающим необходимость квалифицированных консультаций, на основе которых составляются программы проведения исследования сырья, промежуточных фракций и конечных продуктов, отрабатывается режим работы.

За последний год существенно возросло количество проектов, технико-экономических обоснований, предложений по строительству мини-НПЗ. Причем конструктивной реализацией заканчивается приблизительно 10% всех проектов.

• В схемах мини-заводов, предусматривающих глубокую переработку нефти, присутствуют сложнейшие и дорогостоящие процессы (например, гидрокрекинг тяжелых нефтяных остатков на одноразовом импортном катализаторе).

К сожалению, заказчик не всегда хорошо ориентируется в процессах и особенностях их эксплуатации, но в стремлении производить продукты, качество которых отвечает

Современным требованиям и которые на сегодняшний день не выпускает ни один мини-НПЗ России, зачастую соглашается на всевозможные экзотические процессы. И именно аспект качества, за который критикуют мини-НПЗ, привлекает заказчиков.

Однако в России уже есть примеры работы мини-заводов, оснащенных набором сложных нефтеперерабатывающих и нефтехимических процессов малой мощности (ТНК-Нягань – риформинг с предгидроочисткой. Максимальный набор оснащенности – риформинг, гидроочистка, битумная установка). В последнее время увеличилось количество

Предложений по проектированию и изготовлению установок малой мощности, пилотных установок и специальных блочных модулей. Реально опробованы единицы моделей, а

Использование неапробированных установок – большой экономический риск. Наличие в составе НПЗ установок, работающих по новым или недостаточно отработанным технологиям, также увеличивает степень опасности функционирования предприятия.

• Зачастую с целью улучшения качества продукции для НПЗ мощностью до 500 тыс. т/год предлагаются сложные многопоточные технологические схемы из 7-10 основных

Установок и блока вторичных процессов. Весьма дискуссионными являются проекты, предусматривающие установку депарафинизации нефтяного сырья. Это ведет к резкому

Увеличению стоимости проекта, усложнению строительства объекта, его эксплуатации, управлению и, как следствие, привлечению дополнительных капиталовложений,

• Привязка предлагаемых проектов к местности проводится в ряде случаев без геологических изысканий и учета особенностей региона (выпуск некоторых продуктов заведомо невыгоден: затраты на их сбыт превышают затраты на производство).

• Cуществует недопонимание некоторыми предпринимателями сложности реализации проекта вследствие повышенной опасности объекта.

• Заведомо низкие расценки на работы и оборудование в целях привлечения заказчика вводят последнего в заблуждение о стоимости всего проекта. Складывается впечатление, что, например, за 100 млн долл. можно построить завод мощностью 1 млн т/год, в состав которого включены процессы вторичной переработки нефти. В качестве примера

Приводятся расценки компании «Вентек Инжинирс Интернешнл Корп.» (г. Пасадена, штат Техас) для российского рынка (источник: официальный сайт компании «Вентек», США)

Следует отметить, что реальные затраты на строительство завода практически удваиваются по сравнению со стоимостью оборудования и процессов, заложенной в проектносметной документации, а по мере увеличения мощности завода стоимость его возрастает непропорционально (рис. 2). Разброс цен на реализацию проектов также очень существенный (см. таблицу).

Согласно информационным материалам выстраивается некая градация мини-НПЗ по мощности:

1. Установки кубового типа периодического действия (работают по принципу лабораторных установок, загрузка – до 50 м 3 . Стоимость – 15-50 тыс. долл.) и непрерывного действия мощностью 20-120 тыс. т/год (нагрев – открытый

Огонь, срок службы оборудования – два – три года в зависимости от качества сырья, конструкционные материалы не соответствуют требованиям безопасности. Стоимость – до

600 тыс. долл.). В большинстве случаев такие установки не допускаются Ростехнадзором к эксплуатации. Продукция – нестабильный бензин, подобие печного топлива и мазут –

2. Малотоннажные установки и комплексы мощностью до 200 тыс. т/год, построенные в соответствии с правилами и нормами промышленной безопасности и позволяющие

Вырабатывать низкооктановый бензин, дизельное топливо и мазут, соответствующие по фракционному составу заданным параметрам. На таких установках, как правило, имеется

3. Перерабатывающие комплексы мощностью от 500 тыс. т/год до 1,5 млн т/год, выполненные в соответствии с правилами и нормами промышленной безопасности

И позволяющие вырабатывать относительно качественные продукты. Подразделяются на несколько групп:

• только атмосферная перегонка (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья и ассортимента продукции – от 30 до 150 млн долл.);

• атмосферно-вакуумная перегонка, гидроочистка бензиновой фракции, риформинг (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья и ассортимента продукции – от 100 до 500 млн долл.);

• наличие блока вторичных деструктивных и каталитических процессов (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья, количества и типа вторичных

Развитие новых технологий на базе мини-НПЗ Малые формы нефтепереработки будут оставаться привлекательными лишь на определенный промежуток времени. Большинство мини-НПЗ рентабельно работают только с узкой «линейкой» продуктов (в основном это

Дизельное топливо, мазут, а также незначительное количество прямогонного и низкооктанового бензина), не соответствующих ужесточающимся на внутреннем рынке

Требованиям к качеству. Предприятия придется либо закрывать, либо увеличивать их мощность, усложняя технологию нефтепереработки за счет вторичных процессов

(каталитический крекинг, гидрокрекинг, риформинг, алкилирование и другие).

К альтернативному направлению развития мини-НПЗ, на взгляд автора, относится их использование в качестве полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по

Отработке новых технологий, вариантов реконструкций и т. п. В настоящее время наряду с очень высокотехнологичными разработками на рынок поступают новые или хорошо

Известные ранее технологии, связанные с обработкой сырья полями различного спектра действия (ультразвук, кавитация, магнитная и сверхвысокочастотная обработка,

Технология обменных резонансных взаимодействий и другие), а также введением в нефтяное сырье различных реаентов. Предлагаются каталитические системы на основе

Высокопористых ячеистых материалов (ВПКЯМ). То есть разрабатываются нетрадиционные технологические процессы для улучшения качества продукции и углубления

Переработки нефти. К ним пока нет доверия, как к недоработанным технологически, не оформленным аппаратурно и несмасштабированным (обязательное условие промышленного проектирования).

В условиях мини-НПЗ, а зачастую только в этих условиях, процесс можно отработать как

Самостоятельный, так и в комплексе с другими процессами, увидеть его влияние на работу завода в целом и на качество вырабатываемой продукции. Например: отрицательное воздействие антикоррозионной присадки, вводимой на стадии атмосферной перегонки, на катализаторы последующих процессов – риформинга и изомеризации. Или недавно установленный факт: реагент-поглотитель

Сероводорода и меркаптанов, введенный в мазут, играет положительную роль стабилизатора системы.

К актуальным проблемам относится также недостаточное количество и слабое развитие

Инжиниринговых компаний – связующих звеньев между разработчиками технологий,

Проектировщиками и строителями. И это звено не может быть развито без надлежащей технической базы. Для обеспечения отработки технологий на базе мини-НПЗ возникает необходимость интеграции малых НПЗ с этими структурами. Более того, каждой крупной нефтяной компании целесообразно иметь в своем составе мини-НПЗ как базу для успешной реализации проектов по реконструкции крупных предприятий, строительства новых установок, внедрения современных технологий и процессов, изучения эффекта масштабирования и многого другого. С этой точки зрения модульная конфигурация НПЗ предпочтительнее, так как позволяет более мобильно изменять технологическую схему для реализации различных программ.

Эксплуатация подобных мини-НПЗ позволит получить максимально возможную прибыль,

Http://neftegaz. ru/science/view/446-Malye-NPZ-baza-dlya-razvitiya-novyh-tehnologiy

В одной из предыдущих статей "Возможно ли получение нефтепродуктов высокого качества на мини-НПЗ" мы уже рассматривали различные аспекты проблемы качества получаемых на мини-НПЗ топливных фракций [1]. Вывод наш однозначен: получение качественного топлива на мини-НПЗ – это реальность. И это подкрепляется нашим практическим опытом проектирования, изготовления и эксплуатации мини-НПЗ, а также опытом разработки других процессов ректификации для различных отраслей промышленности.

Мини-НПЗ в экономическом плане имеет свои преимущества, которые определяются более низкими накладными и эксплуатационными расходами, основанными на сравнительно небольших капиталовложениях, конкретных условиях поставки сырья и сбыта продукции. Естественно, у гигантов индустрии НПЗ также имеются свои экономические достоинства. Но и у мини-НПЗ имеется своя высокоэффективная экономическая ниша. С нашей точки зрения большие НПЗ и мини-НПЗ должны взаимно дополнять друг друга и занимать каждый свое место на рынке нефтепереработки. Критерием же является экономическая рыночная целесообразность, которая определяется множеством факторов.

Однако до сих пор часто бытует противоположное мнение. И оно нередко активно поддерживается как в средствах массовой информации, так и среди специалистов по нефтепереработке. Достаточно пролистать некоторые аналитические статьи о мини-НПЗ, публикуемые время от времени в различных нефтегазовых изданиях.

В результате образ мини-НПЗ представляется как ущербный и второсортный вариант большого промышленного НПЗ, способный производить только низкокачественное топливо.

Справедливости ради необходимо заметить, что отчасти в этом виноваты сами производители и владельцы дешевых мини-НПЗ, ставящих во главу угла своего бизнеса не качество продукции, а получение максимальной прибыли. Об этом мы ранее писали в аналитическом обзоре "Российский рынок мини-нефтеперерабатывающих установок: соотношение цены и качества" [2].

С другой стороны такое отношение к мини-НПЗ провоцируется из-за недопонимания особенностей структуры мини-НПЗ и связанных с этим естественных ограничений. Такие ограничения накладываются в первую очередь со стороны экономики процесса.

В частности, на мини-НПЗ нерентабельно организовывать процессы вторичной переработки, которые имеются на больших НПЗ. А именно эти процессы во многом определяют качественные показатели получаемых нефтепродуктов. К таким процессам относятся в первую очередь процессы получения высокооктановых бензинов из прямогонного бензина, процессы гидроочистки (удаления серы) и депарафинизации, а также процессы глубокой переработки остатков перегонки. Это дорогостоящие процессы, которые начинают окупаться при объемах переработки свыше 200 тысяч тонн в год. Такие объемы переработки практически находятся за пределами мощностей мини-НПЗ.

Но отсюда вовсе не следует, что на мини-НПЗ невозможно получать качественные нефтепродукты. При взвешенном отношении к естественным ограничениям, накладываемым на возможности мини-НПЗ, получение качественных топлив является вполне достижимым результатом.

Решающую роль в обеспечении качества получаемых нефтепродуктов на мини-НПЗ играют два ключевых фактора:

Правильный выбор сырья с учетом особенностей работы мини-НПЗ. Правильный выбор технологической схемы переработки сырья на мини-НПЗ с учетом конструктивных особенностей оборудования.

О требованиях к сырью, используемому на мини-НПЗ, мы писали в одной из наших предыдущих статей [3]. В настоящей статье мы проанализируем состав и технологическую схему мини-НПЗ и их влияние на различные аспекты качества получаемой продукции.

Основная идея мини-НПЗ заключается в оперативном и достаточно экономичном получении различных видов топлива из доступных источников сырья. В связи с этим мини-НПЗ представляет собой упрощенный блок атмосферной перегонки большого НПЗ. Задачей этого блока, как большого так и мини-НПЗ, является перегонка нефти с получением прямогонного бензина, промежуточных дистиллятов, например, дизтоплива, и мазутного остатка. Наибольшее распространение получила так называемая классическая схема, представленная на рис.1.

Рассмотрим кратко работу этой технологической схемы, опуская несущественные для данной статьи технические подробности.

Основой традиционного мини-НПЗ является тарельчатая колонна. Нефть подается насосом Н-1 на печь нагрева сырья П-1 через теплообменники Т-1 и Т-2, где подогревается теплом выходящих из колонны фракций дизтоплива и мазута. Нагретое сырье из печи поступает в ректификационную колонну К-1. Неиспарившийся остаток – мазутная фракция попадает в нижнюю часть колонны, откуда через теплообменник Т-2 откачивается насосом Н-4. Пары светлых фракций нефти поступают в верхнюю часть колонны, где и происходит разделение на бензиновую и дизельную фракции. Пары бензиновой фракции отводятся из головной части колонны в конденсатор-холодильник Х-1. Здесь они конденсируются и охлаждаются до температуры 40-45 о С и далее поступают в сепаратор С-1. Из сепаратора С-1 бензиновая фракция откачивается насосом Н-2. При этом часть фракции через клапан-регулятор V-2 возвращается назад в голову колонны на орошение для создания потока флегмы, который необходим для процесса ректификации. А остальная часть прямогонного бензина через клапан-регулятор V-3 отводится в товарно-сырьевой парк. Из дизельной тарелки ректификационной колонны К-1 дизельное топливо откачивается насосом Н-3 через теплообменник Т-1. Газ из сепаратора С-1 отводится через клапан-регулятор V-1.

На ректификационных тарельчатых колоннах, применяемых для перегонки нефти, обычно очень сложно получить дизельное топливо с нормальной температурой вспышки. Это связано с невысокой разделительной способностью таких колонн, в результате чего дизельное топливо содержит значительное количество легких бензиновых фракций. Именно их присутствие приводит к снижению температуры вспышки дизтоплива. Невысокая эффективность тарельчатых колонн мини-НПЗ также часто сказывается на качестве мазутной фракции. Попытки использовать более эффективные насадочные колонны для перегонки нефти приводят к быстрому засорению и выходу из строя насадки. Существующий способ подачи флегмы в колонну приводит к повышенному расходу энергии и к снижению качества прямогонного бензина.

На последнем пункте остановимся подробнее. В идеальном варианте температура флегмы, подаваемой в голову колонны, должна быть близка к температуре в голове колонны. В этом случае затраты тепла на работу колонны минимальны.

При перегонке нефти температура в голове колонны обычно составляет около 100 о С или несколько выше. То есть исходя из теории работы колонны температуру бензина, подаваемого на орошение, надо было бы держать на том же самом уровне. Но чем выше температура бензина в сепараторе С-1, тем больше потери легких фракций бензина с уходящим из сепаратора газом. Поэтому с точки зрения получения прямогонного бензина максимального качества температура в сепараторе должна быть как можно ниже, чтобы предотвратить потери самых легких фракций С4-С5. А использование холодного бензина для орошения – это серьезное увеличение энергозатрат на ректификацию.

Таким образом, перед технологом мини-НПЗ возникает противоречие: либо сохранить качество бензина ценой увеличения энергозатрат, либо уменьшить энергозатраты ценой снижения качества бензина.

На практике прямогонный бензин на выходе из колонны охлаждают до компромиссных температур 40-45 о С. Но это не решает полностью ни проблему снижения энергозатрат, ни проблему качества прямогонного бензина.

Проблема получения качественного дизельного топлива на традиционных нефтеперегонных установках решается введением в технологическую схему дополнительной отпарной колонны. Такая схема используется на больших НПЗ и в ряде конструкций мини-НПЗ, преимущественно зарубежного производства.

Технологическая схема с дополнительной отпарной колонной представлена на рис.2.

Отличительной особенностью этой схемы является наличие отпарной колонны К-2 и ребойлера Р-1. Дизельное топливо из колонны К-1 отводится в отпарную колонну К-2, где из него выпариваются легкие бензиновые фракции и снова возвращаются в колонну К-1. Дополнительный подвод тепла в колонну К-2 осуществляется подогревом части дизельного топлива в ребойлере Р-1 теплом мазутной фракции. Отбор части дизтоплива из потока на нагрев осуществляется с помощью клапанов-регуляторов V-4 и V-5, подобно тому, как производится отбор части бензина на орошение. В остальном данная технологическая схема работает так же, как предыдущая схема на рис.1.

Итак, в данной схеме решена проблема получения качественного дизтоплива, но проблема с качеством бензина и дополнительными энергозатратами сохранилась. Как уже отмечалось выше, из-за увеличения сложности конструкции (дополнительные колонна и ребойлер) и системы управления (клапаны-регуляторы V-4, 5 и другая сопутствующая автоматика), такая схема редко используется разработчиками отечественных мини-НПЗ. Однако зарубежные мини-НПЗ, в частности американские и немецкие, поставляются обычно именно в таком технологическом варианте, что, естественно, увеличивает их цену.

Проблема получения качественного прямогонного бензина решена в промышленности на больших НПЗ путем введения еще одной дополнительной – отбензинивающей – колонны.

Технологическая схема такого атмосферного блока представлена на рис.3.

Нефть перед подачей на основную колонну К-1 сначала подается на отбензинивающую колонну К-3, схема орошения которой работает аналогично колонне К-1. Тепло в колонну К-3 подводится за счет возврата части нефти, нагретой в печи П-1. Регулирование потока нефти осуществляется клапанами-регуляторами V-6 и V-7. Прямогонный газ и легкие фракции бензина отводятся из верхней части колонны К-3. Поскольку температура в голове колонны К-3 существенно ниже, появляется возможность использовать для орошения более холодный бензин. Поэтому холодильник Х-2 охлаждает бензин, поступающий в сепаратор С-2, до более низких температур, при которых потери фракции С4-С5 с отходящим газом сводятся к допустимому минимуму. Отбензиненная нефть поступает на ректификацию в колонну К-1. Поскольку содержание в ней легких фракций сведено к минимуму, появляется возможность держать более высокую температуру бензина в сепараторе С-1. Это позволяет снизить энергозатраты, связанные с орошением колонны К-1 без риска потери значительного количества легких фракций бензина.

В остальном рассматриваемая технологическая схема работает аналогично схемам на рис.1 и рис.2.

Как мы могли убедиться, промышленная схема перегонки нефти позволяет получать качественные топливные фракции – прямогонный бензин и дизельное топливо. Но в традиционном варианте это достигается ценой значительного усложнения схемы установки и ее системы управления, в задачу которой входит согласование работы многочисленных аппаратов и устройств.

Подобная схема практически не применяется в конструкции мини-НПЗ, поскольку рентабельность такого сложного малотоннажного производства очень мала.

Как уже упоминалось выше, получение качественной мазутной фракции также нередко является одной из проблем мини-НПЗ. В промышленности на больших НПЗ проблема получения качественного мазута на атмосферной колонне К-1 не стоит остро, поскольку остаток перегонки колонны далее направляется на вакуумную колонну.

Эта проблема существует из-за невысокой разделяющей способности тарельчатых колонн, размеры которых ограничены в конструкции мини-НПЗ.

Итак, мы рассмотрели, как состав и технологическая схема НПЗ влияют на качественные показатели получаемых топливных фракций. Создается впечатление, что в случае мини-НПЗ не удается получать высококачественные продукты за счет использования достаточно простых и экономически эффективных технологических схем и технологий. Однако такое решение было найдено, отработано в промышленности и его эффективность подтверждается каждый день на мини-НПЗ Линас.

Оказалось, что использование ректификационной технологии Линас и ректификационной колонны Линас обеспечивает очень высокую эффективность и надежность процессов разделения, в том числе и в нефтепереработке. Благодаря уникальным свойствам колонны Линас, удалось разработать компактную и простую схему мини-НПЗ, позволяющую получать продукты высокого качества.

Технологическая схема мини-НПЗ на базе колонны Линас представлена на рис.4. По простоте компоновки она мало, чем отличается от классической схемы мини-НПЗ (рис.1).

Главное отличие схемы состоит в том, что в отличие от внешней подачи флегмы в колонну процесс флегмообразования в колонне Линас происходит внутри. Для этого используется небольшой дефлегматор Х-2 и рефлюксная емкость Е-1. Внутреннее флегмообразование позволяет поддерживать высокую температуру флегмы с самого верха колонны, и, следовательно, уменьшать энергозатраты на процесс ректификации. Также внутреннее флегмообразование позволяет отводить из головной части колонны целевой поток прямогонного бензина и охлаждать его по максимуму в холодильнике Х-1. В результате потери фракций С4-С5 с отходящим газом сводятся к минимуму.

Помимо этого конструкция колонны Линас содержит отпарные секции для дизтоплива и мазута, что обеспечивает получение топливных фракций самого высокого качества. При этом колонна Линас имеет высоту всего 5,5 метров для всех типов мини-НПЗ Линас с мощностью от 10.000 до 200.000 тонн нефти в год.

Технологическая простота конструкции мини-НПЗ обуславливает простоту и, следовательно, высокую надежность системы автоматического управления, которая сочетается с системой мощной интеллектуальной противоаварийной защиты.

При этом колонна Линас обеспечивает невероятно устойчивый режим работы, месяцами сохраняя технологический режим и качественные параметры продуктов без вмешательства со стороны человека и автоматики.

В качестве примера приводим среднемесячные данные мини-НПЗ на базе колонны Линас по основным показателям прямогонного бензина и летнего дизельного топлива, остаток – мазут М100.

Http://linas. ru/public/refinery. htm

Добавить комментарий