Нефтеперерабатывающий завод состав

Тема 5. Организация процессов транспортирования, хранения, переработки и сбыта нефти, газа и нефтепродуктов

Нефтеперерабатывающая промышленность – это комплекс непрерывных поточных производств, реализующих многовариантную технологию переработки нефти с выпуском нефтепродуктов широкого ассортимента.

Основные производственные процессы нефтепереработки имеют ряд особенностей, отличающих эту отрасль промышленности от других и влияющих на формы и методы организации производства. К таким особенностям можно отнести:

1. Производственные процессы относятся к аппаратным процессам (т. к. протекают в закрытых аппаратах).

3. Многие процессы имеют комплексный характер. Так из одного вида сырья получается несколько продуктов (целевых и побочных), одну и туже установку можно использовать для переработки нескольких видов сырья.

4. Производственные процессы отличаются большой сложностью. Это вызывается высокими температурами, а часто и высокими давлениями, большими скоростями реакций, использованием катализаторов.

5. Для процессов характерен короткий производственный цикл, время реакции измеряется минутами, а часто и долями секунды;

6. Предмет труда удален от исполнителя из-за аппаратности процессов. Контроль за ходом производства происходит по показаниям контрольно-измерительных приборов и по данным периодических анализов качества продукции и сырья;

7. Для производственных процессов характерна большая потребность в энергии, транспорте, ремонтных работах и др.

Краткосрочный производственный цикл, непрерывность процессов, большая потребность в продукции отрасли позволяют организовать на предприятиях крупнотоннажное массовое, непрерывное производство. Поэтому заводы перерабатывающей промышленности – это мощные высокоавтоматизированные предприятия со сложной технологической схемой и большим подсобно-вспомогательным хозяйством.

Для нормальной работы в составе нефтеперерабатывающего предприятия имеется несколько основных и вспомогательных цехов. Число цехов зависит от мощности завода, сложности его схемы, близости других предприятий и принятой формы специализации цехов: технологической, предметной или смешанной. На среднем заводе имеется примерно 20-30 цехов.

По мере перехода к предметной специализации число цехов сокращается.

Первичной производственной структурной единицей в нефтепереработке является технологическая установка по выработке определенной продукции или производственный участок по обслуживанию контрольно-измерительных приборов, энергосистем, ремонту оборудования и т. д.

Завод, производство или цех являются территориально обособленными подразделениями, изготавливающими продукцию либо выполняющими какой-то вид услуг. В зависимости от характера производственного процесса они делятся на основные, вспомогательные и обслуживающие.

К основным относятся подразделения по производству готовой продукции и полуфабрикатов. Обычно в составе самостоятельного завода средней мощности есть 8-12 технологических цехов.

Вспомогательные подразделения всех видов обеспечивают основные цеха энергией всех видов и выполняют ремонт.

Обслуживающие подразделения осуществляют обслуживание производства. Это лаборатории, осуществляющие технический контроль, транспортный цех и др.

Иногда в составе предприятия имеются побочные подразделения, связанные с переработкой отходов производства.

Типовая производственная структура нефтеперерабатывающего завода имеет следующий вид.

Http://studopedia. ru/2_28286_osobennosti-protsessa-neftepererabotki-i-tipovaya-proizvodstvennaya-struktura-predpriyatiy-otrasli. html

«Природный газ в мире» – Именно благодаря одорации можно легко выявить утечку газа. Канарейки очень чувствительны к содержанию в воздухе метана. Глубина на которой находится газ, колеблется от 1000м до нескольких километров. Поклонение газу. Глубина скважины может достигать 12 километров. Природный газ поднимается по скважине за счет естественной энергии. В 1971 году в Туркменистане геологи наткнулись на подземную полость.

«Каменный уголь» – Потребление каменного угля. Пути решения экологических проблем. Фрагмент гипотетической структуры угля. Характерные физические свойства. Технологические свойства. Залежи каменного угля – результат кристаллизации углерода. Продукты, получаемые из каменного угля. Геологические доказательства теории. Гипотезы происхождения К. У. Каменный уголь. Мировые запасы. Методы переработки твёрдых горючих ископаемых.

«Информация о нефти» – Области применения важнейших нефтепродуктов. Цель – получение бензинов, а также непредельных углеводородов. Нефть –смесь углеводородов, преимущественно жидкостных. Крекинг – слово произошло от «тухрек»- раскалывать, расщеплять. Сравнение видов крекинга. Основные способы переработки нефти Химические методы(вторичная переработка ). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде.

«Состав и переработка нефти» – Что дает нам нефть. Риформинг нефтепродуктов. Каталитический крекинг. Объемы выбросов продуктов сгорания. Состав, переработка нефти и экологические проблемы. Цели урока. Химические способы переработки нефти и нефтепродуктов. Первые десять стран по разведанным ресурсам нефти. Состав нефти. Десять первых стран мира по добыче нефти в 1996 г. Термический крекинг. Перегонка нефти. Распределение мировых разведанных ресурсов нефти по крупным регионам.

«Нефть – это вещество» – Сырая нефть непосредственно почти не применяется. Циклопарафины. Применение. Нефть. Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Происхождение. По способности растворяться в органических жидкостях, в том числе в: сероуглероде хлороформе спиртобензольной. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых. Физические свойства. Общие сведения. Химический состав нефтей.

«Использование полезных ископаемых» – Добыча полезных ископаемых. Глина. Песок. Железная руда. Мелкая взвесь. Основные свойства. Использование. Гранит. Каменный уголь. Отделка станций метро. Полезные ископаемые. Добыча нефти. Стекло. Строительство. Название. Известняк.

Http://5geografiya. net/poleznye-iskopaemye/Sostav-i-pererabotka-nefti/007-Neftepererabatyvajuschij-zavod. html

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Самарский государственный технический университет»

По дисциплине: «Организация и управление инфраструктурой предприятия топливно-энергетического комплекса»

Геолого-разведовательные работы в Западной Сибири были начаты в 1934 г. по инициативе академика И. М. Губкина. Среди открытых в этих краях месторождений на территории Томской области на Нижне-Вартовском своде на правобережье среднего течения реки Оби находится Соснинское нефтяное месторождение. Нефти Нижне-Вартовского (всего на нем расположено 8 нефтяных месторождений) свода отличаются сравнительно низкой плотностью (до 0,875), сернистостью (не более 1,67 % мас. серы), смолистостью (не более 1,67: мас. силикагелевых смол) и содержат значительное количество фракций, выкипающих до 350 о С (от 47 до 62 % мас.).

Из всех топлив Западной Сибири можно получать реактивные топлива, отвечающие требованиям ГОСТ на топливо ТС-1. Топлива отличаются относительно высокой теплотой сгорания, малым содержанием серы и отсутствием меркаптановой серы. Наиболее высок выход реактивных топлив, выделенных из правдинской, мегионской и соснинской нефтей.

Нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения топлив и масел, не уступающим по качеству и выходам тех же нефтепродуктов основных нефтей восточных районов России и по некоторым показателям превосходящим их.

Среди нефтей Западной Сибири высоким выходом светлых и масел, а также высоким качеством фракций отличается соснинская нефть.

1.1 Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее классификация нефти по ГОСТ Р 51858-2002

По классификации нефтей по ГОСТ Р 51858-2002 Соснинская нефть является легкой (тип 1) и высокосернистой (класс 3). Она содержит 29,6 % мас. бензиновых фракций, выкипающих до 200оС, 1,38 % мас. газов и 61,8 % мас. светлых. Такая нефть перерабатывается по двухколонной схеме атмосферного блока.

– по содержанию фракций, выкипающих до 350оС – 61,8 % мас., тип Т1, высокопотенциальная;

– по потенциальному содержанию базовых масел – 18,6 % мас. на нефть, группа М2 или М3;

– по содержанию парафиновых углеводородов – 1,27 % мас., вид П2, парафинистая.

– При топливном варианте из нефти получают компоненты различных топлив.

Этот вариант в свою очередь делится на два вида в зависимости от глубины переработки нефти: топливный вариант с глубокой переработкой и топливный вариант с неглубокой переработкой. По первому подварианту из нефти извлекаются только светлые нефтепродукты, а мазут используется в качестве котельного топлива. Переработкой мазута с применением современных каталитических процессов можно получить дополнительное количество компонентов топлив причем иногда довольно значительное. Это реализуется при топливном варианте с глубокой переработкой.

Вторым вариантом является топливно-масляный вариант, при использовании которого из мазута производят компоненты базовых масел. Этот вариант оправдан в случае, когда нефть содержит значительное количество базовых масел (не менее 8 %), обладающих высоким качеством (индекс вязкости их должен быть не менее 85 пунктов). Соснинская нефть содержит значительное количество дистиллятных и остаточных масел (18,6 % мас. на нефть), их индекс вязкости равен 85 пунктам, то есть производство из данной нефти масел экономически оправдано.

Третий вариант – нефтехимический. Этот вариант представляет собой формирование объединения нескольких заводов, при котором нефтеперерабатывающий завод выступает в качестве поставщика полуфабрикатов для нефтехимических заводов, производящих разнообразные продукты народного хозяйства.

Ассортимент получаемых продуктов согласно заданию: Газ, НК-85, 85-120, 120-180, 180-230, 230-280, 280-350, 350-500 и >500 о С.

В случае переработки нефти по топливно-масляному варианту вакуумный газойль (фракция 350-500 о С) разделяется на узкие фракции шириной примерно 50 о С. Это связано с тем, что процессы производства нефтяных базовых масел основаны на растворении различных фракций в селективных растворителях, а более узкие фракции более однородны по химическому составу и подобрать для них подходящий растворитель проще. Так как в задании указано, что вакуумный газойль на установке АВТ получается одной фракцией, делаем вывод, что переработку нефти осуществляем по топливному варианту. Газ содержится в нефти в количестве 1,38 % мас. Он содержит 10,9 % пропана и 63,8 % бутанов. Его можно разделить на индивидуальные газы с помощью установки ГФУ или использовать как топливо на заводе.

НК – 85 о С находится в нефти в количестве 6,1 %, не содержит серы, имеет плотность 0,6746 и октановое число 67,0. Фракции, выкипающие до 60 о С, состоят только из парафинов, а фракция 60-95 о С содержит 62 % парафинов. То есть НК-85 о С можно направить на установку установки изомеризации для получения компонента бензина с высоким октановым числом.

85-120 о С присутствует в нефти в количестве 6,2 %. Она содержит 3 % ароматических углеводородов, 38 % нафтенов и 59 % парафинов. Ее можно направить на установку каталитического риформинга. Октановое число 85-120 о С не указано.

120-180 о С содержится в нефти в количестве 12,7 % мас., практически не содержит серы, состоит преимущественно из парафинов и нафтенов. Она входит в состав как бензинов, так и керосинов (реактивного топлива). Ее можно направить на установку риформинга для получения бензинов или объединить с фракцией 180-230 о С для производства реактивных топлив.

180-230 о С ходит в состав керосинового дистиллята 120-230 о С, о котором в справочнике данных нет. Они должны быть близки к свойствам фракции 120-230 о С.

Проведем сравнение этих характеристик с реактивным топливом ТС-1. Для топлива рассмотрены свойства, которые есть у фракции. Видно, что фракция 120-240 о С очень близка к топливу по фракционному составу, плотности, температуре застывания, теплоте сгорания (низшей). Фракция не содержит меркаптановой серы, общая сера содержится в количестве 0,02 %, то есть фракцию не надо подвергать гидроочистке.

280-350 о С также является фракцией дизельного топлива. Проводим сравнение характеристик фракции 240-350 о С (наиболее близкой по фракционному составу к фракции 240-350 о С) и дизельных топлив – летнего и зимнего.

Фракция 240-350 о С имеет высокое цетановое число и близка к товарному топливу по фракционному составу. Фракция может использоваться для производства летнего топлива и нуждается в гидроочистке для удаления сернистых соединений.

350-500 о С – вакуумный газойль. Получается разделением мазута на вакуумном блоке. Широко используется как сырье установок каталитического крекинга. Содержит базовые масла с высоким индексом вязкости, то есть, может использоваться при производстве масел.

>500 о С – остаток вакуумной перегонки мазута. Гудрон. Используется в процессах висбрекинга, коксования и производства битума. Может также использоваться при производстве остаточных масел.

1.3 Краткая характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ

Установка ЭЛОУ-АВТ. Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки.

Каталитическая изомеризация. Процесс каталитической изомеризации предназначен для получения изобутана, изопентана, а также для повышения октанового числа низкокипящих бензинов. На проектируемом нами заводе процесс используется для повышения октанового числа низкокипящих бензиновых фракций. Некоторые компоненты высокооктановых бензинов, в частности катализат риформинга, не могут быть использованы непосредственно в качестве товарного бензина из-за недостаточной концентрации легких пусковых фракций. Требуемый фракционный состав обеспечивает добавление легких бензиновых фракций, октановое число которых должно быть близко к октановому числу данных бензинов. Такими фракциями являются легкие изопарафины состава С5-С8. Сущность процесса заключается в каталитическом превращении легких н-парафинов в соответствующие изопарафины.

Сырьем процесса в нашем случае служат нормальный пентан и фракция НК-85°С. Скорость изомеризации н-парафинов возрастает с увеличением молярной массы.

Процесс каталитической изомеризации может производиться при различных температурах. Снижение температуры способствует увеличению содержания разветвленных углеводородов в изомерной смеси. Процесс целесообразно проводить при максимально низкой температуре. Условия в значительной степени зависят от применяемых катализаторов. Катализаторы процесса бифункциональные. В качестве гидрирующих компонентов выступают платина, палладий, никель, нанесенные на основу, которой служат галоидированный оксид алюминия или цеолиты. Различают три вида изомеризации – высокотемпературную, протекающую при температуре 360 о С и давлении 3,5 МПа, среднетемпературную (давление 2 МПа, температура 260 о С) и низкотемпературную (температура 140 о С, давление 3 МПа). Для этих процессов используются различные катализаторов. При высокотемпературном процессе используют катализаторы ИП-82 и ИП-62, которые содержат 0,4-0,6 % платины и 3-4 % фтора, нанесенные на носитель, изготовленный из оксида алюминия. При среднетемпературной изомеризации применяют, например, катализатор ИПМ-82, содержащий 0,4 % платины, нанесенный на цеолитсодержащую основу. Примером катализатора для низкотемпературной модификации процесса служит НИП-64, который содержит 0,4-0,6 % платины, промотированной 7-9 % хлора. Основой последнего катализатора служит оксид алюминия. Предлагается на проектируемом заводе использовать низкотемпературный процесс.

Продуктами установки являются сухой предельный газ, использующийся на заводе как топливо и сырье для производства водорода, а также изопентаны и изогексаны, являющиеся компонентами автомобильного бензина.

Каталитический риформинг. Процесс каталитического риформинга используется для увеличения октанового числа прямогонных бензинов и получения низкомолекулярных ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилолов. В нашем проекте процесс направлен на производство высокооктановых компонентов бензинов. Повышение октанового числа происходит за счет протекания реакций ароматизации различных углеводородов – то есть превращения углеводородов различных гомологических рядов в ароматические. Также в процессе риформинга получают водородный газ, который используют в гидрогенизационных процессах.

Процесс каталитического риформинга проводится при температуре 430-530 о С; давлении – 3-3,5 МПа; объемной скорости подачи сырья 1,5-3 ч-1 и кратности циркуляции водородсодержащего газа 800-1800 нм3/м3 сырья.

Сырьем процесса в нашем случае служит прямогонная фракция 62-180оС. На практике к прямогонным бензиновым фракциям иногда добавляют гидроочищенные бензины термических процессов (15%), а также бензины гидрокрекинга и гидроочистки. В нашем проекте мы направляем на риформинг также бензины гидрокрекинга и гидроочистки.

Процесс риформинга, как явствует из названия, является каталитическим. Катализаторы процесса бывают монометаллическими и полиметаллическими.

К монометаллическим относится платиновый катализатор, содержащий 0,3-0,8 % платины, отложенной на галоидированной окиси алюминия (0,3-0,8 платины на Al2O3 с добавкой хлора (0,6-1,6 % мас.)).

Катализаторы риформинга относятся к типу бифункциональных. В них реализуются следующие функции: гидрирующая – дегидрирующая, которая возложена на металл, и кислотная, выполняемая галоидированным оксидом алюминия: изомеризация и крекинг.

В состав катализатора могут входить другие металлы: рений, иридий, германий, олово, свинец и пр.

Бимиталлические катализаторы – платиново-рениевый, платиново-оловянный, платиново-рениево-германиевый – обладают более высокой активностью в реакциях ароматизации парафинов, обладают большей стабильностью, дешевле и имеют больший срок службы. Их высокая стабильность объясняется снижением коксообразования. Рений способствует гидрированию ненасыщенных соединений – источников кокса.

Гидроочистка. Назначение процесса гидроочистки – удаление серо-, азот – и кислородсодержащих органические соединений, снижение содержания непредельных углеводородов, смолисто-асфальтовых веществ и металлоорганических соединений.

Сырьем процесса могут служить нефтяные фракции от бензина до гудрона.

Условия процесса: температура 350-420 о С; давление 3-15 МПа; объемная скорость подачи сырья 1-10 ч-1; кратность циркуляции ВСГ 100-1000 нм 3 /м 3 сырья.

Основными реакциями процесса являются реакции гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, с последующим удалением из продуктов реакции получившихся соединений этих элементов. При этом сера, содержащаяся в сероорганических веществах переводится в сероводород, азот – в аммиак, а кислород – в воду. Затем сероводород отделяется от продуктов реакции промывкой абсорбентом. В качестве абсорбента чаще всего используют водные растворы этаноламинов. В специальных условиях (повышенная температура и пониженное давление) сероводород отделяется от абсорбента и направляется на производство серы или серной кислоты.

Легче всего гидрируются кислородосеросодержащие соединения, сложно азотсодержащие соединения.

Побочными реакциями гидроочистки являются реакции гидрирования непредельных углеводородов, гидрокрекинг, коксообразование.

Катализаторами процесса являются оксиды или сульфиды металлов (Со, Ni, Мо, W, Сr), нанесенные на оксид алюминия. Основные две группы катализаторов – алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые катализаторы.

Вторая группа характеризуется более высокой активностью в реакциях гидрирования азоторганических соединений и ароматических углеводородов.

На проектируемом НПЗ гидроочистке подвергаются только фракции 230-350 о С, то есть фракции дизельного топлива. Фракция 240-350 о С содержит 0,45 % мас. серы. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Примем, что суммарное содержание серы в сырье установки составляет 1,00 % мас. Содержание серы в летнем дизельном топливе составляет 0,2 % мас. Содержание серы в бензине-отгоне принимаем 0,1 % мас., согласно [4].

Материальный баланс установки гидроочистки реактивного топлива приведен в табл. 2. Количество легкого газойля коксования определено из материального баланса установки замедленного коксования.

Таблица 2. Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Http://stud. wiki/manufacture/3c0a65635a3bd69b5c53a89421316c36_0.html

Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки. В табл. 4.1. и 4.2. приведены материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ соответственно.

Установка состоит из трех блоков: 1. Обессоливания и обезвоживания. 2. Атмосферной перегонки. 3. Вакуумной перегонки мазута.

Продукция: Газ, Фракции 28-70 о С, 70-120 о С, 120-180 о С, 180-230 о С, 230-280 о С, 280-350 о С, 350-500 о С, и фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С.

На проектируемом НПЗ процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензина.

В качестве сырья риформинга используем широкую прямогонную бензиновую фракцию 70 – 180 ºС с установки ЭЛОУ-АВТ, а также бензины висбрекинга, коксования и бензины-отгоны гидроочисток.

Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья. В табл. 4.3 приводятся эксплуатационные показатели выбранной установки каталитического риформинга фирмы UOP «CCR-платформинг» с непрерывной регенерацией катализатора [6; с. 158].

Технологический режим установки каталитического риформинга фр. 70 – 180 °С

Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья. Риформинг с движущимся слоем катализатора является наиболее современной моделью промышленного процесса и обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа, а также максимальный выход водорода при малой жёсткости процесса.

На установке риформинга будем использовать катализатор фирмы «Axens» HR-526. Катализатор представляет собой оксид алюминия, промотированный хлором, с равномерно распределёнными по всему объёму платиной (0,23 % мас.) и рением (0,3 % мас.). Диаметр шариков катализатора составляет 1,6 мм, удельная поверхность 250 м 2 /г.

Для обеспечения долговременного цикла работы этого катализатора сырьё должно быть очищено от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, что обеспечивается включением в состав установки риформинга блока гидроочистки.

– углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;

– головка стабилизации (углеводороды С3 – С4 и С3 – С5) – применяются как сырьё ГФУ предельных газов;

– катализат, выход которого составляет 84 % мас. используется в качестве компонента автомобильных бензинов. Он содержит 55 – 58 % мас. ароматических углеводородов и имеет октановое число (ИМ) = 100 пунктов;

– водородсодержащий газ (ВСГ) – содержит 75 – 90 % об. водорода, используется в процессах гидроочистки, изомеризации.

Процесс предназначен для обеспечения необходимого уровня эксплуатационных характеристик светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга, определяемого сегодня в основном экологическими требованиями. Качество продуктов гидроочистки повышается в результате использования реакций деструктивного гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов.

На установку гидроочистки отправляем фракцию дизельного топлива, выкипающую в пределах 180 – 350 ºС. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Исходя из данных табл. 1.6 содержание серы в данной фракции принимаем равным 0,23 % мас. как во фракции 200 – 350ºС.

Основные параметры технологического режима установки гидроочистки дизельного топлива представлены в табл. 4.4 [6; с. 190].

Технологический режим установки гидроочистки дизельного топлива

В мировой практике наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ), алюмоникельмолибденовые (АНМ). АКМ и АНМ катализаторы гидроочистки содержат 2 – 4 % мас. Со или Ni и 9 – 15 % мас. МоО3 на активном γ-оксиде алюминия. На стадии пусковых операций или в начале сырьевого цикла их подвергают сульфидированию (осернению) в токе H2S и Н2, при этом их каталитическая активность существенно возрастает. В нашем проекте на установке гидроочистки дизельного топлива будем использовать отечественный катализатор марки ГS-168ш, со следующей характеристикой [8; с. 769]:

Бензин-отгон – используется как сырьё установки каталитического риформинга, имеет низкое (50 – 55) октановое число;

Сероводород – направляется как сырьё на установку производства элементарной серы;

В медодических указаниях [1] предлагается, что на 100 % сырья установки гидроочистки дизельного топлива имеет место следующий выход продуктов:

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

Содержание серы в бензине-отгоне гидроочистки дизельного топлива принимаем равным 0,01 % мас.

Фракция 230-350 о С содержит серы 0,98 % мас. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,01% мас.

Установка предназначена для получения индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырьём ГФУ предельных газов является газ и головка стабилизации АВТ в смеси с головками стабилизации каталитического риформинга бензиновой фракции и гидрокрекинга вакуумного газойля.

В табл. 4.5 представлен технологический режим ГФУ предельных газов [6; с. 239].

Технологический режим ректификационных колонн ГФУ предельных газов

Этановая – применяется в качестве сырья для производства водорода, а также как топливо для технологических печей;

Пропановая – используется как сырьё пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

Изобутановая – служит сырьём установок алкилирования и производства синтетического каучука;

Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырьё производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления насыщенных паров;

Изопентановая – используется как компонент высокооктановых бензинов;

Пентановая – является сырьём для процессов каталитической изомеризации.

При разделении непредельных углеводородных газов применяются установки АГФУ (абсорбционно-газофракционирующая установка). Их отличительной особенностью является использование для выделения в колонне К-1 сухого газа (С1 – С2) технологии абсорбции углеводородов С3 и выше более тяжелым углеводородным компонентом (фракции С5 +). Применение этой технологии позволяет снизить температуры в колоннах и тем самым уменьшить вероятность полимеризации непредельных углеводородов. Сырьём АГФУ непредельных газов являются газы вторичных процессов, а именно: каталитического крекинга, висбрекинга и коксования.

Основные параметры технологического режима установки АГФУ непредельных газов представлены в табл. 4.6 [6; с. 240].

Технологический режим ректификационных колонн АГФУ непредельных газов

Продуктами переработки непредельного углеводородного сырья являются следующие фракции:

Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья для установки алкилирования с целью получения алкилата (высокооктанового компонента товарных автобензинов).

Установка каталитической изомеризации предназначена для повышения октанового числа лёгкой бензиновой фракции 28 – 70ºС блока вторичной перегонки бензина, путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокие октановые числа.

Существуют несколько вариантов процесса каталитической изомеризации парафиновых углеводородов. Их различия обусловлены свойствами применяемых катализаторов, условиями ведения процесса, а также принятой технологической схемой («за проход» или с рециклом непроконвертированных нормальных углеводородов).

Изомеризация парафиновых углеводородов сопровождается побочными реакциями крекинга и диспропорционирования. Для подавления этих реакций и поддержания активности катализатора на постоянном уровне процесс проводится при давлениях водорода 2,0 – 4,0 МПа и циркуляции водородсодержащего газа.

На проектируемом НПЗ применяется процесс низкотемпературной изомеризации. Параметры технологического режима изомеризации фракции 28 – 70ºС приведены в табл. 4.7 [7; с. 76].

В процессе изомеризации Н-Алканов применяются современные бифункциональные катализаторы, в которых в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя – фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесённые в матрицу оксида алюминия.

Предлагается использовать катализатор низкотемпературной изомеризации на основе сульфатированной двуокиси циркония CИ-2, содержащий платины 0,3-0,4 % мас., нанесенной на оксид алюминия.

Основной продукт установки – изомеризат (ОЧМ 82 – 83 пункта), используется как высокооктановый компонент автобензина, отвечающий за его пусковые характеристики.

Вместе с изомеризатом в процессе получают сухой предельный газ, используемый на заводе как топливо и сырье для производства водорода.

Данная установка на проектируемом НПЗ предназначена для получения дорожного и строительного битумов.

Сырьём установки по производству битумов являются остаток вакуумной перегонки мазута (гудрон).

Окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (получение окисленных битумов);

Технологический режим установки получения битума окислением гудрона (фракция > 500 ºС) представлен в табл. 4.8.

Технологический режим установки получения битума с окислительной колонной

Дорожные битумы, применяемые в дорожном строительстве для приготовления асфальтобетонных смесей;

Строительные битумы, используемые при выполнении различных строительных работ, в частности для гидроизоляции фундаментов зданий.

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.

Процесс предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора.

В качестве сырья установки на проектируемом НПЗ используется вакуумный газойль прямой перегонки нефти (фракция 350 – 500ºС) после предварительного облагораживания, в качестве которого применяется каталитическая гидроочистка от вредных примесей – серы, азота и металлов.

Процесс каталитического крекинга планируется проводить на отечественной установке крекинга с лифт-реактором типа Г-43-107 на микросферическим цеолитсодержащем катализаторе.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга являются: свойства катализатора, качество сырья, температура, продолжительность контакта сырья и катализатора, кратность циркуляции катализатора.

Температура в данном процессе является регулятором глубины процесса каталитического крекинга. При повышении температуры возрастает выход газа, а количество всех остальных продуктов уменьшается. При этом качество бензина несколько повышается вследствие ароматизации.

Давление в системе реактор – регенератор поддерживается практически постоянным. Повышение давления несколько ухудшает селективность крекинга и приводит к росту газо – и коксообразования.

В табл. 4.9 приводятся показатели технологического режима установки каталитического крекинга с лифт-реактором [6; с. 135].

Содержание остаточного кокса в катализаторе на выходе из регенератора, % мас.

Катализаторы современных процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах, представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из матрицы (носителя), активного компонента – цеолита, и вспомогательных активных и неактивных добавок. В качестве материала матрицы современных катализаторов преимущественно применяют синтетический аморфный алюмосиликат с высокой удельной поверхностью и оптимальной поровой структурой. Обычно в промышленных аморфных алюмосиликатах содержание оксида алюминия находится в пределах 6 – 30 % мас. Активным компонентом катализаторов крекинга является цеолит, представляющий собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы

Который позволяет осуществлять вторичные каталитические превращения углеводородов сырья с образованием конечных целевых продуктов. Вспомогательные добавки улучшают или придают некоторые специфические физико-химические и механические свойства цеолитсодержащим алюмосиликатным катализаторам (ЦСК) крекинга. В качестве промоторов, интенсифицирующих регенерацию закоксованного катализатора, применяют чаще всего платину, нанесенную в малых концентрациях (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

На установке каталитического крекинга будем использовать отечественный катализатор марки КМЦ-99, со следующей характеристикой [6; с. 124]:

Содержание: оксид натрия ÷ 0,35 – 0,45 % мас., оксид алюминия ÷ 32 % мас., оксиды редкоземельных металлов ÷ 2,5 % мас.;

Углеводородный газ – содержит 80 – 90 % мас. непредельных углеводородов С3 – С4, направляется для разделения на установки ГФУ непредельных газов;

Бензиновая фракция (НК – 195 °С) – используется как компонент автомобильного и авиационного бензинов. Характеристика: = 0,720 – 0,770, ОЧИМ = 87 – 93, содержание углеводородов, % мас.: ароматические – 20-30, непредельные – 8-15, нафтеновые – 7-15, парафиновые – 45-50;

Лёгкий газойль (фракция 180 – 280°С) – применяется как компонент дизельного топлива. Характеристика: = 0,880 – 0,930, температура застывания от минус 55°С до минус 65°С, цетановое число – 40-45, йодное число 7-9;

Фракция 280 – 420°С – используется при получении сырья для производства технического углерода. Характеристика: = 0,960 – 0,990, температура застывания от 0°С до 5°С, коксуемость – ниже 0,1 %, йодное число 3 – 5;

Тяжёлый газойль (фракция выше 420 °С) – используется как компонент котельного топлива. Характеристика: = 1,040 – 1,070, температура застывания от 20°С до 25°С, коксуемость – ниже 7 – 9 %.

В данном проекте сырьём установки каталитического крекинга является часть прямогонной фракции нефти 350 – 500 °С с содержанием серы 1,50 % мас.

Для расчёта выхода сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля принимаем содержание серы в продуктах и выход продуктов следующим:

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

Содержание серы в гидроочищенном вакуумном газойле не превышает 0,2 % мас. В бензине-отгоне принимаем содержание серы равным 0,2 % мас. Выход сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля определяем по формуле

Установка предназначена для получения нефтяного кокса, выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжёлых нефтяных остатков.

Сырьём установки коксования является часть гудрона (остаток вакуумной перегонки мазута) с коксуемостью – 9,50 % мас. и содержанием серы 0,76 % мас.

На проектируемом НПЗ процесс коксования будет осуществлён на установке замедленного (полунепрерывного) коксования (УЗК).

Нефтяной кокс – используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных электродов, для получения электролитической стали, применяется в производстве ферросплавов, карбида кальция;

Газ и головка стабилизации – содержит в основном непредельные углеводороды и используется как сырье ГФУ непредельных углеводородов;

Бензин – содержит до 60% непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, ОЧММ = 60 – 66 пунктов, после глубокой гидроочистки используется как сырьё установки каталитического риформинга;

Установка предназначена для снижения вязкости тяжёлых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.

Сырьем для висбрекинга является гудрон (фракция > 500 °С) с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ.

На проектируемом НПЗ применяем установку висбрекинга с выносной реакционной камерой. В висбрекинге данного направления требуемая степень конверсии сырья достигается при более мягком температурном режиме (430 – 450 °С), давлении не более 3,5 МПа и длительном времени пребывания (10 – 15 мин).

Рефлюкс – содержащий непредельные и предельные углеводороды и сероводород, после очистки от сероводорода направляется на разделение на ГФУ непредельных газов;

Бензин – характеристика: ОЧММ = 66 – 72 пунктов, содержание серы – 0,5 – 1,2 % мас, содержит много непредельных углеводородов. Используется в качестве сырья риформинга;

Крекинг-остаток – используется как компонент котельного топлива, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

Назначение процесса – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью и детонационной стойкостью с использованием реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии катализатора.

Сырьём установки являются изобутан и бутат-бутиленовая фракция с установки ГФУ непредельных газов.

Процесс алкилирования заключается в присоединении бутилена к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы.

На проектируемом НПЗ применяем установку сернокислотного алкилирования. Термодинамически алкилирование – низкотемпературная реакция. Пределы температур промышленного сернокислотного алкилирования от 0°С до 10°С, так как при температурах выше 10 – 15 °С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.

Давление в реакторе выбираем с таким расчётом, чтобы всё углеводородное сырьё или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3 – 1,2 МПа.

В качестве катализатора алкилирования применяем серную кислоту. Выбор этого вещества обусловлен его хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора. Для алкилирования изобутана бутиленами используем 96 – 98 %-ную H2SO4. Продукцией установки является:

Лёгкий алкилат – используется как высокооктановый компонент автомобильного бензина. Характеристика алкилата: плотность = 0,698, ОЧИМ = 92 – 98 пунктов, давление насыщенных паров при 38°С составляет 155 мм. рт. ст.

Тяжёлый алкилат (плотность = 0,780 – 810, выкипает в интервале 170 – 300°С) – служит компонентом дизельного топлива;

Сжиженные газы – состоят в основном из предельных углеводородов нормального строения, используются как бытовой сжиженный газ.

Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов переработки заданной нефти, используем на НПЗ для производства элементной серы. Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

Стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы в печи-реакторе

Стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы в реакторах Р-1 и Р-2

Http://studfiles. net/preview/4520484/page:5/

Наш Самарский регион является опорной нефтеперерабатывающей базой компании “ЮКОС”. Здесь находятся все три нефтеперерабатывающих предприятия компании: Новокуйбышевский, Куйбышевский, Сызранский НПЗ. В 1997 г. “ЮКОС” вышел на первое место в России по переработке нефти и производству нефтепродуктов.

Именно с Самарским регионом и нефтеперерабатывающими предприятиями связаны крупные инвестиционные проекты компании. Можно сказать, что Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод – является главным нефтеперерабатывающим предприятием НК “ЮКОС”.

“Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” – открытое акционерное общество (в дальнейшем именуемое “Общество”) учреждено в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года №1403 “Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения.” Учредитель – Государственный комитет Российской Федерации по управлению государственным имуществом. Общество учреждено на неограниченный срок деятельности.

Полное фирменное наименование Общества – Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод”. Сокращенное фирменное наименование Общества – ОАО “НК НПЗ”. Фирменное наименование на английском языке – “Novokuibyshevsk Refinery Stock Company.”

Юридический адрес Общества: 446207, Самарская обл., г. Новокуйбышевск.

1) получение, переработка и реализация нефти, нефтепродуктов, иных полезных ископаемых;

2) производство и реализация товаров народного потребления, иной продукции, товаров и услуг;

3) разработка, производство и реализация продукции научно-технического назначения;

4) инвестиционная, снабженческая, сбытовая, внешнеэкономическая деятельность, изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг,

5) проведение исследовательских, социологических и иных работ в соответствии с основной целью деятельности Общества;

6) осуществление операций по экспорту, импорту товаров и услуг, развитию новых форм взаимовыгодных внешнеэкономических связей, торгово-экономического и научно-технического сотрудничества с зарубежными фирмами;

7) посредническая, консалтинговая, учебная, маркетинговая, торговая, строительная, научно-производственная, кредитно-финансовая деятельность в соответствии с основной целью деятельности;

10) осуществление любых видов деятельности, не запрещенных законодательством Российской Федерации.

Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” является юридическим лицом. Права и обязанности юридического лица Общество приобретает с даты его государственной регистрации. Общество имеет обособленное имущество, учитываемое на его самостоятельном балансе, может от своего имени приобретать и осуществлять имущественные и личные неимущественные права и нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде.

Общество вправе открывать банковские счета на территории Российской Федерации и за ее пределами. НК НПЗ имеет круглую печать с полным фирменным наименованием с указанием на место его нахождения, а также он вправе иметь штампы и бланки со своим наименованием, собственную эмблему, а также зарегистрированный в установленном порядке товарный знак и иные средства визуальной идентификации.

Общество является правопреемником государственного предприятия “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод”. Это дочернее общество Нефтяной Компании “ЮКОС” (в дальнейшем именуемой “Компания”).

Компания вправе давать Обществу обязательные для исполнения указания по любым вопросам его деятельности. Указания Компании имеют приоритет перед решениями органов управления Общества и подлежат непосредственному исполнению без согласования с такими органами.

Компания несет солидарную с Обществом ответственность по сделкам, заключенным во исполнение ее указаний, несет субсидиарную с Обществом ответственность по его долгам при несостоятельности (банкротстве), вызванном исполнением ее указания.

Общество несет ответственность по своим обязательствам всем принадлежащим ему имуществом. Общество не отвечает по обязательствам своих акционеров и Компании.

Акционеры не отвечают по обязательствам Общества и несут риск убытков, связанных с его деятельностью, в пределах стоимости принадлежащих им акций.

Общество не отвечает по обязательствам государства, равно как государство не отвечает по обязательствам Общества.

Открытое акционерное общество “Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” имеет следующие филиалы и представительства:

Http://www. kazedu. kz/referat/44073/2

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехноло-гических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомога­тельных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырье­вые, ремонтно-механические цеха, цеха КИП и А, паро-, водо – и элек­троснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бух­галтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ – производство в требуе­мых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы – и товаров народного по­требления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характе­ризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллиона­ми тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопас­ности оборудования и технологии, квалификации обслуживающе­го персонала.

Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического рай­она их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дально­сти транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически более эффективны, чем мелкие. На крупных НПЗ создаются благоприят­ные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизирован­ных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффек­тивного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатацион­ных расходов. Однако при чрезмерной концентрации нефтеперера­батывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, удлиняется продол­жительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшает­ся экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разно­образной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассор­тимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно около или более сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологи­ческих Процессов производятся преимущественно только компонен­ты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получа­ют, как правило, путем компаундирования нескольких компонен­тов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаи­мосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперераба­тывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профили):

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимичес-кого профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предпри­ятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профи­ля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и про­дукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная пе­реработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехими-ческая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспеци­ализированной переработкой, например, чисто топливной.

Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубина переработки нефти (ГПН) – показатель, характеризу­ющий эффективность использования сырья. По величине ГПН мож­но косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высо­кой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества бо­лее ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следователь­но, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной неф­тепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кро­ме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

Где Т и П – соответственно удельные затраты топлива на переработ­ку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

За рубежом глубину переработки нефти определяют преиму­щественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, то есть имеется в виду глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде выше­приведенного уравнения, несколько условно, так как выход непрев­ращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не толь­ко от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от каче­ства нефти, и с другой – как будет использоваться нефтяной оста­ток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т. д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной пере­гонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7 % суммы светлых, ГПН составит более 90 %, в то время как при углубленной перера­ботке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлых 43 % этот показатель составит менее 70 %.

Исходя из этих соображений были предложения характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторич­ными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т. д.) из фракций нефти, выкипающих выше 350 °С (то есть из мазута).

Http://vikidalka. ru/1-104636.html

На Украине на фоне продолжающегося сокращения производства бензина местными НПЗ, компания «Укртатнафта», принадлежащая структурам Игоря Коломойского, выступила с инициативой по ограничению импорта топлива. Это вызвало протест автомобилистов, которые сегодня с утра собрались под зданием Кабинета Министров, где на заседании правительства должен рассматриваться этот вопрос.

«За 27 лет независимости можно было бы построить хоть один нефтеперерабатывающий завод как в Белоруссии. Украинский бензин производится на советском оборудовании еще 60-х годов. После использования такого бензина автомобилю потребуется ремонт», — сказал в эфире «112 Украина» политический эксперт Василий Лаптийчук.

Автомобилисты, протестующие против такого решения, аргументируют это тем, что в случае ограничения ввоза импортного топлива, это приведет к монополизации рынка, а, следовательно, к росту цен. Олигарх Коломойский построил нефтяную империю на развалинах «Родовида»

«Нельзя людей делать зависимыми от национального производителя насильно. Должен быть честный рынок путем здоровой конкуренции. Делайте качественный бензин, и рынок отрегулирует цены и потребление», — заявил эксперт.

Ранее «Укртатнафта» просила Межведомственную комиссию по международной торговле ввести квоты на импорт бензинов и дизельного топлива с 1 мая 2018 года.

С 1 мая 2018 года импорт из РФ и Белоруссии (которые «Укртатнафта» рассматривает в качестве единого источника) предлагается ограничить до 50% украинского рынка (90 тыс. тонн бензинов, 250 тыс. тонн ДТ в месяц). И в дальнейшем установить квотирование до 30% рынка. На объем, поставляемый сверх квот, предлагается ввести пошлину на уровне 29,3% стоимости для бензинов, 30,7% для ДТ.

Согласно заявлению «Укртатнафты», введение квот позволит преодолеть зависимость Украины от поставок из РФ, повысить загрузку отечественных нефтеперерабатывающих заводов.

Http://ukraina. ru/news/20180418/1020233227.html

Первая нефтеперегонная установка в России построена на p. Ухта в 1745. Нефтеперегонный з-д c кубами периодич. действия впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными на Сев. Кавказе ок. Моздока в 1823. B США первый НПЗ построен в 1849 в Тайтесвилле (шт. Пенсильвания). B 1869 в Баку существовало 23 нефтеперегонных з-да. C помощью форсунки B. Г. Шухова в 1880 началось использование мазута как топлива для паровых котлов. Ha основе работ Д. И. Менделеева вакуумной перегонкой мазута стали получать смазочные масла. C 1891 начали применять трубчатые нефтеперегонные установки непрерывного действия. B 1913 Россия перерабатывала 9 млн. т нефти, в осн. в Баку и Грозном, a также в Ярославле, Фергане, Балахне. B CCCP в 1918-40 сооружены НПЗ в Уфе, Ишимбае, Сызрани, Куйбышеве. B 1937 в CCCP перерабатывалось 26,4 млн. т нефти.

B состав НПЗ входят: пункты приёма нефти, нефт. резервуары, насосные станции, технол. нефт. установки, парки промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные парки, вспомогат. объекты, службы водо – и электроснабжения.

Ha НПЗ применяются технологии переработки нефти: топливная c неглубокой переработкой нефти, топливная c глубокой переработкой нефти, топливно-масляная, топливно-нефтехимическая. Пo первым двум вырабатываются бензин, авиац. и осветительный керосин, дизельное и газотурбинное топлива, печное и котельное топлива (выход светлых по первой схеме не более 40-45%, котельного топлива до 50-55%, по второй – до 72-75%, котельное топливо производится только для собств. нужд НПЗ). Пo топливно-масляной схеме кроме топлив получают смазочные масла, парафины и церезины, на базе асфальтов и экстрактов производят битумы и кокс. Пo топливно-нефтехим. схеме на НПЗ имеется спец. нефтехим. произ-во (см. Нефтехимический комплекс).

Технология НПЗ включает: электро – обессоливание для удаления из нефти избыточной воды и солей, первичную перегонку для получения топливных и масляных фракций, вторичную перегонку бензина для получения узких бензиновых фракций и высокооктанового бензина, каталитич. риформинг для получения ароматич. углеводородов и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов, экстракцию ароматич. углеводородов (бензола, толуола, ксилола), гидроочистку от гетероатомных соединений керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, прямогонных и вторичных бензинов, замедленное коксование тяжёлых остатков для получения нефт. кокса, каталитич. крекинг тяжёлых газойлевых фракций для получения высокооктановых компонентов бензина и сырья для произ-ва сажи, олефинсодержащих газовых фракций, гидрокрекинг тяжёлого сырья при повышенном давлении водорода для получения дополнит. количеств светлых нефтепродуктов. Для произ-ва высокооктановых компонентов автомоб. и авиац. бензинов из лёгких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) проводят алкилирование изобутана олефинами. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, лёгких бензиновых фракций) проводится для получения высокооктановых компонентов автомоб. бензина и сырья для произ-ва синтетич. каучука, газофракционирование нефтезаводских газов – для выработки лёгких углеводородных фракций высокой чистоты. Произ-во масел состоит из очистки селективными растворителями (деасфальтизация гудрона, обработка растворителями деасфальтизата и вакуумного дистиллята), депарафинизации рафинатов селективной очистки и гидрогенизации или контактной доочистки депарафинированных масел. Произ-во парафинов включает выделение жидких парафинов из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией или адсорбцией на мол. ситах, получение твёрдых парафинов обезмасливанием гача или петролатума – побочных продуктов депарафинизации масел или из дистиллятов высокопарафинистых нефтей методом фильтр-прессования и потения, доочистку сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационным методами. Для получения битумов проводят глубокую вакуумную перегонку мазута и высокотемпературное окисление остатка воздухом.

Осн. методы, применяемые на НПЗ: ректификация, крекинг, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, деасфальтизация, селективная экстракция, депарафинизация, адсорбция.

B CCCP мощность единичных установок на НПЗ составляет (млн. т/год): первичной перегонки нефти 0,6-6; гидроочистки топлив 0,9-2; каталитич. крекинга 0,25-2; каталитич. риформинга 0,3-1; коксования 0,6; произ-ва битума 0,125-0,75; деасфальтизации 0,25; контактной очистки масел 0,33; селективной очистки 0,265-0,6; депарафинизации масел 0,25; газофракционирования 0,4.

Общая мощность НПЗ развитых капиталистич. стран составляет ок. 3 млрд. т/год, из них 34,5% приходится на Зап. Европу, 25,5% – США, 9,4% – Японию. 38% всех НПЗ находится в США. НПЗ США в 1983 произвели (млн. т): 273,5 бензина, 49,4 керосина и реактивного топлива, 124,6 дизельного топлива, 10,9 масел, 36,4 битума, 16,6 кокса.

Литература : Рудин M. Г., Смирнов Г. Ф., Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Л., 1984; Pарамазов C. A., Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация, 2 изд., M., 1984; Химия нефти, Под редакцией З. И. Сюняева, Л., 1984.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991 .

Http://rus-geolog-enc. slovaronline. com/12195-%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9%20%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Завод сдан в эксплуатацию. Мощность – 6,5 миллионов тонн нефти в год. Глубина переработки нефти – 65.97 процента. Завод организован как комбинированная установка по переработке нефти (типа ЛК-6У). Отличается высоким уровнем утилизации отходов. Ориентирован на переработку малосернистых томских нефтей.

С 1993 года Ачинский НПЗ является акционерным обществом открытого типа.

На основании Распоряжения правительства РФ № 499 Ачинский НПЗ включен в состав Восточной нефтяной компании, созданной на основе крупного и перспективного нефтедобывающего предприятия “Томскнефть”.

Благодаря выполнению программы реконструкции, завод улучшил свои возможности по объемам переработки нефти, ассортименту и качеству продукции. Под руководством генерального директора Демьяненко Егора Александровича он занял ведущее место по загрузке мощностей и переработке нефти среди НПЗ России.

На заводе выполнен ряд технических мероприятий и научно-исследовательских работ, в частности введена эстакада № 4 по автоматическому наливу в автоцистерны светлых нефтепродуктов, смонтированы узлы учета светлых нефтепродуктов, отгружаемых на нефтебазу с завода. Доработана система учета энергоресурсов на головных подстанциях завода. Приоритетные направления развития: cовершенствование процессов гидроочистки и каталитического рeформирования, завершение строительства установки замедленного коксования, создание собственной энергетики для обеспечения технологических объектов завода электроэнергией и паром собственного производства.

Http://www. himtrade. ru/passport-description-285-history. htm

В статье рассмотрена организационная структура российских нефтеперерабатывающих производств, представлена структура и уровень нефтеперерабатывающей промышленности в России, а также её место в мире.

The article describes the organizational structure of Russian oil production, the structure of the level of oil refining in Russia and its place in the world.

ОРГАНИЗАЦИОННАЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СТРУКТУРА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ

Институт экономики и Организации промышленного производства СО РАН, 630090, Новосибирск, пр. Лаврентьева, 17, инженер, тел. 89232491308, e-mail: alfa-cma@mail. ru

В статье рассмотрена организационная структура российских нефтеперерабатывающих производств, представлена структура и уровень нефтеперерабатывающей промышленности в России, а также её место в мире.

Ключевые слова: нефтеперерабатывающая промышленность, нефтепродукты.

ORGANISATION AND TECHNOLOGICAL STRUCTURE PETROLEUM INDUSTRY RUSSIA

Institute of Economics and Industrial Engineering of the Siberian Branch of the Russian Academy of Science (SB RAS), 17, Ac. Lavrentievaave., Novosibirsk, 630090,engineer, tel. 89232491308, e-mail:

The article describes the organizational structure of Russian oil production, the structure of the level of oil refining in Russia and its place in the world.

Мощности по первичной переработке нефти в России достигли своего максимума в начале 80-х годов ХХ века после ввода в эксплуатацию в 1982 г. Ачинского НПЗ в Красноярском крае (рис. 1). Вплоть до начала 1990-х годов мощности российских НПЗ находились на уровне несколько выше 350 млн. т (1989 г. – 353 млн. т), в этот период Россия занимала второе место в мире по уровню и мощностям переработки нефти после США.

В условиях системного экономического кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизации существующих производств и увеличения доли вторичных процессов переработки произошло значительное сокращение производственных мощностей по первичной переработке нефти. Одной из причин снижения спроса на нефтепродукты стало увеличение доли газа в энергетике и вытеснение мазута из структуры котельно-печного топлива. В течение первой половины 1990-х годов (1990-1995 гг.) суммарные нефтеперерабатывающие мощности сократились почти на 50 млн. т, а в последующие три года – еще на 20 млн. т. В 2000-е годы происходило дальнейшее снижение мощностей крупных заводов – Омского, Ангарского, Башкирской группы и других – при создании большого количества малых НПЗ в районах промыслов либо приближенных к магистральным нефтепроводам. За последние три десятилетия был построен лишь один относительно крупный

НПЗ, включающий современные технологические линии, – в Нижнекамске. Из строящихся заводов можно отметить только проект «ТАНЕКО» в Татарстане.

Рис. 1. Мощности по первичной переработке нефти в России в 1970-2010 гг.

В настоящее время нефтеперерабатывающие мощности по сырью в России несколько превышают 270 млн. т (2010 г. – 271 млн. т), которые рассредоточены по 27 крупными НПЗ и 211 малыми НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства – в 2010 г. 86,4% (216,2 млн. т) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав семи вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (рис. 2). Свыше 10% (24,5 млн. т) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю МНПЗ пришлось порядка 3% (7,4 млн. т). Ряд российских компаний – «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР», «Газпром нефть», «Роснефть» – владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом – на Украине, в Румынии, в Болгарии, в Сербии, в Китае и др.

По итогам 2010 г. «Роснефть» – лидер по объему нефтепереработки – 50,7 млн. т или 20,3% от переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «ЛУКОЙЛа» – 45,2 млн. т, «Группы Газпром» – 35,6 млн. т, «ТНК-ВР» – 24 млн. т, «Сургутнефтегаза» – 21,2 млн. т.

Крупнейший в стране завод – Киришский НПЗ – мощностью 21,2 млн. т входит в состав «Сургутнефтегаза», другие крупные заводы также контролируются ВИНК: Омский НПЗ (20 млн. т) – «Газпром нефтью», Кстовский (17 млн. т) и Пермский (13 млн. т) – «ЛУКОЙЛом», Ярославский (15 млн. т) – «ТНК-ВР» и «Газпром нефтью», Рязанский (15,8 млн. т) – «ТНК-ВР».

Рис. 2. Переработка нефти по компаниям и концентрация производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.

В 2010 г. рост объемов переработки нефти на НПЗ, входящих в структуру ВИНК, составил 4% (8,1 млн. т), независимыми переработчиками – 6,9%, (1,7 млн. т). Рекорд в 2010 г. по этому показателю поставлен на МНПЗ, где уровень нефтепереработки вырос почти в три раза: с 2,6 до 7,5 млн. т (на 4,8 млн. т).

Основные продукты переработки нефти МНПЗ – мазут и низкокачественное дизельное топливо, которые отправляются на экспорт. Неэффективная фискальная политика в нефтяной промышленности, предполагающая заниженные таможенные пошлины на темные нефтепродукты относительно нефти, привела к массовому распространению мини-НПЗ, осуществляющих первичную разгонку нефти с целью последующего экспорта темных нефтепродуктов и формирования прибыли на разнице пошлин.

Большинство крупных НПЗ в России были построены в 40-70-е годы ХХ века, и их технический уровень существенно отстает от уровня индустриально развитых стран. За последние 20 лет глубина переработки нефти значительно не изменилась, сначала снизившись с 67% до 63%, а затем увеличившись до 7172%. При этом последние четыре года глубина переработки нефти в России постепенно снижается, составив в 2010 г. 71,2%, тогда как среднемировой показатель находится на уровне 90% (рис. 3).

Рис. 3. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России

Низкий уровень глубины переработки в России и недостаточное качество нефтепродуктов отражает показатель технической сложности предприятия (индекс Нельсона): для России он равен 4,4, тогда как средний европейский уровень – 6,5, американский – 9,5, азиатский – 4,9. В этой связи важно отметить, что индекс Нельсона для строящегося в настоящее время в Татарстане НПЗ «ТАНЕКО» после ввода в эксплуатацию составит 15.

На современных НПЗ большинства индустриально развитых стран мощность вторичных процессов переработки, как правило, значительно превышает мощности процессов первичной переработки. Так, на ряде заводов США отношение вторичных к первичным процессам переработки достигает 330%, в том числе доля деструктивных процессов – 113%. В России это отношение составляет в среднем 54%, при этом отношение каталитического крекинга к первичной переработке нефти находится на уровне 6,7%, гидрокрекинга – 1,9%, коксования – 2%, тогда как в США отношение каталитического крекинга составляет 35,8%, гидрокрекинга – 9,1%, коксования -16,2%

Динамика производства нефтепродуктов в России в целом повторяет тенденции изменения объемов первичной переработки. Вместе с тем в условиях некоторого увеличения глубины переработки в производстве дизельного топлива и мазута в 1990-е годы наблюдался более значительный обвал, чем в производстве автомобильного бензина. Это связано также с тем, что основная часть бензина поставляется на внутренний рынок для использования легковым транспортом, парк которого возрастал как в 1990-е, так и в 2000-е годы, а средние и тяжелые дистилляты в значительной мере используются грузовым транспортом и в энергетике, что определяет высокую независимость спроса на них от общехозяйственной конъюнктуры.

В настоящее время по мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. В 2010 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти в России составили 271,4 млн. т, при этом в стране было переработано 249,9 млн. т нефти, что на 14,2 млн. т больше (рост 5,6%), чем в 2009 г. В условиях посткризисного восстановления отрасли рост объёмов переработки нефти оказался выше роста объёма её добычи, что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти до 49,5%.

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2010 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел составила около 37,8% (69,9 млн. т), мазута топочного – 37,5% (69,5 млн. т), автомобильного бензина – 19,5% (36,1 млн. т), прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) – 5,2%.

В условиях повышенного спроса на относительно дешевые и высококалорийные российские полупродукты на международных рынках и медленного роста спроса на моторное топливо внутри страны производство бензина в 2010 г. практически не возросло (0,3 млн. т), а выпуск мазута увеличился на 5 млн. т, дизельного топлива – на 2,5 млн. т.

В 2000-е годы значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних и тяжелых дистиллятов. Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение структуры выпуска российских НПЗ: по-прежнему более выгодно экспортировать сырую нефть, мазут или дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейскими производителями. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются.

1. Конторович А. Э., Коржубаев А. Г., Филимонова И. В., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяной и газовой промышленности России и перспективы выхода на новые внешние рынки: АТР, Северная Америка / Под ред. А. С. Некрасова / М.:ИНП РАН. – 2008. – 96 с.

2. Коржубаев А. Г. Нефтегазовый комплекс России в условиях трансформации международной системы энергообеспечения / Науч. ред. А. Э. Конторович / Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2007. – 270 с.

3. Коржубаев А. Г., Филимонова И. В., Эдер Л. В. Нефть и газ России: состояние и перспективы // Нефтегазовая Вертикаль. 2007. № 7. С. 51-59.

4. Коржубаев А. Г. Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности России и перспективы формирования новых направлений экспорта энергоносителей // Проблемы Дальнего Востока. – 2006. – № 5. – С. 49-58.

Http://cyberleninka. ru/article/n/organizatsionnaya-i-tehnologicheskaya-struktura-neftepererabatyvayuschey-promyshlennosti-rossii

Добавить комментарий