переработка нефти мини нпз – cccp-online.ru

переработка нефти мини нпз

С УГЛУБЛЕННОЙ ПЕРЕРАБОТКОЙ НЕФТИ

А.К.Курочкин, Научно-исследовательский институт малотоннажных химических продуктов и реактивов, г.Уфа, т/ф (3472)-42-48-34

Для мини-НПЗ основной проблемой является низкая эффективность из-за малой глубины отбора светлых нефтепродуктов от нефти и большого выхода мазута. Создана технология полной переработки мазута в светлые топливные дистиллятные фракции с получением в качестве остаточного продукта – дорожных битумов. Разработаны базовые проекты установок производительностью от 20 до 250 тыс. т/год. Строятся опытно-промышленные установки.

Совершенствование существующих нефтезаводских технологий и создание новых технологических процессов позволяющих увеличить глубину переработки нефти является актуальнейшей экономической и технической проблемой для нефтеперерабатывающей отрасли России.

Среднеотраслевая глубина переработки нефти на НПЗ нефтяных компаний России в 2001 году превысила 70%, при этом, выход светлых нефтепродуктов не достиг и 60%. В промышленно развитых странах мира глубина переработки нефти в среднем выше 80%. В США этот показатель порядка 95%, при этом отношение вторичных процессов к первичной переработке составило 155,0% (1998 г.).

Движущей силой увеличения глубины переработки является растущее потребление моторных топлив, при продолжающемся снижении спроса на тяжёлое котельное топливо.

Новые технологии переработки нефти на российских НПЗ должны стать энерго- и ресурсосберегающими, безотходными или малоотходными, не загрязнять окружающую среду, экономически целесообразными. Ассортимент и качество продуктов и материалов, выпускаемых НПЗ, также должны соответствовать требованиям настоящего времени. Эта проблема особо актуальна для малогабаритных НПЗ, где доля мазута составляет 40-60%.

Мазут – не топливо, а – сырье!

Что сейчас называют мазутом? Мазут, например, марки М-100 в качестве основного компонента содержит до 50-70% собственно мазут (остаток атмосферной колоны первичной перегонки нефти) с добавлением 20-25% дизельных фракций, а все остальные компоненты, как правило, полупродукты от вторичной переработки нефти.

Безусловно, проблема углубления переработки мазута уже несколько десятилетий является одной из важнейших для российских нефтепереработчиков. Отсталые технологии, изношенность оборудования, отсутствие средств на модернизацию – известные аргументы в защиту трудно решаемых задач по углублению переработки нефти. Переработка высокосернистых нефтей требует значительных капитальных затрат на создание мощностей по очистке товарных нефтепродуктов от сернистых соединений. На крупных НПЗ эта проблема решается введением мощностей по гидроочистке. Но другая половина мазутов является малосернистыми и требует высококвалифицированной переработки. Избыток мазута летом ощущается производителями так же остро, как и его нехватка зимой – для потребителей.

В нынешней российской экономике мазут, в некотором роде, выполняет функцию денег, поскольку является одним из основных экспортируемых видов сырья. На западе уже давно мазутом топить не выгодно, и его закупают в качестве сырья для дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах. И Россия, не имея квалифицированных технологий переработки мазута, охотно продает его за валюту.

Если обратить внимание на сравнение цен светлых нефтепродуктов и мазута, то становится вполне очевидным, что мазут необходимо рассматривать как сырьё для переработки у нас в России, и это будет, как минимум, в 2-3 раза выгоднее, чем топить мазутом или экспортировать его.

В интересах защиты окружающей среды от вредных выбросов необходимо вводить экологические ограничения широкому использованию мазутов в качестве основного вида топлива для котельных и энергетических установок. Альтернатива топочным мазутам создана – это печные топлива, с улучшенными экологическими свойствами, которые могут производиться даже из высокосернистых мазутов.

Качество дорог показывает, что производство высококачественных битумов также является одной из острейших проблем российской нефтепереработки. Надо отметить, что дефицитны не только высококачественные дорожные битумы, но и за обычными битумами летом выстраиваются длинные очереди битумовозов.

При низком спросе мазута в летний период и одновременно, остром дефиците на дорожные и строительные битумы, логично было бы создать технологии переработки мазутов до битумов, малой мощности для обеспечения регионов удаленных от нефтеперерабатывающих центров. Таким образом, можно сформулировать комплекс задач, которые весьма актуальны при поиске новых технологий переработки мазута (рис.1):

Технологии переработки мазута.

Классическая схема переработки нефти (рис.2) по топливному варианту включает в себя традиционные процессы: первичная перегонка нефти на атмосферных трубчатых (АТ) и перегонка мазута на вакуумных трубчатых (ВТ) установках; вторичная переработка гудрона на установках термического крекинга (ТК) или замедленного коксования (ЗК).

Сырая нефть не нужна. Для использования пригодны более частные нефтепродукты

27 крупных НПЗ, общая годовая мощность по первичной переработке (установки ЭЛОАВТ) 250 млн. т. 43 мини-НПЗ, общей мощностью 5,5 млн. т.

Омский НПЗ на 3 месте в мире по объемам переработки и технико-экономическим показателям

1. производственная мощность 250 (потенциал), фактически перерабатывается 206 млн. т – 2005 г, 197 млн. т – 2004 г. → недогрузка при первичной переработке. НПЗ имеют предел рентабельности по загрузке. Если коэффициент меньше 0,8, то работа нерентабельна

2. очень высокая степень износа – 53%. 80% по нефтеперерабатывающим, несколько лет назад 90%. При таком коэффициенте износа трудно соблюдать технологический процесс

3. недостаточная глубина переработки – проблема рационального использования. 2000 – отбор светлых нефтепродуктов на 60%, 2005 – отбор светлых нефтепродуктов на 71%, по Европе в среднем 85%. Рекорд в Калифорнии – 95%. У нас только 4 НПЗ имеют глубину переработки свыше 80%. В Волгограде проектируется НПЗ с 95% переработкой. Соотношение первичных и вторичных процессов переработки: Европа – 30% / 70%, США – 50% / 50%, Россия – 13% / 87%. Проблема заключается в развитии вторичных процессов переработки, в стимулировании производства нефтепродуктов (27% мазута, но с другой стороны нам нужно много мазута). Развитие вторичных процессов переработки должно быть с учетом того, что мы у кого-то забираем мазут и его надо чем-то заменить. Раньше заменяли газом. Энергетика становится более восприимчива к углю. Установка в Омске, а мазут раскидан по стране.

Лекция 8 (04.10.06)

Наша задача – обеспечить коэффициент отбора до 0,85

4. повышение качественных параметров производимой продукции

Дизельное топливо – его качественные параметры были плохими (большое количество коксующихся веществ) → экспортировали его плохо, рынок в Европе снижает объемы потребления. Второй параметр – наличие большого количества серы

Больше всего на экспорт идет ДТ. Одним из критериев включения в Евросоюз является улучшение качества бензина до евро-3 и евро-4. Нам надо переходить на более высокие октановые числа (задача вторичной переработки), решать проблему с серой. Надо контролировать заправки и улучшать технологию переработки нефти.

У нас до 40 мини-НПЗ. Темпы строительства и использования мини-заводов очень высокие.

I. В настоящее время по мнению специалистов появилась почва для развития малого бизнеса. Возможность нормального функционирования малых предприятий связана с переработкой нефти, т.к. на рынок нужно поставляя только нефтепродукты

Вариант решения проблемы:

1. «Идти на поклон крупному бизнесу» – давальческая схема. Компания отправляет нефть на НПЗ, ее там перерабатывают, но в качестве платы забирают определенный объем нефтепродуктов. Но НПЗ, осознавая свою власть, злоупотребляет ею и «выкручивает руки» малому бизнесу

2. «Перерабатывать нефть на своих собственных установка». Но нет отечественных нефтеперерабатывающих установок небольшой мощности, поэтому нужны доллары для покупки зарубежных, а для этого нужны нефтепродукты → замкнутый круг

II. Стремление регионов снизить зависимость от НК

Цены на нефтепродукты в период сбора урожая вырастают. Минирефайнеры ориентированы на производство ДТ.

4 млн. т нефти было переработано мини-НПЗ 200 тыс. т бензина, 400 тыс. т мазута, остальное ДТ

Такое строительство мини-НПЗ решает проблему занятости, особенно шахтеров.

На заводах трудно достигнуть качественных параметров – обеспечить раелизацию потенциала УВ можно только углубив ее переработку

Нужно решить задачи

1) обеспечить внутренний спрос

2) обеспечить реконструкцию мощностей НПЗ

3) снижение износа

4) достигнуть качественных параметров евро-3 и евро-4

Должна быть переориентация на рынок азиатско-тихоокианского бассейна. К 2035 Индия и Китай будут потреблять 60% мировой энергии

Магистральный транспорт нефти

Протяженность трубопроводов 48-50 тыс. км, протяженность продуктопроводов 24 тыс. км

Транснефть в 2005 перекачала 250 млн. т. Темпы роста транспорта – 16%, добычи – 8%

В результате радикальных реформ 90-х гг. трубопроводный транспорт очень много потерял в потенциале.

В 90-х гг. трубопроводы использовали как резервуар.

Трубы очень востребованы, т.к. это главное экспортное направление на Западе.

1. Главная проблема – повышение эксплуатационной надежности трубопроводных систем

34% магистральных трубопроводов отработали более 30 лет, 70% трубопроводов отработали более 20 лет, при том, что срок жизни трубопровода – 33 года

Транснефть провела полную диагностику трубопроводных систем

В 2004 на эти цели было истрачено 24 млрд.

2. Задача по повышения экспортного потенциала нашей страны

БТС – Балтийская трубопроводная система: первая очередь введена на 12 млн. т введена в 2001. Она была быстро построена и выведена на режим. Есть 2 лага: строительный и освоения (от конца строительства до выведения на проектную мощность).

Трубопроводная система перекачивает 50 млн. т. Сейчас хотят повысить до 60 млн. т

Главное направление экспорта через Новороссийск

Был проект о введении второй очереди Новороссийского терминала. Но это направление стало сложным, т.к. Турция ограничивает проход танкеров через Босфор и Дарданеллы. 2-ой довод – в Новороссийске Черное море штормит более 10 дней в году. Балтийское же море тише, спокойнее.

Проект был реализован, но надо было увеличить поток нефти. Туда построили трубу из Казахстана. В перспективе эта труба будет продлеваться. Куда же пошла нефть Азербайджана?

3. Интеграция «Дружбы» с трубопроводной сиситемой «Адрия» балканских стран. Проект находится на завершающей стадии. Трубопровод Бургас – Александрополис – основной поставщик нефти ЛУКОЙЛа. Будет подаваться из Новороссийска. В Александрополисе нефть будет наливаться в танкеры и развозиться по всему миру.

4. Вопрос расширения Восточного вектора нефтепроводов. Западная Сибирь – Охотское море. Много разговоров на экологическую тему, т.к. вблизи озера Байкал. Транснефть проработала вариант улучшения качества – утолщение стенок в 2 раза. Однако, не без участия президента, трубопровод переносят дальше на север. На танкерах нефть будет отправляться в Японию, отвод будет в Китай. Поток рассчитан на 80 млн. т нефти в год. Трубопровод строится

5. Трубопровод Карьяга – Юдина. Круглогодичный поток нефти, Тимано-Печерский регион.

Связывают нефтепереработку с потреблением. Основные объекты – нефтебазы. Основная цель нефтебаз – перевалочная, распределительная. Смешенные нефтебазы – хранение и распределение.

Перевалочные базы – с одного вида транспорта на другой (ж/д, труба, танкер)

Распределительная нефтебаза. Ее цель – распределить нефть по потребителям. Существуют прямые поставки, либо распределение через системы АЗС

Смешанные нефтебазы. Решают проблемы распределения и перевалки нефти.

Количество нефтебаз 1 600 – постоянно. Компании называют теперь нефтебазы терминалами. Обеспечивают надежное продуктообеспечение всех потребителей. Каждая компания имела регион, где она должна была обеспечить стабильное нефтепотребление. Например, Сургутнефтегаз → Псков, Новгород, Ленинград. Но система нефтепродуктообеспечения была открыта для частного бизнеса.

Сейчас нет государственных заправок.

Сдерживает высокая степень криминализации этой сферы деятельности – без «крыши» не выжить.

Лекция 9 (07.10.06)

Дата добавления: 2015-08-21 ; просмотров: 299 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

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.

Способ перегонки углеводородного сырья, основывается на однократном испарении и поэтапном охлаждении на каждой ступени перегонки. Новым является то, что разделение на паровую и жидкую фазу на всех ступенях перегонки проводят в циклонных испарителях-сепараторах , конструкция которых обеспечивает не только эффективное разделение паровой и жидкой фазы в процессе вихревого движения, но и эффективно ограничивает выход паров тяжелых фракций вместе с парами легких фракций на следующую ступень перегонки. Таким образом, реализованный подход базируется на газодинамическом решении задачи разделения углеводородов на фракции. Преимущества способа позволяют успешно перерабатывать на одной и той же технологической установке по WR технологии лёгкие и тяжёлые виды нефти, газовые конденсаты и смеси углеводородного сырья.

Опыт использования способа на практике выявил его дополнительные преимущества в деле переработки углеводородного сырья, новые области применения и новые эффективные возможности нефтепереработки.

Эффективные направления применения WR технологии

  1. Направление 1 – Нефтеперерабатывающие установки различного назначения и мощности. Прежде всего прямая атмосферная перегонка.

Нефтеперерабатывающие установки, построенные на принципах WR технологии, успешно эксплуатируются в климатических условиях от +45 °С до -45 °С.

Разработаны и построены установки мощностью от 10 тыс. тонн в год, до 500 тыс.тонн в год по сырью .

Преимущества при реализации способа на практике по сравению с классической технологией

Сам себе НПЗ: независимые переработчики против нефтяных гигантов. 10 НОЯБРЯ 2015 ГОДА КОМПАНИИ / ЭНЕРГЕТИКА / НЕФТЬ МОСКВА, 10 ноября

К началу XXI века созданный во времена СССР нефтеперерабатывающий комплекс России поделили между собой крупные игроки, превратившиеся благодаря этому в полноценные вертикально-интегрированные компании (ВИНК). В результате, на рынке возникла олигополия: восемь компаний контролировали более 90% объема переработки и внутреннего рынка нефтепродуктов. При этом, ВИНК в первую очередь ориентировались на международный рынок и не были заинтересованы в поставках своей продукции потребителям внутри страны, которые снабжались по остаточному принципу.

Малые и средние НПЗ, не вошедшие в состав ВИНК, не могли с ними конкурировать на равных из-за плохой технической оснащенности, низкого качества продукции и логистических проблем. Тем не менее, за последние 10 лет в России появилось крупные независимые НПЗ, которые производственным и финансовым показателям не уступают заводам ВИНК. Секреты успеха – современное производство и гарантированный рынок сбыта.

Первым крупным проектом по созданию независимого нефтепереработчика стал Антипинский НПЗ , решение, о строительстве которого было принято в 2004 г. Инвесторами проекта выступила группы предпринимателей из Тюменской области. Хотя проект получил всестороннюю поддержку властей региона, но даже благодаря наличию “административного ресурса”, отношение к нему было крайне скептическим.

Тем не менее, акционеры сумели договориться о кредитах, обеспечить финансирование и построить современный НПЗ. Если на старте в 2006 г. мощность завода составляла 400 тыс. т/г. переработки, то уже через четыре года она выросла в 10 раз до 4 млн т/г. В результате, Антипинский завод превратился в лидера на рынке Тюменской области и крупного игрока в соседних регионах.

Завод продолжает активно наращивать производственные мощности, которые с 2010 г. по 2014 г. удвоились, достигнув 8 млн т/г. В прошлом году объем производства разных видов нефтепродуктов превысил 6,2 млн т.

При этом, маркетинговая стратегия завода с самого начала была сориентирована на выпуск нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью. Сейчас завод способен выпускать дизельное топливо стандарта Евро-5, в следующем году начнется производства бензина, отвечающего самым высоким международным требованиям. До конца 2015 г. глубина переработки нефти должна достичь 94% . Этот показатель в среднем по России не превышал 74% в 2014 г. Выпуск дизельного топлива составит до 50% продукции завода. По этим параметрам Антипинский НПЗ можно сравнить с лучшими европейскими нефтеперерабатывающими предприятиями.

На этом процесс развития завода не будет завершен. После окончания строительства современного нефтеперерабатывающего блока на базе НПЗ предполагается создать нефтехимический комплекс с целью производства ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилола.

Успех проекта признают эксперты и руководители многих ВИНК, которые рассматривают Антипинский НПЗ как серьезного соперника на внутреннем рынке. Со стороны нефтяных компаний, в частности бывшей ТНК-BP, неоднократно предпринимались попытки купить НПЗ в Тюмени, но на все предложения о продаже владельцы завода отвечали отказом.

Последние 8 лет мы активно продвигаем концепцию глубокой переработки нефти с использованием малобюджетных аппаратурно-технологических решений. В годы экономического кризиса для нефтеперерабатывающей промышленности этот призыв весьма актуален. Особенно актуален вопрос глубокой переработки нефти для мини-НПЗ.

Понятно, что на малом заводе при несовершенной технологии глубина переработки нефтяного сырья не превышает 50–60%, а это значит, что и прибыльность такого НПЗ минимальна. Собственники просчитались. Нужны средства на модернизацию. Экономическим базисом высокой рентабельности любого НПЗ, и прежде всего «мини», является технология с максимально высокой глубиной переработки нефти. Суммы чистой прибыли, а, следовательно, и рентабельность, будут максимальны при глубине переработки нефти свыше 90%, т.к. только светлые нефтепродукты имеют максимальную добавленную стоимость. Выход один: надо модернизировать примитивную технологию переработки нефти на максимальный выход дистиллятных топлив, а заодно и привести документацию в соответствие с нормативами. Методология модернизации малых НПЗ дополнительным монтажом модуля глубокой переработки мазута, либо гудрона, приведена в настоящей статье.

Первичная перегонка нефти на мини-АТ

Базовыми технологическими решениями практически всех мини-НПЗ является первичная перегонка нефти. В основе схем перегонки нефти заложены различные аппаратурные решения. Однако, даже на профессионально изготовленных установках, отбор светлых фракций не превышает 70–80% от потенциала. Выход мазутов превышает 50%, и в них содержится до 15–40% дизельных фракций. Порой в мазутах можно обнаружить хвостовые бензиновые фракции.

В некоторых случаях на «мини» пытаются достичь более глубокого отбора светлых моторных топлив, – устанавливают вакуумную колонну. Дополнительные капитальные затраты оказываются неоправданно высокими с малым экономическим эффектом. Получаемые вакуумные газойли, как правило, высокопарафинистые, с высокими температурами завстывания и высокой вязкостью, что значительно снижает стоимость товара. Остаточный гудрон на рынке не востребован.

Встает задача поиска эффективных технологических решений по переработке мазутов. Остаточные

фракции мазута представляют ценное сырье для конверсионной переработки в дизельные дистилляты. Для НПЗ с малой производительностью рентабельными могут быть только малобюджетные технологические схемы глубокой переработки мазута с получением в максимальном количестве высоколиквидных светлых товарных нефтепродуктов, цена которых в 2–3 раза выше исходного сырья.

Технологическая концепция модернизации мини-НПЗ

Только глубокая деструкция тяжелых углеводородов нефти обеспечит решение поставленной задачи: производство светлых бензино-дизельных топлив в максимальном количестве. Такое условие можно осуществить с помощью новых аппаратурно-технологических решений. Эти решения должны быть универсальными и комплектными. Конечно, для малого НПЗ технологическое оформление процесса переработки мазута должно быть в модульном исполнении. Модуль глубокой переработки мазута должен быть интегрирован с установкой первичной перегонки нефти по основным технологическим потокам, и особенно, по схеме рекуперации тепла. Дополнительное комплектование действующего «мини» модулем глубокой переработки мазута должно отвечать условиям минимизации вложения инвестиционных средств. Срок изготовления и привязки модуля не должен превышать 6–7 мес., а эксплуатационный срок окупаемости инвестиций не должен быть более 4–6 мес.

Описание технологических решений

За последние годы в России построены около двух сотен, так называемых мини-НПЗ мощностью менее 10–100 тыс. тонн нефти/год. Основу технологии таких заводов составляет процесс первичной перегонки нефти, т.е. ее атмосферной ректификации на получение прямогонных низкооктановых бензинов и дизельных топлив. Основной реализуемый товар – судовые топлива. Остаточные прямогонные мазуты стараются продать на экспорт, сжигают в котельных или на промыслах закачивают в нефтепровод. За счет экономии на транспортных расходах, строительство таких мини-НПЗ в удаленных регионах стало обоснованным. Однако малая (не более 50–60%) глубина отбора светлых топлив не окупает затраченных средств на строительство мини- НПЗ базирующихся только на первичной перегонки нефти. Вакуумная перегонка мазута не вытягивает экономику «мини» в высокую доходность.

Увеличить глубину переработки нефти можно различными способами. Безусловно, приоритет у процесса «Висбрекинг» – он имеет наименьшие капитальные затраты, а появившийся безмазутной – «дизельный висбрекинг» еще и дополнительно обеспечивает выработку дизельно- бензиновых дистиллятных фракций до 30–40% на нефть. На создаваемых мини-НПЗ по безмазутной отечественной технологии переработки нефти «Висбрекинг- «Термакат» глубина переработки нефти гарантирована до 85–92%, что обеспечивает высокую рентабельность даже малым заводам мощностью 30–40 тыс. т. нефти/год. На построенном в ХМАО малом НПЗ-0,8 на пусковой отработке безмазутной технологии было показано, что новые аппаратурно- технологические решения позволили увеличить выход светлых моторных топлив на 26% выше потенциала исходной нефти. Результат надо сказать отличный – всем понятно, что доходность от реализации дизельных фракций в 2,5–3 раза выше, чем от мазута.

Однако, мы, как разработчики, до сих пор не знаем, почему завод не работает на максимальную глубину переработки нефти, почему главный инженер не включает в работу блок конверсии мазута?

Не понятна позиция собственника, который мирится с ежемесячными многомиллионными потерями в своем бизнесе.

Назначение технологических решений: глубокая переработка по безмазутной схеме нефтей, в том числе низкого качества: тяжелых, вязких, парафинистых; остаточных мазутов, гудронов и нефтешламов, в светлые дистиллятные продукты (выход 85–93%) и вторичное котельное/судовое топливо и/или дорожные и промышленные битумы.

Конечно, правильнее всего проектировать и строить НПЗ на глубокую переработку нефти с применением интегрированных технологических схем. Аппаратурно- технологические решения в этом случае будут с минимальными капиталовложениями, а технологический результат наиболее эффективным. Последними проектными разработками найдено рациональное аппаратурно- технологическое решение по созданию комплектного блока вторичной глубокой переработки мазута и компактного мини-модуля глубокой конверсии мазута. Разработка выполнена в 2-х вариантах.

1. Полноценный блок вторичной переработки мазута в составе ректификационной колонны, технологической нагревательно-реакционной печи и модуля кавитационной конверсии мазута. Блок размещается в щитовом строительном модуле площадью 6х18 м, с высотой колонны 12 м.

При переработке 50%-го мазута типа М-40 от западносибирской нефти получают, % масс. на нефть:

• 2–3 % – бензиновых фракций;

• 20–25 % – дизельных фракций;

• 8–10 % – печного/судового топлива;

• 12–16% – остаточного судового топлива/ М-100

Получаемая продукция с блока вторичной переработки мазута откачивается в товарный парк. Рекуперация тепла откачиваемых потоков осуществляется на блоке первичной перегонки нефти.

2. Модуль кавитационной конверсии мазута (МККМ), фактически является «сердцем» блока вторичной переработки мазута. Оборудование модуля смонтировано на платформе размером 2,2х4,2 м. Изометрическое изображение модуля ККМ приведено на рис. 2. Модуль изготавливается в 2-х вариантах: на переработку нефти и на переработку мазута.

Технологически модуль встраивается в первом случае на потоке нефти между печью и колонной, во втором случае на потоке откачиваемого из колонны мазута. Дополнительно полученные дистиллятные дизельные и бензиновые фракции выводятся из существующей колонны на

мини-заводе. В отдельных случаях, после предварительного расчета существующей технологии, может потребоваться дополнительный монтаж ректификационной колонны и технологической печи. В этом случае первичную производительность существующих мини-установок можно увеличить в

Оптимальная производительность МККМ – от 3,0 до 6,0 м3/час. Минимальная мощность мини- модуля конверсии мазута ограничена производительностью надежной работы кавитационно- акустических насосов – 1,5–2,0 м3/час. Дополнительный выход дистиллятных фракций – до 30% на нефть. В остатке получают остаточное судовое топливо, либо мазут М-100, либо сырье для производства дорожных битумов. В качестве дополнительной опции поставляется модуль по производству неокисленных дорожных битумов.

3. Типовые модули ГПН. Для профессионально построенных установок первичной переработки нефти можно рекомендовать ранее разработанные типовые модули, которые в совокупности представляют интегрированную технологию глубокой переработки нефти по полной схеме термокавитационной конверсии тяжелых углеводородов – процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®». Для

модернизации действующих нефтеперерабатывающих производств, после экспертизы технологии и оборудования, рассчитываются и подбираются необходимые типовые решения технологических модуле.

Инновационность решений

Среди отечественных разработок заслуживает внимание процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», обеспечивающий максимальную конверсию мазута в бензино-дизельные фракции.

В технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» разработчики вышли на управление конкурирующими процессами термодеструкции и термополиконденсации, что позволяет получать в остатке высококачественные дорожные битумы заданных свойств. Термокавитационное воздействие на тяжелые компоненты остаточных мазутов обеспечивает их максимальную конверсию в бензино-дизельные дистилляты, одновременно влияет на рост асфальтеновой фазы и ее стабильность. В зависимости от исходного содержания асфальтенов в нефти выход битумов может колебаться от 5 до 40%, при этом выход бензино-дизельных фракций, квалифицируемых как ШФЛУ плотностью менее 820 кг/м3, составляет 55–93%. При отсутствии потребности в битумах производится вторичное котельное топливо марки М-100, либо остаточное судовое топливо, их выход может составлять 20–30%. Энергозатраты на конверсионный процесс сравнимы с вакуумной перегонкой мазута, которая, кстати, в этом случае совершенно не нужна.

Висбрекинг мазута протекает мягче и глубже, нежели для гудрона, и процесс надежнее в эксплуатации – исключается закоксовывание оборудования, что в случае с гудроном является основным отрицательным фактором. Технологическая схема переработки тяжелых нефтей на базе процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» универсальна и легко перенастраивается с операторного пульта либо на производство битумов, либо на производство остаточного котельного топлива. Следует отметить, что получаемые бензины характеризуются повышенными октановыми числами – на 6–12 пунктов выше чем для прямогонных, а дизельные топлива получаются с более низкими температурами застывания – на 10–15°С ниже чем для прямогонных. Качество бензина и дизельного топлива по фракционному составу закладывается на ректификационной колонне. Избыточное содержание серы из бензиновых и дизельных фракций (до соответствия требованиям Евро-4,-5) должно быть удалено одним из приемлемых (по капитальным затратам) для малотоннажных производств методов.

Технические характеристики

Технологические блоки и модули для мини-НПЗ- УГПН создаются производительностью 20, 40, 100 и 200 тыс. т. Каждый модуль максимальной монтажно- технологической готовности, включающий аппараты и оборудование, контрольно-измерительные приборы, запорную, предохранительную и регулирующую арматуру, трубопроводную обвязку и электропроводку, размещается на платформе 3х7 м и может транспортироваться автомобильным, речным и железнодорожным транспортом. Срок изготовления модулей – 6 мес.

Комплектные мини-НПЗ проектируются, изготавливаются, монтируются и вводятся в эксплуатацию уже через 10–12 мес. с момента принятия заказа. Срок окупаемости – до 6–12 мес. Доходность: свыше 6000 руб./т нефти.

• Производительность: 20–50, 100 и 200 тыс. т/год.

• Количество модулей: 3–13 ед.

• Площадь для размещения технологического оборудования: 40х60 м2.

• Установленная электрическая мощность: 120–250 кВт

• Производственный персонал: 2 чел. в смену.

План-график работ по модернизации и инвестированию

Работы по модернизации мини-нефтеперегонного производства начинаются с обследования существующего производства, расчетов основного оборудования. При выработке инженерной концепции аппаратурно-технологического оформления технологии глубокой переработки нефти учитываются все основные и вспомогательные потоки, рассчитывается схема рекуперации тепла. Выбирается наиболее благоприятное сезонное «окно» для монтажа модулей на действующем производстве.

План-график работ и инвестиций по модернизации мини-НПЗ обычно рассчитывается на 1 год. Сроки приняты с учетом заказов материалов, изготовлением, поставками и пусконаладочными работами.

Обеспечение качества продукции в соответствии с техрегламентом

Поскольку содержание серы в товарных продуктах 1-й очереди полностью зависит от содержания серы в исходном сырье, а содержание серы в нефти как правило составляет 1,0–1,6%, то квалифицировать продукты необходимо будет с учетом их сернистости. Бензиновые фракции, скорее всего как нефтехимическое сырье, либо как компонент ШФЛУ. Дизельные фракции могут быть квалифицированы как печные топлива, маловязкие судовые топлива. Дорожные битумы могут вырабатываться широкой ассортиментной гаммы.

Может вырабатываться свыше 10 видов светлых дистиллятных продуктов (светлые печные и судовые топлива, растворители и т.п.) и все марки дорожных и промышленных битумов (строительные, кровельные, изоляционные и др.). При недостатке нефти установка может эксплуатироваться на любом доступном углеводородном сырье (мазуты первичные, гудроны, вакуумные газойли, газоконденсатные остатки, АСПО и т.п.). Основное требование – минимальное содержание в нефтяном сырье серы и механических примесей.

Продукты 2-й очереди

При разработке инженерной концепции модернизации нефтеперерабатывающего производства должны быть рассмотрены все организационные и технологические решения по объему и видам работ для 2-й очереди завода, реализация которых позволит выпускать ту же самую продукцию, только с категорией качества по квалификации Евро-4,-5. Основными продуктами станут: автомобильный бензин АИ-95 и дизельное топливо Евро-5 летних и зимних видов. Малые НПЗ вполне обоснованно рассматривают возможность глубокой переработки мазутов, с получением светлых дистиллятных топлив и остаточных дорожных битумов.

Продукция

Товарный баланс глубокой переработки мазута или гудрона определяется химическим составом и физико-химическими свойствами сырья, а также установленным технологическим режимом переработки. Товарный баланс существенно зависит также от плана по ассортименту вырабатываемой продукции. Выработка остаточного продукта более глубокой степени превращения, как правило, приводит к увеличению выхода светлого дистиллятного продукта и технологического газа. Балансовые выходы продуктов даны в альтернативных вариантах выработки остаточных продуктов – вторичного котельного топлива мазута топочного М-100 и дорожного битума. Кроме указанных выше продуктов на установках типа УГПМ могут производиться:

1) светлая бензиновая фракция – нафта по СТП с выходом до 15% масс.;

2) взамен светлого печного бытового топлива – судовое маловязкое топливо по ТУ 38.101657-87, моторные топлива ДС и ДМ для среднеоборотных и малооборотных дизелей по ГОСТ 1667-68, углеводородная фракция термодеструктивных процессов (К-4) по ТУ 38.1011303-90;

3) взамен дорожного битума-мазут топочный по ГОСТ 10585-99, битумы вяжущие по ГОСТ Р 52056-2003, битумные эмульсии по ГОСТ Р 52128-2003, битум кровельный по ГОСТ 9548-74, битум строительный по ГОСТ 6617-70, пеки волокнообразующие, связующие, электродные и пр.

Ассортимент товарной продукции должен быть согласован с разработчиком на стадии привязки проекта на основании свойств исходного сырья. Для проблемных видов сырья могут быть проведены пилотные процессинговые эксперименты на получение планируемой продукции. Доукомплектование мини- установок АТ блоком глубокой переработки мазута позволяет перевести мощности в разряд малых НПЗ с квалифицированной переработкой нефти до высококачественных дорожных битумов и дизельных или печных топлив (в зависимости от сернистости сырья). Достигаемая глубина переработки нефти в 85–93% обеспечит высокую прибыль от эксплуатации любого малого НПЗ даже в кризисных условиях.

Реконструкция, либо модернизация мини-НПЗ на существенное углубление переработки нефти позволит собственникам вывести свое предприятие из кризисного состояния в высокорентабельную эксплуатацию. Только так можно восстановить нефтеперерабатывающее производство и обеспечить работой не один десяток человек.

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий