установка мини нпз – cccp-online.ru

установка мини нпз

Этот раздел предназначен как для технологов, так и для тех, кому интересно узнать как работает установка. Мы постарались изложить технологию максимально простым языком, надеемся, что профессионалы простят нас за этот стиль изложения.

В чем заключается основная идея технологии

Обычно процесс получения товарных нефтепродуктов выглядит так: исходное сырье представляет из себя раствор (иногда говорят “смесь”) большого числа нефтепродуктов. Они имеют различные свойства и в частности имеют разную температуру кипения. В основе переработки нефти лежит процесс разделения ее на составляющие по температурам кипения. Такой способ переработки называют перегонкой или фракционированием (от слова “фракции”) нефти.

У таких технологий есть принципиальное ограничение: для того, чтобы извлечь какой-либо продукт, он должен в нужном количестве содержаться в исходном сырье.

Нефть, как основной источник светлых нефтепродуктов, содержит только прямогонный низкооктановый бензин. Дизельная фракция, содержащаяся в нефти, может обладать как свойствами зимнего дизельного топлива, так и высокозастывающего дизельного топлива, имеющего низкую стоимость.

Также нефть содержит большое количество тёмных продуктов, имеющих невысокую стоимость. Эти обстоятельства сказываются на рентабельности переработки, иногда делая её экономически нецелесообразной для установок мини-НПЗ.

Какое решение проблемы предлагает установка УДК

Разработчики установки УДК создали необычную для мини-НПЗ технологию, которая заключается в следующем: перед тем как разделить сырье на составляющие, его обрабатывают в каталитическом реакторе.

Каталитический реактор сложная конструкция, состоящая из нескольких камер. В камерах находятся катализаторы, каждый из которых производит свою операцию: превращает тёмные продукты в светлые, увеличивает октановое число содержащегося бензина, понижает температуру замерзания продуктов и пр.

Таким образом, каталитический реактор превращает природную смесь продуктов в смесь, содержащую большое количество дорогих товарных нефтепродуктов.

Температура и скорость прохождения камер с катализатором позволяет регулировать содержание тех или иных продуктов, в зависимости от целей и задач. Процесс, связанный с каталитическими реакциями называют “процессом вторичной переработки”, хотя в данной технологии он применяется до перегонки, которая обычно называется “процессом первичной переработки”.

Сырье, выходящее из каталитического реактора сильно отличается от первоначального. Оно содержит много светлых фракций высокого товарного качества и меньше темных продуктов.

После того, как исходное сырье было обогащено светлыми качественными продуктами, остаётся только тщательно разделить её на составляющие. Поскольку из каталитического реактора сырье выходит при высокой температуре, остается только по мере остывания последовательно отделить продукты. Сначала темные, затем светлые.

Описание технологии для специалистов

В основе технологии переработки углеводородов лежит процесс каталитической конверсии углеводородов. В каталитическом процессе используется цеолитосодержащий высококремноземестый катализатор, тип Y, насыпная плотность 650кг/м3 размер пор 5А. Катализатор легирован различными металлами в различных комбинациях. В результате легирования и дальнейшего смешения катализатор становится многофункциональным и способен обеспечивать процессы депарафинизации, изомеризации, облагораживания углеводородов и частичного крекинга тяжелых углеводородов (в основном н-парафинов).

Сырье подаѐтся в установку, где на входном теплообменнике разогревается до 100-110С. При этом испаряются растворенные газы (С3-С4) и пентан-гексановая фракция (С5-С6). Оставшаяся часть подаѐтся в нагреватель, где разогревается до 380-400С.

После нагревателя происходит испарение нефти на вихревом плѐночном испарителе оригинальной конструкции. Неиспарившаяся часть (мазут) поступает в емкость для мазута, а пары – в каталитический реактор, где на многофункциональном катализаторе происходит разложение н-парафинов, образование изо-парафинов, частичное дегидрирование лёгких фракций и одновременно крекинг тяжѐлых фракций с последующим их облагораживанием.

Водород, получающийся при дегидрировании, тут же вступает в реакцию с обломками тяжѐлых молекул, значительно уменьшая количество непредельных углеводородов, образующихся при крекинге. Так несколько химических реакций, происходящих в одном реакторе, помогают друг другу.

В результате получившийся катализат содержит высокооктановые компоненты бензина и практически не содержит н-парафинов, что сильно снижает температуру застывания дизельной фракции.

Катализат, проходя через колонны плѐночного типа оригинальной конструкции, последовательно делится на фракции: масло (360 к.к.), дизельная фракция (180-360), бензиновая фракция (30-180) Оригинальная конструкция колонн позволяет проводить чёткую ректификацию.

Газовый блок разделяет выделившиеся и образовавшиеся в процессе переработки газы на легкую бензиновую фракцию, СУГ и сухой газ. Бензиновая фракция добавляется к бензину, газ подверженный сжижению, сжижается и помещается в емкость для газа и сухой газ выводится из процесса и используется для работы энергетического блока (печки) и производства электроэнергии.

Более детально технологический процесс можно рассмотреть на схеме, которая приводится ниже.

В этом разделе собраны ответы на часто задаваемые вопросы по технологии установки УДК

ООО “Гримма-Миасс-Нефтемаш” совместно с разработчиками технологий предлагает спектр услуг по проектированию, изготовлению и запуску в эксплуатацию малотоннажных установок по глубокой переработке нефти либо мазута любой производительности в составе: блок атмосферной перегонки, блок переработки мазута («Термакат»), блок переработки низкооктанового бензина в высокооктановый («Цеоформинг»).
Технология «Термакат» разработана в НПЦ «Термакат» (г. Уфа), основана на применении комбинирования процесса висбрекинга с аппаратами кавитационно-акустического воздействия. Эта передовая технология позволяет перерабатывать разнообразное по свойствам и составу сырье, в частности мазуты, тяжелые нефти, и получать в зависимости от сезонных потребностей различные товарные продукты: бензиновые фракции, дизельное топливо, дорожный не окисленный битум или печное топливо. Выход светлых нефтепродуктов при этом увеличивается по сравнению с классической переработкой на

20%.
В результате работы блоков атмосферной перегонки и «Термакат» могут быть получены следующие виды нефтепродуктов:

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

Для доведения бензиновой фракции до состояния бензинов удовлетворяющих ГОСТ, существуют несколько способов: компаундирование бензиновой фракции и ее переработка.
Компаундирование бензина это смешивание в необходимых пропорциях прямогонного бензина с высокооктановыми, неэтилированными добавками (ВОД, МТБЭ и пр.) Этот способ позволяет повысить октановое число прямогонного бензина на 10-15 единиц.

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

Применение блока «Цеоформинга» (в следствие его достаточно высокой стоимости) экономически наиболее целесообразно при достаточно больших мощностях установок глубокой переработки нефти (УГПН).
Изготовление УГПН предусматривается в блочно-модульном варианте, что предполагает предварительную сборку и проверку модулей на заводе-изготовителе, последующий быстрый монтаж и возможность передислокации без существенных затрат.
Состав базового варианта установки. УГПН включает все оборудование, позволяющее получать из сырья конечные продукты: прямогонный бензин, дизельное топливо, битум (печное топливо). Инфраструктура, необходимая для работы УГПН: резервуарные парки для сырья и готовой продукции, складские и служебные помещения, охранные противопожарные системы и т.п., может заказывать и строить Заказчик по рекомендации Поставщика УГПН.
УГПН позволяет перерабатывать высокопарафинистые нефти, а также возможно применение УГПН в которой в качестве исходного сырья служит смесь мазута с нефтью.

В объем поставки УГПН также входит:

  • технологическая документация (регламент работы);
  • эксплуатационная документация.

В дополнение к базовому варианту могут быть спроектированы и поставлены
Заказчику другие блоки:

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

Компания предлагает полный спектр услуг, который включает:

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

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

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

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

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

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

Переработка нефти на наших установках (нужно отметить, что из них вы можете построить мини НПЗ) реализована следующим образом: нефть разделяется на стандартные фракции (бензин, керосин, дизель, мазут) или любой другой набор фракций, в том числе выделять фракции растворителей. В обычной комплектации оборудование для переработки нефти, в частности наша ректификационная колонна, эквивалентно 8-ми теоретическим тарелкам, флегмовое число можно устанавливать непосредственно в процессе разделения в диапазоне от 1/14 до 14, при этом четкость ректификации при флегмовом числе 2 соответствует или лучше требований ГОСТ для нефтяных фракций.

При больших флегмовых числах возможно разделение фракций растворителей. Для более глубокого извлечения светлых из мазута с получением в кубе гудрона можно использовать ректификацию под вакуумом, для чего установка дооснащается вакуумным блоком.

Обычно нефть и нефтепродукты разделяют с помощью перегонки на отдельные части (фракции или дистилляты). Это необходимо делать так как нефть состоит из множества компонентов углеводородов и гетероатомных соединений. Во время лабороторный или промышденной перегонки фракции нефти отгоняются от при постоянном повышении температуры кипения. Поэтому, нефть и ее дистилляты нужно характеризовать не температурой кипения, а температурной точкой начала кипения и конца кипения.

С помощью атмосферной перегонки нефти остается мазут (температура от 30 до 350—360 °С). Из частей, которые выкипают до 360 °С обычно получают топливо (бензины, топлива для реактивных и дизельных двигателей), сырье для нефтехимического соединения (бензол, этилбензол, ксилолы, этилен, пропилен, бутадиен), растворители и др.

  • Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. В дальнейшем при перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40–70 °С), бензин (tкип = 70–120 °С) – для авиации, автомобилей и тд.
  • Лигроиновая фракция содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30, собираетс от 150 до 250 °С. Лигроин можно применять как горючее для с/х хозяйственной техники (трактора, комбайн и тд). При переработке больших объемов лигроина получают бензин.
  • Керосиновая фракция состоит из углеводородов от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения tкип = 180 – 300 °С. Керосин используют в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.
  • Дизельное топливо (газойлевая фракция) с tкип > 275 °С

Мазут – это остаток после переработки нефти. В его молекуле содержатся углеводороды с большим количеством атомов углерода. Чтобы избежать разложения мазут можно разделить на части с помощью перегонки под меньшим давлением. Так можно получить соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла ( авиационные, автотракторные, индустриальные и др.), технический вазелин (можно использовать для смазки изделий из металла для того, чтобы защитить их от коррозии, а очищенный вазелин используют в качестве основы для косметических средств и в медицине). Иногда из отдельных сортов нефти можно получить парафин (для производства спичек, свечей и др.). Гудрон остается после отгонки летучих компонентов из мазута и его применяют во время строительства дорог. В котельных установках смазочные масла мазута используют в качестве топлива.

С помощью оборудования нашей компании вы можете реализовать завод по переработке нефти или мини НПЗ.

Подробности Категория: Наши Публикации Создано 30.09.2014 21:07 Дата публикации Автор: Super User

По предварительным прогнозам в странах Европы в этом году должны закрыть как минимум 10 из 104 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Можно не сомневаться, что, первую очередь, это затронет малую нефтепереработку на фоне серьезного падения общего спроса на энергоносители и бензин. Проблема усугубляется еще и тем, что более 50% НПЗ были сооружены вскоре после Второй мировой войны и многим европейским нефтепереработчикам приходится делать нелегкий выбор: нужно либо вкладывать серьезные инвестиции в модернизацию действующих НПЗ, либо закрывать убыточный бизнес.

В России и СНГ за 20 лет своего существования малая нефтепереработка рассматривается исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Поскольку мини-НПЗ – это, прежде всего, малые объемы переработки, то и государства СНГ отдают, в первую очередь, все внимание «большой» нефтепереработке. Поэтому рынок малой нефтепереработки обойден вниманием СМИ, экспертов, что, в свою очередь, порождает дефицит информации и объективной аналитики. Автор статьи на примере европейской Польши доказывает, что эта страна не только сберегла малые НПЗ на юге страны, но и загрузила их работой, тем самым сохранив рабочие места, а значит и поступления от налогов.

Сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач регионов стран СНГ, поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. В странах СНГ насчитывается более 250 мини-НПЗ – это Россия, Украина, Казахстан, Узбекистан, Киргизия. Переработкой сырья реально занимается не более – 60% от всех малых НПЗ. Доля мини-НПЗ в переработке нефти составляет не более – 3%.

Как показывает пример Польши, малые НПЗ могут иметь свое место в процессе нефтепереработки. На юге Польши пять малых НПЗ, еще в 2002-2004 г.г. группы Орлен и Лотос приватизировали эти НПЗ и включили их в производственный процесс выпуска топлива. Сегодня малые НПЗ Польши уже специализируются на: регенерации отработанных масел (НПЗ Едличе), производстве биодизеля (НПЗ Тшебиня, Чеховице).

В Таможенном Союзе вступил в силу технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». В связи с этим, многие эксперты говорят об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки, то есть внедрение вторичных процессов нефтепереработки. Именно этот сложный путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях конкуренции на рынке топлива.

Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, крекинга мазута, а также риформинга бензина, с применением цеолитных катализаторов. Такие технологии эффективно применять на малых НПЗ, начиная с мощности от 100 тыс. тонн в год.

Существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на группы, и переход с группы на группу позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции.

Главные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. тонн в год не будет превышать 8-12%, В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%, глубина переработки сырья на таких мини НПЗ увеличивается с 50 до 75%.

На мини-НПЗ первых двух групп возможна выработка исключительно прямогонного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье.

Третья группа пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертая группа мощности – это заводы более 500 000 тонн нефти в год. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Существует два главных понятия: глубина переработки нефти и качество вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но и она не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки.

Теперь о вторичных процессах, которые применяются на малых НПЗ.

Так термический крекинг, применимый на мини-НПЗ, дает большой выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки, а установка получения водорода, по мнению экспертов рентабельна для НПЗ более 1 млн. тонн нефти в год.

Прямогонный бензин можно перерабатывать на установке риформинга. СТК «Цеосит» (Новосибирск) – еще в конце 90 годов разработала технологию «Цеоформинг». Так, с тонны прямогонного бензина получают – около 70% базового бензина А-80 и 25% газа СПБТ. Методом компаундирования с присадками получают А-92. Требования техрегламента (Евро 4), ограничат содержание ароматики в бензинах. Существуют разные мнения об эффективности технологии «Цеоформинг». Как пример, НПЗ Глимар (Польша), где установка на 40 000 тонн в год, построенная фирмой «Лурги» успешно проработала более 10 лет, производя высокооктановый бензин А-95. Цена установки – 8 млн. дол. (1997 г.). Об эффективности технологии «Цеоформинг» утверждает тот факт, что канадская фирма «Hudson Oil», которая в 2012 году купила НПЗ Глимар, готовит установку к новому запуску.

Анализ участия действующих мини НПЗ в производстве нефтепродуктов в странах СНГ, показывает, что около 75% малых НПЗ специализируется на производстве дизтоплива. Например, в России, около 30 мини НПЗ отдают прямогонный бензин в продуктопроводы, который поступает на переработку на нефтехимические предприятия.

Малые НПЗ, например России, наверное, нужно было б ориентировать на переработку нефтяных отходов, которые находятся вблизи крупных НПЗ. Конечно, для этого нужна другая технология, но ее реально внедрить на малых НПЗ. Кроме того, в России, Украине, Казахстане – не решен вопрос регенерации отработанных масел. Поэтому нужно искать применение малым НПЗ.

Выживут немногие мини-НПЗ.

Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов – если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Возникает вопрос, какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Что делать с мини НПЗ в странах СНГ?

Есть реальные примеры мини НПЗ, на которых внедрены вторичные процессы:

● Лукойл – Урайнефтегаз – гидроочистка и кат риформинг прямогонного бензина – 32 000 т\год (1994), Когалымнефтегаз – гидроочистка прямогонного бензина и дизфракции – 126 000 т\год (2001) , кат риформинг прямогонного бензина – 33 000 т\год (2000) – технология Ventech Engineering

● ТНК ВР – НПЗ Нягань (Красноленинский) – 280 000 т\год – риформинг, гидроочистка технология Ventech Engineering

● ООО Марийский НПЗ – 1 250 000 т\год – риформинг, гидроочистка (план)

● Мариуполь (Украина) – риформинг Ventech Engineering

● KAR Oil Refining (Эрбиль, Курдистан) НПЗ – 900 000 т\год (20 000 барр\д) – гидроочистка нафты (9000 барр\день), установка риформинга – 6 000 барр\д., установка изомеризации – 2 500 барр\д, демеркаптанизация дизтоплива, керосина)

В сентябре 2010 г – в завод инвестировано 250 млн.дол – производительность увеличена до 40 000 барр\д технология Ventech Engineering.

На полный цикл создания мини-НПЗ, с вторичными процессами требуется в среднем 2 года, следовательно, к 2014-2015 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать не более 25% малых НПЗ. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. тонн в год.

Над вопросами внедрения вторичных процессов для малых НПЗ работает ряд инжиниринговых компаний, среди них: ООО «АЗСнефтебазстрой», ООО «Олкат», ООО «Линас», ООО «Термакат» (все Россия), НПФ «Турал-110» (Азербайджан) и др. Конечно лидером является Ventech Engineering (США), но цена их технологии для малых НПЗ до 1 млн. тонн\год сегодня составляет от 70 млн.дол.

ОАО НПП Нефтехим (Краснодар) – предлагает для широкой бензиновой фракции – гидроочистка, изомеризация, риформинг, компаундирование – Производительность по нефти: 200 000 т\год – 30 млн.дол., 500 000 т\год – 40 млн.дол., 1 200 000 т\год – 80 млн.дол.

Вопрос: сможет ли хозяин мини НПЗ, который построил АТ- 200 000т\год за 3 млн .дол. рассчитывать на технологию Ventech Engineering? Ответ однозначный, конечно нет. Поэтому нужны технологии в пределах стоимости до 10 млн. дол, именно над этим сегодня и работает НПФ «Турал-110». Так, к примеру, установка по переработке мазута на 100 000 т\год стоит 1.5 млн.дол. (оборудование), установка по переработке прямогонного бензина – на 40 000 т\год (сырье) – 6.5 млн.дол. (оборудование). Установка переработки мазута НПФ «Турал-110» – увеличивает глубину переработки нефти до 75 -80%.

Таким образом, малая нефтепереработка в странах СНГ – явление локальное, роль которого, как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах стран, преувеличена. Однако, малые НПЗ в странах СНГ могут и должны выжить, и это зависит, как от хозяев заводов, так и от политики стран, как в примере с Польшей.

Евгений Пущик,
заместитель директора НПФ «Турал-110»,
Азербайджан

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий