CC BY
44
НЕФТЕП Е Р Е РАБОТКА
к.т.н. Курочкин А.К., к.х.н. Курочкин A.B., д.т.н., Гимаев Р.Н., Курочкин A.A., НПЦ «Термакат», г. Уфа, Россия
МАЛОБЮДЖЕТНАЯ МОДЕРНИЗАЦИЯ
ДЕЙСТВУЮЩИХ НПЗ
НА УГЛУБЛЕНИЕ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
В статье рассматриваются возможные направления модернизации НПЗ с традиционной структурой процессов. Анализируется технологическая и экономическая эффективность вариантов модернизации. Даются практические рекомендации. В статье рассматриваются возможные направления модернизации НПЗ с традиционной структурой процессов. Анализируется технологическая и экономическая эффективность вариантов модернизации. Даются практические рекомендации.
АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ
Окупаемость затрат при реконструкции НПЗ на углубление переработки нефти должна быть не более двух лет В одной из предыдущий публикациях [1] нами была показана объективная
необходимость модернизации действующих российских НПЗ на основе процессов, позволяющих, во-первых, привести качество товарных продуктов в соответствие с требованиями современных норм и, во-вторых, углу-
бить переработку нефти путем замены технически устаревшего набора базовых процессов переработки нефти. Конечно же, обе линейки — «базовых» процессов, обеспечивающих глубину переработки и процессов, осуществляю-
щих облагораживание светлых, взаимоувязаны. При модернизации действующих НПЗ существующие процессы жестко диктуют рамки возможных вариантов, а иногда и ставят под сомнение саму возможность осуществления каких-либо кардинальных вариантов повышения эффективности предприятия, позволяя только ставить «заплатки» на существующую схему переработки. С учетом сказанного, данная статья посвящается возможностям модернизации линейки процессов базового технологического передела НПЗ в той степени, в которой это позволяет имеющийся набор заводских процессов. В основном это НПЗ первого и второго уровня глубины переработки, недостаточно укомплектованные процессами с точки зрения современных требований, или НПЗ с глубиной переработки более 80%, при необходимости замены устаревшего оборудования базовых процессов или решения других локальных задач.
Реальная ситуация складывается та-
ким образом, что НПЗ России и стран СНГ планируют развитие своих нефтеперерабатывающих производств исключительно по традиционным схемам модернизации. Для примера можно привести предполагаемые схемы модернизации некоторых НПЗ Казахстана [2] (рис.1 и 2). Из группы процессов «облагораживания» предпочтение отдано (и совершенно обоснованно) процессам гидроочистки, изомеризации, депарафинизации дизельных топлив, а также вспомогательным производствам. Из группы процессов, обеспечивающих углубление переработки нефти, планируется доукомплектование НПЗ процессами висбрекинга гудронов и каталитического крекинга вакуумных газойлей, а также процессами, обеспечивающими установки каталитического крекинга сырьем (гидроочистка вакуумных газойлей) и перерабатывающими его продукты (полимеризация легких олефинов, производство метил-третбутилового эфира). Аналогично планируется развитие и многих рос-
сийских НПЗ. Достаточно показательны в этом плане приведенные ранее [1] примеры опубликованных планов модернизации Комсомольского и Туапсинского НПЗ.
Безусловно, традиционный путь развития предприятия инженерно обоснован, максимально использует существующие производства и инженерную инфраструктуру. В то же время уровень удельных капиталовложений на такую модернизацию составляет порядка $100-150 и более на годовую тонну перерабатываемой нефти, а общие расходы на модернизацию отрасли в масштабах страны составят уже десятки миллиардов долларов США. Таких средств у владельцев НПЗ, скорее всего, нет.
Поэтому должна быть использована любая возможность снижения расходов на модернизацию для достижения максимальных результатов при минимальных капиталовложениях. В этом полностью совпадают интересы и хозяев отдельных предприятий, и госу-
Продукция:
■ Приборы у чета газа, те пла. воды и па рэ
• Средства для изме ре н ия и регулирования да в ления. темпе ратуры, у ровня. расхода
■ Газорегул яторное оборудо ван и£ а т. ч в ш кафно м и блочном исполнении
■ копглы. котельная автоматика, отопительное оборудование
• За порно регулирующая арматура
■ Филырыишлаыоотврдители
■ Газоана л изаторы. сигнализаторы зага зова н ности,
термозапорн ы е клал а н ы
Контактная информация:
Тел./факс; (495) 970-16-83 {многоканальный) Офис: г. Москва, Ленин градский пр-т, 35
Факс (495) 252-80-54 Е-тэИ; [email protected]
Почтовый здрес; 123458, г. Мое ко а, а/н 11 1п1егпе1: Ш\г.//ипн^раско.ги
Е
дарства. Как отмечалось нами, максимальные возможности в этом направлении предоставляют интегрированные «базовые» и «облагораживающие» процессы с жесткими схемами увязки материальных и тепловых потоков [1,3-5]. Ниже будет показано, что, например, использование процесса
мягкого висбрекинга для целей модернизации позволяет достигать беспрецедентно высоких технологических и экономических результатов. В качестве примера сравним наше (рис.4) и конкурентное предложение (рис.3) по модернизации НПЗ одной из стран Южной Америки. Налицо до-
стижение лучших технико-экономических показателей и экологических характеристик (отсутствует сжигание высокосернистого нефтяного кокса), а также упрощение схемы НПЗ при экономии капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Модернизация позволяет вывести из эксплуа-
Табл.1. Сравнение вариантов модернизации действующих НПЗ топливного профиля
№ п/п Состав основных производств НПЗ Вариант модернизации (состав дополнительных блоков) Достигаемая глубина переработки по остатку, % Состав товарной продукции*
1-й уровень глубины переработки
1. АТ 45-48 прямогонные бензин, дизтопливо, мазут М-40 или М-100
1.1. При наличии резерва производительности атмосферной колонны БТ+БСО 70-75 нафта, ТСМ или ПБТ или компонент дизтоплива, вторичный мазут Ф-5 или М-40
1.2. БТ+БКА+БСО 78-80 нафта, ТСМ или ПБТ или компонент дизтоплива, вторичный мазут М-100
1.3. БТ+БКА+ББ+БСО 83-85 нафта, ТСМ или ПБТ или компонент дизтоплива, битум
1.4. При отсутствии резерва производительности атмосферной колонны То же + БР По п.1.1-1.3 По п.1.1-1.3
2. АВТ 65-70 прямогонные бензин, дизтопливо, вакуумный газойль, гудрон
2.1. Используется двухколонная БТ+БКА+БСО 78-80 нафта, ТСМ или ПБТ или компонент дизтоплива, вторичный мазут М-100
2.2. схема ректификации БТ+БКА+ББ+БСО 83-85 нафта, ТСМ или ПБТ или компонент дизтоплива, битум
2-й уровень глубины переработки
3. АВТ +каталитический крекинг +висбрекинг +облагораживание светлых +производство серы 63-67 автобензин, дизтопливо, мазут М-100, сера
3.1. Модернизация вакуумного блока и висбрекинга БТ+БКА+ББ 83-85 автобензин, дизтопливо, битум
3.2. Модернизация вакуумного блока и висбрекинга с остановкой каталитического крекинга БТ+БКА+ББ 84-86 автобензин, дизтопливо, битум
4. АВТ +каталитический крекинг +битумная установка +облагораживание светлых +производство серы 62-65 автобензин, дизтопливо, мазут М-100, битум, сера
4.1. Модернизация вакуумного блока и битумной установки БТ+БКА+ББ 80-83 автобензин, дизтопливо, битум
4.2. Модернизация вакуумного блока и битумной установки с остановкой каталитического крекинга БТ+БКА+ББ 84-86 автобензин, дизтопливо, битум
3-й уровень глубины переработки
5. АВТ +каталитический крекинг +висбрекинг +замедленное коксование +облагораживание светлых 80-86 автобензин, дизтопливо, нефтяной кокс
5.1. Модернизация вакуумного блока и висбрекинга с остановкой каталитического крекинга БТ+БКА+ББ 89-91 автобензин, дизтопливо, нефтяной кокс
* ТСМ — топливо судовое маловязкое по ТУ 38.101567-87, ПБТ - печное бытовое топливо (светлое) по ТУ 38.101655-87.
ГРУППА КОМПАНИЙ
Разработка и промышленное производство высокотехнологичных стальных опор новых типов для ЛЭП напряжением 6-10, 35, 110 и 220 кВ.
Комплексное обслуживание объектов электроснабжения (проектирование, комплектация, строительство ЛЭП и подстанций, пуско-наладка)
630024 г. Новосибирск, ул. Сибиряков-Гвардейцев, 50 тел.: (383) 3534662, 2276977, 2174009, 2174010 www.elsi.ru E-mail: [email protected]
тации за ненадобностью ряд установок, а использование при новом строительстве оборудования демонтируемых установок висбрекинга заметно снижает капитальные затраты. Технологическое оборудование процесса мягкого висбрекинга может быть разделено на функциональные блоки, выполняющие различные технологические функции. Модернизация НПЗ может проводиться с применением, как отдельных блоков, так и набора блоков в составе, определяемом поставленными задачами. Для малотоннажных НПЗ блоки могут быть выполнены в модульном варианте. Характеристика блоков процесса мягкого висбрекинга приведена ниже:
• Блок термолиза (БТ)
Назначение:
нагрев сырья и его термолиз. Исполнение:
термические реакционные печи,
емкостной реактор.
сырье ^ БТ ^ сырье, 4500С
• Блок кавитационно-акустический (БКА)
Назначение:
деструкция и поликонденсация углеводородов сырья Исполнение:
емкостные эвапораторы-реакторы с аппаратами кавитационно-акустического воздействия (КАВ).
пары термолиза
т
сырье, 4500С ^ БКА ^ остаток термолиза
• Блок битумный (ББ)
Назначение:
поликонденсация углеводородов сырья, окислительная стабилизация и осернение остатков до достижения требуемых термомеханических характеристик остатка Исполнение:
емкостные эвапораторы-реакторы с аппаратами кавитационно-акустического воздействия (КАВ).
Табл.2. Технико-экономические характеристики вариантов модернизации
№ п/п Состав основного дополнительного оборудования Существующая (без разрывов) и дополнительно требуемая площадь, м2 Удельные капвложения, тыс.руб./ т/год Рентабельность, % Срок окупаемости, лет
1. АТ 5000 900 -10 0 -
1.1. Печь реакционная, реактор термолиза, оборудование для охлаждения и рекуперации тепла, блок сероочистки На существую-щей площади + 400 на БСО 300 35-40 0,5-0,7
1.2. 2 печи реакционных, реактор термолиза, КА-реактор, оборудование для охлаждения и рекуперации тепла, блок сероочистки По п.1.1 + 200 550 35-45 0,8-1,0
1.3. 2 печи реакционных, реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации, оборудование для охлаждения и рекуперации тепла, блок сероочистки По п.1.1 + 400 650 40-50 0,9-1,2
1.4. То же + ректификационная колонна По п.1.1 + 800 850 40-50 1,1-1,4
2. АВТ 8000 1200 5-15 >10
2.1. 1 печь реакционная, реактор термолиза, КА-реактор, оборудование для охлаждения и рекуперации тепла, блок сероочистки На существую-щей площади + 400 на БСО 350 35-45 0,3-0,6
2.2. 1 печь реакционная, реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации, оборудование для охлаждения и рекуперации тепла, блок сероочистки По п.2.1 + 100 500 40-50 0,5-0,8
3. АВТ +каталитический крекинг +висбрекинг +облагораживание светлых +производство серы 15000-20000 2250 15-25 7-10
3.1. + Реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации На существую-щей площади 250 35-45 0,3-0,6
3.2. + Реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации, модернизация установок облагораживания светлых То же 700 40-50 1,5-1,8
4. АВТ +каталитический крекинг +битумная установка +облагораживание светлых +производство серы 15000-20000 2150 20-30 6-9
4.1. + 1 печь реакционная, реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации На существую-щей площади 350 35-45 0,8-1,2
4.2. + 1 печь реакционная, реактор термолиза, КА-реактор, реактор термополиконденсации, модернизация установок облагораживания светлых То же 800 40-50 1,8-2,2
газойль териополиконденсации
т
Остаток
термолиза ^ ББ ^ битум сера ^
• Блок ректификации (БР)
Назначение:
разделение паров термолиза на газ, бензиновую, дизельные и газойлевую фракции. Исполнение:
Ректификационная колонна с комплектом конденсаторов и теплообменников.
технологический газ
т
пары термолиза
атмосферный ^ газойль
БР
Бензиновая фракция
Дизальная фракция
• Блок сероочистки газов (БСО)
Назначение:
очистка технологического углеводородного газа от сероводорода с получением жидкой серы. Исполнение:
Колонные и емкостные абсорберы, каталитические реакторы и конденсатор жидкой серы. Технологи- Топливный
ческий ^ БСО
газ
газ
Сера жидкая
В таблицах 1 и 2 приведены сравнительные характеристики НПЗ до и после модернизации на углубление переработки нефти (для НПЗ мощностью 1 млн. т нефти «ига^» в год, для средней полосы России, при ценах 4 кв.2006 г.). Модернизируемые НПЗ сгруппированы по показателю имеющейся глубины переработки нефти (по тяжелому остаточному продукту, в % масс.). В таблице 1 приведен состав блоков мягкого висбрекинга, используемых в различных вариантах модернизации, и достигаемые параметры по глубине переработки и составу товарной продукции. В таблице 2 приведена оцен-
ка капиталовложений при модернизации и их экономической эффективности работы предприятия и сроков возврата инвестиций. Для облегченных типов нефтей или газовых конденсатов (особенно парафи-нистых) выход тяжелых остаточных продуктов может быть снижен до 4-6% (90-92% бензино-дизельных продуктов) даже при минимальном объеме реконструкции/модернизации.
Модернизация НПЗ 1-го уровня глубины переработки
К таким предприятиям относятся предприятия мощностью до 2-3 млн.т/год по нефти, проектировавшиеся в 50-
60-х годах прошлого века, а также малотоннажные НПЗ, строящиеся и сейчас для переработки легких малосернистых нефтей или газовых конденсатов с получением в качестве основного целевого продукта до 30-35% пря-могонного дизельного топлива, а также нафты и прямогонного мазута, как сопутствующих продуктов. Рост цен на сырье не позволяет таким предприятиям работать с приемлемой рентабельностью и делает модернизацию жизненно необходимой.
(Окончание с следующем номере)
оиулцо
о
лп\л - ж
0УП0
* У\
Желаем вам процветания, благополучия и новых достижений. Уверены, что новый год станет годом дальнейшего
развития взаим овыг о дных отношений!
Сервис-СТМ
Москва? Павелецкая наб., д. 2 Те Л 5)^2 3 2^2045, 725-5799 е' т а ¡?!|3е г у [email protected] www.5ervis-stm.ru
—>
—>
