CC BY
904
УДК 665.5
Н. Л. Солодова, Е. И. Черкасова
ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ
Ключевые слова: нефтепереработка, нефтеперерабатывающий завод, глубина переработки нефти, углубляющие процессы, светлые нефтепродукты, нефтехимия, катализаторы, присадки, темные нефтепродукты, технологические установки,
индекс Нельсона.
Приведены данные о состоянии нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации в сравнении с показателями нефтепереработки развитых стран и общемировым уровнем. Представлена оценка перспектив развития отрасли и основные направления. Рассмотрена характеристика процессов углубленной переработки нефти, как каталитических, так и термических, и облагораживания — улучшения качества светлых и темных нефтепродуктов, сырья для нефтехимических производств.
Keywords: oil refining, petroleum refinery, oil processing depth, improving processes, light oil products, petrochemicals, catalysts,
additives, petroleum products, process unit, the index of Nelson.
The data on the state of the refining industry of the Russian Federation presented in comparison with refining indicators of the advanced countries and the global level. Assessment of the industry prospects and main development directions presented. We considered characteristic of deep oil refining processes, such as a catalytic, thermal and refining enriching — improvement of the quality of light and dark oil products, raw materials for petrochemical industries.
Нефтеперерабатывающая промышленность (Н1III) — замыкающее звено нефтяной отрасли и от его состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и стратегическая безопасность страны.
Современная НПП России в настоящее время характеризуется:
— высокой степенью износа основных фондов большинства технологических установок, являющейся самой высокой в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) России, составляет около 80 %;
— недостаточной глубиной переработки 73,5 % против 89-94 % в развитых странах (среднемировой уровень - 90 %) [1, 2];
— отставанием в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам;
— недостаточной выработкой нефтехимического сырья и как следствие высокое энергопотребление.
В Российской Федерации (РФ) 35 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) мощностью более 1 млн.т/год, в том числе 5 крупных, мощностью более 15 млн.т/год) и 3 газоперерабатывающих завода (ГПЗ) -Астраханский, Сургутский, Новатэк-Усть-Луга.
В собственности вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) находятся 25 НПЗ и 2 ГПЗ, и более 230 мини-НПЗ.
Исходя из особенностей топливно-энергетического баланса страны структура мощностей переработки нефти формировалась без достаточного развития процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество продукции.
Объем переработки в 2015 году составил 290 млн.т/год - это третье место в мире после США и Китая [3]. В 2015 году произведено:
- 38,8 млн.тонн бензина (+1,3 %);
- 77,4 млн.тонн дизельного топлива (ДТ) (+3,5 %);
- 78,3 млн.тонн мазута (+3,1 %);
- около 5,2 млн.тонн авиабензина, авиакеросина, масла.
Порядка 50 % ДТ и 80 % мазута идет на экспорт по цене, ниже цены на нефть. Причем мазут составляет 40 % от суммарного экспорта нефтепродуктов. Выход светлых нефтепродуктов составил 52,3 %.
Средняя загрузка НПЗ составляет 92,6 % ( в мире - 82 %), при этом в ПАО «ЛУКОЙЛ» - 99,2 %, а у ПАО «ТАТНЕФТЬ» - 94,7 % [4].
Основная проблема российской
нефтепереработки - низкая глубина переработки. Лучшие результаты по этому показателю у АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» - 93,2 %, «Башнефть-Уфанефтехим» - 92 %, ОАО «ТАИФ-НК» - 73,6 %, с пуском комплекса глубокой переработки тяжёлых остатков будет более 95 % [5].
За последние более чем 30 лет не построено ни одного крупного НПЗ, только в 2005 году - АО «ТАНЕКО».
Однако в настоящее время следует отметить положительную динамику в развитии отрасли -только в 2015 году построено 11 новых установок вторичной переработки нефти, многие реконструированы.
В 2016 году ожидается ввод 12 установок вторичной переработки, что позволяет завершить переход на обращение автомобильного бензина и дизельного топлива экологического класса 5 на внутреннем рынке [4, 5].
К 2020 году уменьшится объем производства «темных» нефтепродуктов, в том числе в 2,8 раза производство топочного мазута, за счет увеличения глубины переработки нефти до 85 %.
Мощность (в тыс.тон/год) введенных в период с 2011 по 2015 год новых установок составила:
- каталитического крекинга (КК) - 5 220;
- гидрокрекинга (ГК) - 35 350;
- замедленного коксования (УЗК) - 7 820;
- каталитического риформинга (КР) - 5 700.
Из 27 крупных НПЗ 18 имеют углубляющие процессы (10 лет назад их было 11). Каталитический крекинг есть на 13 заводах (8 - современного
уровня), на 5 - гидрокрекинг, на 5 - коксование (К), на 9 - висбрекинг (В).
В сумме деструктивные процессы по мощности составляют 23,2 % от первичной переработки (КК, ГК, термический крекинг (ТК), В, К), облагораживающие - 45 % (КР, ГО, изомеризация (И)) (см таблицу 1) [5, 6].
Таблица 1 - Динамика мощностей в 2015 году
Процесс Мощность, млн.тонн/год Прирост
Первичная переработка 304,5 +14,5 %
Каталитический 29,1 +11,5 %
риформинг
Гидроочистка дизельного топлива 79,2 +12,3 %
Гидроочистка бензина КК 5,0 раньше не было
Изомеризация 9,1 в 4,8 раза
Каталитический крекинг 24,6 +3,8 %
Алкилирование 2,1 в 3,5 раза
Гидрокрекинг 15,8 в 2,3 раза
Коксование 8,0 в 1,5 раза
Висбрекинг 24,3 в 1,9 раза
Однако при этом уровень российских НПЗ к 2017 году будет соответствовать показателям западноевропейских стран примерно 2006 года (см таблицу 2) [7, 8].
Таблица 2 - Состав и мощности основных технологических установок
Технологическая установка Мощность, %
Атмосферная трубчатка 100
Вакуумная трубчатка 38,9
Висбрекинг 8,1
Замедленное коксование 2,5
Каталитический крекинг 7,1
Гидрокрекинг 4,8
Каталитический риформинг 10,6
Гидроочистка топлива 27,1
Гидроочистка 5,1
вакуумного газойля
Гидроочистка бензина 16,6
Гидроочистка масла 0,4
Гидродепарафинизация 1,2
Алкилирование 0,6
Изомеризация 2,7
Газофракционирующая 5,1
установка
Депарафинизация 1,1
Производство ароматики 0,4
Производство масел 0,9
Производство битума 3,7
Производство оксигенатов 0,2
Производство серы 0,4
Производство серной кислоты 0,3
Производство водорода 0,2
Прокалка кокса 0,1
Переработка прямогонных фракций
обеспечивает глубину переработки 60%,
переработкой вакуумного газойля доводят этот показатель до 75-80 % и только переработкой гудрона и тяжелых остатков можно перейти рубеж 85-90 % (см таблицу 3).
Таблица 3 - Динамика производства нефтепродуктов
Продукты Мощность, млн.тонн/год Прирост, %
Бензин автомобильный 38,0 13,0
Керосин 11,5 3,9
Дизельное топливо 76,6 26,2
Мазут 80,5 27,6
Смазочные масла 1,6 0,5
Битумы 6,4 2,2
Кокс 2,0 0,7
Высокооктановые добавки 0,7 0,2
Сырье для технического углерода 1,5 0,5
До 2020 года объем инвестиций в НПП составит ~48 млрд.долларов, глубина переработки должна достигнуть 85 %, при этом качество 80 % бензина и 92 % ДТ будет соответствовать Евро-5. Нефтяные компании планируют строительство 57 новых установок (гидроочистка (ГО), каталитический крекинг (КК), изомеризация (И), алкилирование (А)), улучшающих качество и 30 установок для углубления, а также планируется реконструкция нескольких установок [8, 9].
На современных НПЗ большинства развитых стран мощность вторичных процессов значительно превышает мощности первичной переработки, например в США - 330 %, в том числе доля деструктивных процессов - 113 %.
Сложность НПЗ оценивается индексом Нельсона (см таблицу 4) [4].
Таблица 4 - Индекс Нельсона
Предприятие Значение
Башнефть-Новойл 10,89
Пермьнефтеоргсинтез 9,14
Омский НПЗ 6,96
Танеко ~6 (будет 15)
Сызранский НПЗ 5,66
Киришинефтеоргсинтез 5,66
Рязанский НПЗ 5,23
ТАИФ-НК 4,62
Сургутский ЗСК 3,63
Основными процессами, увеличивающими глубину переработки нефти, являются каталитический крекинг, гидрокрекинг и коксование.
В развитии процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в 2 раза, от уровня США - более чем в 3 раза, а в развитии важнейших их этих процессов, каталитического крекинга и гидрокрекинга, в 4-7 раз. Вследствие этого в России ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как выработка мазута
составляет около 30 % от объема перерабатываемой нефти (в США ~5 %).
Для достижения к 2020 году глубины переработки нефти до 85 % необходимо построить 8 установок КК с предварительно ГО исходного вакуумного газойля общей мощностью 11 млн. тонн/год, 16 установок ГК вакуумного газойля мощностью около 11 млн.тонн/год, 6 установок гидрокрекинга остатков, 10 установок коксования (2 флексикокинг), 3 установки гидроконверсии остатков на нанокатализаторах.
Основным процессом углубления на ближайшие годы будет каталитический крекинг. Для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов (после соответствующей их подготовки деасфальтизацией), а также газойлей вторичного происхождения [10].
Наряду с КК достаточно широкое использование в мировой практике находит гидрокрекинг, обеспечивающий более высокие выходы моторных топлив (особенно ДТ), а сочетание КК с ГК позволяет создавать оптимальные схемы переработки с максимальным выходом и требуемым ассортиментом моторных топлив с заданным соотношением бензин : керосин : ДТ [11].
Будут наращиваться мощности и по термически процессам (висбрекинг и коксование), на которые приходится значительная доля и за рубежом
[12, 13].
Самый надежный и низко инвестиционный из всех процессов глубокой переработки - процесс замедленного коксования (УЗК). В США УЗК составляют более 65 % мировых мощностей, доля этих установок относительно первичной переработки нефти в 5 раз больше, чем в странах СНГ ив 10 раз больше, чем в России, что естественно отражается на уровне глубины переработки нефти [11].
Основная задача коксования на большинстве заводов США - обеспечение максимального выхода светлых фракций, при одновременном получении топливного кокса, однако в значительных количествах получают и электродный кокс.
Следует отметить, что на НПЗ США мощности УЗК сбалансированы с мощностями каталитического крекинга и гидрокрекинга, что позволяет перерабатывать не только прямогонные газойли, но и газойли коксования, обеспечивая высокий выход моторных топлив.
Таким образом, процесс коксования при налаженном сбыте нефтяного кокса и сбалансированности мощности с процессами каталитического и гидрокрекинга обеспечивает практически безостаточную переработку нефти.
Нефтяные компании России начинают обращать серьезное внимание на строительство новых и модернизацию действующих УЗК тем более, что дефицит в малосернистом коксе для производства алюминия превышает1 млн.тонн/год. К тому же, в России не производят нефтяной кокс с содержанием серы менее 1 % для производства электродной
продукции. Электродные заводы вынуждены покупать кокс у зарубежных поставщиков.
В России ввод новых и увеличение мощности действующих установок замедленного коксования производится только на тех НПЗ, которые имеют в своем составе процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга (АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», АО «Ангарская нефтехимическая компания», АО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «НовоУфимский НПЗ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», АО «ТАНЕКО»).
Наращивание мощностей по КК и К приведет к увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться в переработку с целью получения изопарафиновых углеводородов путем
алкилирования и кислородсодержащих соединений, в основном, путем этерификации.
Получение высокосортных и экологически чистых бензинов практически невозможно обеспечить без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и
кислородсодержащих соединений.
В 2017 году должна быть решена задача производства и использования отечественных высококачественных катализаторов [14].
Новейшие катализаторы, отвечающие самым жестким современным требованиям были созданы на АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», который интергрирован с Институтом катализа СО РАН.
Уже сейчас используется катализатор крекинга «Люкс» (выход бензина 56 %, ОЧ - 82 (по ММ)) и его модификация «КБ-99», обеспечивающая выход бензина - 60 %. Эти катализаторы представляют собой наноструктурированные композиты. Этим же институтом был разработан катализатор глубокой гидроочистки дизельного топлива.
Стоимость катализаторов в мире оценивается порядка 15-20 млрд.долларов США.
Основные приемы совершенствования катализаторов крекинга тяжелого сырья -нанотехнологии. Типичный катализатор - это сложнейший наноструктурированный композит, включающий в качестве принципиально важного компонента нанокристаллы ультрастабильного макропористого цеолита с оптимизированным соотношением числа сильных протонных и мягких апротонных кислотных центров. Оптимизируется и пористая структура матрицы таких катализаторов. В матрицу вводят также «ловушки» для присутствующих в сырье ионов №, V, компоненты, фиксирующие S, способствующие более глубокому выжигу кокса, окислению СО в СО2 в газах регенерации.
В требованиях к качеству топлив также произошли существенные изменения
В 1996 году в США был принят закон о «чистом воздухе» и были определены требования на «реформулированный» бензин, в котором лимитируется содержание (в %):
— связанного кислорода 2-2,7;
— бензола 0,8-1,0 (с 2011 года 0,62);
— суммарной ароматики 22-25;
— упругость паров 50-55 кПа.
Для отдельных штатов дополнительно ограниченно содержание серы - не выше (3-4)*103 % и олефинов 4-6 %.
Переход на новые сорта бензина в США потребовал дополнительных затрат (~70 $ за 1 тонну бензина).
В Западной Европе уже более 90 % потребляемого бензина соответствует требованиям
50 % бензинового фонда риформинга, в котором составляет более 50 %. получать бензины, соответствующие евростандартам необходимо развивать такие процессы, где получаются высокооктановые, но неароматические компоненты (КК, А, И, олигомеризация (О)) (табл. 5) [15, 16].
Таблица 5 - Компонентный состав бензинов
США. В России около приходится на бензин содержание ароматики Поэтому, чтобы
Компоненты Содержание, %
Евро-4 Евро-5
Риформат 40-45 35
Крекинг-бензин 35-40 40
Изомеризат 7 6,5
Алкилаты 10 15
Оксигенаты 3 3,5
Суммарная ароматика 35 30
Бензол 1,0 1,0
Сера 50 ррм 10 ррм
В Европе наиболее удачный компонентный состав бензинов имеют НПЗ Германии:
Бензин КК + риформат 73,0 %
Алкилат 5,0 %
Изомеризат 16,0 %
Оксигенаты 6,0 %
В некоторых бензинах отечественного производства содержание ароматики доходит до 4550 %, бензола - до 5 % и более, и мала доля компонентов изостроения. Однако крупные НПЗ уже выпускают бензины только класса 5 (Евро-5) -ПАО «ЛУКОЙЛ», АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», ОАО «ТАИФ-НК».
К 2020 году качество бензинов, выпускаемых отечественными НПЗ на 80 % должно соответствовать Евро-5.
После отказа от применения алкилсвинцовых антидетонаторов в качестве антидетонационных добавок используются различные оксигенаты (в основном метилтретбутиловый эфир (МТБЭ)), амины, карбонилы марганца и железа [17].
Доля бензинов, содержащих оксигенаты, в России незначительна главным образом из-за их высокой стоимости. Наибольшее применение среди октанповышающих добавок нашел МТБЭ (ОЧ = 118). Но он практически не разлагается при попадании в почву, легко растворяется и может попасть в грунтовую и питьевую воду, нанося ущерб здоровью людей. Также выявлена его канцерогенность, поэтому в США с 2010 года запрещено его использование. установки по его производству переориентированы на получение
более тяжелых и менее растворимых эфиров, например метилтретамиловый эфир (МТАЭ) и этилтретамиловый эфир (ЭТАЭ).
Альтернативой эфирам являются спирты -метанол и этанол, особенно этанол, так как его, в основном, получают из возобновляемых источников сырья (биомасса, древесина, водоросли) и он не оказывает вредного влияния на окружающую среду и человека. Он находит в мире все большее применение и Россия является едва ли не единственным исключением [18].
Биоэтанол применяется в качестве добавки к бензинам в количестве от 5 до 10 %. Возможна даже более высокая концентрация этанола - до 85 %, однако тогда автомобиль должен быть снабжен специальным модифицированным двигателем. Следует отметить, что «чистый» этанол, крепостью 95 % и более в качестве моторного топлива используется в небольших объемах [19].
Этанол является высокоэффективным топливом с ОЧ = 113 (по ИМ), он биоразлагаем, не загрязняет водные системы. Добавка 10 % этанола в бензин снижает токсичность выхлопа на 30 %, увеличивает ОЧ на 3 пункта, способствует очистке топливной системы и двигателя, предупреждает замерзание воды в топливной системе зимой.
Однако топлива, содержащие этанол, отличаются фазовой неустойчивостью,
коррозионной активностью, меньшей теплотворной способностью, что приводит к увеличению расхода топлива, и повышенной летучестью, по сравнению с бензином, хотя при содержании этанола в топливе до 10 % наиболее существенна только фазовая нестабильность (расслоение, особенно при попадании воды).
Мощности по производству этанола, который может быть использован в России в составе топлив ~1 % от объема производства бензина (также ценовая политика - его цена такая же, как для производства алкогольной продукции).
Кроме этанола в составе топливных композиций иногда используют метанол, но это связано с рядом существенных проблем.
Бензины, содержащие 5-10 % этанола называются «газохолами».
Премиум БН-95 Супер БН-98 АИ-95 (10) АИ-95 (5)
бензонолы, до 5 % этанола
до 10 % этанола до 5 % этанола
К 2020 году 92 % ДТ будет соответствовать Евро-5.
Основой проблемой для ДТ является не соответствие наших ГОСТ стандарту Е^590 по важнейшему параметру - цетановому числу - оно должно составлять не менее 45 единиц, а в Европе -не менее 51. При низких значениях этого показателя происходит ухудшение пусковых свойств двигателя, повышается жесткость его работы, увеличивается токсичность отработанных газов, а также снижается эффективность сгорания топлива и соответственно растет его расход.
По воспламеняемости и содержанию ароматики ДТ соответствует нормам ЕС. Однако содержание серы по нормам ЕС не должно превышать 0,005 % (50 ррм), а в РФ этот показатель может быть значительно завышен (0,2-0,5). хотя сейчас многие заводы выпускают ДТ с содержанием серы 8-10 ррм.
Содержание ароматики в ДТ США составляет менее 35 %, а в отдельных штатах - 10 %.
В РФ возможна реконструкция установок ГО с применением катализаторов нового поколения и нового оборудования, что позволило бы осуществить процесс при 5,0-7,0 МПа и довести содержание ароматики до 20 %.
Для получения низкозастывающих дизельных топлив в мировой нефтепереработке реализованы процессы каталитической депарафинизации дизельных фракций. При реализации этих процессов происходит либо изомеризация n-парафиновых углеводородов, либо их крекинг. Предпочтительней первый вариант, так как сохраняются ресурсы ДТ. Это очень важно, так как в ближайшем будущем обострится дефицит ДТ, в связи с дизелизацией автопарка. Следует учитывать, что дизелизация автопарка дает экономию топлива на 15-25 % с одновременным снижением выбросов вредных веществ в атмосферу, по сравнению с бензиновыми автомобилями.
Качество ДТ может быть улучшено и за счет специальных присадок (антидымных, моющих депрессорных, противоизносных).
Противоизносные присадки необходимы для улучшения смазывающих свойств глубоко очищенных топлив [15].
На НПЗ РФ основное количество ДТ летнего сорта (до 90 %). Зимние виды топлива с температурой застывания -350С и - 450С, и арктическое с температурой застывания -550С выпускаются в ограниченном количестве. Выпуск низкозастывающих топлив удовлетворяет потребности рынка лишь на 40 %.
Массовые сорта реактивных топлив не уступают по качеству зарубежным аналогам, а по содержанию серы даже их превосходят. Организован выпуск топлива Jet-A, оно отличается более высокой температурой 10 %-ной точки выкипания (2050С) по сравнению с топливами ТС-1 и РТ и более высокой температурой вспышки (не более 380С). Производство этого топлива связано с изменением выхода бензиновой и дизельной фракций.
В качестве добавки к дизельному топливу используются биодобавки («биодизель»). Биодизель служит добавкой в количестве 5-20 % [20].
Для выработки биодизельного топлива могут использоваться различные масличные культуры (соя, рапс), а также отходы производства животных жиров. Наиболее часто используют рапсовое масло, которое представляет собой сложные эфиры глицерина и насыщенных и ненасыщенных высших карбоновых кислот. Рапсовое масло имеет высокую температуру плавления, поэтому его подвергают гидролизу с получением глицерина и смеси жирных кислот. Эту смесь этерифицируют метанолом с
получением метиловых эфиров жирных кислот (биодизель). Полученный продукт можно использовать в качестве дизельного топлива в чистом виде или в различных композициях с традиционным нефтяным топливом.
Введение до 10 % биодизеля практически не влияет на физико-химические и эксплуатационные свойства нефтяного дизельного топлива. При большем содержании возникает необходимость добавления депрессорных присадок. При использовании биодизельного топлива и его смесей с нефтяным не требуется реконструкция инфраструктуры (хранения, заправки и т.д.).
Двигатели, работающие на биодизельном топливе, выделяют меньше сажи, оксида углерода, то есть выхлопные газы менее токсичны, чем при работе двигателя на обычном дизельном топливе.
Ввиду недостаточно глубокой переработки нефти на отечественных НПЗ вырабатывается значительное количество мазута. Он используется как топливо и является экспортным продуктом.
Качество топочных мазутов, по содержанию серы, не удовлетворяет требованиям экологии, поскольку большая часть мазута содержит серы более 2 %, что связано с отсутствием мощностей по гидрогенизационному обессериванию нефтяных остатков. Высокое содержание серы в мазутах приводит к проблемам при его экспорте, которые также осложняются в связи с тем, что используемый в Западной Европе мазут как топливо ТЭЦ, вытесняется газом.
В России, как и за рубежом, весьма незначительны ресурсы нефтей, из которых можно получить высококачественные битумные материалы.
Поэтому перспективы развития битумного производства связано с получением
компаундированных битумов, которые отличаются оптимальной дисперсностью и структурой. Достаточно часто используется компаундирование окисленных и остаточных битумов. Широкое распространение для изменения свойств битумов имеет введение в них синтетических полимеров [21, 22, 23].
Более 80 % получаемых битумов используется в дорожном строительстве. Для создания прочной асфальтобетонной композиции необходимо использовать вяжущие, стабильные к внешним воздействиям.
Неудовлетворительное сцепление нефтяных битумов с минеральными наполнителями является одной из причин преждевременного разрушения дорожных покрытий, поэтому весьма важны адгезивные свойства битумов, которые часто усиливают введением в битумы адгезионных добавок [22].
Качественный битум должен иметь сбалансированный групповой состояв и технология его производства должна быть адаптирована к особенностям качества сырья, чтобы направленно регулировать качество на стадии производства.
Большинство НПЗ РФ перерабатывают западносибирские нефти, вакуумные остатки
которых используются для получения окисленных битумов.
При этом подготовка сырья для производства битумов не ведется, хотя для производства высококачественных дорожных битумов на всех НПЗ имеются возможности производства битумов, отвечающих самым современным требованиям и пакет отработанных промышленных технологий [4].
Для конкретного НПЗ, с целью достижения заданного уровня качества, следует оценивать оптимальное сочетание свойств сырья и технологий его переработки и реализовать варианты раздельной переработки разных видов сырья.
Развитие процессов глубокой переработки нефтяного сырья и облагораживания продуктов возможно лишь при достаточном обеспечении техническим водородом [24].
В настоящее время нефтеперерабатывающая промышленность располагает следующими источниками получения водорода:
— с установок КР;
— с установок пиролиза;
— с установок паровой каталитической конверсии углеводородов;
— с установок газификации нефтяных остатков.
КР обеспечивает примерно 50 % потребности
гидрогенизационных процессов в водороде. Основным процессом производства водорода для нужд НПЗ является паровая каталитическая конверсия, обычно природного газа. Получается технический водород с чистотой 96-97 %-об.. Такой водород пригоден для гидроочистки и гидрокрекинга, подготовки сырья каталитического крекинга, коксования и т.п..
На НПЗ России вырабатывается около 1 млн.тонн/год водородсодержащего газа (ВСГ). кроме того, на 7 НПЗ находятся в эксплуатации специализированные установки, на которых производится ~120 тыс.тонн водорода.
Для обеспечения водородом намеченных к вводу установок КК (с секцией ГО сырья) и ГК потребуется дополнительно ~1 млн.тонн/год водорода (к 2020 году - 14 установок).
Важной задачей нефтепереработки является обеспечение сырьевой базы нефтехимической промышленности. Доля нефтехимических производств на мировом рынке составляет ~7 %, а в России — 2,5 %.
Более интенсивное развитие нефтехимии в России предусматривается как за счет наращивания выпуска нефтехимического сырья, так и путем интеграции с нефтепереработкой. Прибыль от такой интеграции в странах Европы оценивается более 50 млн.долларов в год.
Выход пропилена при каталитическом крекинге разной конфигурации может составить 4,7-15 %, сумма олефинов — 19,5-50,25 % (С3-С5), всего газов (предельных и непредельных) — 29,9-60,0 % (олефиннасыщенные технологии).
Гидрокрекинг может давать до 15 % фракции С3-С4, пригодной в качестве сырья пиролиза.
Установки замедленного коксования дают 10-15 % бензина содержащего значительные количества непредельных и ароматических углеводородов.
Каталитический риформинг дает 9-14 % бензолсодержащей фракции с содержанием бензола около 40 %. Кроме этого, также получается 7-11 % фракции С2-С5 для использования в качестве сырья пиролиза.
Гидроочистка также может дать 7-10 % углеводородов С2-С5 для пиролиза.
Таким образом, сырья для нефтехимии вполне достаточно. Все, что необходимо, может дать модернизация нефтепереработки, для которой нефтехимической сырье является побочной, а значит недорогой продукцией.
В соответствии с этим к 2030 году производство этилена может вырасти до 13 млн.тонн /год.
Таким образом, для реализации программы модернизации и реконструкции целесообразно, по возможности, ликвидировать все старые, морально и физически устаревшие, изношенные технологические установки и объекты общезаводского хозяйства, так как высокие финансовые затраты в модернизацию старых производств не сделают их конкурентоспособными по сравнению с передовыми западными фирмами.
Среди процессов, позволяющих наряду с повышением глубины переработки, получать качественные компоненты — КК (высокооктановый компонент бензина, сырье для нефтехимии) и ГК (высокооктановые компоненты бензина с низким содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо с ультранизким содержанием серы и авиакеросин). К наиболее легко реализуемым углубляющим процессам следует отнести висбрекинг и коксование.
Необходимо ускорение модернизации, внедрение новых инновационных технологий как отечественных, так и зарубежных. Только так можно вывести ТЭК на уровень обеспечивающий энергетическую и экономическую безопасность государства.
Одним из основных негативных моментов является географическая оторванность источников сырья от мест их переработки. Как следствие имеют место высокие логистические издержки, которые снижают эффективность и конкурентоспособность отечественных производителей, а также ориентацию на внутренний рынок.
Таким образом, приоритетными задачами являются:
— увеличение доли высококачественных продуктов;
— строительство новых экспортноориен-тированных нефтеперерабатывающих комплексов;
— коренная реконструкция действующих НПЗ, направленная на увеличение глубины переработки нефти;
— снижение высокого уровня энергопотребления;
— выработка продукции, соответствующей стандартам Евро-4 и Евро-5;
— увеличение глубины переработки нефти;
— развитие нефтехимического производства на НПЗ;
— развитие газохимических комплексов на основе GTL-технологий и др.
Наряду с использованием традиционных процессов ведутся исследования по дальнейшему совершенствованию процессов и схем переработки нефтяных остатков.
Это, прежде всего, газификация остатков, кокса, асфальта деасфальтизации и ее сочетание с энерготехнологической схемой, обеспечивающей собственные нужды в электроэнергии и водяном паре. Процессы газификации нефтяных остатков могут быть направлены на получение водорода, потребность в котором возрастает, а также синтез-газа для синтеза аммиака, метанола, синтетических топлив и др.. Газификация позволит осуществить безостаточную переработку нефти.
Литература
1. Левинбук М.И. О некоторых проблемах модернизации современных комплексов нефтепереработки / М.И. Левинбук // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2010. №8
2. Мастепанов А.М. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / А.М. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №5. с.20-25
3. Башкирцева Н.Ю. Нефтеперерабатывающий комплекс мира / Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. - 2015. т.18, №6, - с.63-68
4. Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков // Материалы заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. М: - 2015.
5. Коржубаев А.Г. Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности в России / А.Г. Коржубаев // Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН. Новосибирск. -2015.
6. Демидова Е.В. Актуальные проблемы и тенденции развития нефтегазохимического комплекса России / Е.В. Демидова // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2013. Т.16, №18. - с.244-248
7. Ларионова Г.Н. Нефтегазохимический комплекс Российской Федерации: проблемы и перспективы развития / Г.Н. Ларионова // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2013. Т.16, №12. - с.225-228
8. Капустин В.М. Проблемы модернизации нефтепереработки в России / В.М. Капустин // ОАО «ВНИПИнефть»: Москва, 2014.
9. Бородачева А.В. Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности и экономические особенности нефтепереработки в России / А.В. Бородачева, М.И. Левинбрук // Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. - 2008, т. LП, № 6. - с.37-40
10. Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты / Э.Ф. Каминский, В.А. Хавкин. - Н.:Техника, 2001. - 384 с.
11. Тихонов А.А. Перспектива увеличения производительности установок замедленного коксования типа 21-1013М при получении электродного кокса / А.А. Тихонов, И.Р. Хайрутдинов, Э.Г. Теляшев // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2012. - №4. с.15-21
12. Обухова С.А. Роль висбрекинга в углублении переработки нефти на НПЗ топливного профиля / С.А. Обухова, А.Р. Давлетшин, P.P. Везиров, Э.Г. Теляшев, A.M. Сухоруков // Сборник научных трудов ИП НХП. Вып. XXXIII. Уфа, 2001.- с.58-62.
13. Анчита Х. Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков. Гидрогенизационные процессы. / Х. Анчита, Дж. Спейт; Под ред. О.Ф. Глаголевой. - СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. - 380 с.
14. Носков А.С. О производстве и сипользовании отечественных конкурентоспособных катализаторов на российских предприятиях / А.С. Носков // Мир нефтепродуктов. вестник нефтяных компаний. - 2010. -№8. - с.40-42
15. Данилов А.М. Разработка и производство экологически улучшенных моторных топлив / А.М. Данилов, Емельянов В. Е., Митусова Т. Н. // М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994.
16. Капустин В.М. Проблемы повышения качества российских бензинов / В.М. Капустин // Химия и технология топлив и масел. - 2005. - №2. - с. 13-15
17. Стряхилева М.Н. Производство метил-трет-алкиловых эфиров — высокооктановых компонентов бензинов / М.Н. Стряхилева, Г.Н. Крымова, Д.Н. Чаплиц, И.П. Павлова,
A.М. Баунов // Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1988, №8, 72 с.
18. Карпов С.А. Этанол об опыте применения в составе автомобильных бензинов / С.А. Карпов // Мир нефтепродуктов. - 2006. - №6. - с.6-7
19. Солодова Н.Л. Немного о биотопливах / Н.Л. Солодова, Н.А. Терентьева // Вестник Казанского технологического университета. - 2010. - №3. - c.348-356
20. Hadge C. Перспективы для возобновляемого дизельного топлива / C. H^dge // Нефтегазовые технологии. - 2008. - №7. с.90-93
21. Розенталь Д.А. Модификация свойств битумов полимерными добавками / Д.А. Розенталь, Л.С. Таболина,
B.А. Федосова // М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1988. - с.2-8.
22. Пустынников А.Ю. Получение компаундированных битумов улучшенного качества / А.Ю. Пустынников, В.Г. РЯбов, Д.Г. Калимуллин // Химия и технология топлив и масел. - 2006. - №3. - с.6-29
23. Сайфуллина А.А. Исследование процесса компаундирования при получении дорожных битумов на битумной установке / А.А. Сайфуллина, М.Ю. Козлова, А.В. Ефремов, М.И. Басыров, Н.Н. Никифоров, Н.Г. Евдокимова // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2008. -№4. - с.4-5
24. Солодова Н.Л. Водород как перспективный энергоноситель. Современные методы получения водорода / Н.Л. Солодова, Р.Р. Минигулов, Е.А. Емельянычева // Вестник технологического университета. - 2015. Т.18, №3. - с. 137-141
© Н. Л. Солодова, канд. хим. наук, доц. каф. ХТПНГ КНИТУ; Е. И. Черкасова, канд. хим. наук, доц. той же кафедры, cherkasova.kstu@yandex. га.
© N. L. Solodova, Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU; E. I. Cherkasova, Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU, cherkasova.kstu@yandex.ru.
