ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021)

Оглавление

Введение

Предисловие

Область применения

Раздел 1 Общая информация о нефтеперерабатывающей отрасли Российской

Федерации

1.1 Общая информация о текущем состоянии отрасли

1.2 Приоритетные направления развития нефтепереработки в Российской

Федерации на период до 2035 года

1.2.1 Элементы Индустрии 4.0 в отечественной нефтепереработке

1.2.2 Решение проблем промышленной безопасности и охраны

окружающей среды за счет внедрения элементов Индустрии 4,0

1.2.3 Риски внедрения элементов Индустрии 4,0 на предприятиях

нефтепереработки

1.3 Основные экологические проблемы нефтеперерабатывающей отрасли 32

1.3.1 Характеристика основных загрязняющих веществ атмосферы на

нефтеперерабатывающих предприятиях

1.3.2 Сточные воды нефтеперерабатывающих предприятий

Раздел 2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее

время

2.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и обезвоживания

нефти (ЭЛОУ)

2.2 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового

конденсата, их смесей)

2.3 Установка вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового

конденсата, их смесей, широкой масляной фракции)

2.4 Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей)

2.5 Установки вторичной перегонки дистиллятов

2.6 Установки термического крекинга, висбрекинга

2.7 Установки коксования

2.8 Установки получения битума

2.9 Установки каталитического риформинга

2.10 Изомеризация легких углеводородных фракций (С4-С6)

100

2.11 Каталитический крекинг

115

2.12 Гидрогенизационные процессы (кроме гидрокрекинга)

132

2.13 Установки гидрокрекинга

150

2.14 Установки осушки нефтезаводских газов

164

2.15 Установки очистки нефтезаводских газов

166

2.16 Установки фракционирования газов

170

2.17 Алкилирование

175

2.18 Установки производства оксигенатов

185

2.19 Установки переработки сероводорода

189

2.20 Установки получения водорода

196

2.21 Установки деасфальтизации остатков растворителями

201

2.22 Установки селективной очистки масляного сырья растворителями

203

2.23 Установки сольвентной депарафинизации

208

2.24 Установки адсорбционной очистки базовых масел

221

2.25 Теплоснабжение нефтеперерабатывающего завода

230

2.26 Системы охлаждения

235

2.28 Канализация и очистные сооружения

239

2.29 Факельные установки

244

2.30 Утилизация отходов

245

2.31 Товарно-сырьевой парк

248

Раздел 3 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду от технологических

объектов нефтеперерабатывающих предприятий

253

3.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и обезвоживания

нефти (ЭЛОУ)

253

3.2 Установки атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового

конденсата, их смесей)

258

3.3 Установки вакуумной перегонки нефтяного сырья

266

3.4 Установки атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей)

270

3.5 Установки вторичной перегонки дистиллятов

279

3.6 Выделение, изомеризация и очистка ароматических углеводородов . 282

3.7 Установки термического крекинга, висбрекинга

289

3.8 Установки коксования

295

3.9 Установки получения битума

299

3.10 Установки каталитического риформинга

305

3.11

Установки изомеризации легких углеводородных фракций (С4-С6) . 314

3.12

Установки каталитического крекинга

320

3.13. Гидрогенизационные процессы (кроме гидрокрекинга)

324

3.14

Установки гидрокрекинга

352

3.15

Установки осушки нефтезаводских газов

358

3.16

Установки очистки нефтезаводских газов

361

3.17

Установки фракционирования газов

371

3.18 Алкилирование

378

3.19 Установки производства оксигенатов

382

3.20

Установки переработки сероводорода

385

3.21

Установки получения водорода

400

3.22

Установки производства газов

408

3.23

Установки деасфальтизации остатков растворителями

420

3.24

Установки селективной очистка масляного сырья растворителями 425

3.25

Установки сольвентной депарафинизации

429

3.26

Установки адсорбционной очистки базовых масел

435

3.27

Производство базовых и товарных масел, пластичных смазок и

присадок

436

3.28

Энерго- и теплоснабжение НПЗ

444

3.29

Системы охлаждения

447

3.30

Факельные установки

451

3.31

Утилизация отходов

453

3.32

Канализация и очистные сооружения

456

3.33

Товарно-сырьевой парк

461

3.34 Комплексные (комбинированные) установки переработки нефти

476

3.36

Другие процессы

481

Раздел 4 Определение наилучших доступных технологий

487

Раздел 5 Наилучшие доступные технологии

490

5.1 Общеприменимые наилучшие доступные технологии при переработке

нефти

492

5.2 Общеотраслевые наилучшие доступные технологии, применимые при

переработке нефти

495

5.3 Наилучшие доступные технологии, применимые для конкретных

установок по переработке нефти

499

5.4 Технологические показатели для установок по переработке нефти

504

5.4.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и

обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

504

5.4.2 Установки атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей)

504

5.4.3 Установки вакуумной перегонки нефтяного сырья

505

5.4.4 Установки атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья

(нефти, газового конденсата, их смесей)

505

5.4.5 Установки вторичной перегонки дистиллятов

506

5.4.6 Выделение, изомеризация и очистка ароматических

углеводородов

507

5.4.7 Установки термического крекинга, висбрекинга

508

5.4.8 Установки коксования

509

5.4.9 Установки получения битума

509

5.4.10 Установки каталитического риформинга

510

5.4.11 Установки изомеризации легких углеводородных

фракций (С4-С6)

511

5.4.12 Установки каталитического крекинга

511

5.4.13 Гидрогенизационные процессы (кроме гидрокрекинга)

512

5.4.14 Установки гидрокрекинга

514

5.4.15 Установки осушки нефтезаводских газов

515

5.4.16 Установки очистки нефтезаводских газов

516

5.4.17 Установки фракционирования газов

518

5.4.18 Алкилирование

519

5.4.19. Установки производства оксигенатов

520

5.4.20 Установки переработки сероводорода

520

5.4.21 Установки получения водорода

522

5.4.22 Установки производства газов

522

5.4.23 Установки деасфальтизации остатков растворителями

524

5.4.24 Установки селективной очистка масляного сырья

растворителями

524

5.4.25 Установки сольвентной депарафинизации

525

5.4.26 Установки адсорбционной очистки базовых масел

526

5.4.27 Производство базовых и товарных масел, пластичных смазок и

присадок

526

5.4.28 Энерго- и теплоснабжение нефтеперерабатывающего завода 527

5.4.29 Системы охлаждения

528

5.4.30 Факельные установки

529

5.4.31 Утилизация отходов

529

5.4.32 Канализация и очистные сооружения

530

5.4.33 Товарно-сырьевой парк

532

3.4.34 Комплексные (комбинированные) установки переработки

нефти

533

5.4.35 Другие процессы

539

Раздел 6 Перспективные технологии для переработки нефти

540

6.1 Установки атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового

конденсата, их смесей)

540

6.2 Коксование

541

6.2.1 Непрерывное коксование в токе теплоносителя с получением

кокса Fluidcoking (ExxonMobil)

541

6.2.2 Непрерывное коксование в токе теплоносителя с газификацией

кокса Flexicoking (ExxonMobil)

543

6.3 Газификация твердых остатков

545

6.4 Термогидрокрекинг остаточного сырья во взвешенном слое

теплоносителя

548

6.5 Изомеризация

549

6.5.1 Низкотемпературная изомеризация углеводородов С7 по

технологии IC7

549

6.5.2 Процесс каталитической изомеризации С7 «Изомалк-4»

550

6.6 Установки каталитического крекинга

551

6.6.1 Каталитический крекинг с миллисекундным (ультракоротким)

временем контакта MSCC

551

6.6.2 Каталитический крекинг остаточного сырья в системе с

двухступенчатой регенерацией катализатора RCC

553

6.6.3 Каталитический крекинг остаточного сырья с применением двух

регенераторов R2R

555

6.6.4 Каталитический крекинг с получением максимального выхода

пропилена

557

6.6.5 Каталитический крекинг с получением максимального выхода

легкого газойля

560

6.7 Гидрогенизационные процессы (гидроочистка (гидрооблагораживание)

тяжелого газойля коксования Prime-D)

561

6.7.1 Гидроизодепарафинизация дизельных топлив

563

6.8 Глубокий гидрокрекинг остаточного сырья в неподвижном слое

катализатора RCD Unionfining

565

6.9 Гидровисбрекинг гудрона

568

6.10. Процесс Veba Combi Cracker

568

6.11 Гидрокрекинг остаточного сырья в кипящем слое

569

6.11.1 Процесс LC-Fining

569

6.11.2 Процесс T-Star

571

6.11.3 Процесс H-Oil

572

6.12 Глубокая гидропереработка тяжелых нефтяных остатков (глубокий

гидрокрекинг в сларри-реакторах с движущимся слоем катализатором)

573

6.12.1 Технология гидроконверсии ИНХС РАН

573

6.12.2 Технология Uniflex

575

6.12.3 Технология акваконверсии

576

6.12.4 Технология глубокого гидрокрекинга остаточного сырья в

суспендированном слое катализатора

577

6.13 Твердокислотное алкилирование

579

6.14 Технология олигомеризации олефинов на кварцевом песке с пленкой

жидкой фосфорной кислоты

580

6.15 Технологии производства оксигенатов (получение диизопропилового

эфира)

581

6.16 Установки производства водорода из метанола

582

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим

доступным технологиям «Переработка нефти» (далее - ИТС НДТ 30) разработан

на основе анализа технологических, технических и управленческих решений,

применяемых в области переработки нефти, и содержит описание используемых в

настоящее время и перспективных технологических процессов, технических

способов, методов предотвращения и сокращения негативного воздействия на

окружающую среду, а также направленных на обеспечение высокой

ресурсоэффективности и экологической результативности, из числа которых

выделены решения, признанные наилучшими доступными с учетом экономической

целесообразности их применения и технической реализуемости.

Термин «наилучшая доступная технология» (далее - НДТ) определен в

Федеральном законе Российской Федерации от 10 января 2002 года № 7-ФЗ «Об

охране окружающей среды», согласно ст. 1 которого «наилучшая доступная

технология - технология производства продукции (товаров), выполнения работ,

оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники

и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды

при условии наличия технической возможности ее применения».

Структура ИТС НДТ 30 соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019 «Наилучшие

доступные технологии. Структура информационно-технического справочника» и

включает в себя следующие основные разделы:

Введение. Содержит краткое описание и общую информацию об ИТС НДТ

30.

Предисловие. Содержит информацию о цели разработки ИТС НДТ 30, его

статусе, взаимосвязи с международными, региональными аналогами и другими

ИТС НДТ, о сборе данных, об утверждении и введении в действие.

Область применения. Содержит информацию об основных и

дополнительных видах деятельности, на которые распространяется действие ИТС

НДТ 30.

Раздел 1 Содержит общую информацию о состоянии и уровне развития

нефтеперерабатывающей отрасли Российской Федерации с учетом положений

ГОСТ Р

56828.11-2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические

рекомендации по разработке раздела информационно-технического справочника

по наилучшим доступным технологиям по описанию приоритетных проблем

отрасли».

Раздел

2 Содержит подробную информацию об основных и

вспомогательных технологических установках, которые действуют в настоящее

время на предприятиях нефтеперерабатывающей отрасли Российской Федерации,

с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2020 «Наилучшие доступные технологии.

Формат описания технологий».

Раздел 3 Содержит информацию о текущих уровнях потребления сырья,

материалов, энергетических ресурсов и эмиссий, маркерных веществах,

характерных для нефтеперерабатывающей промышленности Российской

Федерации. Раздел подготовлен на основе данных, представленных

предприятиями Российской Федерации в рамках разработки ИТС НДТ 30 с учетом

положений ГОСТ Р 113.00.04-2020 «Наилучшие доступные технологии. Формат

описания технологий».

Раздел

4 Содержит порядок проведения сравнительного анализа и

особенности учета критериев отнесения технологии, технологических и

управленческих решений к наилучшим доступным технологиям на основании

Федерального закона Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об

охране окружающей среды» и с учетом положений ГОСТ Р

56828.8-2015

«Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по описанию

наилучших доступных технологий в информационно-техническом справочнике по

наилучшим доступным технологиям».

Раздел

5 Содержит описание НДТ переработки нефти, включая

информацию о потенциальных экологических преимуществах, достигаемых при

реализации технологий, а также информацию о воздействии на окружающую среду,

потреблении ресурсов, особенностях применения, технического обслуживания и

затратах (способах их снижения) при реализации указанной технологии с учетом

положений ГОСТ Р

56828.8-2015 «Наилучшие доступные технологии.

Методические рекомендации по описанию наилучших доступных технологий в

информационно-техническом

справочнике

по

наилучшим

доступным

технологиям».

Раздел 6 Содержит информацию о новых технологических и технических

решениях, способных на стадии промышленного внедрения обеспечить уровень

защиты окружающей среды выше уровня защиты, определенного НДТ, или же при

одинаковом уровне защиты обеспечить снижение производственных

экономических затрат, а также направленных на повышение энергоэффективности

и ресурсосбережения. Раздел подготовлен с учетом положений ГОСТ Р 56828.1-

2015 «Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по

описанию перспективных технологий в информационно-техническом справочнике

по наилучшим доступным технологиям».

Заключительные положения и рекомендации. Содержат сведения о

членах технической рабочей группы, принимавших участие в разработке ИТС НДТ

30, а также рекомендации по дальнейшим работам и сборе информации в области

НДТ нефтеперерабатывающей отрасли.

Приложения. Содержат перечень маркерных загрязняющих веществ,

характерных для нефтеперерабатывающей отрасли промышленности, перечень

технологических показателей, перечень НДТ, сведения о ресурсной (в том числе

энергетической) эффективности, а также «Заключения по наилучшим доступным

технологиям» для нефтеперерабатывающей отрасли промышленности.

«Заключения по наилучшим доступным технологиям» включает следующую

информацию:

- область применения;

- описание НДТ, уровни эмиссий загрязняющих веществ, соответствующие

НДТ (технологические показатели), а также информацию, позволяющую оценить их

применимость;

- методы производственного экологического контроля.

«Заключения по наилучшим доступным технологиям» приведены в ИТС НДТ

30 для использования заинтересованными лицами, в том числе промышленными

предприятиями, при формировании заявок на комплексные экологические

разрешения, а также надзорными органами при выдаче комплексных экологических

разрешений. «Заключения по наилучшим доступным технологиям» формируются

на основе данных, приведенных в ИТС НДТ 30.

Библиография.

Содержит

перечень

источников

информации,

использованных при разработке ИТС НДТ 30.

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки ИТС НДТ 30 установлены

постановлением Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. №

1458 «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной

технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-

технических справочников по наилучшим доступным технологиям». Перечень

областей применения наилучших доступных технологий определен распоряжением

Правительства Российской Федерации от 24 декабря 2014 г. № 2674-р.

1 Статус документа

ИТС НДТ 30 является документом по стандартизации.

2 Информация о разработчиках

ИТС НДТ

30 разработан Федеральным государственным бюджетным

учреждением науки Ордена Трудового Красного Знамени Институтом

нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС

РАН) совместно с технической рабочей группой № 30 (ТРГ 30) «Переработка

нефти», состав которой утвержден приказом Минпромторга России от 22 сентября

2020 г. № 3151.

Перечень организаций и их представителей, принимавших участие в

разработке ИТС НДТ 30, приведен в разделе «Заключительные положения и

рекомендации».

ИТС НДТ 30 представлен на утверждение Бюро наилучших доступных

технологий (далее - Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

3 Краткая характеристика

ИТС НДТ 30 содержит описание применяемых при переработке нефти

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том

числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду,

водопотребление, повысить энергоэффективность технологических процессов,

обеспечить ресурсосбережение. На основании анализа технологических

процессов, оборудования, технических способов, методов (в том числе

управления) определены решения, являющиеся НДТ. Для каждого

технологического процесса установлены соответствующие технологические

показатели.

4 Взаимосвязь с международными, региональными документами

ИТС НДТ 30 разработан с учетом опыта Европейского союза в части

определения НДТ и установления показателей технологического нормирования

для нефтеперерабатывающей отрасли, который изложен в справочнике по НДТ

«Наилучшие доступные технологии (НДТ). Справочный документ для переработки

нефти и газа» (Best Available Techniques (BAT) Reference Document For The Refining

Of Mineral Oil And Gas).

5 Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических

способах, методах, применяемых при переработке нефти в Российской Федерации,

была собрана в процессе разработки ИТС НДТ 30 в соответствии с Порядком сбора

данных, необходимых для разработки справочника по наилучшим доступным

технологиям и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом

Минпромторга России от 18 апреля 2017 г. № 1234.

6 Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь ИТС НДТ 30 с другими справочниками, разрабатываемыми в

соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от

31 октября 2014 г. № 2178-р, приведена в разделе «Область применения».

7 Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

ИТС НДТ 30 утвержден приказом Росстандарта от 23 ноября 2021 г. № 2625.

ИТС НДТ 30 введен в действие с 01 апреля 2022 г., официально опубликован

в информационной системе общего пользования - на официальном сайте

Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети

Интернет (www.gost.ru ).

8 Введено взамен ИТС 30-2017

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК

ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

Переработка нефти

Oil refining

Дата введения - 2022-04-01

Область применения

Настоящий информационно-технический справочник распространяется на

следующие основные виды деятельности:

- переработка нефти;

- производство нефтепродуктов;

- производство оксигенатов (метил-трет-бутиловый эфир, трет-амил-

метиловый эфир и др.) на нефтеперерабатывающих заводах;

- хранение нефти и нефтепродуктов.

Сфера распространения справочника в соответствии с основными видами

экономической деятельности (ОКВЭД

2), а также производимая продукция,

наименование которой дано в соответствии с ОК 034-2014 (ОКПД), представлены в

таблице 1.

Таблица 1 - Сфера распространения ИТС НДТ 30-2021 «Переработка нефти»

Наименование продукции по

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

ОК 034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

Производство

19.2

Нефтепродукты

19.2

нефтепродуктов

Топливо жидкое и

Производство жидкого

19.20.2

газообразное; масла

19.20.1

топлива

смазочные

Топливо моторное, включая

19.20.21

автомобильный и авиационный

бензин

Топливо реактивное

19.20.22

бензинового типа

Дистилляты легкие, не

19.20.23

включенные в другие

группировки

19.20.24

Керосин

Топливо реактивное

19.20.25

керосинового типа

19.20.26

Газойли

Топливо нефтяное

дистиллятное прочее,

19.20.27

дистилляты средние, не

включенные в другие

группировки

Окончание таблицы 1

Наименование продукции по

Наименование вида

ОКПД 2

ОКВЭД 2

ОК 034-2014 (ОКПД)

деятельности ОКВЭД 2

Топливо жидкое, не

19.20.28

включенное в другие

группировки

Масла нефтяные смазочные;

дистилляты тяжелые, не

19.20.29

включенные в другие

группировки

Производство прочих

19.20.4

Нефтепродукты прочие

19.20.9

нефтепродуктов

Вазелин (петролатум);

19.20.41

парафин; воск нефтяной

прочий

Кокс нефтяной, битум

19.20.42

нефтяной и прочие остатки

нефтепереработки

Углерод технический (сажи и

Производство прочих

прочие формы дисперсного

20.13.21.150

неорганических

20.13

углерода, не включенные в

соединений

другие группировки)

ИТС НДТ 30-2021 «Переработка нефти» не распространяется на следующие

виды деятельности:

- разведка и добыча сырой нефти и природного газа;

- транспортировка сырой нефти и природного газа;

- производство биотоплива;

- маркетинг и сбыт продукции;

- обеспечение промышленной безопасности или охраны труда;

- строительство, консервация и ликвидация технологических объектов

нефтеперерабатывающих заводов.

ИТС НДТ 30-2021 «Переработка нефти» также распространяется на

процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать

влияние на объемы эмиссий загрязняющих веществ и (или) масштабы загрязнения

окружающей среды:

- производственные процессы;

- способы предотвращения и сокращения воздействий на окружающую среду

и образования отходов.

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им ИТС НДТ

приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Дополнительные виды деятельности при переработке нефти и

соответствующие им ИТС НДТ

Вид деятельности

Соответствующий ИТС НДТ

ИТС НДТ 8 «Очистка сточных вод при

производстве

продукции

(товаров),

выполнении работ и оказании услуг на

крупных предприятиях»

Очистка сточных вод

ИТС НДТ 10 «Очистка сточных вод с

использованием централизованных систем

водоотведения поселений, городских

округов»

ИТС НДТ 9 «Обезвреживание отходов

термическим

способом

(сжигание

отходов)»

ИТС

НДТ 15

«Утилизация

Обращение с отходами

обезвреживание

отходов

(кроме

обезвреживания термическим способом

(сжигание отходов)»

ИТС НДТ 17 «Размещение отходов

производства и потребления»

Применение промышленных систем

ИТС НДТ 20 «Промышленные системы

охлаждения

охлаждения»

ИТС НДТ 22 «Очистка выбросов вредных

(загрязняющих) веществ в атмосферный

Очистка выбросов загрязняющих веществ

воздух при производстве продукции

(товаров), а также при проведении работ и

оказании услуг на крупных предприятиях»

ИТС

НДТ 22.1

«Общие

принципы

Производственный экологический

производственного

экологического

контроль

контроля

его

метрологического

обеспечения»

ИТС НДТ 38 «Сжигание топлива на

Производство энергии

крупных установках в целях производства

энергии»

ИТС НДТ 46 «Сокращение выбросов

загрязняющих

веществ,

сбросов

Хранение и складирование

загрязняющих веществ при хранении и

складировании товаров (грузов)»

ИТС НДТ 48 «Повышение энергетической

Повышение энергоэффективности

эффективности

при

осуществлении

хозяйственной и (или) иной деятельности»

Раздел 1 Общая информация о нефтеперерабатывающей отрасли

Российской Федерации

1.1 Общая информация о текущем состоянии отрасли

Нефтеперерабатывающая промышленность России

- организационно

высококонцентрированная и территориально диверсифицированная отрасль

нефтегазохимического комплекса, обеспечивающая переработку около

50,8%

объема жидких углеводородов, добываемых в стране [1]. Направления развития и

функционирования нефтепереработки в Российской Федерации обусловлены

структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с

модернизацией отрасли в последнее десятилетие. Большое влияние на структуру

производства и качество нефтепродуктов оказывают технологическое

перевооружение и модернизация оборудования и технологических процессов. В

настоящее время мощности по переработке нефти в мире составляют 5,1 млрд

тонн и устойчиво растут в среднем на 1% в год. На долю России приходится 6,6%,

страна занимает третье место по объемам переработки углеводородного сырья в

мире после США (18,7%) и Китая (16,0%). Данный уровень сохраняется на

протяжении последних почти 20 лет [2-4].

В России функционирует 37 крупных нефтеперерабатывающих заводов

(далее - НПЗ) с объемами переработки более 1 млн тонн в год. Суммарная

мощность нефтеперерабатывающих предприятий в России оценивается на уровне

328 млн тонн в год. Российская нефтеперерабатывающая промышленность

характеризуется относительно низкой глубиной переработки сырья. Тем не менее

усилия вертикально-интегрированных компаний (далее - ВИНК) и независимых

компаний по модернизации и строительству современных НПЗ привели к

существенному росту данного показателя в период с 2014 по 2019 год - с 72,3 до

82,8% (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Производственные показатели нефтеперерабатывающей отрасли

РФ за 2015-2019 годы

Средняя глубина переработки нефти на российских НПЗ в 2019 году

составила 82,8%, что на 0,3% больше, чем в предыдущем. Рост данного показателя

в последние годы, в первую очередь, обусловлен вводом в эксплуатацию новых

мощных установок замедленного коксования. Средний выход светлых

нефтепродуктов на отечественных НПЗ составил 62,2%.

В 2019 году на внутренний рынок страны поставлено:

- автомобильных бензинов - 34,8 млн т (-2,2% или -0,8 млн т к 2018 г.);

- дизельного топлива - 38,2 млн т (+7%, или +2,5 млн т к 2018 г.),

- авиационного керосина - 10,9 млн т (+0,9%, или +0,1 млн т к 2018 г.);

- мазута топочного - 12 млн т (+3,4%, или +0,4 млн т).

В соответствии с данными отраслевой отчетности Минэнерго России в

2019 году переработку нефти и газового конденсата на территории страны и

промышленное производство товарных нефтепродуктов из всех видов нефтяного

сырья осуществляли

76 специализированных нефтеперерабатывающих

предприятий (НПЗ и ГПЗ).

В 2019 году общий объем первичной переработки нефтяного сырья на

нефтеперерабатывающих предприятиях России незначительно (на

0,7%,

или -1,9 млн т) снизился по сравнению с аналогичным прошлогодним показателем

и составил 285,1 млн тонн [5].

За последние пять лет произошло сокращение объема инвестиций в

нефтепереработку, что связано с увеличением налоговой нагрузки на отрасль. В

2019 году их объем составил примерно 238 млрд руб [6].

В региональной структуре отрасли первое место по объему первичной

переработки нефти занимает Приволжский федеральный округ. На него

приходится 36,4% объема первичной переработки нефти в России. Наиболее

крупные

заводы

округе

принадлежат

ПАО

«ЛУКОЙЛ»

(«Нижегороднефтеоргсинтез» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»). Значительные

мощности в округе сосредоточены в Башкирской группе предприятий, а также на

НПЗ Самарской области (Новокуйбышевском, Куйбышевском и Сызранском). Всего

в Приволжском федеральном округе функционируют 14 крупных НПЗ.

Второй регион по объему первичной переработки нефти

- Южный

федеральный округ, территориально наиболее приближенный к экспортным

рынкам нефтепродуктов через порты на Черном и Каспийском морях. В 2019 году

объем переработки нефти в округе снизился на 0,5 млн тонн и составил 45,5 млн

тонн, или 16,3% от общероссийского показателя. В Южном федеральном округе

сосредоточено восемь крупных НПЗ. Наиболее крупный из них - Волгоградский

НПЗ компании ПАО «ЛУКОЙЛ».

Центральный федеральный округ

- третий по масштабам первичной

переработки (14,6%). В округе расположены три крупных НПЗ, суммарный объем

переработки которых составил 40,9 млн тонн. Снижение показателей связано с

проведением капитального ремонта технологических установок.

Четвертый регион - Сибирский федеральный округ (14%). В 2019 году объем

первичной переработки там сократился на 0,9 млн тонн, до 39,2 млн тонн.) Всего в

округе расположено четыре крупных НПЗ, в том числе крупнейший в России Омский

НПЗ.

В Северо-Западном федеральном округе перерабатывается

9,9%

российской нефти. В 2019 году объем переработки вырос на 0,7 млн тонн и

составил 27,7 млн тонн. В округе находится один из крупнейших российских НПЗ -

«Киришинефтеоргсинтез» с объемом первичной переработки сырья более 18 млн

тонн в год. Всего в округе работает три крупных НПЗ.

Для актуализации сведений о текущем состоянии нефтеперерабатывающих

предприятий в Российской Федерации в июле

2020 года было проведено

анкетирование компаний с целью сбора общей информации, не составляющей

коммерческую тайну. Информацию о своей деятельности представили

14 предприятий. Данные, полученные в результате анкетирования, отражены в

таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Показатели деятельности НПЗ в РФ, 2019 г.

Проектная мощность,

Глубина

Общее число

Объем

Индекс

Наименование НПЗ

тонн нефтяного сырья в

переработки,

технологических

переработки, т

Нельсона

год

установок

АО «Газпромнефть МЗСМ»

90 000

152 425,1

АО «Газпромнефть-МНПЗ»

13 000 000

10 133 456

82,15

6,42

АО «Газпромнефть-ОНПЗ»

22 300 000

21 210 867

89,6

8,6

АО «ТАНЕКО»

15 300 000

10 797 312,7

98,97

Елховский нефтеперерабатывающий

480 000

444 244

49,85

3,352

завод

ООО «Газпром нефтехим Салават»

10 000 000

6 832 344

89,6

6,95

ООО «ЛУКОЙЛ-

14 777 400

14 929 883

93,14

6,9

Волгограднефтепереработка»

ООО «ЛУКОЙЛ-

17 000 000

16 022 832

77,1

7,3

Нижегороднефтеоргсинтез»

ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»

6 200 000

2 214 260,75

96,64

4,2

ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез»

15 509 000

18 606 903

60,78

11,23

ООО «Полиэфир»

28 000

37 588

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

13 130 000

12 750 594

98,11

9,4

ПАО «Славнефть-ЯНОС»

15 000 000

15 094 202

65,38

8,5

Филиал ООО «Газпромнефть-СМ»

«Омский завод смазочных

823 065

материалов»

1.2 Приоритетные направления развития нефтепереработки в

Российской Федерации на период до 2035 года

среднесрочной

перспективе

до

2030-2035 гг.

перед

нефтеперерабатывающей отраслью России стоит задача завершения

модернизации НПЗ с целью увеличения глубины переработки нефти и выхода

светлых нефтепродуктов, повышения их качества при максимальном

использовании отечественных технологий и оборудования. Предусматривается

ввод более

50 установок вторичной переработки нефти и достижения

технологического уровня НПЗ наиболее промышленно развитых стран [7].

Задачи Российской Федерации в части развития индустрии

нефтепереработки ориентированы на высокотехнологичное интенсивное развитие

современных процессов глубокой переработки нефтяного сырья, способных

обеспечить

национальную

энергетическую

безопасность,

повысить

обеспеченность современными топливами высших экологических классов и

непрерывность процессов производства.

Среди наиболее значимых проблем отечественной нефтепереработки

можно выделить износ основных фондов нефтеперерабатывающих заводов,

достигающий

80%, недостаточно высокую обеспеченность отечественными

катализаторами процессов нефтепереработки (до

50% катализаторов

каталитического крекинга и практически полностью все катализаторы гидроочистки

дизельного топлива, вакуумного газойля и гидрокрекинга на данный момент

закупаются у зарубежных поставщиков).

Большое внимание уделяется автоматизации существующих и вводящихся

в строй установок, по данному направлению российские предприятия зачастую

опережают зарубежные. Однако доля отечественного программного обеспечения в

отрасли нефтепереработки не превышает

5-10%. Порой для покупки

отечественного решения заказчик требует подтверждения эксплуатации на других

предприятиях, которое невозможно получить без самого внедрения.

Дополнительным негативным фактором, оказывающим воздействие на

состояние дел в нефтепереработке, является ухудшение качества сырой нефти.

Общая «сернистость» нефти в России ежегодно растет с 2007 года на 0,01% в год,

увеличилась доля добываемой нефти с осложненными реологическими

характеристиками и аномальными качественными параметрами [нефти

Ванкорского месторождения (Западная Сибирь)], объем добычи которых достиг

21 млн тонн (с содержанием серы 0,15 % при аномально высоком значении

плотности - 876 кг/м³).

Еще одним негативным фактором является международная конкуренция на

рынках сбыта - интенсивное развитие мирового рынка субститутов традиционных

моторных топлив за счет внедрения технологических инноваций может привести к

уменьшению доли моторных топлив в структуре потребления энергоресурсов.

Основными технологическими направлениями в нефтепереработке

Российской Федерации являются:

- максимизация глубины переработки НПЗ за счет отказа от производства

или максимального снижения производства мазута, что достигается путем

внедрения новых углубляющих процессов: замедленного коксования,

гидроконверсии тяжелых остатков и отчасти висбрекинга, каталитического крекинга

и гидрокрекинга;

- интеграция с нефтехимическими производствами, при этом продукция НПЗ

используется в дальнейших цепочках переработки нефтехимических заводов;

- управление рисками глобального перепроизводства нефтепродуктов, в том

числе с помощью интегрированных решений автоматизации производства,

календарного планирования и управления цепями поставок. Реализация данных

мер достигается внедрением новых систем планирования производства,

оптимизацией цепочек поставок, что возможно достичь посредством повсеместного

внедрения элементов Индустрии 4.0: киберфизических систем, систем управления

и аналитики, автоматизации и роботизации;

- консолидация отрасли и вертикальная интеграция за счет снижения

маржинальности производства нефтепродуктов. В ситуации падения

маржинальности нефтепереработки и низкой скорости внедрения технологий,

кардинально увеличивающих прибыльность предприятий нефтепереработки в

условиях свободного рынка, конкурентоспособными остаются крупные игроки

данного

сегмента.

Наблюдается

тенденция

прироста

единичных

нефтеперерабатывающих мощностей. Стремление к повышению эффективности

стимулирует переход к более высокому уровню мощностей, и можно ожидать, что

уже в обозримой перспективе небольшие НПЗ столкнутся с падением прибыли и,

как следствие, невозможностью компенсировать значительные затраты,

необходимые для высокотехнологичной модернизации.

Процессы нефтепереработки являются ресурсозатратными. Снижение

стоимости нефтепродуктов достигается, прежде всего, минимизацией

операционных затрат при производстве топлив, увеличением межремонтных

интервалов с выводом на техническое обслуживание отдельных узлов установок

нефтепереработки «по состоянию», то есть не в момент, когда это предусмотрено

регламентом, а в срок, когда тому или иному узлу действительно требуется

техническое обслуживание или ремонт.

Главное направление на период до 2035 года - это повышение качества

топлива, что непосредственно связано с новыми экологическими требованиями и

межтопливной конкуренцией. Так, классические виды топлив начинают

соперничать на рынке с газомоторным топливом, которое по ряду экологических

показателей превосходит традиционное нефтяное. Также ведутся разработки

автомобилей, работающих на водородном топливе. Использование водорода

обеспечивает существенное снижение выбросов не только загрязняющих веществ,

но и рассматривается как одно из основных направлений декарбонизации. Поэтому

в нефтепереработке основные усилия направлены на поиск новых технологических

решений, позволяющих повысить экологический класс топлив, снизить вредные

выбросы в атмосферу.

В период до 2035 года в российской нефтеперерабатывающей отрасли

планируется рост первичной переработки нефти на 15% (с ~ 285 134 тыс. тонн до

~333 000 тыс. тонн) и прогнозируется увеличение числа установок для вторичных

процессов переработки нефти:

Значительный рост доли процесса гидрокрекинга с ~18 170 тыс. тонн

до

~35

220 тыс. тонн, что увеличит производство дизельного топлива и

авиационного керосина.

Рост доли гидроочистки с ~72 050 тыс. тонн до ~102 171 тыс. тонн, что

обуславливается возрастающими экологическими требованиями к топливам.

Рост доли замедленного коксования с

~11

338 тыс. тонн до

~16 943 тыс. тонн, что позволит не только значительно увеличить глубину

переработки нефти, но и обеспечить металлургию коксом для производства

электродов.

Рост доли процесса изомеризации с

074 тыс. тонн до

~10 200 тыс. тонн. Увеличение процесса изомеризации связано с увеличением

спроса на высокооктановые компоненты бензина.

Рост доли процесса каталитического крекинга с ~ 22 750 тыс. тонн до

~26 100 тыс. тонн. Увеличение процесса каталитического крекинга связано с

увеличением потребности в высокооктановых компонентах бензина.

Увеличение доли процесса каталитического риформинга с

~21 050 тыс. тонн до ~24 000 тыс. тонн. Рост связан с увеличением потребности в

высокооктановых компонентах бензина.

Незначительно вырастет производство высокооктановых компонентов

бензина по технологии алкилирования с

960 тыс. тонн до

2 090 тыс. тонн. Несмотря на то, что в процессе алкилирования получают

высокооктановые компоненты бензина с минимальной разницей октановых чисел

по моторному и исследовательскому методам, технология достаточно сложна в

реализации и экономически не всегда целесообразна.

Производство метил-трет-бутилового эфира вырастет с ~520 тыс. тонн

до

~630 тыс. тонн. Увеличение связано с необходимостью увеличения

производства высокооктановых компонентов бензинов.

Производство

нефтебитума

не

изменится

составит

~6 800 тыс. тонн.

10.

Производство серы возрастет с ~984 тыс. тонн до ~2 450 тыс. тонн.

Увеличение связано с ужесточением требований по содержанию серы в

топливах.

Что касается технологической зависимости от импортных технологий, она

наименьшая в области самых простых процессов: первичная переработка,

висбрекинг, деасфальтизация и т. д. Современные технологии нефтепереработки,

например, гидрокрекинг, гидроочистка вакуумного газойля, риформинг с

движущимся слоем катализатора и т. д., в результате которых получаются

продукты с наибольшей маржинальностью и наивысшими экологическими

характеристиками, в России находятся на ранних стадии разработки (уровень

технологической готовности не выше

6) и вряд ли будут реализованы в

промышленности в ближайшие пять-десять лет без существенного роста

инвестиций в НИОКР и опытные установки. В условиях предстоящей модернизации

заводов нефтяным компаниям и разработчикам рекомендуется обратить внимание

на развитие именно этих технологий в Российской Федерации. В 2018-2019 гг.

Министерством энергетики Российской Федерации совместно с Дирекцией

технологий в ТЭК ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России

была проведена исследовательская работа по планируемому в 2020-2030 гг. вводу

установок вторичной переработки нефти и выполнен расчет необходимого

оборудования для строительства данных установок (таблица 1.2).

Таблица 1.2

Прогноз

ввода

установок

на

отечественных

нефтеперерабатывающих заводах в 2020-2030 гг. [8]

Коли-

Основное технологическое

Суммарная

чество

оборудование*, шт.

Процесс

мощность,

устано-

Ректификаци-

тыс. т/год

Реактор

Печь

вок, шт.

онная колонна

Изомеризация

2125

Каталитический

2955

риформинг

Алкилирование

130

Производство метил-трет-

152

бутилового эфира

Каталитический крекинг

3345

Гидроочистка бензина

4099

каталитического крекинга

Гидрокрекинг

17050

Гидроочистка дизельного

24572

топлива

Комплекс глубокой

переработки нефтяных

3400

остатков

Замедленное коксование

5605

Гидроочистка тяжелого

850

газойля

Комбинированная

установка по гидроочистке

600

бензиновых и дизельных

фракций

Комбинированная

установка по производству

2200

автомобильного бензина

ИТОГО:

128

158

* Максимальное прогнозное количество, не учтены трубопроводы,

абсорберы/десорберы,

компрессоры, сепараторы, теплообменники, внутренние устройства колонн и т. д.

С введением новых установок также увеличится потребление катализаторов.

На рисунке 1.2 представлен прогноз роста потребления наиболее крупнотоннажных

катализаторов.

Рисунок 1.2 - Прогноз потребления катализаторов в процессах:

1 - каталитического крекинга, 2 - гидроочистки, 3 - гидрокрекинга

В части зависимости от импорта катализаторов для процессов

нефтепереработки наблюдаются следующие закономерности (рисунок

1.3):

несмотря на то, что существует отечественная технология гидроочистки бензина, в

России сохраняется существенная зависимость от иностранных поставщиков

катализаторов; разработана отечественная технология каталитического

риформинга, но зависимость в части катализаторов риформинга для процесса с

неподвижным слоем - 68%, с движущимся слоем - 100%, оксида алюминия для

производства катализаторов

100%; отработана российская технология

гидрокрекинга вакуумного газойля и гидроочистки бензина, но зависимость от

катализаторов гидрокрекинга и гидроочистки на данный момент практически 100%

и полная зависимость по цеолитам для этих катализаторов.

Рисунок 1.3 - Зависимость от импорта по катализаторам для производства топлив

и масел в Российской Федерации

В целом же, несмотря на то, что во многих процессах нефтепереработки

используются импортные катализаторы, отечественные разработки находятся на

высоком уровне и могут быть использованы на самых современных заводах.

Обеспеченность отечественными разработками в области катализаторов

нефтепереработки следующая:

- существует надежное обеспечение: катализаторы крекинга, катализаторы

риформинга для процесса с неподвижным слоем, катализаторы изомеризации

бензиновых фракций на основе ZrO2, Al2O3, цеолиты для катализаторов

нефтепереработки типа Y и ZSM-5;

- имеется зависимость от импорта: катализаторы риформинга для процесса

с движущимся слоем (необходима разработка шарикового носителя), катализаторы

гидроочистки (бензина, керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля),

катализаторы гидрокрекинга, катализаторы производства зимних (арктических)

топлив и масел, катализаторы производства водорода (риформинг метана,

конверсия оксида углерода, сорбенты выделения водорода), особо чистый Al2O3,

цеолиты (ZSM-11(12) BETA; ZSM-23, SAPO-41).

Дальнейшее развитие индустрии нефтепереработки в России основано на

развитии процесса гидрокрекинга, что вполне объяснимо с точки зрения большой

маржинальности производимых в результате этого процесса дизельного топлива и

авиационного

керосина.

Предлагается вариант развития индустрии

нефтепереработки на основе развития процессов замедленного коксования и

каталитического крекинга, что позволит в условиях нынешнего кризиса

потребления авиационного керосина диверсифицировать корзину нефтепродуктов.

Исторически на отечественных нефтеперерабатывающих производствах

компоненты бензина получали в процессе каталитического риформинга, в то время

как, например, в США - в процессе каталитического крекинга. В риформате

массовая доля ароматических углеводородов достигает 70-80%, а в бензинах

каталитического крекинга не превышает 20-25%. Стандарт «Евро-5» ограничивает

содержание аренов в бензине до 35%¹. Применение технологий изомеризации,

алкилирования и каталитического крекинга позволит снизить концентрацию аренов

в бензине. При большом количестве ароматических соединений в бензине в

автомобильных выбросах растет содержание канцерогенных веществ, например,

бензпиренов. Высококипящие ароматические компоненты способствуют

образованию нагара, а значит, снижают долговечность двигателя и требуют

применения моющих присадок. Снизить содержание ароматических соединений в

бензине каталитического риформинга можно разными способами, например, за

счет оптимизации самого процесса - при уменьшении температуры риформинга

количество аренов в риформате сокращается, но при этом становится ниже и

октановое число смеси, так что топливо потребует добавления специальных

антидетонационных присадок, большая часть которых в настоящее время

запрещена

техническим

регламентом¹.

Другой

вариант

получения

высококачественных бензинов - смешение высокооктановых компонентов (бензин

каталитического крекинга, изомеризат, алкилат).

До 2030 года планируется ввод в строй всего трех установок каталитического

крекинга суммарной мощностью 3 345 тыс. тонн (по сырью) в год и семи установок

гидрокрекинга суммарной мощностью

17 050 тыс. тонн (по сырью) в год.

Существенная зависимость от поставок импортных катализаторов гидрокрекинга

несет значительные риски переработки вакуумного газойля на установках

гидрокрекинга. В 2021 году в г. Омске планируется запуск катализаторной фабрики,

которая будет производить катализаторы гидрокрекинга в объеме 2 000 тонн в год,

каталитического крекинга - 15 000 тонн в год и гидроочистки - 4 000 тонн в год.

Еще одно преимущество каталитического крекинга - возможность работы

установки в различных режимах с приоритетным выпуском бензина, дизельного

топлива или пропан-пропиленовой фракции. Таким образом, можно гибко

управлять работой установки и переключать режимы на тот или иной продукт.

Особенно ценным продуктом будет являться пропилен, а тяжелый газойль

каталитического крекинга (фракция, начинающая кипеть выше

270°С) из-за

¹ Технический регламент Таможенного союза 013/2011 «О требованиях к автомобильному и

авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и

мазуту» (с изменениями на 19 декабря 2019 г.).

большого содержания полициклических ароматических углеводородов (при

определенном содержании серы) является подходящим сырьем процесса

коксования с получением высококачественного игольчатого кокса, применяемого в

металлургии.

В «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до

2035 года» (утверждена Распоряжением Правительства РФ от 09.06.2020 № 1523-

р) отмечено, что необходима «разработка и совершенствование отечественных

технологий глубокой переработки “тяжелой” нефти, стимулирование увеличения

числа процессов глубокой переработки нефтяных остатков на отечественных

НПЗ». Для достижения поставленной цели в Российской Федерации до 2030 года

планируется ввод в строй 5 установок замедленного коксования. Переработка

тяжелых остатков увеличится приблизительно на

30%, что является

недостаточным для значительного углубления переработки нефти и снижения

выработки мазута. Вырабатываемый кокс может быть использован в различных

индустриях: для производства анодной массы при производстве алюминия, в

черной металлургии, в цементной промышленности (бетон, произведенный с

использованием кокса, быстрее набирает необходимую прочность и имеет лучшие

прочностные характеристики), в качестве топлива.

1.2.1 Элементы Индустрии 4.0 в отечественной нефтепереработке

Четвертая промышленная революция (Индустрия 4.0) предполагает новый

подход к производству, основанный на массовом внедрении информационных

технологий в промышленность, масштабной автоматизации бизнес-процессов и

распространении искусственного интеллекта. Технологические процессы в

нефтепереработке являются многопараметрическими. Поэтому сложно

определять наилучшие параметры функционирования установки и тем более

целого завода в неавтоматическом режиме. В настоящее время управление

технологическими параметрами процесса зачастую производится технологом,

исходя из собственных знаний и опыта.

Известно, что внедрение элементов Индустрии

4.0

позволяет

оптимизировать производственные процессы, свести затраты и потери к минимуму

за счет перехода на полностью автоматизированное цифровое производство,

управляемое интеллектуальными системами в режиме реального времени в

постоянном взаимодействии с внешней средой, выходящее за границы одного

предприятия, с перспективой объединения в глобальную промышленную сеть [11,

12].

Для

отечественной

нефтепереработки

применимы

следующие

взаимосвязанные компоненты Индустрии 4,0 (киберфизические системы, системы

аналитики и управления, автоматизация и роботизация), внедрение которых

позволит осуществить цифровую трансформацию.

Киберфизическая система - это комплексная система из вычислительных и

физических элементов, которая в режиме реального времени получает данные и

использует их для дальнейшей оптимизации процессов управления.

В настоящее время в нефтегазохимической отрасли Российской Федерации

применяются или планируются к внедрению следующие киберфизические

системы:

- роботизированные системы очистки трубопроводов: позволяют в

кратчайшие сроки зачищать трубопроводы и значительно сокращать сроки

ремонта;

- автоматическая дефектоскопия всей поверхности трубопровода: позволяет

снижать риск необнаружения точечной коррозии до нуля;

- гамма-сканеры колонн разделения: позволяют оценивать эффективность

массообменных процессов внутри ректификационных колонн, выявлять

неисправности, а также в автоматическом режиме реагировать на изменение

технологических параметров;

- автоматическая система расчета концентрации реагентов и присадок:

позволяет получать более качественные товарные продукты;

- отработка управления процессами на цифровых двойниках: позволяет

анализировать возможные нештатные ситуации и вырабатывать меры

эффективного реагирования;

- безлюдная система управления процессами (автоматическая операторная):

обеспечивает более быстрое и корректное управление технологическими

параметрами установки, а также позволяет снизить влияние «человеческого

фактора»;

- внедрение систем учета и предупреждения утечек нефтепродуктов и газов:

позволяют экстренно прекращать работу оборудования. Их использование

обеспечивает безаварийное функционирование завода;

- применение технологий гидродинамического и технологического

моделирования: позволяют подбирать расчетным методом наиболее

эффективные технологические параметры работы установок;

- внедрение систем поточных анализаторов: позволяют оперативно

отслеживать физико-химические параметры сырья, промежуточных и готовых

продуктов. В случае наличия интегрированной автоматизированной системы

управления технологическими процессами и лабораторной интегрированной

системы менеджмента возможно оперативное автоматическое изменение

технологических параметров установок для получения нефтепродуктов с

заданными качественными характеристиками.

Внедрение систем управления и аналитики позволяет повысить

эффективность процесса нетехнологическими методами. Ниже приведены

некоторые примеры наиболее успешных практик, внедренных на предприятиях

нефтегазохимической отрасли:

- внедрение лабораторной интегрированной системы менеджмента:

позволяет объединять результаты всех лабораторных анализов. Использование

данных в таком консолидированном виде дает возможность оперативно менять

технологические параметры производственных процессов;

- внедрение системы календарного планирования производства. Эта

система на основе построенной модели осуществляет симуляцию работы

производства с проверкой на исполнимость производственной программы, а также

разработкой корректирующих мероприятий для максимального исполнения плана

производства. Календарное планирование отвечает на вопросы: возможно ли

выполнить предлагаемую программу и каким образом создаются детальные

график-инструкции для каждого технологического объекта (с указанием

производительности объекта, количества выработки выходящих потоков установки

и их направления по технологической схеме в течение месяца);

- использование предиктивной аналитики и анализ крупных (или больших)

массивов данных: позволяет увеличить межремонтные интервалы на 50-100% и

снизить время ремонта на 10-300%;

- полноразмерное моделирование технологических процессов и создание

цифровых двойников установок и завода: позволяет имитировать условия

использования новых катализаторов, специальных реагентов, оборудования.

Внедрение таких систем позволит существенно сократить длительность опытно-

промышленных испытаний (стоимость которых может достигать сотен миллионов

рублей);

- интеграция ИТ-систем и использование облачных технологий.

Значительные успехи достигнуты в автоматизации и роботизации процессов

переработки нефти и производства нефтепродуктов. Вот лишь некоторые примеры:

- использование беспилотных летательных аппаратов: позволяет

определять места незаконного проникновения на территорию или возникновение

нештатной ситуации;

- создание роботизированных систем измерения и контроля налива

нефтепродуктов: позволяет оптимизировать работу резервуарного парка.

Внедрение описанных элементов Индустрии 4.0 позволит минимизировать

риски ведения бизнеса, максимально увеличить срок безостановочного

функционирования производства, объединить разрозненные компоненты

нефтеперерабатывающего завода в единую сеть. Создание «умных» установок и

заводов позволит, в свою очередь, обеспечить производство продукции не просто

с минимальными затратами, но и добиться минимизации выпуска некондиционной

продукции.

1.2.2 Решение проблем промышленной безопасности и охраны

окружающей среды за счет внедрения элементов Индустрии 4,0

Обеспечение безопасности производственных объектов - одно из основных

условий успешного функционирования и развития индустрии нефтепереработки.

Эффективность мероприятий по обеспечению безопасности, реализуемых

государственными надзорными органами и управляющими компаниями, зависит от

множества факторов [13, 14]. Ключевыми технологическими направлениями для

повышения уровня безопасности с учетом подходов Индустрии 4,0 являются:

- применение носимых устройств для обеспечения безопасности работников.

Сигналы датчиков устройств, которыми снабжены рабочие, позволяют отслеживать

местонахождение персонала в рабочее время, прогнозировать возникновение

нештатных ситуаций и оперативно реагировать на возможные происшествия;

- внедрение интеллектуальной системы видеонаблюдения, основной задачей

которой является повышение безопасности на производственных объектах;

- внедрение системы обнаружения отклонений от заданных значений в

технологических процессах на основе машинного обучения;

- оперативное создание автоматизированных барьеров, препятствующих

допуску к работе сотрудников и подрядных организаций, находящихся в зоне риска.

Стратегической целью государственной политики в области экологического

развития является решение социально-экономических задач, обеспечивающих

экологически ориентированный рост экономики, сохранение благоприятной

окружающей среды, биологического разнообразия и природных ресурсов для

удовлетворения потребностей нынешнего и будущих поколений, реализации права

каждого человека на благоприятную окружающую среду, укрепления правопорядка

в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности

[15,

16]. Ключевыми технологическими направлениями для повышения

экологической безопасности производств являются:

- сокращение эмиссий (перевод загрязняющих веществ выбросов и стоков, а

также отходов в категорию вторичных материальных ресурсов с дальнейшим

использованием);

- уменьшение ресурсоемкости производства;

- снятие с производства экологически небезопасной продукции и замена ее

на более безопасную;

- создание систем автоматического контроля выбросов загрязняющих

веществ, позволяющих в режиме реального времени следить за источниками

выбросов, не допускать превышений установленных показателей выбросов

(концентраций) загрязняющих веществ;

- минимизация использования воды в процессах.

1.2.3 Риски внедрения элементов Индустрии 4,0 на предприятиях

нефтепереработки

При переходе отечественных нефтеперерабатывающих заводов на

продукцию российских производителей при внедрении элементов Индустрии 4.0

могут возникнуть риски и соответственно дополнительные финансовые затраты,

которые характерны для смены поставщиков: меняются налаженные цепочки

поставок, персоналу необходимо переучиваться для работы на новом

оборудовании, приходится вносить изменения в технологические процессы и

программное обеспечение и т. д. [17, 18]. С целью минимизации указанных рисков

отечественные производители оборудования и программного обеспечения должны

обеспечить выполнение ряда мероприятий:

- развитие системы сервисной поддержки с ориентацией на нужды заказчика

и разветвленной и достаточной сетью сервисных центров;

- повышение удобства эксплуатации и ремонта оборудования;

- увеличение гарантийного срока эксплуатации оборудования до 10 лет, а

срок межремонтного интервала до 4 лет;

- доведение стоимости оборудования и комплектующих до уровня

зарубежных аналогов или ниже;

- доведение стоимости эксплуатации оборудования до уровня зарубежных

аналогов или ниже;

- создание системы межотраслевого информационного обмена о

перспективных разработках;

- компенсация в результате наступления гарантийных случаев потребителю

потерь от недовыпуска продукции, в том числе с использованием доступных

банковских и государственных гарантий;

- повышение степени автоматизации до уровня мировых стандартов.

Без внедрения элементов Индустрии

4.0 нефтеперерабатывающим

компаниям с каждым годом будет труднее удерживать положение на внешних и

внутренних рынках. Для эффективного внедрения технологий Индустрии 4.0 в

Российской Федерации, в первую очередь, следует оценить текущее состояние

отрасли и готовность для дальнейших трансформаций, используя единый

интегральный показатель. После проведения оценки необходимо определить

приоритеты развития, индивидуально для каждого предприятия, и создать

стратегии перехода к новым этапам цифровой и технической трансформации по

всем ключевым направлениям.

Первая задача, стоящая перед предприятиями нефтепереработки на пути

трансформации производства в рамках концепции Индустрии 4.0, - это полная

интеграция вертикальных процессов производства. Для перехода на следующий

этап развития рекомендуется автоматизировать вертикальные процессы и системы

и интегрировать их на всех стадиях производства. Для этого следует использовать

системы цифрового моделирования, интеграции данных и датчиков Интернета

вещей.

Следующая важная задача для предприятий нефтепереработки - полная

интеграция горизонтальных процессов цепей поставок.

Для перехода на следующий этап цифрового развития необходимы

массовое внедрение цифровых систем моделирования и технологии Интернета

вещей и реализация стратегии автоматизации, интеграции и анализа данных, что

позволит минимизировать участие человека в повторяющихся производственных

процессах, интегрировать оборудование, машины и компьютерные, и

корпоративные ИТ-системы, чтобы они были способны автономно

взаимодействовать и обмениваться информацией без существенных ограничений

и автоматически уведомлять операторов и корпоративные центры о наличии

отклонений в производстве.

1.3 Основные экологические проблемы нефтеперерабатывающей

отрасли

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей

среды от антропогенного загрязнения

- наиболее важные проблемы

современности, от решения которых зависит здоровье и благосостояние людей.

Предприятия нефтепереработки оказывают заметное негативное влияние на

состояние окружающей среды. По уровню загрязнения воздушного бассейна

нефтепереработка занимает четвертое место среди других отраслей

промышленности. При переработке углеводородного сырья в Российской

Федерации ежегодно в атмосферу попадает около 1500 тыс. тонн загрязняющих

веществ. В таблице 1.3 представлена структура выбрасываемых, улавливаемых и

утилизируемых

веществ

предприятиями

нефтеперерабатывающей

промышленности [19, 20].

Таблица

1.3

- Структура выбрасываемых, улавливаемых и утилизируемых

веществ предприятиями нефтеперерабатывающей промышленности

Доля вещества в

Доля

Вещество

структуре выброса НПЗ, %

улавливания, %

утилизации, %

Углеводороды

72,06

69,38

63,04

Диоксид серы

14,26

0,40

0,03

Монооксид углерода

8,85

3,40

0,38

Оксиды азота

1,58

0,31

0,34

Твердые вещества

0,90

9,73

15,15

Аммиак

0,47

2,45

Сероводород

0,41

2,78

1,83

Фенол

0,06

0,01

Прочие

1,41

11,54

10,05

На НПЗ улавливается около 46% от общего количества выбросов от всех

стационарных источников. Величина безвозвратных потерь [потери углеводородов

(2,7%), потери на факелах (17%), потери при регенерации катализаторов и с газами

разложения на установках первичной переработки нефти и битумных установках

(19%), потери со сточными водами (1%)] для рассматриваемых предприятий

составляет в среднем 1% от объема переработанной нефти.

Профиль производства, схема переработки нефти, ассортимент

выпускаемой продукции, характеристики основного технологического и

вспомогательного оборудования, системы очистки оказывают влияние на перечень

и валовый объем загрязняющих веществ. Различают организованные и

неорганизованные источники выбросов загрязняющих веществ НПЗ. К основным

организованным источникам выбросов относятся дымовые трубы технологических

печей, свечи для сжигания факельного газа, вентиляционные трубы

производственных помещений и т. д. Неорганизованными источниками выбросов

на НПЗ являются: резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности

испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых

соединений технологических установок, пропуски сальниковых устройств,

предохранительных клапанов пробоотборных кранов, отрытых постоянно

действующих дренажей и т. д.

1.3.1 Характеристика основных загрязняющих веществ атмосферы на

нефтеперерабатывающих предприятиях

Диоксид серы и сероводород. Вклад нефтеперерабатывающих предприятий

в общий выброс сернистых соединений невелик (5% от общего количества

выбросов топливно-энергетического комплекса). По количеству и составу

выбрасываемых серосодержащих газов источники негативного воздействия на

окружающую среду можно разделить на три основные группы:

Дымовые газы котельных агрегатов, технологических печей, печей для

сжигания нефтешламов, факельных систем.

Отходящие газы регенерации катализаторов на установках крекинга.

Хвостовые газы установок производства серной кислоты и

элементарной серы (установки Клауса).

К основным источникам выбросов диоксида серы относятся: дымовые трубы

печей (56%), факельные установки (20%), регенераторы установок каталитического

крекинга. Основными источниками сероводорода являются: неочищенный газ с

установки утилизации факельных газов, насыщенные растворы моноэтаноламина

и сероводородсодержащий газ с технологических установок очистки и

фракционирования газов. Сероводород поступает в атмосферу также за счет его

выделения (испарения) из сернисто-щелочных сточных вод и технологических

конденсатов, через неплотности оборудования (насосы, компрессоры, арматура), с

установок первичной переработки и гидроочистки, термокрекинга. Значительными

источниками выбросов сероводорода являются бароконденсаторы смешения, а

также установки по производству серы.

Оксиды азота. Основными источниками выбросов оксидов азота являются:

технологические печи

(72,6%), газомоторные компрессора

(14%), факельные

установки (5,4%). Образование оксидов азота связано с окислением азота воздуха

и азотсодержащих компонентов самого топлива. Диоксид азота является

токсичным веществом, под действием солнечного света (фотолиз) конвертируется

в оксид азота с образованием озона, участвующего в образовании

фотохимического смога.

Монооксид углерода является наиболее распространенным газообразным

загрязняющим веществом. Механизм образования монооксида углерода следующий:

при горении углеводородного газа, основу которого составляет метан, происходит

ряд

последовательных

превращений

метанформальдегидмонооксид

углеродадиоксид углерода, при неблагоприятных условиях (недостаток кислорода,

охлаждение зоны горения) цепная реакция может оборваться и в продуктах горения

будет содержаться монооксид углерода.

Основными источниками загрязнения монооксидом углерода являются

трубчатые печи технологических установок, выбросы которых составляют 50% от

объема общих выбросов, установки каталитического крекинга (12%), газовые

компрессора (11%), битумные установки (9%) и факелы (18%).

Выбросы углеводородов составляют более

70% выбросов всех

загрязняющих веществ от предприятий нефтепереработки. С технологической

точки зрения выбросы углеводородов представляют собой прямые потери нефти и

нефтепродуктов. Основными источниками выбросов углеводородов являются:

- резервуарные парки (выбросы из дыхательных клапанов за счет испарений

с открытых поверхностей);

- технологические установки (выбросы за счет неплотностей оборудования,

трубопроводной арматуры, сальников насосов, а также из рабочих клапанов при

аварийных ситуациях);

- системы оборотного водоснабжения (испарения углеводородов в

нефтеотделителях и градирнях);

- очистные сооружения (испарения с открытых поверхностей нефтеловушек,

прудов-отстойников, флотаторов, шламо- и илонакопителей).

Значительное загрязнение атмосферы углеводородами на НПЗ происходит

при заполнении товарными нефтепродуктами железнодорожных цистерн и

танкеров на наливных эстакадах и причалах.

Твердые (взвешенные) вещества. Выбросы взвешенных веществ (пыль

различного состава) связаны прежде всего с химическими методами переработки

углеводородного сырья. Химический состав пыли очень сложен.

Процессы каталитической переработки нефтяного сырья являются одним из

основных источников выбросов катализаторной пыли в атмосферу. Низкая

эффективность отделения катализаторной пыли на установках каталитического

крекинга приводит к неоправданно высоким потерям катализаторов и

значительному загрязнению окружающей среды твердыми веществами.

Для сокращения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на

нефтеперерабатывающих предприятиях требуется проведение комплекса

мероприятий:

- совершенствование технологических процессов;

- внедрение малоотходных и безотходных технологий;

- изменение состава и улучшение качества используемых ресурсов;

- комплексное использование сырья и снижение потребления ресурсов,

производство которых связано с загрязнением окружающей среды;

- изменение состава и улучшение качества выпускаемой продукции;

- очистка отходящих промышленных газов.

1.3.2 Сточные воды нефтеперерабатывающих предприятий

Технологические установки и другие производственные объекты НПЗ

являются источниками загрязнения водных объектов. При хранении и переработке

нефти и нефтепродуктов происходит неизбежное загрязнение используемой в

технологических процессах воды углеводородами, поэтому основным

технологическим показателем качества сточных вод, сбрасываемых установками

завода, является содержание в них нефтепродуктов. Водные потоки НПЗ также

могут быть загрязнены и другими вредными компонентами, например, фенолом,

сероводородом, хлоридами, взвешенными веществами и др. Более половины

вклада в общее загрязнение сточных вод фенолом вносят: установки очистки

технологического конденсата и сернисто-щелочных стоков, каталитического

крекинга, установки первичной переработки нефти. Эти же установки вносят и

наибольший вклад в загрязнение сточных вод сероводородом. Основным

источником хлоридов в сточной воде являются стоки установок химической

водоочистки и солесодержащие стоки ЭЛОУ. Наибольшее содержание ионов

аммония присутствует в воде установок очистки технологического конденсата и

сернисто-щелочных стоков. Таким образом, основными загрязняющими

веществами в сточных водах НПЗ являются нефтепродукты, различные

органические соединения, фенолы, взвешенные вещества, соли, аммонийный азот

и растворенный сероводород.

Объем и качество потребляемой в технологическом процессе воды и состав

отводимых сточных вод зависят от технологии производства, вида выпускаемой

продукции, уровня технического оснащения предприятия. Особенностью

нефтеперерабатывающих предприятий является то, что сточные воды образуются,

как правило, не от изолированных производственных процессов или агрегатов, а

являются совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом.

Распределение потоков сточных вод по группам технологических процессов

приведено в таблице 1.4.

Таблица

1.4

- Усредненное распределение объемов сбросов по группам

технологических процессов на НПЗ

Группа технологических процессов

Доля от общего количества

сточных вод, %

Первичные процессы переработки нефти

Процессы очистки нефтепродуктов

Вторичные процессы переработки нефти

Эксплуатация вспомогательных установок и

энергосистем

В зависимости от источников образования сточные воды НПЗ

подразделяются на следующие группы:

Нейтральные нефтесодержащие сточные воды  образуются при

конденсации, охлаждении и промывке нефтепродуктов, после очистки аппаратуры,

от охлаждения втулок сальников насосов. Также к ним относятся дренажные воды

из лотков технологических аппаратов и ливневые воды с площадок установок.

Солесодержащие сточные воды с высокой концентрацией

эмульгированной нефти и растворенных солей (в основном хлорида натрия),

поступающие от электрообессоливающих установок (ЭЛОУ). Содержание солей в

них зависит главным образом от качества перерабатываемых нефтей.

Сернисто-щелочные сточные воды - образуются при защелачивании

светлых нефтепродуктов и сжиженных газов.

Кислые сточные воды с установок регенерации серной кислоты -

образуются в результате неплотностей соединений в аппаратуре и потерь кислоты

из-за коррозии.

Сероводородсодержащие сточные воды поступают в основном от

барометрических конденсаторов смешения установок АВТ, каталитического

крекинга, замедленного коксования, гидрочистки и гидрокрекинга.

Усредненные физико-химические показатели указанных типов сточных вод

НПЗ приведены в таблице

1.5. Производственный контроль сточных вод,

образующихся в основных технологических процессах НПЗ, позволяет определять

основные источники загрязнения и проводить мероприятия по снижению

негативного воздействия на водные объекты.

Раздел 2 Описание технологических процессов, используемых

в настоящее время

Нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод с промыслов и

нуждается в очистке (от содержащейся в ней воды и соли), которую осуществляют

на установках обезвоживания и обессоливания. Обезвоженная и обессоленная

нефть поступает на установки первичной перегонки нефти, где происходит ее

разделение на фракции - сначала при атмосферном давлении, а затем под

вакуумом. Каждая из этих фракций подвергается дальнейшей очистке и

переработке.

Цель переработки заключается в получении полезной товарной продукции

путем преобразования природных сырьевых материалов, таких, как сырая нефть и

природный газ:

а) моторное топливо, топливо для реактивных двигателей;

б) топливо для сжигания для производства электроэнергии и тепла в

промышленности и для домашних хозяйств;

в) сырье для нефтехимической и химической промышленности;

г) смазочные масла, парафины, воск и битум;

д) энергия (тепло, пар, электроэнергия).

Процессы первичной переработки нефти основаны, главным образом, на

физическом разделении исходного сырья на фракции. Большинство вторичных

процессов являются каталитическими и требуют применения дополнительных

веществ - катализаторов, которые могут быть твердыми или жидкими. Для

переработки нефти дополнительно на разных стадиях применяются

вспомогательные вещества - реагенты, растворители, абсорбенты, адсорбенты и

др. По своим направлениям вторичные процессы можно классифицировать как:

- облагораживающие (риформинг, гидроочистка, изомеризация и др.);

- углубляющие (термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование,

каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.);

- прочие (процессы по производству масел, метил-трет-бутилового эфира,

ароматических углеводородов, битумов, алкилирование и др.).

Для осуществления технологического процесса переработки нефти

необходимо использовать так называемые общезаводские процессы

(вспомогательные),

сопровождающие

производство

нефтепродуктов

включающие в себя производство энергии, очистку сточных вод, утилизацию

сероводорода, который образуется в процессе облагораживания моторных топлив

и глубокой переработки нефти, очистку отходящих газов, системы продувки,

обработки и смешения нефтепродуктов, хранение и транспортировку

нефтепродуктов в пределах предприятия.

Высокую прибыльность имеют заводы, где установки по производству топлив

соединены с блоком нефтехимических производств. Такие комплексы называют

комплексами нефтепереработки и нефтехимии. В настоящее время особо ценятся

установки двойного назначения. Например, на установке риформинга можно

получать высокооктановый компонент бензина и набор ароматических

углеводородов, на установке каталитического крекинга

- высокооктановый

компонент бензина и пропилен, на установке гидрокрекинга - высококачественное

дизельное топливо и основу для производства базовых масел.

Перечень основных и вспомогательных процессов переработки нефти

представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Основные и вспомогательные процессы переработки нефти

Этап

Установка

Технология

Подготовка и

Электрообессоливающ

Одноступенчатая

первичная

ие установки для

Двухступенчатая

переработка

обессоливания и

Трехступенчатая

нефти

обезвоживания нефти

(ЭЛОУ)

Установка

Атмосферная трубчатка (АТ) без

атмосферной

отбензинивающей колонны

перегонки нефтяного

Атмосферная трубчатка с использованием

сырья (нефти, газового

отбензинивающей колонны

конденсата, их смесей)

Атмосферная трубчатка без

отбензинивающей колонны с применением

предварительного испарителя нефти

Установка вакуумной

Вакуумная перегонка мазута с получением

перегонки мазута -

вакуума за счет водяного пара

тяжелого остатка

Вакуумная перегонка мазута с получением

атмосферной

вакуума в гидроциркуляционных вакуум-

перегонки нефтяного

создающих системах

сырья

Установка атмосферно-

Атмосферно-вакуумная перегонка нефти

вакуумной перегонки

(газового конденсата)

нефтяного сырья

Комплексная атмосферно-вакуумная

(нефти, газового

перегонка нефти (газового конденсата) -

конденсата, их смесей)

ЭЛОУ-АВТ

Комплексная установка атмосферно-

вакуумной перегонки нефти (газового

конденсата) с блоком вторичной перегонки

дистиллятных фракций

Установка вторичной

Вторичная перегонка бензинов

перегонки

Вторичная перегонка дизельных фракций

Вторичная дистилляция вакуумных

масляных дистиллятов

Фракционирование непревращенного

остатка гидрокрекинга

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Термические

Установка

Термокрекинг под давлением (двухпечной

процессы

термического крекинга,

глубокий термический крекинг тяжелого

висбрекинга

дистиллятного или остаточного сырья)

Печной висбрекинг

Печной висбрекинг с сокинг-камерой

Получение нефтяного пека (термический

крекинг тяжелого дистиллятного или

остаточного сырья при низком давлении)

Получение технического углерода

(высокотемпературный термокрекинг

тяжелого высокоароматического сырья

при низком давлении)

Установка коксования

Замедленное коксование в

необогреваемых коксовых камерах

Прокалка кокса

Установка

Получение битумов окислением в кубах

производства битума

Получение битумов в окислительных

колоннах

Получение битумов в трубчатых

(циркуляционных) реакторах

Модификация битумов

Термокаталитич

Каталитический

Каталитический риформинг со

еские процессы

риформинг

стационарным слоем катализатора

Каталитический риформинг с движущимся

слоем регенерируемого катализатора

(вертикальное расположение реакторов)

Каталитический риформинг с движущимся

слоем катализатора и регенерацией

(одноуровневое размещение

последовательно расположенных реакторов)

Каталитический крекинг

Каталитический крекинг с движущимся

слоем катализатора

Каталитический крекинг с лифт-реактором

Изомеризация легких

Высокотемпературная изомеризация на

углеводородных

алюмоплатиновых катализаторах,

фракций

промотированных хлором (фтором)

Среднетемпературная изомеризация на

цеолитных катализаторах

Низкотемпературная изомеризация на

хлорированных (фторированных)

алюмоплатиновых катализаторах

Низкотемпературная изомеризация на

оксидных катализаторах с

сульфатированным оксидом циркония

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Фракционирован

Фракционирование

Деизопентанизация сырья

ие сырья и

сырья и продукции

Деизогексанизация продукта

продукции

установки

изомеризации с использованием

установок

изомеризации легких

выделяемого низкооктанового продукта в

изомеризации и

углеводородных

качестве сырья изомеризации

риформинга

фракций

Адсорбционное выделение нормальных

парафинов из продукта изомеризации с

использованием выделяемого

низкооктанового продукта в качестве

сырья изомеризации

Фракционирование

Ректификация с получением сырья

сырья и продукции

каталитического риформинга для

установки

получения определенных ароматических

каталитического

углеводородов (бензол, ксилолы)

риформинга

Выделение бензолсодержащей фракции

из продукта каталитического риформинга

Термогидроката

Гидрогенизационные

Гидродоочистка бензина

литические

процессы (кроме

(предгидроочистка сырья установок

процессы

гидрокрекинга)

изомеризации и/или каталитического

риформинга)

Гидродоочистка керосина

Гидродоочистка дизельного топлива

Гидродепарафинизация бензина

вторичного происхождения и

атмосферного газойля с получением

нескольких бензиновых и дизельных

фракций

Гидродепарафинизация дизельного

топлива, фракций дизельных топлив

Гидроизодепарафинизация дизельного

топлива, фракций дизельных топлив

Гидродеароматизация дизельного топлива

Гидродоочистка вакуумного газойля

Гидродоочистка бензина каталитического

крекинга

Гидродоочистка депарафинированных

масел

Гидродоочистка рафината

Гидродоочистка парафина/гачей

Гидрирование дистиллятов вторичного

происхождения (бензиновых, керосиновых

и дизельных фракций)

Гидрирование (деароматизация)

масляного сырья

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Гидроочистка природного газа

Гидроизодепарафинизация гачей

Гидроизодепарафинизация фракций

непревращенного остатка гидрокрекинга

Гидрофинишинг масляных и дизельных

фракций

Гидрокрекинг

Легкий гидрокрекинг вакуумных

дистиллятов (давление до 10 МПа)

Легкий гидрокрекинг - депарафинизация

масляных фракций (давление до 10 МПа)

Легкий гидрокрекинг - гидроизомеризация

парафина, гача, петролатума, масляных

дистиллятов, фильтрат обезмасливания

(давление до 10 МПа)

Глубокий одноступенчатый гидрокрекинг

вакуумных дистиллятов (давление более

10 МПа)

Глубокий двухступенчатый гидрокрекинг

вакуумных дистиллятов (давление более

10 МПа)

Глубокий двухступенчатый гидрокрекинг

вакуумных дистиллятов (давление более

10 МПа) с рециркуляцией

неконвертированного остатка

Глубокий гидрокрекинг вакуумного газойля

и остаточного сырья в трехфазном слое

Переработка

Установка осушки

Осушка газов с использованием жидких

нефтезаводских

нефтезаводских газов

гликолей

газов

Осушка газов с использованием твердых

поглотителей

Установка очистки

Очистка газов с использованием

нефтезаводских газов

моноэтаноламина (МЭА)

Очистка газов с использованием

метилдиэтаноламина (МДЭА)

Очистка газов с использованием

диэтаноламина (ДЭА)

Очистка газов с использованием NaOH

Регенерация амина

Абсорбция углеводородов из

водородсодержащего газа бензиновыми

или дизельными фракциями

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Очистка водородсодержащего газа

конденсацией углеводородов при низкой

температуре при охлаждении газа в

турбодетандере

Установка

Газофракционирующая установка (ГФУ)

фракционирования

Абсорбционно-газофракционирующая

газов

установка (АГФУ)

Алкилирование

Алкилирование сернокислотное

Алкилирование фтористоводородное

Установка

Олигомеризация олефинов на кизельгуре,

олигомеризации

пропитанном фосфорной кислотой

олефинов с

Олигомеризация олефинов на кварцевом

получением топливной

песке с пленкой жидкой фосфорной

фракции

кислоты

Олигомеризация бутиленовой фракции на

цеолитсодержащем катализаторе

Олигомеризация олефинов с

применением гомогенных катализаторов

Установка получения

Получение трет-амилметилового эфира

оксигенатов

(ТАМЭ, этерификация)

Получение метил-трет-бутилового эфира

(МТБЭ, этерификация)

Установка утилизации

Производство серы (коллоидной, комовой,

сероводорода

гранулированной, пластинчатой)

Производство серной кислоты контактным

способом

Производство серной кислоты из влажных

газов (процесс WSA)

Установка получения

Получение водорода паровой

водорода

каталитической конверсией углеводородов

Короткоцикловая адсорбция водорода из

водородсодержащего газа

Получение

Выделение и очистка

Четкая ректификация бензинов

ароматических

Разделение стабильного платформата на

углеводородов

легкий и тяжелый платформат

Экстракция сульфоланом бензол-

толуольного концентрата из легкого

платформата

Экстракция ароматических углеводородов

триэтиленгликолем (ТЭГ) из катализата

риформинга

Очистка платформата от непредельных

углеводородов активированной глиной

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Выделение бензола и толуола

посредством ректификации

Каталитическое трансалкилирование и

диспропорционирование ароматических

углеводородов

Каталитическая изомеризация

метаксилола и этилбензола

Адсорбционное выделение параксилола

Выделение ароматических углеводородов

С8 путем ректификации

Выделение ортоксилола путем

ректификации

Выделение параксилола путем

двухступенчатой кристаллизации

Производство

Деасфальтизация

Деасфальтизация пропаном

нефтяных

растворителями

Деасфальтизация пропаном в

товарных

сверхкритических условиях

смазочных

Деасфальтизация бутаном

масел

Селективная очистка

Селективная очистка масляного сырья

масляного сырья

фенолом

Селективная очистка масляного сырья

фурфуролом

Селективная очистка масляного сырья N-

метилпирролидоном

Дуосол-процесс

Депарафинизация

Низкотемпературная депарафинизация

рафината селективной

рафината селективной очистки кетон-

очистки

толуольным раствором

Депарафинизация рафината селективной

очистки раствором пропана

Депарафинизация рафината селективной

очистки в растворе дихлорэтан-

метиленхлорид

Обезмасливание гача в кетон-толуольном

растворе для получения парафина

Депарафинизация

Низкотемпературная депарафинизация

непревращенного

фракций непревращенного остатка

остатка гидрокрекинга

гидрокрекинга кетон-толуольным

раствором

Производство базовых

Изогидродепарафинизация остатка

масел III группы

гидрокрекинга с последующим

гидрофинишингом

Адсорбционная очистка

Непрерывная адсорбционная очистка

базовых масел

масляного сырья

Продолжение таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Контактная доочистка базовых масел

Кислотная и щелочная очистка масел

Компаундирование

Производство товарных смазочных масел

путем компаундирования базовых масел и

присадок

Фасовка

Фасовка товарных масел

Производство

Выделение парафинов

Выделение парафинов из керосиновой

парафинов

из керосиновой

фракции адсорбцией на молекулярных

фракции

ситах

Выделение парафинов

Выделение парафинов из дизельной

из дизельной фракции

фракции адсорбцией на молекулярных

ситах

Выделение парафинов

Выделение парафинов из рафинатов

из рафинатов

производства масел способом

производства масел

сольвентной депарафинизации

Очистка парафинов

Очистка парафинов олеумом

Производство

Фракционирование

Разделение широкой парафиновой

основы для

парафинов

фракции на узкие методом ректификации

синтетических

Получение олефинов

Дегидрирование парафинов, селективное

моющих средств

гидрирование диенов в смеси парафинов

и олефинов

Алкилирование

Фтористоводородное алкилирование

бензола олефинами

бензола смесью парафинов и олефинов,

выделение линейного алкилбензола

атмосферно-вакуумной перегонкой.

Сульфирование

Сульфирование линейного алкилбензола

алкилбензола

триоксидом серы с получением

алкилбензолсульфокислоты

Нейтрализация

алкилбензолсульфокис

алкилбензолсульфокислоты щелочью с

лоты

получением линейного

алкилбензолсульфоната натрия - основы

синтетических моющих средств

Вспомогательны

Энергоснабжение НПЗ

Теплоснабжение (котельная)

е процессы и

Топливоснабжение

общезаводское

Системы охлаждения

Системы очистки охлаждающей воды и

хозяйство

дозирования реагентов оборотной

системы

Охлаждающие устройства (градирни,

башни)

Водоснабжение

Установка подготовки воды из водозабора

Производство

Установка очистки и копремирования

технического воздуха

воздуха

Окончание таблицы 2.1

Этап

Установка

Технология

Канализация и

Технологии очистки сточных вод

очистные сооружения*

Канализационные насосные

Установки очистки технологического

конденсата

Факельные установки

Сжигание на факеле

Общеобъектовые

Очистка выбросов

системы очистки

выбросов

Утилизация отходов

Термические методы утилизации отходов

Переработка отходов

Объект размещения отходов

Переработка серно-кислотных отходов

(кислого гудрона)

Товарно-сырьевой парк

Резервуары хранения нефти и

нефтепродуктов

Системы слива и налива сырья и

товарных продуктов, присадок, реагентов

Герметичные системы налива

нефтепродуктов с улавливанием паров

углеводородов адсорбцией и абсорбцией

Пропарка и подготовка цистерн

Приготовление концентрата присадок и

введение их, в чистом виде или в

растворе, в бензин, топливо для

реактивных двигателей, дизельное

топливо, СМТ, мазут топочный

Станция автоматического смешения

бензинов

Системы фильтрации топлива

Производство азота

Установка получения азота методом

коротко-цикловой адсорбции или

криогенной технологией

Производство

Установка получения инертного газа

инертного газа

сжиганием углеводородного газа с

абсорбционной и адсорбционной очисткой

от воды и диоксида углерода

Совместное получение

Установка

получения

газообразного

азота и кислорода

кислорода, а также жидкого кислорода и

жидкого азота методом двухкратной

ректификации по циклу среднего давления

с турбодетандером и последующим

сжатием азотными компрессорами и

насосами сжиженных газов кислорода

2.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и

обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

Установка ЭЛОУ используется для удаления солей и воды из нефти перед

дальнейшей переработкой. Эффективное обессоливание позволяет значительно

уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке

нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив,

нефтяного кокса, битумов и других продуктов.

Для разрушения водонефтяных эмульсий используют введение

деэмульгаторов, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, диспергируют и

пептизируют природные эмульгаторы, тем самым снижая структурно-механическую

прочность бронирующих слоев. Наиболее широко в качестве деэмульгаторов

используют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Большое распространение

получили неионогенные деэмульгаторы.

Для обессоливания нефти используют промывку пресной водой, для этого,

как правило, подают до 1% свежей пресной воды и 4-5% рециркулирующей от

объема сырой нефти, поступающей на переработку.

Количество ступеней обессоливания нефти

(1,

2 или 3) определяется

свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей. Чем больше ступеней

в процессе обессоливания, тем меньше промывной воды требуется.

2.1.1 Одноступенчатая схема обессоливания

Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь,

прокачивается через теплообменник и пароподогреватель в электродегидратор.

Обессоленная нефть проходит через теплообменник, холодильник и подается в

резервуары обессоленной нефти (рисунок

2.1). Вода, отделенная в

электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель для дополнительного

отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода

сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

1 - теплообменники; 2 - подогреватели; 3 - отстойники термохимического

обессоливания; 4 - электродегидратор 1-й ступени; 5 - сборник обессоленной

нефти

Рисунок 2.1 - Принципиальная технологическая схема одноступенчатого процесса

обессоливания нефти

2.1.2 Двухступенчатая схема обессоливания

Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь,

насосом прокачивается через теплообменник и пароподогреватель в

электродегидратор первой ступени, в котором удаляется основная масса воды и

солей (содержание их снижается в 8-10 раз). Из электродегидратора первой

ступени нефть поступает в электродегидратор второй ступени для повторной

обработки. Непосредственно перед электродегидратором второй ступени нефть

вновь смешивается с водой. Принципиальная технологическая схема

двухступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке

проточной воды представлена на рисунке 2.2.

Н-1 - насос сырой нефти; Н-2 - насос подачи воды; Н-3 - насос подачи

деэмульгатора; Т-1, Т-2, Т-3 - теплообменники нагрева С-1, С-2, С3 -

смесительные клапаны; Е-1 - емкость отстоя дренажной воды; Э-1…Э-6 -

электродегидраторы

Рисунок 2.2 - Принципиальная технологическая схема двухступенчатого процесса

обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

2.1.3 Трехступенчатая схема обессоливания

Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменники и паровые

подогреватели, после чего поступает в электродегидратор III ступени. Для

повышения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания перед

входом в сырьевой насос в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей

1-2 %-ный раствор щелочи. Также в нефть добавляется вода, которая отводится из

электродегидратора первой ступени.

Нефть поступает в нижнюю часть электродегидратора, а выводится сверху

через коллектор. Благодаря такой организации процесса обеспечивается

равномерность потока по всему сечению аппарата.

Из электродегидратора третьей ступени нефть направляется в

электродегидратор второй, а затем третьей ступени. Перед каждым

электродегидратором нефть смешивается с водой. Свежая вода подается только в

электродегидратор первой ступени.

На рисунке

2.3 представлена принципиальная технологическая схема

трехступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке

проточной воды.

Рисунок 2.3 - Принципиальная технологическая схема трехступенчатого процесса

обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

Продуктом установки ЭЛОУ является обессоленная и обезвоженная нефть

(~98 % масс.), содержащая 3-5 мг/л солей и до 0,2% масс. воды.

2.2 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья

(нефти, газового конденсата, их смесей)

Перегонка нефти - процесс разделения ее на фракции по температурам

кипения - лежит в основе переработки нефти и получения моторного топлива,

смазочных масел и других ценных химических продуктов.

Для разделения нефти на ряд компонентов требуется выполнить несколько

основных операций: нагреть нефть до температуры, обеспечивающей не только

нагрев, но и испарение части нефти, то есть произвести ее однократное испарение,

утилизировать тепло выработанных продуктов, нагревая этим теплом сырую

нефть. С целью нагрева используют трубчатые нагревательные печи и

теплообменные аппараты. Для разделения применяют ректификационные

колонны.

Перегонку нефти на атмосферных трубчатых установках (АТ) можно

осуществлять несколькими способами:

- однократным испарением в трубчатой печи и разделением отгона в одной

ректификационной колонне. Такая технологическая схема перегонки нефти, как

правило, применима для нефтей с низким содержанием светлых нефтепродуктов

и незначительным содержанием растворенного углеводородного газа, а также

сероводорода;

- двухкратным испарением и разделением в двух ректификационных

колоннах

- в колонне предварительного испарения с отделением легких

бензиновых фракций и в основной колонне. При этом понижается общее давление

в системе и давление в основной ректификационной колонне, в результате чего

происходит более полное отделение светлых нефтепродуктов из нефти и более

четкое разделение их в колонне. При работе по этой схеме требуется более

высокая температура нагрева печи по сравнению со схемой однократного

испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых

фракций. Все современные установки АТ в основном работают по схеме

двухкратного испарения.

Основные фракции, выделяемые при первичной атмосферной перегонке

нефти:

- бензиновая фракция - нефтяной погон с температурой кипения от начала

кипения, индивидуального для каждой нефти (н.к.) до 150-205 °С (в зависимости от

технологической цели получения авто-, авиа- или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алифатических и ароматических

углеводородов с длиной цепи 5-10 атомов углерода;

- керосиновая фракция - нефтяной погон с температурой кипения от 150-180

°С до 270-280 °С, фракция углеводородов С10-С15. Используется в качестве

топлива (авиационное топливо, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд

(осветительный керосин) и др.;

- дизельная (газойлевая) фракция - температура кипения от 270-280 °С до

320-360 °С, фракция углеводородов С14-С20. Используется в качестве дизельного

топлива;

- мазут - остаток после отгона вышеперечисленных фракций с температурой

кипения выше 320-350 °С. Мазут может использоваться как котельное топливо или

подвергаться дальнейшей переработке (перегонке при пониженном давлении (в

вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля

(в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга с целью

получения высокооктанового компонента бензина) или крекингу).

2.2.1 Атмосферные трубчатые установки по перегонке нефти (газового

конденсата) без отбензинивающей колонны

Схема установки одноколонной АТ приведена на рисунке 2.4.

I - нефть; II - газ; III - бензин; IV - керосин; V - дизельная фракция; VI - мазут;

VII - вода

Рисунок 2.4 - Схема атмосферной перегонки с однократным испарением нефти

Нефть из промежуточного парка или непосредственно с установки ЭЛОУ

сырьевым насосом чрез теплообменники и трубчатую печь направляется в

ректификационную колонну. В зоне ввода сырья в колонну происходит однократное

испарение нефти. Пары нефти разделяют ректификацией на целевые фракции.

Продуктами процесса являются:

а)

углеводородные газы С1-С4, содержащие сероводород (направляются

на очистку и разделение);

б)

широкая бензиновая фракция н.к.

150 °С (направляется на

гидроочистку и разделение на узкие фракции для дальнейшей переработки);

в)

керосиновая фракция 150-250 °С (направляется на гидроочистку);

г)

дизельная фракция 250-360 °С (направляется на гидроочистку);

д)

мазут (остаток >360 °С) (направляется на вакуумную перегонку или для

вторичной переработки).

Материальный баланс установки АТ зависит от состава перерабатываемого

сырья (потенциального содержания фракций в нефти/газовом конденсате). В

таблице

2.2 приведен ориентировочный (типичный) материальный баланс

установки одноколонной АТ.

Таблица

2.2

- Типичный материальный баланс установки одноколонной

атмосферно-трубчатой установки

Наименование сырья, продукции

Количество, % на сырье

Сырье:

Нефть

100,00

Итого приход

100,00

Продукция:

Углеводородный газ

0,05

Фракция н.к.-150 °С

11,03

Фракция 150-250 °С

9,70

Фракция 250-350 ^оС

12,89

Мазут

65,86

Итого продукции

99,53

Потери

0,47

Итого расход

100,00

2.2.2 Атмосферные трубчатые установки по перегонке нефти (газового

конденсата) с использованием отбензинивающей колонны

Для нефтей с большим содержанием растворенного газа и низкокипящих

фракций используют схему перегонки с двухкратным испарением нефти и двумя

ректификационными колоннами. Схема установки приведена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Схема двухколонной атмосферно-трубчатой установки

До поступления в первую ректификационную колонну - испарительную

колонну - нефть нагревается только в теплообменниках, проходя через них одним,

двумя или несколькими параллельными потоками. Верхним продуктом первой

колонны являются легкая бензиновая фракция и небольшое количество газа.

Остальные дистилляты, выводимые с установки, а также мазут образуются во

второй колонне. Обе колонны имеют общую трубчатую печь. Часть нижнего

продукта испарительной колонны циркулирует между печью и первой колонной,

этим достигается снабжение отгонной секции дополнительным количеством тепла.

Последовательность прохождения нефтью теплообменников может быть и иной,

чем показано на схеме.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания

светлых нефтепродуктов в нефти, от требуемого их ассортимента, а также от

четкости фракционирования (приведен в таблице 2.3).

Таблица

2.3

- Типичный материальный баланс установки двухколонной

атмосферно-трубчатой установки

Нефть

Ромаш-

Самотлор-

Ромаш-

Самотлор-

кинского

ского

кинского

ского

место-

рождения

Поступило

Получено

Нестабильная

100,0

Углеводородный

1,0

1,1

нефть

газ

Вода

0,1

Бензиновая

12,2

18,5

эмульсионная

фракция н.к.-

140°С

Керосиновая

16,3

17,9

фракция 140-

240°С

Дизельная

17,0

20,3

фракция 240-

350°С

Мазут >350°С

52,7

41,4

Потери

0,9

Итого

100,1

Итого

100,1

2.3 Установка вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей, широкой масляной фракции)

Основное назначение установки вакуумной перегонки мазута - получение

легкого и тяжелого вакуумного газойля широкого фракционного состава (350-

520 °С), затемненной фракции, гудрона. При переработке нефти по масляному

варианту на блоках вакуумной перегонки получают несколько масляных фракций и

гудрон.

Вакуумный газойль используется как сырье установок каталитического

крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического

крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка, направляемого далее на

коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.

2.3.1 Вакуумные установки по перегонке мазута с технологией

получения вакуума за счет водяного пара

Наибольшее распространение в промышленности получили установки

вакуумной перегонки, в которых разряжение создается водяным паром при

использовании паровых эжекторов. Принципиальная схема такой установки

приведена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Принципиальная схема вакуумной установки по перегонке мазута с

паровой эжекцией

Сырье, нагнетаемое насосом 11, перед входом в вакуумную колонну 2

нагревается в теплообменниках 10 и 9 и в змеевике печи 1. Получаемые в колонне

2 верхняя и промежуточная фракции собираются соответственно в вакуумных

приемниках 5 и 4. Верхняя фракция охлаждается в аппаратах 10 и 14 и насосом 13

направляется в сборник орошения 8. Отсюда насосом 12 часть этой фракции

подается на верхнюю тарелку колонны (орошение), а оставшееся часть

откачивается с установки в резервуар. Промежуточная фракция из приемника 4

охлаждается в холодильнике 16 и насосом 15 выводится с установки.

Нижняя (остаточная) фракция забирается с нижней части колонны 2 насосом

3, прокачивается через аппараты 9 и 17 и отводится с установки.

Вакуум на установке создается двухступенчатым пароструйным эжектором 7

с межступенчатым конденсатором. К двухступенчатому эжектору подведен рабочий

водяной пар абсолютным давлением 0,8-1,0 МПа.

Продукты, получаемые при вакуумной перегонке мазута, перечислены в

таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4 - Продукты вакуумной перегонки мазута на установках топливного

профиля

Выход в % масс.

Использование полученного

Наименование

Фракции

на нефть

продукта

Газойлевая

Вакуумный компонент

150-280°С

0,5-0,8

фракция

дизельного топлива

Компонент дизельного,

Легкий вакуумный

250-380°С

2-4

котельного и газотурбинного

газойль

топлива

Окончание таблицы 2.4

Выход в % масс.

Использование полученного

Наименование

Фракции

на нефть

продукта

Вакуумный

газойль (или

На гидроочистку, гидрокрекинг

300-500°С

20-25

утяжеленный

и каталитический крекинг с

(350-550°С)

(25-32)

вакуумный

получением моторных топлив

газойль)

На коксование или

Выше 500°С

12-15

висбкрекинг.

Гудрон

(550°С)

(10-12)

На получение битума, как

компонент котельного топлива

Таблица 2.5 - Продукты вакуумной перегонки мазута на установках масляного

профиля

Выход в % масс.

Использование полученного

Наименование

Фракции

на нефть

продукта

На селективную очистку,

Масляная

депарафинизацию,

350-420 °С

8-12

фракция

гидроочистку с получением

базовых дистиллятных масел

Масляная

420-500°С

12-14

фракция

Деасфальтизация,

Гудрон

Выше 500 °С

15-18

селективная очистка,

получение базового масла

2.3.2 Вакуумные установки по перегонке мазута с технологией

получения вакуума на основе гидроциркуляционных вакуумсоздающих

систем

На вакуумных колоннах ряда нефтеперерабатывающих заводов Российской

Федерации внедрена и успешно эксплуатируется высокоэффективная

экологически чистая вакуумсоздающая система с использованием жидкостного

струйного устройства

- вакуумного гидроциркуляционного агрегата. В таких

агрегатах конденсация паров и охлаждение газов осуществляются не водой, а

охлаждающей рабочей жидкостью.

Схемы установок вакуумной перегонки (см. рисунок 2.7) с использованием

гидроциркуляционных агрегатов и с паровой эжекцией идентичны и различаются

только блоками вакуумсоздающей аппаратуры. На рисунке

2.8 приведена

принципиальная схема вакуумсоздающей системы на базе гидроциркуляционного

агрегата.

Для создания вакуума в колонне используется гидроэжекционная

вакуумсоздающая система. В качестве рабочей жидкости используется дизельная

фракция. Газы разложения, насыщенные парами углеводородов, с верхней части

вакуумной колонны поступают на вход в конденсаторы-холодильники E03, в

которых происходят конденсация паров и охлаждение конденсата и газов

разложения оборотной водой. Образовавшийся конденсат поступает в емкости

дегазации D02. Углеводородный конденсат из емкости D02 откачивается насосом

Р06А/В, вода, содержащая кислые компоненты, - насосом Р07А/В. Парогазовая

смесь из конденсаторов-холодильников E03 поступает на прием вакуумсоздающего

устройства J01A, в которое насосами Р05А/В подается рабочая жидкость под

давлением 6,0-6,5 МПа. В вакуумсоздающем устройстве J01A газы разложения

сжимаются за счет кинетической энергии рабочей жидкости. Для защиты от

коррозии шлемового трубопровода вакуумной колонны и вакуумсоздающей

системы в газовый поток шлемовой трубы подаются ингибитор коррозии и

нейтрализатор. После сжатия в J01A газы вместе с рабочей жидкостью и

сконденсировавшимися парами углеводородов сбрасываются в сепараторы D03,

где происходит разделение газов и жидкости. Выделившиеся из сепараторов D02

и D03 газы разложения сначала направляются в абсорбер для очистки от

сернистых соединений, затем на сжигание в печь. Рабочая жидкость из сепаратора

D03 поступает на насосы Р02 A/B. Часть рабочей жидкости поступает на дегазацию,

основной поток через фильтры F01A/B подается на вход вакуумсоздающих

устройств J01A/B насосами Р065А/В. Предусматриваются внешний источник

подпитки дизельной фракцией и постоянный отвод балансового избытка рабочей

жидкости.

2.3.3 Вакуумные установки по перегонке широкой масляной фракции

Установка вакуумной трубчатки (ВТ) предназначена для разгонки широкой

масляной фракции (ШМФ) или смесевого сырья (смесь II и III погонов) и получения

вакуумного соляра и масляных фракций узкого фракционного состава: 1-я фракция,

2-я фракция, 3-я фракция и вакуумного остатка.

Максимальная производительность вакуумного блока по сырью составляет

800 тыс. т в год. Принципиальная схема установки представлена на рисунке 2.9.

1 - вакуумная колонна; 2 - стриппинг 2-ой фракции; 3 - стриппинг 3-й фракции;4 -

печь; 5...9 - теплообменники; 10...15 - воздушные холодильники; 16...21 - насосы;

22, 23 - фильтры;

I - сырье; II - 2-я фракция 297-310^оС, III - 3-я фракция 300-340^оС, IV - 1-я

фракция и нижнее циркуляционное орошение (НЦО) 240-265^оС; V - вакуумный

соляр 195-215^оС; VI - вакуумный остаток; VII - газ-фракция 75-100 ^оС; VIII - пар;

IX - верхнее циркуляционное орошение (ВЦО)

Рисунок 2.9 - Принципиальная схема вакуумной установки по перегонке широкой

масляной фракции

В состав установки ВТ входит:

- печь П-1 с блоком утилизации тепла дымовых газов для нагрева сырья,

перегрева водяного пара;

- блок для контроля и регулирования подачи сырья в печь П-1;

- блок вакуумной колонны К-1 со стриппингами К-2/1,2 и оборудование для

разгонки сырья с получением продуктов;

- вакуумный блок для системы разгонки;

- закрытая насосная;

- горячая насосная для перекачки соляра вакуумного, 1, 2 и 3 фракции,

остатка вакуумного и широкой масляной фракции;

- холодная насосная для перекачки рабочей жидкости ВСС, жидкого топлива;

- блок теплообменного оборудования для предварительного подогрева

сырья и охлаждения продукции;

- узел охлаждения насосного оборудования;

- участок водоподготовки и узел сбора конденсата;

- сырьевой парк, в т. ч. узел смешения.

Процесс переработки широкой масляной фракции (ШМФ) в вакуумном блоке

основан на физических процессах

- ректификации и теплообмене.

Технологический процесс состоит из стадий нагрева ШМФ в теплообменниках и

печи П-1 до температуры

362÷367ºС; разделения ШМФ под вакуумом в

ректификационной колонне К-1 с получением соляра вакуумного, 1-й, 2-й, 3-й

масляных фракций, остатка вакуумного и газов разложения; рекуперации тепла

горячих потоков соляра вакуумного, масляных фракций и остатка вакуумного.

Разделение ШМФ осуществляют в колонне К-1 при температуре на входе

360-400⁰С и давлении - 3÷10 кПа (абс).

Типичный материальный баланс установки приведен справочно в

таблице 2.6.

Таблица

2.6

- Типичный материальный баланс вакуумной установки по

перегонке широкой масляной фракции

Наименование

Выход, % масс.

Взято:

Широкая масляная фракция (370-500)⁰C

100

Получено:

Соляр вакуумный

7.3

Фракция 1-я масляная

5.7

Фракция 2-я масляная (∆ 50⁰C)

Фракция 3-я масляная (∆ 60⁰C)

34,8

Остаток вакуумный

18.03

Потери технологические

0,17

Итого

100

2.4 Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья

(нефти, газового конденсата, их смесей)

На установках атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (АВТ)

проводится комплексная атмосферно-вакуумная перегонка нефти и мазута,

получаемого на блоке АТ, с получением ряда ценных фракций и нефтепродуктов.

2.4.1 Атмосферно-вакуумные установки по перегонке нефти (газового

конденсата)

Принципиальная схема установки АВТ приведена на рисунке 2.10.

I - нефть; II - углеводородный газ на газофракционирующую установку (ГФУ);

III - газы стабилизации на ГФУ; IV - бензиновая фракция; V - керосиновая

фракция; VI - дизельная фракция; VII - газойлевая фракция; VIII - гудрон; IX -

сброс воды в канализацию; X - газы эжекции на утилизацию; XI - вода оборотная;

XII - пар водяной

Рисунок 2.10 - Принципиальная технологическая схема установки АВТ

Нефть проходит теплообменники Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5 и Т-6, где подогревается

за счет тепла отводящих продуктов и поступает в отбензинивающую колонну К-1. В

ней из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в

холодильнике-конденсаторе ХК-1 и собирается в рефлюксной емкости Е-1, откуда

подается в стабилизатор К-4. В емкости Е-1 выделяется также газ, направляемый

на компримирование (сжатие) и дальнейшую переработку.

Параметры работы колонны К-1:

- температура верха, °С

- 147;

- давление верха, МПа (абс.)

- 0,37;

- температура куба, °С

- 229.

Нефть подается в среднюю часть колонны К-1, пары низкокипящих фракций

устремляются вверх навстречу стекающей флегме. По высоте колонны через

секции отгонной колонны отбираются дистилляты различного состава в строго

определенных температурных интервалах. Из верхней части отводятся пары

бензина, которые конденсируются и частично возвращаются в колонну в виде

флегмы (рефлюкса).

Полуотбензиненную нефть с нижней части колоны К-1 направляют через

трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть полуотбензиненной нефти

возвращается в К-1, сообщая дополнительное тепло, необходимое для

ректификации.

В колоне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. С верхней части

колонны К-2 в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в

холодильнике-конденсаторе ХК-2, а затем поступает в стабилизатор К-4. В

качестве боковых погонов выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые

первоначально подаются в секции отпарной колонны К-3. В колонне К-3 из боковых

погонов удаляются в присутствии водяного пара легкие фракции. Острый водяной

пар подается в количестве 1-3% для снижения температуры кипения и уменьшения

коксообразования. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с

установки.

Параметры работы колонны К-2:

- температура в верхней части колонны, °С

- 110/125;

- давление в верхней части колонны, МПа (абс.)

- 0,16;

- температура куба, °С

- 329/341.

С нижней части колонны К-2 выходит мазут, который дополнительно

подогревают в печи П-2 до 400-420 °С и направляют в колонну К-5, работающую

под вакуумом, где он разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верхней

части колонны К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные

пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов

(дизельная фракция). Вакуумные дистилляты и гудрон через теплообменники

подогрева нефти и концевые холодильники отводят с установки.

Параметры работы колонны К-5:

- температура в верхней части колонны, °С

- 89;

- остаточное давление в верхней части колонны, мм рт. ст.

- 50;

- температура куба, °С

- 340.

В стабилизационной колонне получают в верхней части колонны «головку»

стабилизации - сжиженный углеводородный газ, а в нижней части - стабильный

бензин, не содержащий углеводородов С3-С4.

Существуют два варианта переработки мазута: масляный и топливный. При

масляном варианте получают несколько фракций масляных дистиллятов, которые

направляются для получения широкого ассортимента минеральных масел. При

топливном варианте получают одну или две фракции дистиллята (вакуумные

газойли), которые служат сырьем для установок каталитического крекинга или

гидрокрекинга.

Основная продукция установки АВТ приведена в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Основные продукты атмосферно-вакуумной установки по

перегонке нефти

Наименование

Направление использования

Бензиновая фракция

Гидроочистка, риформинг, изомеризация -

компонент товарного бензина.

Пиролиз - сырье для получения этилена,

пропилена

Керосиновая фракция

Гидроочистка - компонент товарного топлива

Дизельная фракция

Гидроочистка - компонент товарного топлива

Газойлевая фракция

Гидроочистка - компонент товарного топлива.

Каталитический крекинг - получение

дистиллятов

Гудрон

Висбрекинг, гидрокрекинг - получение

дистиллятов.

Производство битума.

Производство масел.

Коксование - получение кокса.

Деасфальтизация

Углеводородный газ и газ

На газофракционирующую установку или в

стабилизации

топливную сеть

2.4.2 Комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти

(ЭЛОУ-АВТ)

Наиболее распространенной установкой первичной перегонки нефти на НПЗ

является комплексная установка ЭЛОУ-АВТ. Принципиальная схема приведена на

рисунке 2.11.

1, 14, 17, 22-25, 31, 36, 39, 40, 42-44, 46, 47, 49 - насосы; 2-7, 9, 10, 45 -

теплообменники; 8 - колонна отбензинивания, 16 - основная атмосферная

колонна, 26 - стабилизационная колонна, 27-29 - стриппинги боковых погонов,

30 - вакуумная колонна; 11, 12, 19, 20, 33, 37 - холодильники-конденсаторы; 13,

18, 21, 38 - емкости; 15, 32, 41 - трубчатые печи; 34 - эжектор; 35, 48, 50 -

холодильники; А - блок электрообессолевания;

I - нефть; II - углеводородный газ; III - газы стабилизации; IV - бензиновая

фракция; V - керосиновая фракция; VI - дизельная фракция; VII - газойлевая

фракция; VIII - мазут; IX - гудрон; X - газы вакуумной колонны; XI - вакуумный

газойль; XII - водяной пар; XIII - ингибитор коррозии

Рисунок 2.11 - Принципиальная схема установки комплексной установки

атмосферно-вакуумной перегонки нефти (ЭЛОУ-АВТ)

Сырая нефть на секцию ЭЛОУ-АВТ подается насосами сырьевого парка и

параллельными потоками проходит блок рекуперативного теплообмена, где

нагревается за счет тепла продуктовых потоков и циркуляционных орошений.

После блока теплообмена потоки сырой нефти смешиваются для усреднения

температуры и одним потоком направляются на блок ЭЛОУ. Для увеличения

эффективности процесса обессоливания и обезвоживания нефти в линию сырой

нефти предусмотрена подача деэмульгатора.

Обезвоженная и обессоленная нефть, нагретая до температуры 220-240 °С,

поступает в среднюю часть отбензинивающей колонны 8. С верхней части колонны

8 выходят пары бензиновой фракции и углеводородные газы. К ним добавляется

ингибитор коррозии, после чего пары бензиновой фракции поступают в аппарат

воздушного охлаждения (АВО) 11, в холодильник 12 и сепаратор 13. Из верхней

части сепаратора уходят углеводородные газы, а с нижней - бензиновая фракция,

часть которой насосом 14 возвращается в верхнюю часть колонны 8 в виде

орошения, а часть направляется в емкость 18.

Отбензиненная нефть нижней части колонны 8 насосом 17 подается в

печь 15, после чего часть отбензиненного продукта возвращается в нижнюю часть

колонны 8 в виде горячей струи, а часть подается в нижнюю часть основной

атмосферной колонны 16. Также в нижнюю часть основной атмосферной колонны

для снижения парциального давления нефтепродуктов подается водяной пар (под

нижнюю тарелку). С верхней части атмосферной колонны уходят пары бензиновой

фракции, которая проходит АВО 19, холодильник 20 и собирается в емкости 21, из

которой частично насосом 22 возвращается в колонну 16, а частично подается в

емкость

18. Из емкости

18 насосом

46 бензиновая фракция подается в

теплообменник 45, в котором нагревается за счет тепла легкой дизельной фракции,

и далее поступает в стабилизационную колонну 26. С верхней части колонны 26

уходит головка стабилизации, которая проходит холодильник 37 и собирается в

емкости 38, откуда насосом 39 частично возвращается в верхнюю часть колонны

26 в виде орошения. С нижней части колонны 26 уходит стабильный бензин, часть

которого насосом 40 подается в печь 41 и в виде горячей струи в нижнюю часть

колонны

26, балансовое количество подается на блок вторичной перегонки

бензина, откуда уходят узкие бензиновые фракции.

Из колонны 16 отбираются 3 боковых погона в выносных колоннах 27, 28, 29:

верхний

- керосиновая фракция, средний

- легкая дизельная фракция,

нижний - тяжелая дизельная фракция. Под нижнюю тарелку каждой колонны

подается водяной пар. Керосиновая фракция из колонны

27 насосом

прокачивается через холодильник 48 и выводится с установки. Легкая дизельная

фракция из колонны 29 насосом 25 прокачивается через теплообменник 45, в

котором охлаждается, нагревая нестабильный бензин, после чего выводится с

установки. Тяжелая дизельная фракция насосом

49 прокачивается через

холодильник 50 и выводится с установки.

Остаток атмосферной перегонки (мазут) насосом 31 подается в печь 32,

затем в нижнюю часть вакуумной колонны 30, под нижнюю тарелку которой

подается водяной пар. С верхней части колонны 30 выходят водяные пары, газы

разложения, воздух и некоторое количество нефтепродукта (дизельной фракции),

которые поступают в конденсатор 33. Несконденсировавшиеся газы удаляются

многоступенчатым эжектором

34. Верхнее циркуляционное орошение через

холодильник 35 насосом 36 частично возвращается в верхнюю часть колоны 30, а

балансовое количество выводится с установки (дизельная фракция). Среднее

циркуляционное орошение насосом

43 частично подогревает нефть в

теплообменнике

5 и возвращается в колонну

30, а балансовое количество

выводится с установки (фракция 350-500 °С). Нижнее циркуляционное орошение

насосом

42 прокачивается через теплообменники

4 и

9 и возвращается в

колонну 30, а балансовое количество выводится с установки (вакуумный газойль).

Остаток вакуумной перегонки

- гудрон насосом

44 прокачивается через

теплообменники 6,7,10 и выводится с установки.

Основные продукты комплексной установки ЭЛОУ-АВТ приведены в таблице

2.8.

Таблица

2.8

- Продукты комплексной установки атмосферно-вакуумной

перегонки нефти

Наименование

Направление использования

Гидроочистка, риформинг, изомеризация - компонент

Бензиновая фракция

товарного бензина

Керосиновая фракция

Гидроочистка - компонент товарного топлива

Дизельная фракция

Гидроочистка - компонент товарного топлива

Гидроочистка - компонент товарного топлива.

Газойлевая фракция

Каталитический крекинг - получение дистиллятов

Гидрокрекинг, каталитический крекинг - получение

Вакуумный газойль

дистиллятов

Мазут

В парк котельного топлива

Висбрекинг, гидрокрекинг - получение дистиллятов.

Производство битума.

Гудрон

Производство масел.

Коксование - получение кокса.

Деасфальтизация

Углеводородный газ, газ

стабилизации, газы вакуумной

В топливную сеть

колонны

2.4.3 Комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти

(газового конденсата) с блоком вторичной перегонки дистиллятных

фракций

Принципиальная схема установки АВТ с блоком вторичной перегонки

бензиновых фракций приведена на рисунке 2.12.

1 - электродегидратор; 2 - отбензинивающая колонна, основная атмосферная

колонна; 4 - вакуумная колонна, стабилизационная колонна; 6 - абсорбер; 7 -

атмосферная печь; 8 - теплообменники; 9 - холодильники-конденсаторы; 10 -

сепараторы; 11 - отпарные колонны; 12 - барометрический конденсатор; 13 -

эжектор; 14 - паровые подогреватели; 15 - вакуумная печь;

I - сырая нефть; II - обезвоженная и обессоленная нефть; III - отбензиненная

нефть; IV - мазут; V - стабильный бензин; VI - боковые продукты атмосферной

колонны; VII - боковые продукты вакуумной колонны; VIII - гудрон; IX - водяной

пар; X - оборотная вода; XI - аммиачная вода; XII - сухой газ; XIII - сжиженный

газ; XIV - несконденсировавшиеся пары и газы; XV - легкий бензин; XVI - горячая

струя; XVII - тяжелый бензин; XVIII - вода; деэмульгатор и щелочь; XIX - дренаж

воды и солей

Рисунок 2.12 - Принципиальная схема установки АВТ с блоком вторичной

перегонки бензиновых фракций

Дистилляты, вырабатываемые на АВТ (кроме топлива ТС-1 или

осветительного керосина), подвергают дальнейшей переработке. Она может

заключаться в их вторичной перегонке на узкие фракции, очистке от вредных

примесей либо в изменении компонентного состава с целью придания дистиллятам

определенных свойств. Возможные варианты дальнейшего облагораживания

дистиллятов зависят от качества перерабатываемой нефти (малосернистая или

сернистая, легкая или тяжелая, мало- или высокопарафинистая,

высокоароматизованная и т. д.).

Бензин, получаемый из нефти на АВТ, подвергают стабилизации (удалению

газов) и разделяют на фракции. С целью дальнейшего получения компонента

высокооктанового бензина при вторичной перегонке отгоняют легкую фракцию (до

85 °С), широкую - 85-180 °С (или 90-160 °С) направляют на риформинг.

Индивидуальные ароматические углеводороды получают риформированием

фракций 62-85, 85-120 и 120-140 °С, концентратов углеводородов С6, С7 и С8

соответственно. Это так называемые бензольная, толуольная и ксилольная

фракции, из которых получают соответственно бензол, толуол, ксилолы (БТК или

ВТХ). Для западно-сибирской нефти выход фракций (в % масс.) на бензин

(н.к.-180 °С) составляет: головная фракция н.к. -62 °С - 10,6; фр. 62-85 °С - 14,4;

фр. 85-120 °С - 23,5; фр. 120-140 °С - 17,5; остаток 140-180 °С - 34,0. В каждой

колонне установки (или секции) вторичной перегонки бензина по 60 тарелок,

температура верхней части 80-105 °С, давление 0,18-1,28 МПа.

2.5 Установки вторичной перегонки дистиллятов

2.5.1 Технология вторичной перегонки бензинов

Установки вторичной перегонки бензинового дистиллята после его

стабилизации предназначены для получения узких фракций углеводородов,

которые используются как сырье процессов изомеризации и каталитического

риформинга.

Для вторичной перегонки широких бензиновых фракций используют

последовательные технологические схемы (рисунок 2.13) организации процесса с

отбором в каждой колонне целевых фракций в виде дистиллятного продукта.

А - одноколонные; б - двухколонные; в - трехколонные;

I - сырье; II - фракция н.к.- 62 °С; III - фракция 62-85 °С; IV - фракция 85-105 °С;

V - фракция 105-140 °С; VI - фракция 140-180 °С; VII - фракция 85-130 °С

Рисунок 2.13 - Технологические схемы установок вторичной перегонки

бензиновых фракций

При вторичной перегонке для подготовки сырья каталитического

риформинга, направленного на получение высокооктанового компонента

автомобильных бензинов, от прямогонной бензиновой фракции отгоняют легкую

фракцию до

85 °С, а широкую

85-180 °С (или

85-160 °С) направляют на

риформинг, при этом строго нормируется содержание бензолобразующих

углеводородов в получаемой фракции, что связано с ограничением содержания

бензола в товарном бензине. Для соблюдения требований по содержанию бензола

чаще всего применяют двухколонные схемы, отличающиеся способом соединения

простых колонн (рисунок 2.14).

а - схема прямого потока; б - схема обратного потока;

1 - ректификационная колонна; 2 - стабилизатор;

I - сырье; II - сжиженный углеводородный газ; III - фракция н.к.-85 °С;

IV - фракция 85-180 °С

Рисунок 2.14 - Схема стабилизации бензина и его вторичной перегонки

Схема установки вторичной перегонки бензинов с получением целевой

фракции

62-140 °С как сырья установки каталитического риформинга для

производства суммы ароматических углеводородов показана на рисунке 2.15.

1 - депентанизатор; 2, 3 - ректификационные колонны;

I - сырье; II - сухой и сжиженный газы; III- фракция н.к.-62 °С;

IV - фракция 62-140 °С; V - фракция 140-180 °С

Рисунок 2.15 - Технологическая схема установки вторичной перегонки

бензиновых фракций с получением сырья для производства суммы

ароматических углеводородов на установках каталитического риформинга

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021) - часть 1