Возможные сценарии модернизации НПЗ
В Западной Европе с 2005 г. введены в действие нормы Euro-4 на моторные топлива, а в некоторых странах и нормы Euro-5. В России лишь некоторые НПЗ приступили к выпуску топлив в соответствии с требованиями Euro-3. Основной объем топлив производится по спецификациям, соответствующим требованиям Euro 2. Перевод НПЗ России на выпуск топлив в соответствии с Euro-4 планируется с 2010 г.
Состояние отечественной нефтепереработки характеризуется: глубиной переработки нефти ~ 70% против не менее 85% в странах ЕЭС; изношенностью основной части оборудования НПЗ; отсутствием на большинстве НПЗ требуемого набора вторичных процессов; отсутствием необходимой законодательной базы. Требуются серьезные усилия и значительные капвложения. Решение проблемы может быть только комплексным.
При выборе сценария модернизации НПЗ следует учитывать целый комплекс факторов, включая мощность по сырью, его качество, набор установок, характеристики и состояние оборудования, наличие производственных площадей, состояние инфраструктуры, вопросы хранения, транспорта и сбыта продуктов.
Мировой опыт по модернизации НПЗ ведущих стран показывает, что независимо от конкретных условий технологическая схема, как правило, использует ряд известных технологий, таких как первичная перегонка сырья, гидроочистка бензиновой и дизельной фракций, изомеризация легкой и катриформинг тяжелой частей бензина. В период модернизации НПЗ указанные установки чаще всего подвергаются реконструкции, а в отдельных случаях осуществляется строительство новых установок.
Существующие на ряде НПЗ установки изомеризации по однопроходной технологии могут быть реконструированы с дооборудованием блоками извлечения и рециркуляции слаборазветвленных углеводородов С5, С6 и заменой катализаторов на более эффективные. На большинстве же НПЗ потребуется строительство новых установок изомеризации.
Каталитический риформинг в схемах модернизации НПЗ используют как по варианту с непрерывной циркуляцией катализатора, так и путем реконструкции установок с переводом на частичную непрерывную регенерацию катализатора, или, чаще всего, путем реконструкции установок традиционного (со стационарным катализатором) риформинга со снижением рабочего давления.
Проблема получения дизельных топлив в соответствии с новыми требованиями решается или путем строительства новых современных, или, чаще всего, путем реконструкции действующих установок с реализацией того или иного набора мероприятий.
Многие действующие на российских НПЗ установки гидроочистки, учитывая состояние их оборудования и расчетные параметры работы, подлежат замене на новые более современные. В отдельных случаях реконструкции могут быть подвержены установки типа Л-24/2000.
Включение в схемы НПЗ указанного выше набора технологий представляется обязательным, но недостаточным для получения топлив (кроме среднедестиллятных) качества в соответствии с перспективными требованиями и не решает задачи достижения требуемого (не менее 85%) уровня глубины переработки сырья.
Для переработки тяжелого сырья на НПЗ ведущих стран применяется широкий спектр технологий. Наиболее популярными для переработки ВГ остаются усовершенствованные технологии КК и ГК. При использовании высокосернистого сырья установки КК дооборудуются блоками предварительной гидроочистки или легкого ГК.
Однако без квалифицированной переработки вакуумного остатка не может быть решена задача по углублению переработки большинства нефтей до уровня 85% и выше. Использование висбрекинга решает проблему лишь частично. В отдельных случаях при переработке высокококсуемого сырья могут применяться технологии коксования.
Как показывает мировой опыт, проблема решается на многих НПЗ путем использования ГК. При этом все чаще остатки используют на НПЗ в качестве сырья установок газификации, а с помощью получаемого синтез-газа одновременно вырабатывают электроэнергию на парогазотурбинных установках и попутно получают водород.
Получаемые с установок переработки остаточных фракций дестилляты и газы требуют глубокой доочистки от серы. Чаще дестилляты направляют в сырье установок глубокой гидроочистки дизельных фракций и ГК ВГ.
Для доведения получаемых бензинов до требований Euro-4 необходимы высокооктановые компоненты с низкими содержаниями ароматики и серы.
Таким требованиям в значительной степени удовлетворяют алкилаты (и олигомеризаты), в меньшей степени оксигенаты.
В последние годы усилия нефтепереработчиков направлены на разработку и реализацию технологий алкилирования на твердых катализаторах, свободных от недостатков, присущих процессам на жидких кислотах.
Для процесса алкилирования требуются в качестве сырья легкие изопарафины и олефины (С3-С5). Таким требованиям отвечает газы С3, С4 с установок КК.
Снижение содержаний в бензинах наиболее токсичного бензола достигается путем использования различных технических и технологических приемов, включая выделение, гидрирование и, прежде всего, оптимизацию состава сырья риформинга.
Еще одной проблемой является удаление серы до требований норм из бензина КК. Традиционная гидроочистка не приемлема. В результате реализованы процессы селективной гидроочистки.
Вышеперечисленный набор технологий в целом представляется достаточно определенным. Однако в каждом конкретном случае требуется выбор оптимального набора технологий.
При этом многие технологии подлежат реализации в условиях России путем строительства новых установок.
Рассмотрено несколько из возможных сценариев модернизации НПЗ, отличающихся мощностью по сырью и его качеством.
Рекомендуемые для каждого из сценариев наборы технологии обеспечивают решение задач по получению топлив в соответствии с требованиями Euro-4 и по достижению глубины переработки на уровне не ниже 85%. При этом набор технологий по двум первым сценариям моделирует НПЗ относительно большой мощности по сырью (12 млн.т/год), три последующих сценария – НПЗ малой мощности (6 млн.т/год). В качестве сырья для первых четырех сценариев выбрана сернистая нефть, а для последнего сценария –малосернистая.
Сценарий 1 может быть предложен для крупных (проектная мощность по сырью более 10-12 млн.т/год) НПЗ при использовании сернистого сырья.
Блок-схема сценария 1 включает набор установок: ЭЛОУ-АВТ-6(2), гидроочистка смеси прямогонного и вторичных бензинов, установки изомеризации, риформинга, блоки разделения риформата, компаундирования бензинов, установки гидроочистки смеси прямогонного и вторичных средних дестиллятов (2), ГК ВГ, КК ВГ, КК остаточного сырья, очистки и разделения газов, алкилирования и селективной очистки бензинов КК.
При этом предлагаются конкретные высокоэффективные технологии известных фирм, решающие поставленные задачи.
Анализ результатов по сценарию 1 показывает, что предлагаемая для переработки сернистой нефти схема обеспечивает выполнение задач.
По предлагаемой схеме НПЗ, получаемый на установке КК остаточного сырья тяжелый газойль направляется на газификацию.
Обязательно включение в схему НПЗ установок по утилизации сероводорода и глубокой доочистки хвостовых газов до требований экологических норм, а также является использование технологий глубокого обезвреживания и очистки жидких и твердых отходов и выбросов с доведением до требований новых жестких норм.
Основным достоинством сценария 1 является высокая гибкость схемы, позволяющая управлять объемами выпускаемых топлив отдельных марок.
С целью увеличения доли вырабатываемого дизтоплива в общем объеме топлив вместо установки КК может быть включена установка ГК остаточного сырья (сценарий 2).
В отличие от сценария 1 по сценарию 2 наблюдается перераспределение выработки продуктов в пользу среднедестиллятных топлив.
Изменение качества сырья может привести к некоторым коррективам в сценарии модернизации. Так, повышение серы в исходной нефти потребует ужесточения режима работы установок и повышения расходов водорода, увеличения выработки элементарной серы. В этой связи при выборе сценария необходимо учитывать и предусмотреть определенный запас мощностей ряда установок. То же касается и других возможных изменений, в том числе утяжеление или облегчение сырья.
Для НПЗ малой мощности по сырью, с учетом рентабельности работы установок, возникают сложности с выбором оптимального набора технологий. Гораздо труднее обеспечить гибкость схемы по выпускаемым продуктам в зависимости от изменения качества сырья.
В этом случае одновременное строительство установок КК и ГК по соображениям высоких кап.затрат и достижения рентабельности их работы при ограниченном потенциале сырья может исключаться. По этой причине возможны два подварианта: каткрекинг или гидрокрекинг. Преимущество первого из них (сценарий 3) заключается в возможности обеспечения сырьем установки алкилирования (или получения оксигенатов). Недостатком является значительный сдвиг в общем объеме продукции в сторону преимущественного выпуска автобензинов.
Этих недостатков лишен сценарий 4, предусматривающий строительство установки гидрокрекинга. Однако в этом случае необходимо решение проблемы обеспечения установки алкилирования сырьем. Проблема решается путем включения в схему установки дегидрирования предельных с получением сырья алкилирования.
Схемы по сценариям 3, 4 включают тот же набор установок по переработке бензиновых и дизельных фракций, что и по сценариям 1 и 2. Отличия заключаются в наборе технологий по переработке тяжелого сырья. Бензин КК подвергается селективной гидроочистке с получением малосернистого компонента, как и в случае сценариев 1, 2. Кроме того, схема по сценарию 3 включает блок получения и короткоцикловой адсорбции для очистки и концентрирования сбросного ВСГ с установок гидроочистки, изомеризации и КК. По сценарию 4 вакуумный газойль и гудрон подвергаются переработке на установках ГК. Из-за увеличения потребления водорода по сравнению со сценарием 3 схема включает водородную установку с блоком КЦА.
В отсутствии в схеме НПЗ установки КК предлагается сбор газов С3, С4 с большинства установок на блоке очистки и разделения с получением бутановой фракции и изобутана.
Безусловно, реализация схемы по сценарию 4 обойдется дороже, чем по сценарию 3. Однако вариант по сценарию 4 может представляться более перспективным (с учетом дальнейшей дизелизации транспорта) из-за более высокого выхода среднедестиллятных топлив. Следует отметить более высокий выход ценных продуктов по сценарию 4. Оба сценария обеспечивают решение задач по выпуску топлив требуемого качества и повышению глубины переработки.
В случае переработки на НПЗ малой мощности малосернистой нефти технологическая схема (по сценарию 5) может быть несколько упрощена. При этом могут быть исключены блоки предгидроочистки установок изомеризации и риформинга. Первичная переработка может быть оформлена без блока вакуумной перегонки. Малосернистый мазут в этом случае направляется на установку КК. Схема включает также установку алкилирования и блок КЦА. Однако, схема не отличается гибкостью по вырабатываемым продуктам и чувствительна к изменениям качества сырья, - пишет "АИ-92".
Состояние отечественной нефтепереработки характеризуется: глубиной переработки нефти ~ 70% против не менее 85% в странах ЕЭС; изношенностью основной части оборудования НПЗ; отсутствием на большинстве НПЗ требуемого набора вторичных процессов; отсутствием необходимой законодательной базы. Требуются серьезные усилия и значительные капвложения. Решение проблемы может быть только комплексным.
При выборе сценария модернизации НПЗ следует учитывать целый комплекс факторов, включая мощность по сырью, его качество, набор установок, характеристики и состояние оборудования, наличие производственных площадей, состояние инфраструктуры, вопросы хранения, транспорта и сбыта продуктов.
Мировой опыт по модернизации НПЗ ведущих стран показывает, что независимо от конкретных условий технологическая схема, как правило, использует ряд известных технологий, таких как первичная перегонка сырья, гидроочистка бензиновой и дизельной фракций, изомеризация легкой и катриформинг тяжелой частей бензина. В период модернизации НПЗ указанные установки чаще всего подвергаются реконструкции, а в отдельных случаях осуществляется строительство новых установок.
Существующие на ряде НПЗ установки изомеризации по однопроходной технологии могут быть реконструированы с дооборудованием блоками извлечения и рециркуляции слаборазветвленных углеводородов С5, С6 и заменой катализаторов на более эффективные. На большинстве же НПЗ потребуется строительство новых установок изомеризации.
Каталитический риформинг в схемах модернизации НПЗ используют как по варианту с непрерывной циркуляцией катализатора, так и путем реконструкции установок с переводом на частичную непрерывную регенерацию катализатора, или, чаще всего, путем реконструкции установок традиционного (со стационарным катализатором) риформинга со снижением рабочего давления.
Проблема получения дизельных топлив в соответствии с новыми требованиями решается или путем строительства новых современных, или, чаще всего, путем реконструкции действующих установок с реализацией того или иного набора мероприятий.
Многие действующие на российских НПЗ установки гидроочистки, учитывая состояние их оборудования и расчетные параметры работы, подлежат замене на новые более современные. В отдельных случаях реконструкции могут быть подвержены установки типа Л-24/2000.
Включение в схемы НПЗ указанного выше набора технологий представляется обязательным, но недостаточным для получения топлив (кроме среднедестиллятных) качества в соответствии с перспективными требованиями и не решает задачи достижения требуемого (не менее 85%) уровня глубины переработки сырья.
Для переработки тяжелого сырья на НПЗ ведущих стран применяется широкий спектр технологий. Наиболее популярными для переработки ВГ остаются усовершенствованные технологии КК и ГК. При использовании высокосернистого сырья установки КК дооборудуются блоками предварительной гидроочистки или легкого ГК.
Однако без квалифицированной переработки вакуумного остатка не может быть решена задача по углублению переработки большинства нефтей до уровня 85% и выше. Использование висбрекинга решает проблему лишь частично. В отдельных случаях при переработке высокококсуемого сырья могут применяться технологии коксования.
Как показывает мировой опыт, проблема решается на многих НПЗ путем использования ГК. При этом все чаще остатки используют на НПЗ в качестве сырья установок газификации, а с помощью получаемого синтез-газа одновременно вырабатывают электроэнергию на парогазотурбинных установках и попутно получают водород.
Получаемые с установок переработки остаточных фракций дестилляты и газы требуют глубокой доочистки от серы. Чаще дестилляты направляют в сырье установок глубокой гидроочистки дизельных фракций и ГК ВГ.
Для доведения получаемых бензинов до требований Euro-4 необходимы высокооктановые компоненты с низкими содержаниями ароматики и серы.
Таким требованиям в значительной степени удовлетворяют алкилаты (и олигомеризаты), в меньшей степени оксигенаты.
В последние годы усилия нефтепереработчиков направлены на разработку и реализацию технологий алкилирования на твердых катализаторах, свободных от недостатков, присущих процессам на жидких кислотах.
Для процесса алкилирования требуются в качестве сырья легкие изопарафины и олефины (С3-С5). Таким требованиям отвечает газы С3, С4 с установок КК.
Снижение содержаний в бензинах наиболее токсичного бензола достигается путем использования различных технических и технологических приемов, включая выделение, гидрирование и, прежде всего, оптимизацию состава сырья риформинга.
Еще одной проблемой является удаление серы до требований норм из бензина КК. Традиционная гидроочистка не приемлема. В результате реализованы процессы селективной гидроочистки.
Вышеперечисленный набор технологий в целом представляется достаточно определенным. Однако в каждом конкретном случае требуется выбор оптимального набора технологий.
При этом многие технологии подлежат реализации в условиях России путем строительства новых установок.
Рассмотрено несколько из возможных сценариев модернизации НПЗ, отличающихся мощностью по сырью и его качеством.
Рекомендуемые для каждого из сценариев наборы технологии обеспечивают решение задач по получению топлив в соответствии с требованиями Euro-4 и по достижению глубины переработки на уровне не ниже 85%. При этом набор технологий по двум первым сценариям моделирует НПЗ относительно большой мощности по сырью (12 млн.т/год), три последующих сценария – НПЗ малой мощности (6 млн.т/год). В качестве сырья для первых четырех сценариев выбрана сернистая нефть, а для последнего сценария –малосернистая.
Сценарий 1 может быть предложен для крупных (проектная мощность по сырью более 10-12 млн.т/год) НПЗ при использовании сернистого сырья.
Блок-схема сценария 1 включает набор установок: ЭЛОУ-АВТ-6(2), гидроочистка смеси прямогонного и вторичных бензинов, установки изомеризации, риформинга, блоки разделения риформата, компаундирования бензинов, установки гидроочистки смеси прямогонного и вторичных средних дестиллятов (2), ГК ВГ, КК ВГ, КК остаточного сырья, очистки и разделения газов, алкилирования и селективной очистки бензинов КК.
При этом предлагаются конкретные высокоэффективные технологии известных фирм, решающие поставленные задачи.
Анализ результатов по сценарию 1 показывает, что предлагаемая для переработки сернистой нефти схема обеспечивает выполнение задач.
По предлагаемой схеме НПЗ, получаемый на установке КК остаточного сырья тяжелый газойль направляется на газификацию.
Обязательно включение в схему НПЗ установок по утилизации сероводорода и глубокой доочистки хвостовых газов до требований экологических норм, а также является использование технологий глубокого обезвреживания и очистки жидких и твердых отходов и выбросов с доведением до требований новых жестких норм.
Основным достоинством сценария 1 является высокая гибкость схемы, позволяющая управлять объемами выпускаемых топлив отдельных марок.
С целью увеличения доли вырабатываемого дизтоплива в общем объеме топлив вместо установки КК может быть включена установка ГК остаточного сырья (сценарий 2).
В отличие от сценария 1 по сценарию 2 наблюдается перераспределение выработки продуктов в пользу среднедестиллятных топлив.
Изменение качества сырья может привести к некоторым коррективам в сценарии модернизации. Так, повышение серы в исходной нефти потребует ужесточения режима работы установок и повышения расходов водорода, увеличения выработки элементарной серы. В этой связи при выборе сценария необходимо учитывать и предусмотреть определенный запас мощностей ряда установок. То же касается и других возможных изменений, в том числе утяжеление или облегчение сырья.
Для НПЗ малой мощности по сырью, с учетом рентабельности работы установок, возникают сложности с выбором оптимального набора технологий. Гораздо труднее обеспечить гибкость схемы по выпускаемым продуктам в зависимости от изменения качества сырья.
В этом случае одновременное строительство установок КК и ГК по соображениям высоких кап.затрат и достижения рентабельности их работы при ограниченном потенциале сырья может исключаться. По этой причине возможны два подварианта: каткрекинг или гидрокрекинг. Преимущество первого из них (сценарий 3) заключается в возможности обеспечения сырьем установки алкилирования (или получения оксигенатов). Недостатком является значительный сдвиг в общем объеме продукции в сторону преимущественного выпуска автобензинов.
Этих недостатков лишен сценарий 4, предусматривающий строительство установки гидрокрекинга. Однако в этом случае необходимо решение проблемы обеспечения установки алкилирования сырьем. Проблема решается путем включения в схему установки дегидрирования предельных с получением сырья алкилирования.
Схемы по сценариям 3, 4 включают тот же набор установок по переработке бензиновых и дизельных фракций, что и по сценариям 1 и 2. Отличия заключаются в наборе технологий по переработке тяжелого сырья. Бензин КК подвергается селективной гидроочистке с получением малосернистого компонента, как и в случае сценариев 1, 2. Кроме того, схема по сценарию 3 включает блок получения и короткоцикловой адсорбции для очистки и концентрирования сбросного ВСГ с установок гидроочистки, изомеризации и КК. По сценарию 4 вакуумный газойль и гудрон подвергаются переработке на установках ГК. Из-за увеличения потребления водорода по сравнению со сценарием 3 схема включает водородную установку с блоком КЦА.
В отсутствии в схеме НПЗ установки КК предлагается сбор газов С3, С4 с большинства установок на блоке очистки и разделения с получением бутановой фракции и изобутана.
Безусловно, реализация схемы по сценарию 4 обойдется дороже, чем по сценарию 3. Однако вариант по сценарию 4 может представляться более перспективным (с учетом дальнейшей дизелизации транспорта) из-за более высокого выхода среднедестиллятных топлив. Следует отметить более высокий выход ценных продуктов по сценарию 4. Оба сценария обеспечивают решение задач по выпуску топлив требуемого качества и повышению глубины переработки.
В случае переработки на НПЗ малой мощности малосернистой нефти технологическая схема (по сценарию 5) может быть несколько упрощена. При этом могут быть исключены блоки предгидроочистки установок изомеризации и риформинга. Первичная переработка может быть оформлена без блока вакуумной перегонки. Малосернистый мазут в этом случае направляется на установку КК. Схема включает также установку алкилирования и блок КЦА. Однако, схема не отличается гибкостью по вырабатываемым продуктам и чувствительна к изменениям качества сырья, - пишет "АИ-92".