Зачем на НПЗ внедряют процессы глубокой переработки нефти | Сибирская нефть | Яндекс Дзен
11 262 subscribers

Зачем на НПЗ внедряют процессы глубокой переработки нефти

691 full read
1,4k story viewsUnique page visitors
691 read the story to the endThat's 47% of the total page views
5 minutes — average reading time

Повышение эффективности нефтеперерабатывающих предприятий — единственный вариант сохранения конкурентоспособности на современном рынке нефтепродуктов. За счет реализации второго этапа модернизации все НПЗ «Газпром нефти» к 2025 году станут по показателю глубины переработки в один ряд с лучшими НПЗ мира.

Зачем на НПЗ внедряют процессы глубокой переработки нефти

Погоня за эффективностью

Еще не так давно глубина переработки нефти, слегка превышающая 80%, в России считалась очень хорошим результатом. Таких передовых предприятий было совсем немного, и в их числе — Омский НПЗ «Газпром нефти», где показатель глубины уже лет десять больше 90%. В целом же в начале 1990-х показатель глубины в среднем по стране составлял 64%, к началу 2000-х поднялся лишь до 68%, а к 2015-му — до 74%. Средний показатель глубины переработки европейских НПЗ к этому времени уже достиг 85%, американских — фантастических по отечественным меркам 96%. Конечно, прямое сравнение не очень корректно, ведь глубина переработки зависит не только от технологического уровня производства и набора процессов, но и от производственной программы, определяющей выпуск мазута, и от качества самой нефти, точнее, от потенциального содержания в ней светлых фракций, выкипающих до 350 °С. Например, переработка газового конденсата позволяет получить до 90% светлых только в результате первичной перегонки. Однако столь большой разрыв в показателях между иностранными и отечественными НПЗ, конечно, только на качество сырья не спишешь: это явный признак технологического отставания. Причин для этого у российской нефтянки к началу второго тысячелетия накопилось множество.

Во времена позднего Советского Союза показатель глубины был не слишком велик: объемы первичной переработки, а с ними и производство мазута, увеличивались пропорционально росту добычи нефти, примерно на 10 млн т в год. Ввод вторичных процессов за этими темпами не поспевал. К тому же автопарк страны был относительно небольшим и при этом довольствовался низкооктановым топливом, а экологические вопросы никого особо не волновали, поэтому мазут в качестве судового или котельного топлива оставался оптимальным выбором.

После развала СССР средств на модернизацию НПЗ у молодых нефтегазовых компаний не было, а когда они появились, пришлось в первую очередь решать другую задачу — повышения качества нефтепродуктов. Этого требовал стремительно растущий и обновляющийся автопарк и ужесточение требований государства к содержанию в топливе вредных веществ, в первую очередь серы. Тем не менее к 2019 году за счет постепенного обновления российских НПЗ среднероссийский уровень глубины переработки заметно подрос, превысив 80%. Конечно, это общая температура по больнице, и если Омский или Волгоградский НПЗ работают почти на американских 92% глубины, то некоторые российские заводы не дотягивают даже до стандартов середины прошлого века. Но перед рынком все равны, а его сегодня бросает то в жар, то в холод от внешних экономических бурь. Он подвергается жесткому давлению экологов с одной стороны и альтернативной энергетики — с другой. Если добавить к этому административные методы воздействия на отрасль и постоянно меняющиеся правила игры, то единственный рецепт сохранения конкурентоспособности для российских компаний — повышение эффективности производства. Поэтому все ВИНКи страны реализуют проекты модернизации, направленные на повышение глубины переработки нефти. «Газпром нефть» делает это на всех своих заводах.

Глубина переработки нефти:
Для расчета глубины переработки в России обычно используют формулу, принятую еще в СССР: из общего объема переработанного НПЗ сырья вычитается объем мазута, произведенного предприятием, объем производственных потерь завода и объем топлива, потраченного на собственные нужды, результат умножается на 100%.
Фактически глубину переработки можно разделить на потенциальную — ту, которую можно обеспечить благодаря технологическим возможностям при максимальной утилизации мазута. И практическую — ту, которую удается достичь в зависимости от качества сырья и запросов рынка.
По итогам девяти месяцев 2020 года глубина переработки на Московском НПЗ составила 85,8%, на Омском НПЗ — 94,6%.
Зачем на НПЗ внедряют процессы глубокой переработки нефти

Базовые принципы

Рецепт повышения глубины прост: надо научиться перерабатывать все остатки первичных процессов, то есть мазут и гудрон. Для «Газпром нефти» стоимость лекарства, выписанного по этому рецепту, — более 600 млрд руб. Для сравнения, «программа качества» стоила «всего» 150 млрд руб. Но на новом этапе и установки сложнее, и требуется их больше. Программой повышения глубины переработки компании предусмотрено строительство 17 новых технологических объектов и реконструкция еще четырех крупных установок. При этом набор новых процессов на всех заводах похож: основные — гидрокрекинг и замедленное коксование. Критерии выбора процессов для всех заводов были близкие — производство высокомаржинальной продукции из нефтяных остатков в соответствии с прогнозом рынка нефтепродуктов и критериями эффективности вложения инвестиций. При этом конкретные проекты выбирались из числа лучших в мире по надежности, безопасности, минимальному уровню воздействия на окружающую среду.

Впрочем, схожи лишь принципы, ведь двух одинаковых НПЗ в мире не существует. У всех разное сырье, разные рынки сбыта. Московский НПЗ работает в регионе, где расположен авиаузел, потребляющий около половины общероссийского объема реактивного топлива, поэтому основным продуктом гидрокрекинга в столице будет авиакеросин. Главная же задача для Омска — рост производства дизеля, особенно зимних марок. При этом программы на всех заводах предусматривают практически полный отказ от выпуска высокосернистого мазута. Однако и здесь отличия существуют: в продуктовой корзине Омского НПЗ по-прежнему останется востребованное рынком судовое топливо, выпускающееся на основе тяжелых фракций.

Еще одна общая черта совершенствования всех заводов — закладка в программу модернизации постепенного ухудшения качества сырья. Большинство НПЗ России, включая заводы "Газпром нефти", снабжаются нефтью по магистральным нефтепроводам, и ее качество по разным причинам с годами ухудшается. Программы развития предприятий предполагают и учитывают этот фактор. Снижение выхода светлых нефтепереработчики компенсируют созданием процессов переработки нефтяных остатков, а повышенное содержание серы — дополнительными мощностями утилизации сероводорода — производствами серы или серной кислоты.

Глубина в комплексе

Комплекс глубокой переработки Омского НПЗ (КГПН) включает три основных процесса: гидрокрекинг, производство водорода и серы. Сердце КГПН — установка гидрокрекинга мощностью два млн тонн в год. Она построена по лицензии Chevron и способна работать в двух режимах: топливном с конверсией не менее 99% и масляном с конверсией 87,5%, что дает омскому предприятию гибкость, столь необходимую в сегодняшних условиях нестабильного рынка нефтепродуктов. Главный фактор экономической эффективности комплекса — не менее чем 75%-ный выход средних дистиллятов (керосин и дизельное топливо), соответствующих современным экологическим требованиям. При этом возможность производить сырье для производства масел станет основой работы комплекса гидроизодепарафинизации (ГИДП) на Омском заводе смазочных материалов, запуск которого пополнит продуктовую корзину базовыми маслами второй и третьей групп. В качестве сырья гидрокрекинг будет использовать вакуумный газойль первичной переработки, остаточные продукты процессов производства масел, а также тяжелый газойль установки замедленного коксования.

Необходимость строительства в составе КГПН водородной секции обусловлена самой сутью процесса гидрокрекинга, в ходе которого разрушаются большие молекулы сырья, а полученные при этом малые молекулы насыщаются водородом. Новая установка мощностью 100 тыс. куб. м в час будет снабжать сверхчистым водородом (чистота 99,9%) не только гидрокрекинг, но и ГИДП. Кроме того, часть водорода будет выводиться в общезаводскую сеть, а тепло, выделяющееся в процессе работы установки, утилизироваться за счет выработки водяного пара. Часть пара вновь станет сырьем для водородной секции, а часть — энергоносителем, приводящим в движение динамическое оборудование с помощью паровых турбин.

Для утилизации соединений аммиака и сероводорода, которые образуются при очистке нефтепродуктов от азота и серы, в состав КГПН включена установка производства серы (УПС), работа которой основана на процессе Клауса — термическом разложении сероводорода с получением жидкой серы. Аммиак при этом сжигается, образуя безвредные водяной пар и молекулярный азот. Для обеспечения безопасности для окружающей среды в новой УПС используется система глубокой очистки отходящих газов. К ней подключена и старая серная установка, действующая на ОНПЗ с 1994 года. За счет этого воздействие всего предприятия на атмосферу значительно снизится. Планируется, что все элементы омского комплекса глубокой переработки будут готовы к пуску уже в следующем году.

На Московском НПЗ «Газпром нефти» планируется построить КГПН, схожий по конфигурации с омским. Правда здесь установка гидрокрекинга будет строиться по технологии Shell, а не Chevron. Это как раз пример того, как разные задачи и разные конфигурации НПЗ требуют разных проектов для реализации одного и того же процесса. Главный целевой продукт для московского завода — реактивное топливо, поэтому одним из основных критериев выбора технологии стал именно увеличенный выход керосина. Маслоблока на МНПЗ нет, но здесь своя гибкость: при необходимости можно сделать акцент на выработке зимнего дизельного топлива.

Цели у водородной секции КГПН Московского НПЗ те же, что и в Омске, а проект выбирался во многом исходя из внутризаводских условий: территория московского завода намного меньше, чем омского, поэтому одним из основных критериев выбора проекта стало минимальное пятно застройки при сохранении необходимой мощности.

Это же, кстати, касается и других объектов. Для сравнения: секция гидрокрекинга МНПЗ мощностью 2 млн т в год занимает площадь чуть больше 31 тыс. кв. м, а, например, на Афипском НПЗ — 55,5 тыс. кв. м при мощности 2,5 млн т в год. Впрочем, в Омске гидрокрекинг тоже достаточно компактен — около 35 тыс. кв. м.

Что касается московской установки производства серы, то технологически она во многом повторяет омский проект. Изначально предполагалось, что она будет завязана только на КГПН, однако затем было решено сделать новую УПС двухпоточной: одна нитка для глубокой переработки, вторая заменит старую серу. И, конечно, московская УПС будет максимально экологичной. Место традиционного бассейна для жидкой серы здесь займет закрытая емкость. При этом установка производства серы должна стать первым объектом, введенным в эксплуатацию в рамках этапа глубины. Ее запуск намечен на 2023 год, в то время как гидрокрекинг будет готов к 2025-му.

На третьем российском нефтеперерабатывающем заводе «Газпром нефти» — ЯНОСе (совместный актив с «Роснефтью» — прим. «СН») — ядром нового комплекса глубокой переработки станет не гидрокрекинг, а установка замедленного коксования (УЗК). Впрочем, новые коксовые комплексы появятся и на остальных предприятиях.

Заинтересовала статья? Или вам интересны другие темы? Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.

Переработка нефти: что такое вторичные процессы
Может ли взорваться нефтеперерабатывающий завод?
Нефтепереработка: от первых опытов до современных заводов

Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/