Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

Блоги

18.08.2015 / 08:54

НПЗ без топлива

Переработка нефти по схеме топливной, топливно-нефтехимической и нефтехимической.
Учение свет, а не учение – сумерки.
Практически все нефтепереработчики и нефтехимики помнят учебники: Гуревич И. Л., Смидович Е. В., Черножуков Н. И. «Технология переработки нефти и газа» в 3 частях, в также Паушкин Я. М., Адельсон С. В., Вишнякова Т. П. «Технология нефтехимического синтеза» в двух частях, «Справочник нефтехимика» под редакцией Огородникова С. К.  и «Справочник нефтепереработчика» под редакцией Ластовкина Г. А., Радченко Е. Д., Рудина М. Г. в двух частях.

Вспомним, что там написано о топливной и топливно-масляной схеме переработке нефти. И бензин, и дизель, и мазут, и масла. Написано про все каталитические и термические процессы, которые позволяют утилизировать мазут и гудрон и опять-таки получать много бензина и дизеля. Но совсем ничего не написано о том, что:
•    на хорошем топливном НПЗ мощность вторичных процессов должна в два раза превышать мощность первичных, или хотя бы приближаться к этому коэффициенту
•    «Глубина переработки» как некий иллюстративный показатель хорош только для «самоваров», в то время как индекс Нельсона и выход светлых, т. е. бензина и дизеля к нефти, гораздо более информативные и объективные для любого НПЗ
•    Дороги плохие, потому что битум надо делать из соответствующих нефтей или тщательно подобранных сырьевых комбинаций, если таковых нефтей под рукой не имеется

О топливно-нефтехимической схеме переработки нефти написано значительно меньше, но, конечно, классика не забыта:
•    нефть – нафта – ароматика
•    нефть – (СУГ+нафта) – пиролиз
•    нефть – фракция 360 – 530°С – каталитический крекинг – пропилен
Однако дальше классики дело не пошло, даже вариант «нефть – дизельная фракция – пиролиз», описывается без энтузиазма и огонька в глазах.

О нефтехимической схеме переработки нефти написано лишь только то, что в светлом будущем получится великолепный симбиоз нефтепереработчиков и химиков, а пока надо пользоваться тем, что есть. Итак, было:
•    шесть установок пиролиза рядом с НПЗ, один пиролиз рядом с трубой дизельной, а второй рядом с трубой бензиновой
•    два больших почти полноцикловых комплекса ароматики, один немного не полноцикловый, и много-много  маленьких на бензол

То есть даже в учебниках было не найти описания того, как нефть или газовый конденсат на завод зашли, а вышли исключительно в виде сырьевых компонентов для нефтехимии, ну или, по крайней мере, что бы их было, как минимум, 2/3 от поставляемой нефти. Итак, вопрос остается следующий: как из нефти сделать максимально возможное количество нефтехимического сырья с разумными капитальными затратами, причем не дожидаясь прилета инопланетян?

Это не очень простая задача, имеющая множество технологических решений. Собственно, в этом и заключается сложность – выбор оптимума. Кстати, таких попыток – нефть-нефтехимия, - уже было три штуки: это «САНОРС», ОНК и ВНХК. Попытка, как известно, не пытка, так почему бы и нам не попробовать? Здесь мы не говорим о рисовании квадратиков, то есть поточных схем, в этом все настолько преуспели, что «ученых учить – только портить». Посмотрим на итоговые цифры. В Таблице 1 приведены три нефти с API 26,87, 31,7, 36,7 и газовый конденсат с API 51,20. Не будем озадачиваться содержанием серы, а просто примем, что это 2,0%, 1,7%, 1,2% и 0,6% (масс.) соответственно, PONA или PIONA у этого сырья самые обычные, т. е. это не нафтеновые и не ароматические нефти. То есть все серое и рядовое, как штаны пожарника, а потому и цифру годовой сырьевой нагрузки возьмем рядовую:  6 млн т/год.

Таблица 1.

Нефть, °API

26.87

31.70

36.70

51.20

Выход по фракциям, % масс

Фракция  до 85°C

5.40

7.50

12.00

17.00

Фракция  85°C-180°C

12.60

16.00

25.00

37.00

Фракция  180°C-360°C

21.90

22.00

31.50

33.00

Фракция 360°C - 530°С

27.50

24.50

15.50

8.00

Фракция 530°С+

32.60

30.00

16.00

5.00

ИТОГО

100.00

100.00

100.00

100.00


Прежде чем заняться получением сырья для нефтехимии из нефти с максимальной отдачей, потренируемся в расчетах, а для этого вспомним, что «каждый приличный и уважающий себя НПЗ должен иметь мощность вторичных процессов, в два или почти в два раза больше, чем первичных». В Таблице 2 просто для иллюстрации приведенные данные для такого НПЗ, работающего с соответствующим сырьем по топливной схеме.

Таблица 2.

Вариант Топливный

Нефть, °API

26.87

31.70

36.70

51.20

Наименование процессов для топливного варианта и загрузка процессов в тыс.т/год по сырью

АВТ

6,000.00

6,000.00

6,000.00

6,000.00

Гидроочистка нафты

1,068.78

1,233.67

1,666.23

2,325.48

Каталитический риформинг

1,036.72

1,196.66

1,616.24

2,255.72

Гидроочистка дизеля

2,269.87

2,168.10

2,334.32

2,150.49

Гидроочистка ВГО

1,944.00

1,890.00

1,404.00

720.00

Каталитический крекинг

2,348.68

2,223.30

1,513.88

698.40

Замедленное коксование (УЗК)

1,849.89

1,557.86

607.11

146.87

Термический крекинг для УЗК

0.00

0.00

0.00

36.72

Алкилирование пропилена

164.41

155.63

105.97

48.89

МТБЭ

352.30

333.50

227.08

104.76

ТАМЭ

 

 

 

 

ГФУ

634.14

620.23

515.28

469.50

Изомеризкация

482.00

605.00

839.00

1,137.00

Гидрокрекинг

 

 

 

 

Сероочистка газов

178.52

170.62

139.11

119.81

Товарные продукты

 

 

 

 

Бензин, Евро-5

2,767.42

2,936.18

3,054.66

3,344.73

Дизель, Евро-5

2,145.03

2,048.86

2,205.93

2,032.22

Пропан-бутановая фракция

443.90

434.16

360.69

328.65

Кокс

462.47

389.47

151.78

36.72

Мазут

0.00

0.00

0.00

0.00

Сера

99.19

84.47

65.17

34.35

Газы в топливную сеть

79.33

86.14

138.94

185.47

ИТОГО

5,997.34

5,979.28

5,977.17

5,962.13

Потери

2.66

20.72

22.83

37.87

Мощность вторичных процессов

12,329.31

12,154.56

10,968.21

10,213.65

Отношение мощности вторичных процессов к первичным

2.05

2.03

1.83

1.70



Таким образом, в течение нескольких часов мы с вами состряпали довольно неплохие балансы для четырех НПЗ исключительно с помощью пальцев двух рук и хорошей памяти на типовые балансы для различных нефтей и конденсатов. «Модельеры», тыкающие пальцами в специальные для этого придуманные программные продукты, могут проверить полученные результаты, а если не сойдется, то проверить еще разок, так как палец точно залетел не на ту клавишу.

Краткие выводы по результатам из Таблицы 2:
•    мощность вторичных процессов, как и было обещано, приближается к 2 для нефтей, а про конденсат я ничего и не обещал
•    бензин преобладает над дизелем, а если хотим наоборот, то вместо УЗК надо ввести ГК или их комбинацию
•    процесс ТК совмещенный с УЗК позволяет улучшать качество кокса, если в этом есть смысл, т. е. сера в коксах находится в разумных пределах, поэтому комбинация ТК – УЗК использована только для переработки тяжелых остатков от газового конденсата и тяжелого дизеля КК, но кокс в этом случае будет получаться с ценой до $1600 за тонну
•    увеличить отношение мощностей вторичных мощностей к первичны возможно (не выходя за рамки топливной схемы, т. е. не перепрыгивая в топливно-масляную) для этого можно использовать флексикокинг, изомеризацию бутана, количество которого в нашей пропан-бутановой фракции более чем достаточно,  а после этого алкилирование, эти действия приведут к увеличению отношения до 2,1 – 2,2 в случае двух первых нефтей
•    если увеличения до 2,2 – 2,3 недостаточно, и акулы капитализма требуют еще бензина, выполняется элементарная операция: из бензина КК выделяется фракция С5 и отправляется на производство ТАМЕ, затем возвращается на блендинг бензина, количество которого после этого возрастает, а коэффициент вторичных к первичным начинает приближаться к 2,3-2,4
•    существует еще несколько нехитрых шагов, которые способны сделать НПЗ более чем приличным, т. е. соотношение достигнет 2,5 и более, а как это сделать, каждый уважающий себя «мазутчик», конечно же, знает
•    для балансов использованы стандартные технологические конфигурации, которые работают на десятках и сотнях заводов мира, т. е. никакой эмпирики и выдумок. В качестве каталитического риформинга рассматривался риформинг на бензины, а в качестве каталитического крекинга – стандартный FCC.

Пора оставить топливные балансы ремесленникам и заняться высоким искусством – нефтехимической схемой переработки нефти. С молоком alma mater мы все впитали, что направлений, по сути, всего два: нефть в ароматику и нефть в олефины. Но ничего не мешает все это свалить в кучу и получить третье направление: нефть в ароматику и олефины. Но даже это – полумеры. Вот и в указанных направлениях что-то от нефти остается. Дизель и мазут в направлении «нефть – ароматика», мазут останется в схеме  «нефти – олефины» (так как дизель мы тоже спалим на пиролизе, превратив его в олефины), а нельзя ли утилизировать все без остатка? Можно! Следим за руками и не забываем, что все, что будет показано в Таблице 3, существует на практике.

Таблица 3.

Вариант Нефтехимический

Нефть, °API

26.87

31.70

36.70

51.20

Наименование процессов для топливного варианта и загрузка процессов в тыс.т/год по сырью

АВТ

6,000.00

6,000.00

6,000.00

6,000.00

Стабилизация газов сырья пиролиза

975.82

1,072.80

1,247.46

1,525.60

Гидроочистка прямогонной нафты

818.00

1,021.00

1,579.00

2,300.00

Фракционирование прямогонной нафты

793.46

990.37

1,531.63

2,231.00

Каталитический риформинг

396.73

495.19

765.82

1,115.50

Гидроочистка дизеля

1,561.44

1,532.60

1,983.32

2,005.20

Гидроочистка ВГО

1,944.00

1,890.00

1,404.00

720.00

Каталитический пиролиз СPP

2,467.38

2,316.30

1,531.98

719.40

Флексикокинг

1,662.00

1,380.00

486.00

0.00

Пиролиз нафты и фракции С3-С4.

1,624.55

1,847.99

2,365.28

3,091.10

Пиролиз дизельной фракции.

1,475.56

1,448.31

1,874.24

1,894.91

Ароматизация "непредельной нафты" и непредельных С4-С6

1,852.70

1,805.41

1,613.51

1,445.48

Товарные продукты

 

 

 

 

Этилен

1,327.99

1,365.15

1,488.59

1,576.30

Пропилен

919.16

918.89

889.16

836.37

Бутадиен

99.80

107.08

137.63

164.34

Бензол

625.88

649.32

744.16

833.48

Толуол

 

 

 

 

Параксилол

981.77

1,004.43

1,039.74

1,120.20

Ортоксилол

 

 

 

 

Метаксилол

 

 

 

 

Сырье для конструкционных графитов и анизотропных коксов

583.02

572.72

611.46

639.01

Газы в топливную сеть и на когенерацию

1,372.28

1,304.99

1028.71

863.37

ИТОГО

5,809.90

5,822.58

5,889.45

5,973.07

Потери

90.10

77.42

60.55

26.93

Мощность вторичных процессов

15,571.64

15,799.96

16,382.22

17,108.19

Отношение мощности вторичных к первичным

2.60

2.63

2.73

2.85


Составление балансов для четырех нефтехимических комплексов заняло немного больше времени, но оно потрачено не зря, вы видите какое жуткое количество нефтехимического сырья получено из мизерных по российским меркам 6 млн тонн нефти в год. Сравните данную таблицу с балансами, которые показывает, например, ВНХК в своих постоянно изменяющихся презентациях и вы поймете, что «Роснефти» как минимум есть к чему стремиться. Не будем останавливаться на пальцах «модельеров», но справедливости ради отметим, что основа у всех балансов, конечно же, была, там же приведены цифры баланса для процесса СРР.

Что же мы получили в  Таблице 3:
•    мощность вторичных процессов, конечно же, значительно выше чем в топливном варианте и приближается к цифре «3», чего не может существовать на «обычном» НПЗ даже в теории
•    этилен преобладает над пропиленом, но это исключительно мое желание, я принимал этиленовый режим пиролизов, причем не самый жесткий, т. е. выход этилена легко увеличить еще процентов на 8 – 12% или наоборот сделать выхода этилена и пропилена примерно равными, так как сырье позволяет производить данные манипуляции
•    процесс флексикокинга является одним из немногих, если не единственным, который позволяет перерабатывать гудрон в продукты, полезные для нефтехимии, с минимальным выходом кокса (около 4%), который при этом успешно газифицируется
•    количества газов процессов, которые названы «Газы в топливную сеть и на когенерацию» более чем достаточно для всех печей комплекса, а также для полного обеспечения электроэнергией и водяным паром высокого давления с последующим редуцированием до требуемых параметров
•    в задачу не входило выделение из группы «Газы в топливную сеть и на когенерацию» этана и пропана, количество которых составляют 15 – 20%  и 5 – 7% масс. Их выделение с отправкой на пиролиз, конечно, увеличит выход этилена, но и после этого количества газов будет достаточно для обеспечения комплекса электроэнергией и водяным паром
•    фракционирование прямогонной нафты производится для разделения парафинов на нормальные и изостроения. Нормальные отправляются на пиролиз, а изостроения совместно с нафтенами – на риформинг, что позволяет повысить выходы в обоих процессах до 12 – 15%. Наиболее рационально использование этого процесса при количествах нафты от 1 млн т/год
•    ароматизация нафты с повышенным количеством олефинов от 25 – 30% и непредельных углеводородов С4-С6, что свойственно для процессов СРР, флексикоккинга, амиленовых фракции пиролиза нафты, пропан – бутановой и дизельной фракции, остаточных фракции пироконденсата после выделения ароматики, конечно же увеличивает долю итоговой ароматики в продуктовой корзине
•    вся ароматика показана в виде только двух компонентов – бензола и параксилола, что совершенно не исключает возможность получения толуола, ортоксилола, метаксилола, а в ряде случаев – этилбензола и стирола
•    наиболее интересным, с моей точки зрения, в продуктовой корзине является «Сырье для конструкционных графитов и анизотропных коксов» наличие которого позволяет получать не только редкие виды коксов, в том числе и анизотропных, но и графиты для атомной промышленности. Имеются в данном сырье и другие чрезвычайно востребованные ароматические соединения, такие как дурен – основа производства пиромеллилитового диангидрида, выпускаемого в СССР, как основа полиимидов.

Нефтехимического спрута на основе нефти можно продолжать в различных вариациях, одним из классических примеров являются комплексы Альберты (Канада) работающие на тяжелой нефти именно с процессами СРР, NHC для фракции 360 – 560°С и флексикокинга для переработки гудронов. Китайские товарищи для переработки 360 – 560°С в большей степени используют процесс DCC, а переработку гудронов проводят по аналогии с газификацией угля и далее на процесс Фишера – Тропша.
Понятное дело, что по предоставленным балансам можно сделать и ОРЕХ, и САРЕХ, и срок окупаемости, позволяющие инвестору понять, насколько это интересно, а также сроки проектирования и строительства, потенциальных лицензиаров, объемы хранения сырья, продукции, генплан и т. д., т. е. полноценный концептуальный инжиниринг.
Однако нельзя объять необъятное в одной заметке, так что продолжение этого блокбастера мы поведем по нескольким направлениям:
•    Переработка попутного газа по схеме топливной, топливно-нефтехимической и нефтехимической
•    Заводы на процессах Фишера – Тропша, как потребители топливных газов от процессов НПЗ
До новых встреч.

Вернуться в раздел