ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Показатели развития основных производств нефтепереработки и их сопоставление с мировым уровнем производств-аналогов из "Нефтяная промышленность Приоритеты научно-технического развития" Россия — нефтедобывающая страна — еще недавно перерабатывала около 400 млн.т нефти в год. Опыт первичной переработки нефти в стране огромен. Практически все оборудование и технологии по первичной переработке и вакуумной перегонке мазута являются отечественными. И, тем не менее, именно расчет на большие объемы переработки сырья, на его дешевизну, опора на создание установок большой мощности и использование мазута как котельно-печного топлива снизили эффективность процесса, что вынуждает начать сравнение технико-экономических показателей именно с первичной переработки нефти, хотя острота научно-технических проблем, связанных с этой технологией, оценивается как умеренная. [c.180] Не все имеющиеся вакуумные блоки эксплуатируются постоянно отчасти по причине высокого спроса на мазут, отчасти из-за морального и физического износа. На некоторых НПЗ имеются маломопщые установки АТ и АВТ, введенные в эксплуатацию в 1935 — 1955 годах и не подвергавшиеся с тех пор реконструкции. Поэтому из 34 установок АТ и АВТ мощностью до 1 млн.т в год в настоящее время действуют только 20, остальные остановлены. [c.180] Кроме того, на российских НПЗ действуют 50 установок АТ—АВТ мопщостью от 1 до 3 млн.т в год, 20 установок — от 3 до 6 млн.т и 13 установок мощностью 6 млн.т и более. Наиболее современными являются установки большой мощности ЭЛОУ—АВТ—6, АТ—6, ЛК—бУ. На всех этих установках в годы большой нефти мощностные показатели были значительно выше проектных, однако без существенного увеличения эффективности. В 1991 —1995 годах нагрузка отечественных установок первичной переработки нефти постоянно снижалась и в 1995 году колебалась между 60 и 50% от проектной, что значительно снизило эффективность их работы. Усредненные по всем действующим отечественным установкам АТ—АВТ основные показатели представлены в таблице 40 в сравнении с действующими и проектируемыми зарубежными аналогами. [c.181] В России в настоящее время имеется 30 установок каталитического крекинга, мощность которых к первичной переработке составляет 5,6%. При этом 10 из них — с шариковым катализатором — законсервированы как физически и морально устаревщие. Из оставшихся в работе 8 являются установками с кипящим слоем катализатора, но только 3 из 8-ми — современные установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора третьего поколения Г—43—107, Г—43—107М. Семь новейших установок каталитического крекинга остались за пределами России. Более половины отечественных НПЗ вообще не имеют установок каталитического крекинга. [c.182] Таким образом, технический уровень отечественных установок каталитического крекинга является неудовлетворительным в сравнении с уровнем установок — аналогов западных стран (табл. 41). [c.182] Гидрогенизационные процессы являются основой безостановочной деструктивной переработки нефтяного сырья (в том числе тяжелого) в нефтепродукты с меньшей молекулярной массой и, прежде всего, в моторное и реактивное топливо. При этом необходимо извне вводить в процесс водород. Гидрогенизационные процессы в мире развиваются по двум основным направлениям деструктивная переработка нефтяного сырья с целью получения моторных и реактивных топлив, масел и других нефтепродуктов (гидрокрекинг) и глубокая очистка различных нефтяных фракций от непредельных и сернистых соединений (гидроочистка). [c.182] Поскольку импортная установка гидрокрекинга Жекса работает около 20 лет, в ближайшее время намечается проведение ее реконструкции и модернизации в целях повышения технического уровня процесса. Отечественный вариант процесса гидрокрекинга с применением витых реакторов, который пытались освоить на Омском НПЗ, не получил признания из-за дефектов реактора. [c.184] В настоящее время заканчивается строительство комплекса гидрокрекинга высокого давления (15 МПа) на Ново-Ярославском НПЗ в блоке с установкой вакуумной перегонки мазута и производством серы. Начато строительство одного из крупнейших в Европе комплекса гидрокрекинга мазута (мощность 2000 тыс. т в год) на Киришском НПЗ, комплекса гидрокрекинга мощностью 1000 тыс. т в год на Салаватском НПЗ и других нефтеперерабатывающих предприятиях. Строительство и ввод названных установок гидрокрекинга должно быть осуществлено до 2000 г., что заметно увеличит глубину переработки нефти на этих предприятиях, а, следовательно, и в России. [c.185] К процессам глубокой переработки нефти относятся также процессы термического крекинга, коксования, производства битумов. [c.185] Одиннадцать отечественных НПЗ располагают установками термического крекинга. На шести из них термокрекинг осуществляется для отбора светлых нефтепродуктов, на семи — для производства сажевого сырья и сырья для технического углерода, на одном НПЗ — для подготовки остаточного сырья к коксованию. Четыре НПЗ реконструировали установки термокрекинга для проведения на них процесса висбрекинга (легкого крекинга) нефтяных остатков (гудрона или полугудрона) для получения маловязких котельных топлив. [c.185] Установки термического крекинга в России введены в основном в 50—60 годы. В настоящее время развитие этого процесса признано нецелесообразным, т.к. вырабатываемые в нем бензиновые и керосиновые фракции являются низкокачественными. Возможна реконструкция части установок с переводом их на висбрекинг, однако во всех случаях технико-экономические показатели этих установок значительно уступают показателям соответствующих зарубежных установок. Отечественная нефтепереработка очень нуждается в развитии процесса висбрекинга, но на новых современных установках. [c.186] Производство кокса завершает группу деструктивных процессов непрерывной переработки нефти, приоритетных с позиции решения народнохозяйственной проблемы обеспечения страны моторными и реактивными топливами. Таблица 43 позволяет судить о состоянии отобранных приоритетных отечественных технологий относительно лучших мировых стандартов. Отечественные установки также представлены наиболее современными образцами. Обращает внимание кратное превышение показателя удельных энергозатрат на отечественных установках в сравнении с западными аналогами. Это означает, что необходимые для дальнейшего развития вводы мощностей по вторичным процессам должны осуществляться только на основе новейших эффективных технологий, чтобы предотвратить самоедство российской нефтепеработки. [c.187] В настоящее время каталитический риформинг является важнейшим вторичным процессом, обеспечивающим в нашей стране основной объем (около 80%) производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов, а также водородсодержащего газа для процесса гидроочистки дизельных топлив и нефтяных дистиллятов. Кроме того, каталитический риформинг на платиновом катализаторе (плат-форминг) занимает ведущее место в производстве ароматических углеводородов бензола, толуола, ксилолов — сырья нефтехимической промышленности. [c.190] Процесс каталитического риформинга осуществляется в стране более 30 лет. Производственный аппарат составляют три поколения отечественных установок с единичной мощностью от 300 тыс.т/год до 1 ООО тыс.т/ год по сырью. Суммарная мощность установок для производства высокооктанового бензина — 25 млн.т/год, действующая в 1994 году мощность не превосходила 21,3 млн.т/год, т.к. некоторые установки первых поколений остановлены по причине морального и физического износа, а одна установка — на НПЗ Киришинефтеоргсинтез — подверглась реконструкции и переведена на процесс изоселектоформинга (изомеризация и гидрокрекинг). Сырьем каталитического риформинга являются прямогонные бензиновые фракции, предварительно подвергнутые тщательной гидроочистке и осушке (остаточное содержание серы и азота в сырье в зависимости от применяемого катализатора в установке может колебаться в пределах 0,0001—0,001%). Продуктами процесса являются углеводородный газ, ароматизированный бензин, водородсодержащий газ. [c.190] Из-за большого числа действующих установок I и II поколения и существенной недогрузки мощностей процесса средневзвешенные эксплуатационные показатели уступают показателям лучших западных установок (табл. 44). Однако параметры перспективных отечественных технологий находятся на мировом уровне. [c.190] В ближайшие 5—7 лет процесс каталитического риформинга в России будет развиваться, однако в дальней перспективе его развитие будет ограничиваться высокой долей содержания в риформате ароматических углеводородов. [c.191] Процесс каталитического алкилирования изобутана олефинами (бутенами), содержанием которого является реакция присоединения олефинов к парафиновым углеводородам, имеет целью получить алкилат (алкил-бензин) — смесь изопарафиновых углеводородов — применяемый в качестве высокооктанового компонента моторного топлива (автомобильных и авиационных бензинов). Октановое число алкилата доходит до 100 пунктов. [c.191] В результате алкилирования изобутана получают алкилат, который на установках делится на две фракции — легкую и тяжелую. Легкая фракция алкилата, имеющая октановое число по исследовательскому методу, равное 92— 98 пунктам, добавляется к бензинам каталитического риформинга и крекинга с целью снижения содержания ароматических углеводородов и улучшения пусковых свойств товарных автобензинов. Тяжелый алкилат (фракция 170— 240°С) используется как компонент дизельного топлива. [c.192] Процесс производства высокооктанового алкилата для компаундирования бензинов является в отечественной нефтеперерабатывающей промышленности наиболее отсталым в технологическом исполнении и совершенно недостаточным по мощности. В настоящее время в нефтепереработке России действуют 7 установок сернокислотного алкилирования устаревшей конструкции, 4 установки списаны по физическому износу. Действующие установки,созданные по зарубежным прототипам фирм Баджер и Келлог (по американской технологии начала 40-х годов), используют реакторы вертикального и каскадного типов. Катализатор — серная кислота — периодически срабатывается до концентрации 85%, после чего заменяется на свежую (98— 100%). Образующийся при этом кислый гудрон вызывает существенные трудности в его регенерации и приводит к загрязнению окружающей среды. Последняя установка алкилирования типа 25—7 была введена в 1968 году. [c.192] Необходимо отметить, что удельный вес технологий, использующих серную кислоту в нефтепереработке западных стран, не превышает 20%. Основное применение получило фтористоводородное алкилирование. Применение реакционного устройства специальной конструкции в этом процессе позволяет получать высокооктановый алкилат при минимальном соотношении изобутана к олефинам (при сернокислотном алкилировании оно должно поддерживаться в пределах от 4 1 до 10 1) и пониженных энергорасходах. [c.193] Вернуться к основной статье