Основные направления развития российской нефтепереработки
РЕФЕРАТ
с предмета:«Нефтеперерабатывающие установки, геология»
на тему:«Назначение установок нефтеперерабатывающего завода»
2015 г.
Содержание:
Введение ………………………………………………………………….. 3
Переработка нефти на НПЗ …………………………………………… 5
Развитие НПЗ в России ……………………………………………….. 10
3 Назначение установок нефтеперерабатывающего завода, принципиальная схема ………………………………………………………… 17
4 Вспомогательные производства и установки НПЗ …………………. 26
Заключение ……………………………………………………………… 28
Список использованной литературы ………………………………….. 30
Введение
Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти. Из нефти вырабатываются всевозможные виды жидкого топлива (бензин, керосин, дизельное топливо), смазочные, специальные масла, технический углерод (сажа), битум, нефтяной кокс, другие товарные продукты. Получаемые при переработке нефти легкие алканы, алкены, индивидуальные арены, жидкий и твердый парафин представляет собой ценное сырье для дальнейшей переработки (нефтехимического синтеза). С помощью нефтехимического синтеза получают синтетические смолы, каучуки (СК), пластические массы, синтетические моющие средства(СМС), индивидуальные органические кислоты, спирты.
Последние 100-150 лет нефть играет огромную роль в жизни человечества. Первые области массового применения продуктов из нефти – это использование керосина для освещения городов, поселков, смазочных масел в середине 19 века, а затем бензина, дизельного топлива в двигателях автомобилей, керосина — авиационной технике, мазута для отопления жилищ.
Все это не возможно без квалифицированной переработки нефти, без широкого понимания химического, фракционного состава нефти, знания процессов, способствующих разделению нефти на фракции и преобразованию химического состава нефтепродуктов.
Нефть приходит на нефтеперерабатывающий завод с промыслов и нуждается сначала в очистке, которая происходит на установках обезвоживания, обессоливания (ЭЛОУ), а затем разделяется на фракции на установках атмосферной, вакуумной перегонки. Далее каждая из этих фракций нуждается в дальнейшей очистке и переработке. Эти процессы осуществляются на установках вторичной переработки (установках физико-химической переработки нефти), имеют определенную последовательность. Для обслуживания установок требуется большое общезаводское хозяйство, которое включает в себя объекты энергетики, водоснабжения, резервуары, очистные сооружения, железнодорожные эстакады приема и отгрузки нефтепродуктов и т.д.
Переработка нефти на НПЗ
Нефть, природный горючий газ были известны человеку уже несколько тысяч лет. В трудах Геродота (V веке до н.э.), Плутарха и других ученых приводится описание источников нефти, расположенных в Индии, Персии, Сирии, на островах Средиземного моря. Плутарх, описывая походы Александра Македонского, сообщил об источниках нефти, обнаруженных на Амударье, на берегу Каспийского моря. Древнегреческому ученому Гиппократу (IV—V веке до н.э.) принадлежат рецепты многих лекарств, в состав которых входит нефть.
Нефть уже в древности начали применять как топливо, средство для освещения. Первоначально использовались жидкая нефть, самостоятельно изливавшаяся на земную поверхность, а также битум и асфальт — продукты окисления, распада излившейся нефти. Применялась нефть — военном деле: использовали горючую смесь нефти, серы и селитры, называвшуюся «греческий огонь». Войска Чингисхана в XIII веке овладели крепостью Бухара, забрасывая ее горшками с нефтью, выпуская горящие стрелы, которые стали источниками обширных пожаров. Летописец свидетельствует, что русские воины в боях с половецким ханом Кончаком употребляли стрелы с пучками тряпья, смоченными «земляной смолой» — нефтью.
Мощность отдельных нефтеперерабатывающих заводов колеблется от 50 тыс. т до 55 млн т нефти/год (комплекс фирмы «Реланс» в штате Гуджерат, Индия) [4].
Владельцами нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются как ведущие мировые компании, осуществляющие добычу и переработку нефти, а также снабжение нефтепродуктами (американские компании «ExxonMobil», «Shell», «Shevron», «ConocoPhilipce» британская «BritishPetrolium»), французкая «Total», итальянская «Adgip», китайская «Sinopeck», бразильская «Petrobraz», индийская «Indian Oil», российские «Роснефть», «Лукойл» и др.), так и компании, сосредоточившиеся в основном на переработке нефти («Valero Energy» в США).
В начале XX века с изобретением двигателя внутреннего сгорания и дизельного двигателя произошел коренной переворот в технологии переработки нефти, Бензин который ранее не находил применения, становится одним из важнейших продуктов. Постоянный рост потребности бензина приводит сходимости строительства новых нефтеперерабатывающих заводов и созданию новых технологических процессов, позволяющих повысить выход бензиновых фракций из нефти, увеличивается потребность дизельном топливе.
1900— 1925 годах были разработаны методы получения легкого (газового бензина из попутного газа, теоретически изучены закономерности производства бензина из нефти термическим крекингом тяжелых нефтяных фракций. Первая установка термического крекинга средних дистиллятов (газойля) под давлением была пушена в эксплуатацию американским изобретателем В. Бартоном (1913 год г. Уайтинг), штат Индиана (США). В последующие годы были продолжены исследования процесса термического-крекинга в направлении расширения сырьевой базы и совершенствования технологической схемы. Последующие десятилетия (1920—1930-е гг.) характеризовались интенсивной теоретической и практической разработкой новых технологическихпроцессов переработки нефти. Увеличение степени сжатия в автомобильных двигателях потребовало повысить антидетонационную характеристику (октановое число) бензина. Были разработаны процессы каталитического крекинга, алкилирования и полимеризации углеводородов С3-С4, направленные на увеличение производства высокооктанового бензина [3].
1935 г. в США американским разработчиком Е. Гудри был разработан промышленный процесс каталитического крекинга на неподвижном слое катализатора.
1940-х был создан технологический процесс превращения низкооктановых прямогонных бензиновых фракций в компоненты автобензина с высоким (80—85 по моторному методу) октановым числом — каталитический риформинг. В процессе использовались алюмомолибденовые и алюмоплатиновые катализаторы. Установки каталитического риформинга построены практически на всех НПЗ в мире. Водород, являющийся побочным продуктом каталитического риформинга, использовался для высокоэффективной очистки реактивного, дизельного топлива от сернистых соединений на установках гидроочистки. строительство которых полно началось в 1950—1960 гг. Процесс алкилирования изобутана олефинами на хлористом алюминии с получением высокооктанового компонента бензина был создан 1940-е годы. XX веке одним из разработчиков промышленного процесса был великий русский ученый Ипатьев.
Каталитические процессы переработки нефти постоянно совершенствуются. Создание в конце 1970-х гг. серии полиметаллических катализаторов процесса каталитического риформинга, содержащих добавки рения, иридия и других благородных металлов, позволило повысить октановое число катализата на 2—4 единицы, доведя его до 86—90 пунктов по моторному методу. Внедрение новых цеолитсодержащих катализаторов на установках каталитического крекинга дало возможность в 1,5 раза увеличить выход бензина и уменьшить коксообразование.
В связи с ужесточением требований к качеству нефтепродуктов широкое развитие получили процессы гидроочистки, гидрокрекинга.
Значительные изменения происходили в технологии производства масел. Если в первой половине XX века, основное количество смазочных масел получали из специально отобранных сортов нефти с применением методов щелочной, кислотной и адсорбционной очистки, то позднее стали широко внедрять процессы физической (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация) и физико-химической (гидрогенизация) очистки и гидрокрекинга, сделавшие возможным получение масел из рядовой нефти. Для того чтобы добиться получения масел высокого качества, повысить эффективность их использования, к маслам начали добавлять всевозможные присадки: антикоррозионные, антиокислительные, моющие и др. [4].
Начиная с середины 40-х годов XX века нефть, попутный нефтяной, природный газ используются как сырье для всевозможных органических синтезов. На базе нефтяного сырья было организовано производство пластиков, синтетических каучуков, смол, поверхностно-активных веществ, лекарств, витаминов. Общий ежегодный мировой объем продукции нефтехимического синтеза превышает 100 млн т, а доля продуктов органического синтеза, производимых на базе нефти и газа, достигла 95 %.
Производство нефтепродуктов, нефтехимического сырья организовано в большинстве промышленно развитых стран. Внедрение новых цеолитсодержащих катализаторов на установках каталитического крекинга дало возможность в 1,5 раза увеличить выход бензина, уменьшить коксообразование.
В связи с ужесточением требований к качеству нефтепродуктов широкое развитие получили процессы гидроочистки и гидрокрекинга.
Значительные изменения происходили в технологии производства масел. Если в первой половине XX века, основное количество смазочных масел получали из специально отобранных сортов нефти с применением методов щелочной, кислотной, адсорбционной очистки, то позднее стали широко внедрять процессы физической (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация) и физико-химической (гидрогенизация) очистки и гидрокрекинга, сделавшие возможным получение масел из рядовой нефти. Для того чтобы добиться получения масел высокого качества и повысить эффективность их использования, к маслам начали добавлять всевозможные присадки: антикоррозионные, антиокислительные, моющие и др. [3].
Начиная с середины 40-х гг. XX в. нефть, попутный нефтяной и природный газ используются как сырье для всевозможных органических синтезов. На базе нефтяного сырья было организовано производство пластиков, синтетических каучуков и смол, поверхностно-активных веществ, лекарств и витаминов. Общий ежегодный мировой объем продукции нефтехимического синтеза превышает 100 млн т, а доля продуктов органического синтеза, производимых на базе нефти и газа, достигла 95 %. Производство нефтепродуктов, нефтехимического сырья организовано большинстве промышленно развитых стран.
Развитие НПЗ в России
В царской России предприятия по перегонке нефти были сосредоточены возле районов добычи нефти на Кавказе: 1917 году в Баку работало 53 небольших заводика, в Грозном — шесть. Существовали небольшие заводы по перегонке нефти и производству масел в Константинове (Ярославская область), Санкт-Петербурге. Значительная часть нефтяных промыслов и заводов была разрушена во время гражданской войны 1918— 1920 гг. и полностью восстановлена только через 10 лет. В 1930-х г. началось техническое перевооружение отрасли, Перегонные батареи заменялись трубчатыми установками первичной перегонки нефти, началось строительство установок термического крекинга, было организовано производство парафина. В этот же период началось строительство новых нефтеперерабатывающих заводов, часть которых строилась в районах, где были открыты месторождения нефти (Ухта, Туапсе, Уфа, Саратов). Новые заводы размещались также в районах интенсивного потребления нефтепродуктов (Московский, Комсомольский и Хабаровский НПЗ). К 1940 г. объем переработки нефти увеличился в 3 раза по сравнению с 1913 г. В годы Великой Отечественной войны (1941—1945 гг.) ряд НПЗ был эвакуирован в восточные районы страны и продолжи л свою работу в Сибири и на Дальнем Востоке.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности СССР в послевоенный период характеризуется непрерывным ростом объемов производства и совершенствованием технического уровня отрасли. 1950—1960 гг. были построены новые нефтеперерабатывающие заводы большой мощности в районах массового потребления нефтепродуктов — Омске, ( Ново-Уфимский НПЗ, НПЗ «Уфанефтехим»), Самаре, Перми. Волгограде, Нижнем Новгороде. Позднее (в 1960—1970 гг.) новые НПЗ были сооружены в Ярославле (Ново-Ярославский НПЗ), Рязани, Киришах Ленинградская область). Крупные нефтехимические комбинаты, на которых переработка нефти совмещена с производством большого количества нефтехимических продуктов, были построены в Салавате (Башкортостан), Ангарске (Иркутская обл.), Нижнекамске (Татарстан). Большим достижением российской науки и техники 1950-1960 гг. было создание технологии переработки сернистой, смолистой и высокопарафинистой нефти Урала и Поволжья с получением высококачественного топлива, масел и нефтехимического сырья. Эта технология была внедрена на Омском, Ново Уфимском, Новокуйбышевском, Ново-Ярославском, Рязанском и других заводах [2].
В 1960-х гг.—первой половине 1970-х гг. был осуществлен переход к строительству крупнотоннажных и комбинированных технологических установок. Если в первые послевоенные годы строились установки первичной перегонки мощностью 1—2 млн тонн/год, то 1966—1970 годах введены в эксплуатацию установки AT и АВТ, перерабатывающие 6-8 млн тонн сырья.
Важным этапом развития российской нефтепереработки стало внедрение начиная с 1962 г., таких важных процессов облагораживания светлых нефтепродуктов, как каталитический риформинг бензина и гидроочистка дизельного топлива. Было организовано производство ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов) с использованием процессов каталитического риформинга, экстракции. Единичная мощность установок каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива в первые годы строительства также была небольшой, однако позднее она была увеличена в 2—3 раза. В 1960—1970 гг. были построены первые установки замедленного коксования и каталитического крекинга в «кипящем» слое катализатора.
В 1970—1980-х гг. на заводах бывшего Советского Союза были построены крупнотоннажные технологические производства по лицензиям ведущих западных компаний (ЮОП, Французского института и др.) — комбинированная установка каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива ЖЕКСА на Ново Уфимском НПЗ, установка каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора CCR на Ново-Бакинском НПЗ, установка гидрокрекинга на НПЗ «Уфанефтехим». 1983 год — были введены в эксплуатацию мощные комиксы по производству ароматических углеводородов на Омском НПЗ и НПЗ «Уфанефтехим», строительство которых позволило полностью обеспечить потребности страны в бензоле, толуоле, индивидуальных ксилолах [2].
1970—1980-х гг. на нескольких нефтеперерабатывающих заводах России, Беларуси, Казахстана и Украины были построены спроектированные российским институтом Ленгипронефтехим комбинированные технологические системы (установки) по неглубокой переработке нефти ЛК-6у, на которых осуществлялись процессы обессоливания, первичной перегонки нефти, каталитического риформинга бензина, гидроочистки дизельного топлива и авиационного керосина, газофракционирования. В этот же период были созданы комбинированные системы глубокой переработки нефти типа КТ, спроектированные российским институтом Грозгипронефтехим, в состав которых входили секции вакуумной перегонки мазута, гидроочистки вакуумного дистиллята, каталитического крекинга и висбрекинга. Эти системы были сооружены на Мажейкяйском НПЗ (Литва) и Омском НПЗ.
В середине 1980-х гг. был введен в эксплуатацию новый НПЗ в Ачинске (Красноярский край), который решил проблему обеспечения топливом районов Центральной Сибири.
Серьезные изменения развития НПЗ России произошли в начале 1990-х, после распада Советского Союза и коренной перестройки экономики страны. Середина 90-х, XX века возникли крупные нефтяные вертикально-интегрированные компании (ВИНК) — «Лукойл», ТНК, «Роснефть» и др. Практически все российские НПЗ, за небольшим исключением, вошли в состав ВИНК. Стратегам и тактика деятельности НПЗ стала диктоваться интересами этих компаний и их владельцев.
В 1990—2000 гг. резко сократился объем переработки нефти на российских НПЗ, замедлилось, во многих случаях прекратилось строительство новых производств. Основной причиной таких изменений было падение платежеспособного спроса на нефтепродукт на внутреннем рынке, обусловленное общим спадом промышленного производства, резким уменьшением потребности на военные нужды, изношенностью технологического оборудования и неудовлетворительным качеством вырабатываемых нефтепродуктов, что не позволяю продавать избыточные нефтепродукты на экспорт. Серьезную роль играло стремление крупных нефтяных компаний в расчете на быстрый, оборот средств торговать сырой нефтью, а не товарными нефтепродуктами [2].
Ситуация стала более благоприятной к концу 1990-х. 2000— 2007 годах было завершено сооружение крупных производств, начатых в 1990-х гг., — были введены в эксплуатацию комплексы глубокой переработки нефти на Пермском НПЗ (на базе установки гидрокрекинга Т-Star), на Рязанском НПЗ (на базе установки каталитического крекинга) в объединении «Ярославнефтеоргсинтез» (на базе установки гидрокрекинга), установки каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора ССR на Кстовском НПЗ, серно-кислотного алкилирования в Омске, ряд других установок. 2011 году впервые после более чем 25-летнего перерыва введен в эксплуатацию новый крупный российский нефтеперерабатывающий завод г. Нижнекамске (Республика Татарстан).
В этот же период рядом ведущих нефтяных компаний и НПЗ были осуществлены мероприятия по резкому улучшению качества товарной продукции — автомобильного бензина и дизельного топлива, начат выпуск продукции, соответствующей европейским стандартам Евро-4 и Евро-5. Одним из этапов решения этой задачи стало строительство целого ряда новых установок изомеризации легкого бензина (на Хабаровском, Комсомольском, Кстовском и других НПЗ), переоборудование под изомеризацию установок каталитического риформинга.
Основные направления развития российской нефтепереработки
Россия занимает ведущее положение в мире по добыче нефти. Однако структура российского нефтяного комплекса не является оптимальной. Если во многих развитых странах объем переработки нефти значительно превышает объем добычи, то в России ситуация иная. На переработку направляется только половина добываемой нефти, а остальная часть экспортируется. Уже имеющиеся мощности по первичной переработке загружены не полностью[6].
Для характеристики эффективности работы НПЗ используются показатели величины отбора светлых (С) и глубины переработки (ГП). Эти показатели рассчитываются по формулам [% (мас.)]:
С= (Б+К + Д+ А+ЖП+СГ+Р) / H х 100
ГП=(Н-ТМ-П) / H х 100
где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р — количество получаемых на НПЗ бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидкого парафина, сжиженных газов, растворителей соответственно, тыс. т/год; Н — количество поступающего на НПЗ нефтяного сырья, тыс. т/год: ТМ — количество получаемого на НПЗ топочного мазута, тыс. т/год; П — безвозвратные потери, тыс. т/год
В России показатели глубины переработки нефти (70—72 %) значительно ниже, чем в развитых странах (85—95 % и выше). Исторически это было, в первую очередь, связано с особенностью потребления топлива в энергетическом балансе страны 80-х годах XX века. В то время как США и европейские страны в качестве энергетического топлива использовали природный газ, а нефтяные остатки перерабатывали в светлые нефтепродукты, в России много топочного мазута использовали для энергоустановок, промышленных печей. Природный газ, как нефть, по преимуществу шел на экспорт.
Замена топочного мазута другими видами топлива (углем, газом), развитие деструктивных процессов, значительное повышение глубины отбора светлых нефтепродуктов, увеличение доли нефтепродуктов в экспортном потенциале страны, значительное повышение их качества являются основными задачами российской топливно-энергетической отрасли на ближайшие годы. Углубление переработки нефти будет осуществляться за счет строительства установок каталитического крекинга, ориентированных на максимальное производство бензина, гидрокрекинга, целью которого является производство дизельного и реактивного топлива. Важнейшей частью углубления переработки нефти является переработка гудрона (фракции, выкипающие выше 500 °С). Для этого необходимо строительство установок гидрокрекинга остатков, а также коксования и газификации для получения дополнительной энергии.
Важной задачей российской нефтепереработки является улучшение качества нефтепродуктов. С этой целью в России принят технический регламент. ужесточающий с 2013 г, требования к нефтепродуктам [6].
Повышение качества автомобильного бензина означает увеличение октанового числа до 92—95 по исследовательскому методу, снижение содержания в нем суммы ароматических углеводородов [до 25—30 % (об.)] и бензола [1 % (об.) и ниже], серы [до 10 ppm], олефинов [до 18 % (мае.)]. До настоящего времени в России основным высокооктановым компонентом является риформат — продукт установок каталитического риформинга, высокая октановая характеристика которого объясняется повышенным (по сравнению с продуктами других производящих бензин установок) содержанием ароматических углеводородов. Для снижения содержания ароматических углеводородов в товарном бензине требуется изменить роль процесса риформинга, увеличить производство высокооктановых алкановых изокомпонентов.
Для дизельного топлива необходимо продолжать снижение содержания серы с целью доведения до уровня европейских стандартов (10 ppm), повышать цетановое число с тем, чтобы оно было не ниже 50, ограничить содержание ароматических, парафиновых углеводородов. Достижения этих целей решающая роль принадлежит процессу гидроочистки и гидро-депарафинизации, с помощью которого удается не только понизить содержание серы, но осуществить общее облагораживание сырья — снизить содержание азота, гидрировать олефины, ароматические углеводороды, изомеризовать парафины. Все большую роль приобретает кооперация нефтеперерабатывающих, нефтехимических производств. Так, например, на НПЗ строят установки двойного назначения: риформинга, каталитического крекинга. Процесс риформинга можно использовать для получения как высокооктанового компонента бензина (нефтепереработка), так и таких ароматических углеводородов, как бензол, ксилолы (сырье для нефтехимии). Каталитический крекинг позволяет получить высокооктановый компонент бензина, пропилен (сырье для нефтехимии).
Таким образом, совмещение установок нефтепереработки, нефтехимии делает возможным более гибко осуществлять загрузку установок и выпуск конкурентоспособной продукции на НПЗ. Эти тенденции будут в дальнейшем усиливаться и служить источником более высокой прибыли, создавая переход от второго к третьему переделу (первый передел — это первичная переработка нефти).