Глубина переработки нефти

Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубина переработки нефти (ГПН) – показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов.

Таблица 1.1 – Набор технологических установок, входящих в состав отечественных комбинированных установок

Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме не превращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

ГПН = 100 – КТ – (Т + П),

где Г и П– соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

За рубежом глубину переработки нефти определяют преимущественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, т. е. имеется в виду глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти и, с другой – как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т.д.

Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7% суммы светлых нефтепродуктов, ГПН составит более 90%, в то время как при углубленной переработке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлыхнефтепродуктов43% этот показатель составит менее 70%.

Исходя из этих соображений были предложения характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторичными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т.д.) из фракций нефти, выкипающих при температуре выше 350 °С (т.е. из мазута).

В соответствии с этой методикой переработка нефти атмосферной перегонкой будет соответствовать нулевой глубине переработки.

В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ – совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и, соответственно, концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.).

По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие четыре типа (рисунок 1.5):

· НПЗ неглубокой переработки (НГП);

· НПЗ углубленной переработки (УПН);

· НПЗ глубокой переработки (ГПН);

· НПЗ без остаточной переработки (БОП).

Рисунок 1.5 – Классификация НПЗ по способу углубления

Переработки нефти

Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки нефти (НПЗ НГП)характеризуются наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки.

Основной недостаток НПЗ НГП – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости печное топливо), сухойи сжиженные газы. Глубина отбора моторных топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти, такие как Саудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающая скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти. Типовая блок-схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рисунке 1.6.

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки – углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута.

В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом.

На рисунке 1.6 приведена блок-схема НПЗ, наиболее широко применяемая при углубленной переработке сернистых нефтей.

ВПБ – вторичная перегонка бензина, АО – аминная очистка, ГФУ – газофракционная установка, ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг, СГК – селективный гидрокрекинг, КГДМ – каталитическая гидродепарафинизация

Рисунок 1.6 – Блок-схема НПЗ неглубокой переработки