pdf.php@id=6125
.pdfке, Белоруссии, Молдавии и Украине. Однако пром. произ-во отеч. депрессорных присадок до сих пор не организовано.
Дальнейшее увеличение ресурсов ДТ возможно за счет расширения их фракционного состава и использования дистиллятов вторичных процессов. Так, повышением 1кк на 25...30°С можно увеличить ресурсы летнего топлива на 3...4% от общего его произв-ва. Такая t соответствует « ^ = 3 6 0 °С. В наст, время на ряде НПЗ страны начат вы пуск по ТУ в достаточно больших масштабах летнего ДТ утяжеленного ФС (с tuK = 60...80°С, ?90%= 360°С), представ ляющего собой смесь бензиновой и дизельной фр-й. Такие топлива* уже получают из нек-рых г. конд-тов и используют
вотдаленных северных и северо-вост. районах страны, куда затруднительна доставка стандартного ДТ.
Произ-во ДТ можно знач. увеличить за счет использо вания в их составе вторичных газойлей (КК и ГК), хотя это и приводит к ухудшению хим. стабильности топлив. Наиб, применение за рубежом находит ЛГ КК. В США, наир., доля такого газойля в составе ДТ весьма значительна. Поэтому
внем возросло содерж-е аренов, а ЦЧ уменьшилось в ср. дизельном фонде до 40. ..42 против 45. ..50.
Представляется возможным расширить ресурсы ДТ также за счет высвобождения знач. кол-в газойлевых фр-й, оставляемых ныне в мазуте или добавляемых в КТ как раз бавитель с целью обеспечения требуемой вязкости. По мере уменьшения объемов произв-ва КТ и увеличения мощи. ВБ или др. процессов ГПН остатков кол-во газойлевых фр-й будет непрерывно возрастать, что позволит дополнительно расширить ресурсы ДТ.
Нефтеперераб. комплексу России предстоит в ближайшие годы решить технол. и эконом, нелегк. проблемы организа ции выпуска экологически чистых марок ДТ (см. табл. 10.5) со сверхнизким содерж-ем серы (<0,05%), что потребует внедрения новых, более активных и селективных, катали заторов глубокой ГО (или строительства доп. реакторов), а также увеличения доли зимних и арктических марок путем внедрения эффективного процесса КГДП.
* Н апр., газок он денсатн ое ш ирокоф ракционное зи м н ее (ГШ З).
Лекция 40. Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России
Общей совр. тенденцией в структуре использования нефти в мир. экономике явл. снижение доли ее потребления
вэлектро- и теплоэнергетике в кач-ве котельно-печного топ лива и увеличение — в кач-ве транспортного МТ и нефтехим. сырья. Ниже приведена структура использования нефти
вмир. экономике, % мае.
|
1980 |
г. |
2 0 0 0 г. |
Транспорт |
38,6 |
|
52 |
в т. ч. автомобильны й |
27,8 |
|
40 |
Электро- и теплоэнергетика |
|
|
|
(котельно-печное топливо) |
51,5 |
|
35 |
Н еф техим ия |
5,2 |
|
8,0 |
Н еэн ергети ч еск ое и спользование |
|
|
|
(м асла, битум , парафины , кокс и д р .) |
4,7 |
|
5,0 |
Эти изменения в структуре потребления нефти обуслов лены опережающим развитием за последние годы транс портных средств с ДВС по ср. с развитием энергетики, т. е. превышением темпов моторизации по ср. с темпами элект рификации.
В наст, время на долю нефтехимии приходится относи тельно небольшое кол-во — ок. 8 % мае. потребляемой неф ти. В разл. странах эта доля колеблется в пределах 2... 10%. Вполне вероятно, что к концу XXI в. нефтехимия станет поч ти единственным направлением применения нефти.
Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. В период «нефт. бума» (1960-1970 гг.) при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти число и сум марные мощн. НПЗ в мире увеличивались исключительно быстрыми темпами. При этом на НПЗ развитых стран (за исключением США), а также стран Латинской Америки, Ближнего и Среднего Востока и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубинной нефтеперераб. В США вследствие традиционно
высокого уровня потребления МТ и наличия дешевых ресур сов прир. газа и угля осуществлялась ГПН.
Кач-венный и кол-венный скачок в тенденциях развития мир. нефтеперераб. произошел на рубеже 1970-1980 гг., ког да резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в кач-ве котельно-печного топлива
итем самым переориентации на УГП и ГПН. После 1979 г. объемы перераб. нефти, суммарные мощи., а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преим. закрыва лись маломощные, менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к нек-рому росту удельной мощи. НПЗ. Сни жение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощи. НПЗ, преим. по процессам прямой перегонки нефти, к-рые подвергались реконструкции под др. вторичные про цессы. Однако вопреки пессимистическим прогнозам объ емы добычи и перераб. нефти в мире к концу истекшего века вновь несколько увеличились и достигли уровня 1979 г. — 3,2...3,3 млрд т/год.
Втабл. 10.7 приведена технол. структура мощн. мир. не фтеперераб. за 2 0 0 1 г.
По суммарным мощн. НПЗ и объемам перераб. нефти ведущее место принадлежит США.
Сверхглубокая степ, перераб. нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким ис пользованием вторичных процессов, таких как КК (=36%), КР (=19 %), ГО (=41 %), ГК (9,3 %), коксование, ал-е, ИЗ и др. Наиб, массовый продукт НПЗ США — АБ (42% на нефть). Соотношение бензин :ДТ составляет 2:1 . КТ вырабатывается в min кол-вах — 8 % на нефть. Глубокая (=93%) степ, пере раб. нефти в США обусловлена применением пр. вс. КК ВГ
имазутов, ГК и коксования. По мощн. этих процессов США существенно опережают др. страны мира.
Из промышленно развитых стран наиб, крупные мощн. НПЗ имеют: в Зал. Европе — Италия, Франция, Германия
иВеликобритания; в Азии — Япония, Китай и Южная Ко рея. НПЗ развитых стран Зал. Европы и Японии характ-ся меньшей, чем у США, ГПН, что обусловливается необхо димостью по климатическим условиям произв-ва большого кол-ва печного топлива.
304
Таблица 10.7 — Технологическая структура мощностей переработки нефти в мире за 2001 г.
М о щ н . п р о ц е с с а |
М и р |
Р о с с и я |
С Ш А |
З а п . Е в р о п а |
Я п о н и я |
||
в ц е л о м |
|||||||
|
|
|
|
|
|
||
П е р в и ч н о й п е р е р а б . н е ф ти , м л н т /г о д |
4 0 5 9 ,6 |
273,1 |
8 3 |
1 ,0 |
7 3 9 ,6 |
2 4 4 ,8 |
|
У гл у б л я ю щ и х п е р е р а б . н еф ти, |
|
|
|
|
|
|
|
% к м о щ н . п е р в и ч н о й п е р е р а б . |
4 0 ,7 |
20,1 |
7 1 ,7 |
4 2 ,7 |
2 9 ,3 |
||
КК |
17,9 |
5 ,9 |
3 5 ,9 |
15,7 |
17,1 |
||
ГК |
5 ,6 |
0 ,4 |
9 |
,3 |
6 ,3 |
3 ,5 |
|
Т К + В Б |
3 ,3 |
5 ,3 |
0 |
,4 |
12,3 |
— |
|
ко к с о в а н и я |
5 ,5 |
1,9 |
14,7 |
2,6 |
2,1 |
||
п р о и з в -в а |
|
|
|
|
|
|
|
б и ту м а |
2,7 |
3 ,7 |
3 |
,7 |
3 ,0 |
2 ,9 |
|
м а се л |
1,0 |
1,5 |
U |
1,0 |
0 ,9 |
||
П Р О Ч И Х |
2,7 |
1,4 |
6 |
,6 |
1,8 |
2 ,8 |
|
П о в ы ш а ю щ и х к а ч -в о п р о д у к ц и и , % к м о щ н . |
|
|
|
|
|
|
|
п е р в и ч н о й п е р е р а б о т к и |
4 5 ,0 |
3 6 ,3 6 |
7 5 ,0 |
6 0 ,0 |
8 8 ,6 |
||
КР |
11,8 |
11,3 |
18,6 |
12,6 |
12,9 |
||
ГО |
|
|
|
|
|
|
|
б е н з и н о в ы х ф р -й |
|
|
|
|
|
|
|
(б е з р и ф -га ) |
4 ,4 |
|
4 |
,6 |
10,7 |
3 ,3 |
|
д и с т и л л я т о в |
2 0 ,9 |
2 4 ,5 |
3 8 ,5 |
27,1 |
4 8 ,2 |
||
о с т а т к о в и ТГ |
4 ,4 |
0 |
4,1 |
5 ,7 |
23,1 |
||
а л -я |
1,9 |
0,1 |
5 |
,8 |
1,3 |
0 ,7 |
|
КИЗ |
1,3 |
0 ,4 |
2,7 |
2,2 |
0 ,3 |
||
п р о и з в -в а М Т Б Э |
0 ,3 |
0 ,0 6 |
0 |
,7 |
0 ,4 |
0,1 |
|
В с е х в т о р и ч н ы х, % к м о щ н . |
|
|
|
|
|
|
|
п е р в и ч н о й п е р е р а б о т к и |
8 5 ,7 |
5 6 ,4 6 |
1 4 6 ,7 |
1 0 2 ,7 4 |
1 17 ,9 |
||
Соотношение бензин : ДТ на НПЗ Зап. Европы в пользу ДТ, поскольку в этих странах осуществляется интенсивная дизелизация автотранспорта. По насыщенности НПЗ вторич ными процессами, пр. вс. углубляющими переработку нефти, зап.-европейские страны знач. уступают США. Доля углуб ляющих нефтепереработку процессов (КК, ТК, ГК и ал-е) на НПЗ США и Зап. Европы составляет соотв. 72 и 43%.
Для увеличения выхода МТ в ряде стран мира реализует ся программа широкого наращивания мощи, процессов ГПН, пр.вс. установок КК. Так, доля КК от мощн. первичной пе реработки нефти на начало XX в. достигла (в%):
Колум бия |
38,1 |
С Ш А |
35,9 |
Китай |
31,4 |
А встралия |
30,0 |
А ргентина |
28,3 |
Бразилия |
27,9 |
Великобритания |
26,3 |
В странах-экспортерах нефти наиб, крупными мощн. НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Ве несуэла и Иран. Характерная особенность нефтеперераб.
вэтих странах — низкая ГПН (выход светлых ок. 50 %) и соотв. малая насыщенность НПЗ вторичными процессами. Однако в последние годы и среди них наметилась тенденция к углублению нефтеперераб. Так, доля КК на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соотв. 27 и 20%.
НПЗ бывш. СССР, построенные до 1950 г., были ори ентированы на достаточно высокую ГПН. В 1960-1970 гг.
вусловиях наращивания добычи относительно дешевой неф ти в Урало-Поволжье и Зап. Сибири осуществлялось строи тельство новых НПЗ, преим. по схемам IIГП и частично УГП нефти, особенно в Европейской части страны. Развитие отеч. нефтеперераб. шло как кол-венно, т. е. путем строительства новых мощн., так и кач-венно — за счет строительства пре им. высокопроизводительных и комб. процессов и интенси фикации действующих установок. Причем развитие отрасли
шло при ухудшающемся кач-ве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высокосернистых нефтей достигла -84% ) и не уклонно возрастающих требованиях к кач-ву выпускаемых нефтепр-тов.
В последние годы перед распадом Советского Союза правительство СССР основное внимание уделяло строитель ству новых высокоэффективных НПЗ последнего поколе ния в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска, мощн. 13,3 млн т); Казахстане (Чимкентский, 1984 г. пуска, мощн. 6 , 6 млн т, Павлодарский, 1978 г. пуска, мощн. 8,3 млн т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска, мощн. 6,5 млн т) на базе комб. установок ЛК-бу, КТ-1 и др. России от бывш. СССР достались 26 морально и физически старею щих НПЗ. Из них восемь было пущено в экспл. до Второй мир. войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Т.о., 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет и, естественно, требуется обновление оборуд. и технологии (табл. 10.8). Российским НПЗ необходимы срочная реконс трукция, существенное увеличение мощн. катал, процессов, повышающих глубину перераб. нефти и кач-во выпускаемых нефтепр-тов.
Наиб, массовым нефтепр-том в стране (табл. 10.9) все еще остается КТ (=27 %). Первым по объему выпуска нефте пр-тов явл. ДТ (28,4%). Объем произв-ва бензинов (15,6%) ниже, чем ДТ (соотношение бензин : ДТ составляет — 1 : 1,8). Глубина нефтепепераб. за последнее десятилетие практ. не изменилась и застыла на уровне 65%.
Из анализа приведенных в табл. 10.8 данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процес сами, пр.вс. углубляющими нефтеперераб., НПЗ страны знач. отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтеперераб. процессов коксования, КК и ГК в нефтеперераб. России составляет всего 8,2%, т. е. на поря док ниже, чем на НПЗ США. Более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком ВП мазута. В составе отеч. НПЗ нет ни одного внедренного процесса по катал, переработке гудронов в МТ. Эксплуатируемые на НПЗ страны установки ГК приспособлены лишь для пере работки ВГ.
Таблица 10.8 — Проектная характеристика НПЗ России
Наличие (+) вторичных процессов переработки
НПЗ |
Год |
|
вы |
|
пуска |
Н о в о -Я р о с л а в с к и й |
1 92 7 |
У х т и н с к и й |
1 93 3 |
С а р а т о в с к и й |
1 9 3 4 |
О р с к и й |
1 93 5 |
Х а б а р о в с к и й |
1 93 6 |
М о с к о в с к и й |
1 93 8 |
У ф и м с к и й |
1 93 8 |
Г р о з н е н с к и й |
1 94 0 |
К о м с о м о л ь с к и й |
1 94 2 |
К у й б ы ш е в с к и й |
1 94 3 |
Н о в о -К у й б ы ш е в с к и й 1 94 6
К р а с н о д а р с к и й |
1 94 8 |
Т у а п с и н с к и й |
1 94 9 |
Н о в о -У ф и м с к и й |
1951 |
С а л а в а т с к и й |
1 95 2 |
О м с к и й |
1 95 5 |
А н га р с к и й |
1 95 5 |
К с т о в с к и й |
1 95 6 |
В о л г о г р а д с к и й |
1 95 7 |
У ф а н е ф т е х и м |
1 95 7 |
П е р м с к и й |
1 95 8 |
С ы з р а н с к и й |
1 95 9 |
Р я з а н с к и й |
1 96 0 |
К и р и ш с к и й |
1 96 6 |
Н и ж н е к а м с к и й |
1 98 0 |
А ч и н с к и й |
1981 |
М ощ |
|
|
|
|
Q. |
|
ность |
|
н |
i_ |
(0 |
О |
|
|
|
|
|_ |
|||
16,1 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
5 ,8 |
— |
+ |
— |
— |
+ |
— |
10,1 |
— |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
7 ,2 |
— |
— |
— |
— |
+ |
— |
4 ,3 |
— |
+ |
— |
— |
+ |
— |
1 2,0 |
+ |
— |
— |
— |
+ |
+ |
1 1,5 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
2 0 ,2 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
5 ,5 |
|
|
|
|
|
|
7 ,4 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
1 7,0 |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
2 ,7 |
— |
+ |
— |
— |
+ |
— |
2 ,2 |
— |
— |
— |
— |
+ |
— |
1 7 ,4 |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
1 1,5 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
2 6 ,8 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
23,1 |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
2 2 ,0 |
— |
— |
— |
— |
+ |
+ |
9 ,0 |
— |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
1 2,0 |
+ |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
1 3,5 |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
1 0,8 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
1 7,2 |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
2 0 ,2 |
— |
— |
— |
— |
+ |
+ |
7 ,8 |
|
|
|
|
|
|
7 ,0 |
— |
— |
— |
— |
— |
+ |
ш |
МП** |
с |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
— |
+ |
+ |
+ |
— |
+ |
— |
+ |
— |
— |
— |
— |
— |
+ |
+ |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
— |
— |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
— |
— |
— |
+ |
— |
+ |
— |
*— Битумное произ-во.
**— Масляное произ-во.
Таблица 10.9 — Структура производства
нефтепродуктов в России в 2004 г.
Н еф теп р -ты |
м лн т |
% от неф ти |
П е р е р а б . не ф ти |
195 |
100 |
В ы п у с к н е ф те п р -то в : |
|
|
мт |
93 |
4 7 ,7 |
в т. ч. б е н зи н ы |
3 0 ,4 |
15,6 |
ДТ |
5 5 ,4 |
2 8 ,4 |
РТ |
7 ,2 |
3 ,7 |
КТ |
5 3 ,3 |
2 7 ,3 |
б и ту м |
3 ,8 |
1,95 |
к о кс |
U |
0 ,5 6 |
м а сл а |
2 ,6 4 |
1 ,3 6 |
д р у ги е |
4 1 ,2 |
21,1 |
На отеч. НПЗ относительно благополучно положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фр-й нефти, такими как КР и ГО, что позволяет обеспечить выпуск удовлетворительно кач-венных нефтепр-тов. Однако, несмотря на заметное повышение кач-ва наших нефтепр-тов и продукции нефтихимии, они пока уступают лучшим мир. образцам. Мы уступаем и по важнейшим технико-экон. по казателям процессов: металлоемкости, энергозатратам, за нимаемой площади, уровню автоматизации произ-ва, чис ленности персонала и др. Даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и ка тал. системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обсто ит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепр-тов от потенциала, что приводит к знач. недобору дизельных фр-й на атмосферных колоннах. Отечественные кат-ры знач. уступают зарубежным аналогам по активности, стабильнос ти, селективности и др. показателям.
Одной из острейших на НПЗ России явл. проблема быс трейшего обновления и модернизации устаревшего обору
дования, машин и отдельных процессов с доведением их до совр. мир. уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технол. процессов на более совершенные в технич. и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубо кой и комплексной переработки нефт. сырья.
С учетом ключевых проблем отеч. нефтеперераб. на пер спективу можно сформулировать след. осн. задачи:
—существенное углубление перераб. нефти на основе внедрения малоотходных технол. процессов произ-ва высококач-венных экологически чистых МТ из ТНО как наиб, эффективного средства сокращения ее расхода;
—дальнейшее повышение и оптимизация кач-ва нефтепртов;
—дальнейшее повышение эффективности технол. про цессов и НПЗ за счет техн. перевооружения произ-в, совершенствования технол. схем, разработки и внедре ния высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов;
—опережающее развитие произв-ва сырьевой базы и про дукции нефтехимии;
—освоение технологии и увеличение объема переработки г. конд-тов, прир. газов и др. альтернативных источников
углев-дного сырья и МТ.
Развитие отрасли будет реализовываться на основе укруп нения единичных мощи., энерготехнол. комбинирования процессов и комплексной автоматизации с применением ЭВМ с обеспечением требуемой экологической безопасности произ-в. Эти направления явл. генеральной линией технол. политики нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти в стране.
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1.Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учеб, пособие для вузов. — Уфа: Гилем, 2002. — 672 с.
2.Технология, экономика и автоматизация процессов пе реработки нефти и газа / С. А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А. П. Веревкин и др. / М.: Химия, 2005. — 796 с.
3.Технология и оборудование процессов переработки неф ти и газа // С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, И. И. Баязитов. — СПб: Недра, 2006. — 8 6 8 с.
4.Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г. А. Ластовкина, Б.Д. Радченко, М.Г. Рудина. — М.: Химия, 1986,— 648 с.
5.Магарил Р. 3. Теоретические основы химических про цессов переработки нефти. — Л.: Химия. Ленингр. отдние, 1985.— 285 с.
6 . Гуреев А. А., Фукс И. Г., Лашхи В. Л. Химмотология. — М.: Х имия, 1986. — 368 с.
7.Данилов А. М. Введение в химмотологию. — М.: Техни ка, 2003. — 464 с.
8 . Топлива, смазочные материалы, технологические жид кости. Ассортимент и применение / Под ред. В. М. Школь никова.— М.: Техинформ, 1999. — 596 с.
9.Капустин В. М., Кукес С. Г.,Бертолусини Р. Г. Нефтеперера батывающая промышленность США и бывшего СССР. — М.: Химия, 1995.— 304 с.
10.Мановян А. К. Технология первичной переработки неф ти и природного газа: Учеб, пособие для вузов. — М.: Химия, 1999. — 568 с.
11.Гуреев А. А., Азев В. С. Автомобильные бензины. Свойст во и применение. — М.: Нефть и газ, 1996.— 444 с.
12.Бекиров T. М. Первичная переработка природных га зов.— М.: Химия, 1987.— 256 с.