Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы россии. Методы оценки структуры нпз

Г П.Н. = ((G H -M-П- G С.Г.) / G Н) *100

где Гп.н. - глубина переработки нефти, %;

Gн - объем переработанной нефти, %;

М - объем производства мазута (котельного топлива);

Gс.г. - количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо;

П - безвозвратные потери нефти.

В нашем проекте

П = 1,54+1,19 = 3,18

Глубина переработки соснинской нефти составляет

Гп.н. = 100 * (100 - 6,26 - 2,73 - 3,18) / 100 = 87,83 %.

То есть, при реализации данной схемы 87,83 % нефти будет превращено в светлые нефтепродукты.

Показатель глубины переработки нефти с точки зрения экономики несовершенен. Все процессы качественного совершенствования топлив, не затрагивающие количество произведенного мазута, не изменяют и показатель глубины переработки. Сюда относят каталитический риформинг, алкилирование, изомеризацию, гидроочистку и др. Таким образом, однозначной корреляции между глубиной переработки нефти и степенью прогрессивности технологической структуры НПЗ не существует. Это не уменьшает значения показателя глубины переработки нефти (Гп..н..) в обобщенной оценке технического прогресса нефтепереработки. У него свое назначение, отраженное в его названии, -- показать насколько полно превращается сырая нефть в моторное топливо, масла и сырье для нефтехимии. Углубление переработки нефти достигается с помощью капиталоемких и энергоемких процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, висбрекинга, газификации тяжелых остатков и других. Вследствие этого в целом наблюдается снижение уровня рентабельности продукции при увеличении Гп..н... Тем не менее, дальнейшее увеличение показателя Гп..н.. необходимо, во -первых, потому, что оно обеспечивает некоторый прирост массы прибыли, а во - вторых, расширяет ресурсную базу промышленности технического углерода и нефтехимической промышленности. Причина низкой рентабельности продукции НПЗ с большой глубиной переработки нефти помимо прочего в том, что ее экономический эффект в значите льной части реализуется за пределами нефтеперерабатывающих заводов. Он достается специализированным нефтехимическим предприятиям, заводам технического углерода, электродным заводам и т. д.

Подобная "трансляция" эффекта углубления переработки нефти исключается на тех НПЗ, которые создают собственный нефтехимический блок и вовлекают во вторичную переработку большую долю светлых дистиллятов с установок АВТ. Примеры этому Московский НПЗ, "Салаватнефтеоргсинтез", "Орскнефтеоргсинтез". Таким образом, тенденция к снижению уровня рентабельности по мере увеличения глубины переработки нефти реализуется со значительными отклонениями в зависимости от других условий.

Технический уровень большинства НПЗ России не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти - (в России - 72%, в Европе - 85%, в США - 96%), отсталая структура производства - минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема - высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 - 60% при среднем показателе на зарубежных заводах - 90%.

Рассматриваемый проектный НПЗ имеет достаточно высокий уровень технологической структуры (87,83%), что соответствует европейским показателям.

Термин «глубина переработки»

В Российской Федерации эта величина определяет уровень качества нефтепереработки, но в мировой практике принято считать глубину нефтепереработки косвенной величиной, свидетельствующей об уровне функциональности и развития технологий в процессе нефтепереработки. Для сравнения в России глубина нефтепереработки составляет 71%, а в США 92%. Исходя из этих данных можно своими силами сделать выводы об уровне развития технологий нефтепереработки в нашей стране. Однако заявлено, что в конечном пункте например того же нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан будет возведён нефтеперерабатывающий завод с глубиной нефтепереработки свыше 93 процентов.

Какими же способами отечественные учёные хотят увеличить глубину нефтепереработки? Менеджеры старшего поколения обращают свои устремления на американский опыт нефтепереработки. Специалисты нефтепереработки в США преимущественно применяют метод конверсии, который позволяет снизить уровень коксования гудронов и увеличить процент переработки нефти. В Канаде и Венесуэле этот метод на протяжении 20 лет наиболее популярен для промышленной нефтепереработки. Однако нельзя сказать, что он является экологически приемлемым и рентабельным.

Для российских нефтеперерабатывающих предприятий предпочтительны решения с малым капиталовложением и высокой отдачей. Учёные и экономисты предлагают несколько путей развития.
1. Вакуумная перегонка мазута. Мазуты, полученные при этом виде перегонки, не являются приемлемыми для последующего использования в котельных и в качестве другого топлива.
2. Деасфальтизация гудрона. Достаточно энергоёмкий процесс, капитальные затраты на электрификацию выше вдвое, чем при вакуумной перегонке, вследствие чего этот способ не может быть рекомендован, как эффективный.
3. Висбрекинг гудрона. Ведущие мировые фирмы по нефтепереработке используют этот метод, так как возможно производство, как дорожного битума, так и жидких топливных мазутов. Это делает способ достойной альтернативой привычной вакуумной перегонке, благодаря его высокой технологичности, минимизации продуктов отхода и повышенной рентабельности.

Компании, в новостях которых есть глубина переработки:

Созданный фактически с нуля группой компаний «Новый Поток» (New Stream Group) Антипинский НПЗ за 10 лет нарастил перерабатывающие мощности до 9 млн тонн в год, обеспечил рекордную для России глубину переработки (98%), полностью прекратив выпуск темных нефтепродуктов, запустил производство дизтоплива «Евро-5» и теперь готовится к выпуску бензинов аналогичного качества, который намечен на первое полугодие 2017 года.

Созданный фактически с нуля группой компаний «Новый Поток» (New Stream Group) Антипинский НПЗ за 10 лет нарастил перерабатывающие мощности до 9 млн тонн в год, обеспечил рекордную для России глубину переработки (98%), полностью прекратив выпуск темных нефтепродуктов, запустил производство дизтоплива «Евро-5» и теперь готовится к выпуску бензинов аналогичного качества, который намечен на первое полугодие 2017 года.

Кроме Антипинского НПЗ, New Stream контролирует еще ряд активов (Марийский НПЗ, Кстовский битумный завод, нефтяные месторождения в Оренбургской области с общим объемом запасов более 40 млн тонн, логистические и сбытовые компании, а также одноименную фирму-трейдера, зарегистрированную в Швейцарии) с общей годовой выручкой порядка $6 млрд и стоимостью, по оценке самой компании, $2,6 млрд.

Как отметил президент New Stream Дмитрий Мазуров, пример Антипинского НПЗ доказывает, что создание в России эффективного нефтеперерабатывающего производства «с нуля» - абсолютно реально. В числе основных достоинств завода он назвал использование передовых технологий, позволяющих полностью уйти от выпуска промежуточных продуктов и запуск вторичных процессов переработки, обеспечивающих получение продуктов с высокой добавленной стоимостью.

Почти у финиша

Первый производственный комплекс Антипинского НПЗ мощностью по сырью до 400 тыс. твг был введен в промышленную эксплуатацию в 2006 году. Его основными объектами стали установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-1 и товарно-сырьевой парк на 52 тыс. куб. м. Глубина переработки сырья на этой стадии не превышала 57%. Однако акционеры поставили цель превратить завод в полноценный крупный нефтеперерабатывающий комплекс. Для этого в наличии имелось главное - огромные запасы нефти тюменского региона и высокий спрос на высококачественное топливо. Сегодня можно говорить о том, что эта цель достигнута.

В 2016 году заводские мощности уже составляли 9 млн тонн в год по нефти, а глубина переработки - 98%. Последний показатель обеспечен вводом в промышленную эксплуатацию на Антипинском НПЗ комбинированной двухсекционной установки глубокой переработки мазута (УГПМ) мощностью 4,2 млн тонн в год.

Первая секция УГПМ (цех вакуумной переработки мазута) предназначена для получения вакуумного газойля и гудрона. Вторая (установка замедленного коксования) осуществляет переработку полученного в первой секции гудрона, являющегося тяжелым остатком технологического процесса получения нефтепродуктов. Запуск УГПМ позволил заводу полностью отказаться от производства мазута и всех его производных.

Установка построена по проекту американской Foster Wheeler. В конце июля 2016 года на ней был получен кондиционный кокс. Одновременно завод начал производить и другие новые для него продукты - газойль, нафту и дизель коксования, которые перерабатываются на установке гидроочистки в товарное дизтопливо «Евро-5». Выход дизтоплива на заводе вырос с 33% до 50%.

В сентябре 2016-го была запущена установка депарафинизации дистиллятов и дизельных фракций, благодаря чему появилась возможность освоить выпуск зимних видов дизтоплива, в том числе арктического. На объекте применены технологии Shell и Haldor Topsoe. Установка может работать в режиме гидроочистки. Ее производительность по сырью - 1,01 млн тонн в год. Таким образом, суммарная мощность гидроочистки дизтоплива на Антипинском НПЗ выросла до 4 млн тонн в год.

С вводом УГПМ Антипинский НПЗ выполнил обязательства по модернизации, предусмотренные четырехсторонним соглашением, заключенным в сентябре 2011 года между заводом, Федеральной антимонопольной службой, Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Теперь на первый план вышла еще одна важнейшая цель - запуск производства бензинов «Евро-5». Весной 2017 года на Антипинском НПЗ должны быть запущены цеха изомеризации и риформинга нафты, что позволит решить эту задачу. По оценке экспертов, выпуск бензина «Евро-5» выведет завод на 500 млн долл. EBITDA, а капитализация Антипинского НПЗ достигнет $2 млрд.

На 2018-2019 годы запланировано строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 2,7 млн тонн в год (сырьем для него станут вакуумный газойль и тяжелый газойль коксования с установки глубокой переработки мазута) и второй установки по производству водорода.

Итогом завершения всех технологических этапов станет выпуск широко спектра высококачественных нефтепродуктов. В частности: бензина А-92 и А-95 стандарта «Евро-5», дизельного топлива «Евро-5» (летнего, зимнего, арктического), нефтяного кокса и гранулированной серы.

Общая сумма инвестиций в проект создания НПЗ в компании оценивают в $3,8 млрд. Деньги для финансирования строительства третьей очереди и рефинансирования существующих кредитных обязательств New Stream заняла на внутреннем рынке. Так в январе 2016 года был привлечен крупный кредит Сбербанка - $1,75 млрд на 10 лет.
Естественно, возникает вопрос, в каком направлении будет развиваться Антипинский НПЗ.

Как рассказали «НиК» в пресс-службе Группы компаний «Новый Поток», мощности в ближайшие годы останутся в пределах проектных. В то же время рассматриваются варианты создания нефтехимического направления бизнеса, развитие сбытовой сети (розницы и мелкого опта) и сектора нефтедобычи.

Нефть для НПЗ

В 2010 году New Stream объявила о планах обеспечить потребность Антипинского НПЗ в сырье за счет собственных ресурсов. В 2015 году в качестве оператора-недропользователя на лицензионных участках Могутовского, части Воронцовского и Гремячевского месторождений, находящихся на территории Бузулукского района Оренбургской области и частично Борского района Самарской области была создана Нефтяная компания «Новый Поток». Право пользования недрами сроком на 20 лет было получено в ходе конкурса.

Рынки ждут

Наращивание объемов переработки потребовало от компании развития сбытовой сети. Произведенные на Антипинском НПЗ нефтепродукты реализуются как в России, так и на экспорт. В группу компаний «Новый Поток» входит компания NEW STREAM TRADING AG (NST) (Швейцария), созданная специально для продвижения продукции Антипинского НПЗ на экспортные рынки и привлечения в будущем на международных рынках необходимого финансирования для развития группы. На сегодня NST экспортирует антипинские нафту, вакуумный газойль и дизельное топливо. Покупателями выступают ведущие мировые компании, в числе которых BP, Mercuria, Litasco, Sibur International.

Что касается сбыта нефтепродуктов на внутреннем рынке, то завод уже может покрыть спрос на дизтопливо «Евро-5» (а с 2017 покроет и потребность в бензине «Евро-5») на территории всего Уральского федерального округа. Подается оно по продуктопроводу Тюмень-Курган, входящему в систему «Транснефтепродукта».

Сегодня идет активное формирование розничной сети. К настоящему времени она насчитывает 26 собственных АЗС, базирующихся в Тюмени и области. В планах довести их число до 90 и перевести на единый бренд.

Тянет на нефтехимию

«Антипинский НПЗ рассматривает возможность строительства мощностей по производству нефтехимической продукции», - заявил «Интерфаксу» член совета директоров завода Александр Горбачев еще в марте 2015 года. Одним из рассматриваемых вариантов он назвал создание производства «ароматики» (параксилол, бензол) и, на их базе, - ПЭТФ. «Мы рассматриваем проекты по нефтехимии, но, конечно, нас беспокоит рыночная ситуация и стоимость денег, поскольку проекты очень капиталоемкие. Думаю, к концу года у нас будет понимание», - сказал Горбачев. Однако понимания нет до сих пор. Возможно, что прежде чем затевать новые дорогостоящие проекты, компания намерена начать генерировать прибыль и выплачивать долги кредиторам. Скорее всего, это произойдет по итогам 2016 года.

Впрочем, финансовая ситуация не помешала ГК «Новый Поток» в текущем году приобрести Марийский НПЗ и Кстовское битумное производство, которые вписались в схему создаваемой ВИНК и теперь будут активно развиваться.

Три очереди

Первый производственный комплекс Антипинского НПЗ мощностью по сырью до 400 тыс. тонн в год был введен в промышленную эксплуатацию в 2006 году.

Проведенная к 2008 году модернизация обеспечила увеличение мощности НПЗ до 740 тыс. тонн в год. Однако дальнейшее ее наращивание было невозможно без подключения к системе магистральных нефтепроводов «Транснефти». Доставка более крупных объемов сырья по железной дороге делала предприятие нерентабельным. Весной 2010 года эту проблему удалось решить - НПЗ был подключен к системе магистральных нефтепроводов (на НПС «Тюмень-3»). Подписанный тогда договор с «дочкой» «Транснефти» «Сибнефтепроводом» обеспечил НПЗ получение по трубе до 6 млн тонн в год нефти с перспективой увеличения до 7,7 млн тонн в год. Это позволило в мае 2010 года ввести в эксплуатацию вторую очередь (почти на 2,8 млн тонн в год), включающую в себя установку ЭЛОУ-АТ-2, блок стабилизации бензинов и товарно-сырьевой парк на 120 тыс. куб. м. Таким образом общая мощность комплекса выросла до 3,6 млн тонн в год. Капвложения к этому времени составили $500 млн.

После завершения модернизации второй ЭЛОУ-АТ ее производительность по нефти составила 3,5 млн тонн в год, а суммарная мощность завода достигла 4,2 млн тонн в год. После чего началась активная фаза строительства третьей очереди.
Третья очередь предполагала наращивание мощности переработки до более чем 7,7 млн твг с одновременным строительством многоступенчатых очистных сооружений, выпуск дизтоплива стандарта «Евро-5» (с конца 2014 г.), достижение глубины переработки сырья в 94% (с конца 2015 года), начало производства бензина «Евро-5» (с первого квартала 2016-го), а так же ввод в эксплуатацию установки гидрокрекинга газойля. Забегая вперед, скажем, что сроки пришлось сдвинуть на год.

Кроме того, на этом этапе планировалось приобретение нефтедобывающих активов и мощностей по перевалке нефтепродуктов на экспорт, создание собственной логистики и розничной сети АЗС. То есть, по сути, создание ВИНК.
В январе 2014 г. в строй была введена новая ЭЛОУ-АТ-3 производительностью 3,7 млн твг, что обеспечило увеличение мощности НПЗ до более чем 7,7 млн тонн в год. Одновременно введены в эксплуатацию резервуарный парк товарного дизельного топлива объемом 80 тыс. куб. м и резервуарный парк сырой нефти на 60 тыс. куб. м.

В церемонии ввода ЭЛОУ-АТ-3 принял участие тогдашний председатель Государственной Думы Российской Федерации Сергей Нарышкин, что подчеркнуло особую значимость этого проекта для региона и страны.

В 2015 году на заводе была введена установка гидроочистки дизтоплива проектной мощностью по сырью 3,6 млн тонн в год, а так же блоки по производству водорода и элементарной серы, что позволило довести качество дизельного топлива до требований «Евро-5» (в объеме 3 млн тонн в год), обеспечить необходимую температуру застывания, с возможностью последующего выпуска зимнего и арктического горючего.

В октябре того же года предприятие увеличило производительность ЭЛОУ-АТ с 3,7 млн тонн в год до 5 млн тонн в год. В результате совокупная мощность завода по нефтепереработке выросла до 9 млн тонн в год.

Растущие мощности Антипинского завода потребовали увеличения поставок нефти по магистральному нефтепроводу. 6 июля 2016 года «Транснефть» удовлетворила запрос на увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода, к которому подключен НПЗ, с 7,2 млн тонн в год до 9 млн тонн в год.

Была также решена проблема эффективного и надежного (по высшей категории) энергообеспечения предприятия: введена в эксплуатацию подстанция «Губернская».

По итогам 2015 года рейтинговое агентство RAEX («Эксперт РА») признало Группу компаний New Stream победителем в номинации «Инновационное развитие» («За строительство Антипинского НПЗ с максимальной глубиной переработки нефти по безмазутной схеме»).

Запрос региона

Руководство Тюменской области горячо поддержало идею создания Антипинского НПЗ. И это понятно: регион в котором сосредоточена основная часть российских запасов нефти и природного газа, был вынужден завозить светлые нефтепродукты (в объеме 1,2 млн тонн в год) с других территорий. В частности, с Омского, уфимских НПЗ и «Пермнефтеоргсинтеза», расположенных на расстоянии соответственно в 550, 800 и 600 км. Что, естественно, отражается на стоимости реализуемого на этой территории горючего.

После начала выпуска высококачественного топлива на Антипинском НПЗ, именно Тюменская область станет крупнейшим потребителем его горючего (в принципе завод способен покрыть всю ее потребность). Порядка 2 млн тонн в год возьмет Уральский ФО. Рассматривается и возможность поставок в другие регионы.

В силу экономической значимости проекта для региона НПЗ предоставляется серьезная государственная поддержка. В 2011 году он был включен в концепцию развития Тюменской области до 2030 года, а так же в перечень инвестпроектов стратегии развития Уральского федерального округа. Компания получает поддержку в виде налоговых льгот и административного сопровождения.

Синергетический эффект

В октябре на Антипинском НПЗ был реализован проект по приему остаточных продуктов переработки с Марийского НПЗ. В его рамках была запущена в промышленную эксплуатацию и переведена на автоматизированный режим эстакада разогрева и слива высоковязких нефтепродуктов. В результате завод может принимать до 720 тыс. тонн мазута и гудрона в год с Марийского НПЗ для дальнейшей переработки на комбинированной установке глубокой переработки мазута. Кроме того, логическим продолжением переработки гудрона с Марийского НПЗ является ООО «Битумное производство» в Кстово.

…Но пока уступает американским заводам.

ЛУКОЙЛ в третьем квартале этого года повысил глубину нефтепереработки на своих НПЗ в России до 89,2%. Это на 4,1 п.п. больше по сравнению с аналогичным периодом 2016 года. Средняя глубина переработки на заводах ЛУКОЙЛа превысила аналогичный европейский показатель, но пока уступает американским НПЗ, сообщает «Прайм».

В России у компании есть нефтеперерабатывающие заводы в Ухте, Перми, Волгограде и Нижнем Новгороде. Их общая мощность -48,6 млн тонн в год.

РЕКОРД ПЕРМСКОГО НПЗ

ЛУКОЙЛ инвестировал значительные средства в модернизацию производства, что позволило начать выпуск автомобильного топлива стандарта Евро–5 уже в 2012 году – раньше, чем этот стандарт стал обязательным в России.

В декабре прошлого года глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов во время встречи с председателем правительства РФ Дмитрием Медведевым сообщил о завершении программы модернизации. Волгоградский НПЗ стал первым в России, где стало возможным выпускать бензин, соответствующий стандарту Евро-6.

На "Пермьнефтеоргсинтезе" глубина переработки достигла рекордного для России значения 99%. С ним могут сравниться только принадлежащий "Татнефти" комплекс ТАНЕКО в Нижнекамске и Антипинский НПЗ – основной актив группы New Stream. Эти два завода были построены "с нуля" относительно недавно, что позволило использовать последние достижения в области переработки нефти.

На всех предприятиях ЛУКОЙЛ наращивал производство светлых нефтепродуктов – прежде всего бензина и дизельного топлива. По этому показателю, который сейчас составляет 71,3%, компания также находится среди лидеров отрасли. За июль-сентябрь самый высокий результат был достигнут на Волгоградском НПЗ, где выход светлых нефтепродуктов увеличился до 73%. Это на 14 процентных пункта больше, чем годом ранее.

УХТИНСКИЙ НПЗ

В этом году больше всего глубина переработки увеличилась на Ухтинском НПЗ – на 7%, достигнув 76%. Этот завод, построенный в 1934 году в Коми, вошел в состав ЛУКОЙЛа в 1999 году в ужасном состоянии, пишет издание. Компания модернизировала предприятие. Несмотря на то, что Ухтинский НПЗ отстает по оснащению от других нефтеперерабатывающих предприятий компании, даже на нем можно выпускать бензин Евро-5. Однако в прошлом году глубина переработки завода не превышала 63%, выход остаточного топлива – мазута – был очень большим.

Кроме того, на Ухтинский НПЗ поступала преимущественно высоковязкая нефть с Ярегского месторождения. Когда из-за налогового маневра экспортная пошлина на мазут и нефть сравнялась, экспорт мазута стал невыгодным. При этом на внутреннем рынке цены на этот нефтепродукт обвалились из-за избытка предложения. В СМИ появились сообщения о скорой продаже завода, поскольку переработка нефти стала нерентабельной. Налоговый маневр – поэтапное снижение экспортной пошлины на нефть и одновременное повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – стал ударом по отечественной нефтепереработке. В таких условиях могли выжить только НПЗ с высокой глубиной переработки, где выпуск мазута сведен до минимума.

Руководство ЛУКОЙЛА отказалось от продажи и сделало ставку на оптимизацию производства. В прошлом году инвестиции в Ухтинский НПЗ выросли вдвое – до 1 млрд руб. Кроме того, на завод начались поставки легкой нефти с Западно-Тэбукского месторождения в Коми.

Глубина нефтепереработки в итоге значительно повысилась, хотя еще уступает среднему показателю по России, который сейчас оценивается в 81%. Ухтинский НПЗ в прошлом квартале значительно увеличил выпуск светлых нефтепродуктов – до 55%, что на 10 п. п больше показателя третьего квартала 2016 года.

ЛУКОЙЛ продолжит модернизацию своих НПЗ в России. Ранее Информ-Девон сообщал, что компания решила построить комплекс замедленного коксования на Нижегородском НПЗ (НОРСИ, «Нижегороднефтеоргсинтез»). Это позволит увеличить производство светлых нефтепродуктов более чем на 10%. При этом, выпуск мазута должен сократиться на 2,7 млн т.

НОРСИ – крупнейший российский НПЗ компании, мощность переработки которого составляет 17 млн т/г, а глубина переработки – 80%.

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), сухой и 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

Сернистой нефти (комбинированной центровки лк-6у)

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка.

В приведены варианты блок-схем перспективных НПЗ глубокой и безостаточной переработки сернистых нефтей. Технологические структуры НПЗ различных типов представлены в таблице 1.2.

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в таблице 1.3. Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ.

Таблица 1.2 –Технологическая структура НПЗ разных типов

Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания.

Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо: бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти.

На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

а – КТ-1, б – гидрокрекинга (ГК), КК – каталитический крекинг, ВБ –висбрекинг, Алк – алкирование, ПБ – производства битума, ВП – выкуумная перегонка, ПВ – производство водорода, ПМТБЭ – производства МТБЭ

Рисунок 1.7 – Блок-схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти в комплексе