Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

Блоги

22.01.2016 / 19:23

GTL на НПЗ?

- Нельзя поверить в невозможное!
- Просто у тебя мало опыта, - заметила Королева.

- В твоем возрасте я уделяла этому полчаса каждый день! В иные дни я успевала поверить в десяток невозможностей до завтрака!

Льюис Кэрролл: «Алиса в Стране чудес»

Как бы хорошо не работал НПЗ под управлением, конечно же, супер-технологов (а других технологов просто не бывает), всегда образуется некоторое количество легких углеводородов С1 – С2, которые отправляются в топливную сеть завода. Количество этих газов определяется API перерабатываемой нефти и конфигурацией процессов переработки, это мы с вам уже знаем:

Crude Oil °API

26,87

31,70

36,70

51,20

Газы С1 –С2 в топливную сеть

1,32%

1,44%

2,32%

3,09%

Как газы попадают в топливную сеть? В основной своей массе после процесса Клауса, где сероводородсодержащие газы освобождаются от серы и после этого сбрасываются в топливную сеть завода. Сколько газов, от каких процессов, в каком соотношении, например, для НПЗ Приволжского Федерального округа, уже посчитано – объемы приличные. Элементарные расчеты, основанные на базовых знаниях химической технологии, показали, что необходимости в трубопроводе из далекой и холодной Сибири до благодатного Поволжья для ликвидации дефицита нефтехимического сырья в округе нет никакой.

Приятно, что в мае будет пятилетний юбилей, как трубопроводная идея по ликвидации мифического дефицита приказала долго жить, а ряд НПЗ перешли от довольно-таки пустых разговоров к проработке проектных решений по выделению офф-газов и использованию их в качестве сырья нефтехимии. Конечно, до индусов нам далеко, которые отгрохали этиленовый «миллионник», работающий исключительно на С2-С4 из топливных газов собственного 20-миллионного НПЗ. Но, тем не менее, начало положено.

Вся эта история с пиролизами, которые работают на офф-газах НПЗ, напоминает Уробороса свернувшегося в кольцо змея, кусающего себя за хвост, который олицетворяет единство и борьбу противоположностей, в данном случае – в максимально полном мазутно-нефтехимическом проявлении. Чем больше С2-С4 попадает в топливные газы, а затем выделяется из них и используется на пиролизе, тем больше будет получено продукции с добавленной стоимостью более высокой, чем моторные топлива, но тем выше потери НПЗ. С другой стороны – вовлечение предельных С2-С4 в процессы НПЗ крайне ограничено. Вот такая вот дилемма.

Оставим в покое принципы дуализма и поговорим о вечном, а именно о ранее нами игнорируемой фракции С1-С2, которая существовала, существует и будет существовать во все времена, пока существует нефтепереработка.

На правильных НПЗ, если господа технологи не спят, а собственник не очень жмет деньги на реконструкцию, количество газов стремится к минимуму, что и показано в таблице для переработки довольно тяжелой нефти с API 26.87 на заводах с различным набором процессов.

Топливная схема работы НПЗ 12 млн.т/год, нефть API 26.87

Процессы переработки

Выход светлых ≤360°С

Пропан-бутановая фр. 25:75

Этан-пропановая фр. 80:20

Метан-этановая фр. 80:20

% масс

% масс

% масс

тт/год

% масс

тт/год

АВТ + ГО + риформинг + изомеризация + битум + ГФУ

40,30%

3,30%

0,50%

36,00

0,30%

60,00

АВТ + ГО + риформинг + изомеризация + КК + ВБ + ГФУ

62,50%

5,60%

1,50%

138,00

1,15%

180,00

АВТ + ГО + риформинг + изомеризация + КК + УЗК + ГФУ

75,30%

8,20%

1,90%

174,00

1,45%

228,00

Видите? Последняя строка таблицы (фракция С1-С2) составляет 228 тыс. тонн/год. Можно делать все что угодно, но эти количества все равно окажутся в топливной сети завода, работающего с выходом темных ровно ноль (если конечно не считать кокс, которого на этой нефти будет около 800 тыс. тонн в год). Допустим, что вместо коксования мы будем использовать тяжелый гидрокрекинг, либо Veba Combi-Cracking (VCC), который очень правильно строит у себя ТАИФ-НК, тогда количество С1-С2 будет возрастать примерно вдвое. Но мы помним, что говорим об идеальном заводе с идеальными технологами и собственниками, а в реалии цифры значительно выше.

Как обычно используют топливные газы, которые, как мы договорились, практически идеальны и состоят из С1-С2? Конечно же жгут в печи для разогрева сырья, для производства пара и выработки электроэнергии, т. е. используются полностью.

А нельзя ли получить еще некую выгоду от использования метан-этановой фракции?

Конечно же можно, но для начала надо поверить, как сказано в эпиграфе, в невозможное: НПЗ существуют не только в России, а квалифицированная переработка топливных газов является довольно прибыльной статьей.

Итак, следим за руками и помним, что 228 тыс. тонн/год С1-С2 – это идеальный случай. Поэтому возьмем 364,5 тыс. тонн/год. Почему эта цифра? Просто потому, что она взята из недавно выполненного нами проекта по переработке топливных газов НПЗ. Повторял и буду повторять, что не занимаюсь «кулибинщиной», построением замков из песка и пилотных установок, а привожу балансы исключительно существующих работающих технологий. Просто надо поверить, что мир промышленной технологии не ограничивается границами бывшего СССР.

Сводный баланс FT-Co, риформинг SMR

Сырьё

% масс

Тыс. тонн/год

Топливный газ НПЗ, фр. С1-С2

35,25%

364,5

Водяной пар

64,75%

669,4

Итого

100,00%

1033,9

Инерты, включая С1, С2

18,82%

194,6

Фракция С3, С4

2,66%

27,5

Синтетическая нефть

21,76%

225

Вода

56,76%

586,8

Итого

100,00%

1033,9

В балансе нас интересует исключительно синтетическая нефть, которую, как меня уверили специалисты, нельзя сдать в систему «Транснефти» (в мировой практике ее и сдают в трубу и перерабатывают), но можно переработать на НПЗ, а вот и ее разгонка по фракциям.

Фракционирование синтетической нефти

Сырьё

% масс

Тыс. тонн/год

Синтетическая нефть

100,00%

225,0

Итого

100,00%

225,0

Фракция нк -180°С

45,00%

101,25

Фракция 180 - 360°С

50,00%

112,5

Фракция 360+°С

5,00%

11,25

Итого

100,00%

225,0

Фракция 180-360°С – это дизельное топливо с содержанием серы до 1-2 ppm и цетановым числом около 70. Ясно-понятно, что необходимо разбавить его дизельным топливом Класса 5, но с заниженным цетаном (не думаю, что оно является дефицитом), либо гидроочищенным прямогонным дизелем.

Все фракции, которые содержатся в синтетической нефти, конечно же, не могут содержать серу в количествах более 1-2 ppm, что обусловлено процессами подготовки сырья для процесса Фишера – Тропша.

Особое внимание, следует обратить на фракцию нк-180°С, которая может быть выведена из процесса Фишера – Тропша на той стадии, когда количество непредельных углеводородов в ней максимально, что является приятным сюрпризом с точки зрения получения дополнительной прибыли за счет использования стандартного процесса ароматизации. Получаемый ароматический концентрат будет содержать до 70 – 80% масс. суммарной БТК-ароматики.

Сводный материальный баланс выглядит следующим образом, количество дизельной фракции можно значительно варьировать, что определяется в первую очередь ее плотностью и цетановым числом.

Сводный баланс переработки синтетической нефти

Сырьё

% масс

Тыс. тонн/год


Синтетическая нефть

52,74%

225,00


Дизельная фракция НПЗ после ГО

46,88%

200,0


Водород от SMR

0,38%

1,6


Итого

100,00%

426,6


Ароматический ВТХ концентрат

15,01%

64,1

Товарный продукт

Бензиновая фракция

3,71%

15,8

Полуфабрикат

Дизельное топливо

71,85%

306,5

Товарный продукт

Фракция С2-С4

6,79%

29,0

Рецикл на Фишера-Тропша

Фракция 360+°С (мазут)

2,64%

11,2

Товарный продукт

Итого

100,00%

426,6


Данные в таблице говорят сами за себя. А как говорит Вагит Юсуфович, «Переработка переживает не худший период своего развития. И заводы сегодня зарабатывают хорошие деньги». Вот и показан один из способов, как влиться в число зарабатывающих максимально быстро.

Теги: GTL
Вернуться в раздел