- А где я могу найти кого-нибудь нормального? – спросила Алиса.
- Нигде, — ответил Кот, — нормальных не бывает. Ведь все такие разные и непохожие. И это, по-моему, нормально.

Льюис Кэрролл, "Алиса в Стране Чудес"

Знаете ли вы, что не так уж и давно в справочниках профессий для химических производств фигурировал «Оператор куба колонны». Его функция заключалась в том, чтобы таращиться на уровнемерное стекло и вертеть задвижку, тем самым поддерживая уровень в кубе. Все попытки заменить оператора на исполнительный механизм воспринимались в штыки, как выдумки сумасшедших профессоров. Не знаю, как уж так сложилось, но именно в химии такая косность существовала значительно дольше чем, например, в нефтепереработке или нефтехимии, там оператор куба исчез примерно в начале 1930-х годов, а в химии еще и в середине 1960-х этот специалист был не редкость.

Вспомнился мне этот эпизод из истории химии в связи с горячими дискуссиями, которые развиваются не в ключе основного вопроса инженерии «…как это устроено у других? имеются ли стандартные аналоги? Антиподы?», а в совершенно ином ключе: «…мы этого не знаем, и значит – этого не существует». Фактический материал набирался сам по себе в течение долгого времени. Так почему бы не вынести его на прилавок нашей ярмарки тщеславия, но не в стиле классического романа Теккерея, а в виде наших доморощенных парадигм.

Парадигма №1. Смотришь новости в телевизоре и обращаешь внимание, что глубина переработки на больших российских НПЗ с пуском новой (или новых) установки возросла с 96% до 96,2%. Или что-то в этом роде. То есть фиксируются как достижение десятые доли процента! А если подойти к цифре 98-99%? То дальнейший рост будет измеряться в сотых? Абсурдный термин по сути, который остался со времен оператора куба колонны. Согласно нормативным документам (есть и такие):

Глубина переработки = (Объём переработки - Объём производства мазута - Объём потерь и топлива на собственные нужды)/Объём переработки*100.

Любому, кто хотя бы отдаленно знаком с нефтепереработкой, ясно, что высокий показатель глубины переработки ещё не свидетельствует о высоком уровне развития производства. Примеры? Сколько угодно. Если мазутные компоненты назвать как-нибудь по-другому, например, «топливо Э-4» или «остатки К-3», то сразу же можно декларировать увеличение глубины переработки. Каталитический риформинг, направленный на повышение октанового числа бензина, даже отрицательно влияет на глубину переработки, так как мазута меньше не становится, но увеличиваются технологические потери. Можно отбирать на первичной колонне вакуумный газойль (по сути – прямогонную фракцию) и грузить его на экспорт (только не как мазут), а можно отбирать масляные фракции в том же интервале и делать из них моторные масла - в обоих случаях показатель глубины переработки будет одинаков.

Вместо пресловутой глубины переработки существуют отличные индикаторы эффективности НПЗ. И они нисколько не сложнее в смысле калькуляций. Это и индекс Нельсона, и выход светлых, и отношение мощности вторичных процессов к мощности первичных. НПЗ хорош, если Нельсон выше 7, выход светлых более 80%, а отношение вторичных к первичным более 130-140%. Лучшие НПЗ имеют индекс Нельсона более 9, выход светлых более 85%, а отношение вторичных к первичным более 180%. У топовых заводов – более 200%. И ни каких фокусов с переименованием мазутов во всякие разные топлива.

Надо отдать должное, что в последнее время Нельсон превратился в новое увлечение нефтепереработчиков, но, как это часто бывает, считают втихую, да еще и частенько путают между собой два разных индекса: который для оценки эффективности работающего завода, и который для оценки стоимости завода. В России нет ни одного завода с Нельсоном более 8 (при расчете Нельсона на эксплуатации не нужно в него запихивать установку сероочистки газов с коэффициентом 240, это сразу поднимает суммарный индекс на 2 – 2,5 пункта, что противоречит методике калькуляции и дает очевидно завышенный результат), а также нет ни одного завода с соотношением вторичных процессов к первичным более 120 – 130%. И это после десятилетия модернизаций!

Парадигма №2. Бензол в товарном бензине не допустим! Этот тезис хорошо усвоили все, как законодатель, так и производители. Как мы боремся с бензолом? Верно! Не даем ему появится на свет в принципе, для чего убираем из прямогонной нафты НК-180°С весь (или почти весь) потенциал бензола. То есть удаляем фракцию НК-62°С, а еще лучше если НК-85°С, а в последнее время появилась тенденция удалять аж НК-105°С. То, что удалили отправляем на изомеризацию, а то, что не удалили, на бензиновый риформинг. В итоге товарный бензин после компаудирования гарантированно не содержит бензола выше нормы. К слову, установки изомеризации, сделанные в России, по праву считаются одними из лучших в мире.

Но если посмотреть ежегодные издания типа Worldwide Refining Survey, несложно заметить, что доля процессов изомеризации на НПЗ в мире значительно ниже, чем на НПЗ в России. Скажем иначе, процессы изомеризации используются более точечно, так что далеко не каждый НПЗ, выпускающий бензин Евро-5, их имеет.

Как же так получается, спросите вы? Верно! «Там» не убирают бензол в потенциале, а извлекают его на небольшой колонне уже после риформинга! Причем никто особо не озабочен выделением бензола с концентрацией 99% (и даже 70%). Обычно выделяют фракцию, которая содержит 40% бензола и 60% нафты. В итоге товарный бензин после компаудирования гарантированно не содержит бензола выше нормы.

В обоих случаях результат одинаков – компоненты бензина Евро-5 с бензолом по нормативам. Но в одном случае этот результат достигается строительством целой установки изомеризации (часто с гидроочисткой, а иногда и со своей котельной), а в другом случае – лишь строительством маленькой колонны. Конечно надо еще уметь продать эту бензолсодержащую фракцию. Кстати, ее количество примерно равно 8-10% от нагрузки риформинга по сырью. Как лучше, а как хуже – дело экономистов. Суть же в том, что бывает не только так, как нам известно, но и кардинально иначе.

Парадигма №3. Чтобы не терять нить по теме изомеризации, вот еще один интересный факт из нашего цикла «Как бывает».

Представляем себе ароматический риформинг. После него экстракция суммарной С6-С8 ароматики, которая идет на дальнейшее разделение с получением бензола, толуола, ксилолов. Это всем известно, и нас не интересует. А интересует нас неароматический рафинат – остаток после экстракции ароматики, в т. ч. тяжелой. Этот рафинат доставляет массу проблем ввиду своей полной технологической бестолковости. И вот почему. Неароматический рафинат состоит практически из одних парафинов, т. е. как сырье пиролиза – очень хорошо, но пиролиз еще надо иметь под боком. А если его нет? Заворачивать этот продукт на риформинг бессмысленно, если конечно на заводе не существует плана по выпуску топливного газа. Октановое число у рафината низкое, т. е. в бензины блендировать тоже бессмысленно.

Как поднять октановое число? Конечно же, увеличить долю изомеров. Что любит риформинг? Конечно же, нафтены и изомеры. Сложив два и два сразу ясно, кто может прийти на помощь. Верно! Процесс изомеризации неароматических рафинатов, имеющих интервал кипения 70-180°С! Создавался он в первую очередь для того, чтобы на комплексах ароматики полезно использовать неароматический рафинат. Хотя бы частично запустить его снова в процесс риформинга. И как побочная приятная опция получилось, что и октан у этого изомеризованого неароматического рафината возрастал до 88-90 пунктов. То есть все, что не лезло в риформинг, отправлялось прямо в бензины.

Парадигма №4. Бензин коксования! Хуже него продукт придумать сложно: высокое содержание олефинов и серы. Хорошо хотя бы то, что получается его немного. Так что на любом НПЗ его количество не превышает 15% от общего объема сырья, подаваемого на риформинг, поэтому гидроочистка нафты успешно с ним справляется.

А что, если количество бензина коксования будет больше 15%? А если 30%? Или даже 50%? Можно, конечно, справится и с такими объемами. Если заранее уведомить об этом изготовителя процесса и катализатора. Тем более, что тенденция к переработке мазута вместо нефти начинает превалировать не только в странах ЕС: Антипинский НПЗ сокращает объемы переработки нефти, компенсируя их мазутом, как с родственного Марийского НПЗ, так и покупками на рынке. Собственная новенькая УЗК только добавит в сырьевую корзину риформинга бензин коксования, но ничего страшного не произойдет – гидроочистка справится.

Но существуют и иные взгляды на использование бензинов коксования. Например, есть процесс мягкого гидрообессеривания, это когда олефины не повреждаются, а сера сводится под ноль. И уже после этого идет процесс ароматизации обессеренной нафты коксования. Если ее достаточно – реализуется, как самостоятельный процесс. А если недостаточно, то совместно с другими олефинсодержащими продуктами НПЗ (например, фракцией С4-С5 каталитического крекинга). Выходы бензола и ксилолов более чем приличные, реализовано таких проектов в промышленном исполнении уже много.

Что касается темы нашей беседы («этого не может быть!»), то существует процесс ароматизации нафты коксования и без гидроочистки. Установки небольшие, до 100 тыс. тонн в год, как раз под мощности УЗК до 700 тыс. тонн в год. Катализатор, конечно же, не на металлах платиновой группы, а очень дешевый. Замена производится один раз в три-шесть месяцев, но получаемый ароматический концентрат содержит 70% БТК фракции. Отгружают его, как правило, на «Пиротол», либо на комплексы ароматики, в общем, туда, где есть разделение БТК. Скажем проще, кто берет коксохимический бензол, тот берет и эту кашу.

Парадигмы №5, 6, 7… Думаю, что еще штук 20 мог бы вспомнить, но рука держать перо устала. Поэтому крупными мазками, «что бывает»:

· периодический процесс производства биодизеля и глицерина-сырца на мощность до 20 тыс. тонн в год (эксперты от экономики теряются, что тут более ценно: биодизель или глицерин);

· щелочная очистка дизельных фракция первичных и вторичных процессов до качества Д2, на мощность до 500 тыс. тонн в год (не знаю, как это использовать, но установки такие работают);

· карбамидная депарафинизация дизельных фракция с изопропиловым спиртом на мощность до 150 тыс. тонн в год;

· полноформатные (не от Кулибина) установки УЗК на мощность 200-300 тыс. тонн в год, каталитического риформинга, на мощность 100-200 тыс. тонн в год, гидроочистки бензинов и дизелей на мощности 60-150 тыс. тонн в год – все это реальность!

Все, что перечислено под номерами 4, 5, 6, 7, более относится к малым НПЗ углубленной переработки. Работают они, как правило, на сырье не совсем традиционном для классических «больших» НПЗ. Однако такие малые высокотехнологичные НПЗ совершенно не являются редкостью в мире, также как и огромные НПЗ с мощностями до 40-60 млн тонн в год.

В России нет ни тех, ни других. Зато существует множество экспертов, которые либо ориентируются на конфигурации НПЗ еще советской школы проектирования, не всегда удачной с точки зрения современных технологий. Либо зациклены на лицензировании и гарантиях, видимо, не понимая, что залицензировать можно все, что угодно. Но и гарантии на процесс, если он почему-то не работает, не превышают 10% от стоимости установки. Не все хорошее и технологически ценное лицензировано, равно как и не все, что лицензировано, хорошо и технологически ценно. Ну а технологическую матчасть, конечно, надо учить. Иначе что это за эксперт, если он не верит в чудеса, которые, как известно, случаются и в химии?

RUPEC в Telegram