Собственники приходят и уходят, а заводы остаются. Иногда в виде руин и металлолома, как это произошло с Волгоградским «Химпромом», иногда – успешно готовятся к пуску, как это произошло с калушским «Карпатнефтехим». В первом случае установить собственника легко, но зачем вспоминать о грустном? Да и вернуть прошлое невозможно даже с учетом любых самых загадочных новостей.

Во втором случае это ЛУКОЙЛ, который за весь период от остановки завода до его продажи заботился об активе так, что и после пяти лет простоя на консервации время, потраченное на пуско-наладку, составило чуть более трех месяцев! А это говорит о многом для тех, кто понимает толк в таких вещах. О том, что и кадры были сохранены, и консервация была выполнена качественно, а, следовательно, и надзор за оборудованием в этот период велся не спустя рукава, т. е. инженеры не спали и не давали спать аппаратчикам и слесарям.

Отбросим в сторону причины вынужденной длительной остановки, а также причины, по которым на протяжении этого времени ЛУКОЙЛ добросовестно содержал предприятие. Просто посмотрим на калушский «Карпатнефтехим» из прошлого и в нынешней ситуации.

Нефтехимический комплекс в Калуше являлся уникальным и единственным среди восьми комплексов пиролиза, построенных в СССР. Как по используемому сырью – дизельная фракция, - так и схеме его приема: по трубопроводу с завода в Венгрии. А также по схеме реализации этилена, в которой половина возвращалась по трубопроводу протяженностью 330 км опять же в Венгрию. А вторая половина перерабатывалась в винилхлорид, который частично ехал в Венгрию, но его большая часть поставлялась в Румынию.

После распада СССР, сырье (дизельная фракция) перестало поступать с Тисайского (TVK) завода, поэтому в 1993 году был построен собственный дизелепровод Дрогобыч – Калуш. Вопрос с сырьем был решен, но возникли проблемы с продажей этилена тему же TVK, так как и СЭВ приказал долго жить, а вместе с ним и все прошлые договорные отношения. В 1996 году был построен ПЭ высокой плотности на 100 тыс. тонн в год, и пиролиз смог полноценно работать на полную мощность. В 2008 году начались проблемы с реализацией винилхлорида на румынский Oltchim, и ЛУКОЙЛ недолго думая соорудил и в 2011 году запустил комплекс из двух линий по выпуску суспензионного ПВХ с использованием технологии оксихлорирования на 300 тыс. тонн в год. Таким образом, этиленовая зависимость от соседей была преодолена, а использовать в качестве сырья прямогонную нафту вместо дизельной фракции «Карпатнефтехим» учить было не надо.

Мембранный электролиз, который в сравнении с электролизами диафрагменным и ртутным является самым энергоэффективным, был построен на «Карпатнефтехим» в 2010 году при сбалансированной мощности с комплексом ПВХ, так что отгрузка хлора и даже склады хлора не предусматривались проектом.

Обсуждать ПЭ по лицензии "Union Carbide Corporation", ПВХ по лицензии «Vinnolit» и производство хлора и каустика по лицензии «UHDE» не интересно. Хорошие и добротные типовые технологии, можно взять рекламные буклеты и изучать.

И, наоборот, о пиролизе по лицензии Linde в Калуше можно говорить очень долго, так как был он необычен для СССР и остался во многом необычным для РФ и СНГ.

Дизельная фракция, которая по проекту может использоваться в качестве сырья, имеет конец кипения 390°С, т. е. это уже категория тяжелых дизелей, существенно более дешевых относительно фракции 180-360°С. В Таблице 1 приведены выходы продукции на 1 т сырья применительно к установке пиролиза Калуша. Конечно, меняя жесткость пиролиза можно получить и несколько другие выходы, но для корректности сравнения я специально выбрал режимы, при которых соотношение этилен/пропилен ≈ 2.

Таблица 1

То, что из нафты получается этилена больше, а из дизеля – меньше, это известно всем без исключения читающим мой блог. Чего не скажешь о выходе смолы пиролиза (СПТ): как видите, разница в четыре раза в пользу дизеля. Ценнейший продукт – эта смола. Для производства, например, специальных коксов или индивидуальной полиароматики. Но, видимо, что-то не складывается в экономике, а без переработки СПТ работа на дизеле (пусть даже и тяжелом) не может быть рентабельна. Обратите также внимание, что в таблице для всех типов сырья (за исключением ДГК2) отсутствует фракция С4 (бутан-бутилен-бутадиеновая) как товарный продукт, т. к. в схеме Калуша она гидрируется и возвращается на пиролиз, как рецикл. Если сравнить между собой выходы при переработке ДГК1 и ДГК2, то разница заключается лишь в том, что при переработке ДГК1 фракция С4 после гидрирования возвращается, как рецикл, а в случае ДГК2 фракция С4 продается, как товарный продукт. Соответственно выходы этилена и пропилена в этом случае значительно снижаются. ДГК – это дистиллят газового конденсата российского производства. Мы еще вернемся к возможностям его переработки на печах пиролиза, работающих на дизельном сырье.

В Таблице 2 приведены выходы продукции при переработке 1 тонны кстовской нафты без рецикла С4 и с рециклами С4 после гидрирования и без гидрирования. Разница существенная. Балансы выполнены применительно к границе печей пиролиза Калуша и при одинаковой жесткости процесса для всех трех случаев. Почему Кстово? Да потому, что другой нафты с полным анализом не было под рукой, была бы в архиве волгоградская нафта, результаты были бы хуже, так как парафинов в ней гораздо больше.

Таблица 2

Как лучше работать: с рециклом С4 или с выпуском С4 в виде товарной продукции (а бутадиен нынче в цене) – это решает экономика и возможности производства по отгрузке.

Вернемся к переработке ДГК. Дизельный пиролиз позволяет работать на этом сырье без разделения дистиллята на погоны нафты и дизеля! Но всегда очень внимательно следует следить за количеством остатка 390+°С, а также за долей фракции 40-80°С. Именно поэтому для расчета и был выбран конкретный экспортируемый российский ДГК, как наиболее полно (но не идеально) удовлетворяющий этим условиям, есть в природе и лучшие сырьевые варианты. Уверен, что возможность переработки на дизельных пиролизах ДГК без предварительного фракционирования явится для многих открытием. Как приятным, так и не совсем.

Чуть не забыл про пироконденсат. «Карпатнефтехим» отлично справляется с его переработкой на установке «Пиротол». Аналогичная имеется практически на всех ЭП-250, 300, 350 и 450 в РФ. Количество бензола? Как и у всех, 50% от количества пирокондесата.

А теперь самый главный вопрос. Можно ли перерабатывать на дизельном пиролизе фракции С3-С4 или ШФЛУ?

Если возможность переработки нафты прямо предусмотрена регламентом печей в Калуше, то о возможности переработки газового сырья не сказано ничего. Означает ли вот это ,что такая возможность существует?

На самом деле работа пиролиза на газовом сырье не является чем-то необычным, если установка была спроектирована для работы на нафте. Если вы поднимите первые регламенты на любую ЭП-250, 300, 350 и 450 (а еще лучше если найдете соответствующие расчетно-пояснительные записки), то увидите, что работа на сырьевой смеси, содержащей 25-35% газов и 65-75% нафты рассматривалась, как рядовая технологическая операция. Но сырьевая смесь, содержащая уже 70-75 % газов и 30-25% нафты требовала выполнения определенного набора компенсационных мероприятий. В основном они касались работы пирогазового компрессора. Более легкий состав пирогаза требовал соответствующей наладки антипомпажной защиты, а также настройки более эффективной работы блока метанирования, который имелся на всех пиролизах, использующих в качестве сырья нафту и тем более газы.

В случае Калуша, где установка пиролиза была спроектирована для работы на дизельном сырье и, разумеется, не имела блока метанирования, а работа компрессора ориентировалась на тяжелый состав пирогаза, работать на нафте и газовом сырье даже при его доле до 25%, было бы непросто. Не будем глубоко залезать в пиролизные дебри. Вся инженерия, а уж тем более химическая технология, основывается на элементарной логике. При условии хорошего понимания процесса, конечно:

· чем легче сырье, тем легче пирогаз, тем больше вероятность помпажа на пирогазовом компрессоре, а это плохо и опасно. Следовательно, надо регулировать антипомпажный клапан и советоваться с изготовителями компрессора, которые подскажут и другие компенсационные мероприятия;

· чем легче сырье, тем больше в пирогазе метана и водорода, и если вы не удалите их на блоке метанирования, то будете гонять их по всему пирогазовому тракту. А так как содержание метана и водорода в пирогазе могут достигать и 25%, следовательно, ваши операционные затраты (по крайней мере пирогазового тракта) будут на 25% выше, чем на родственных установках, имеющих деметанизацию;

· чем легче сырье, тем меньше у вас получается пиролизного «масла», а при его недостатке колонна очистки пирогаза просто не будет работать с достаточной эффективностью, следовательно, не сможет работать пирогазовый компрессор и вся установка ЭП;

Если в первом примере все оптимизируется за деньги, а во втором примере вы можете ничего не оптимизировать, но просто будете терять деньги, то третий пример это чистой воды химия. Чем выше доля газового сырья, тем меньше масла, а взять его неоткуда даже за деньги. Сравните в Таблице 1 количество получаемой пиролизной смолы для разных типов жидкого сырья: разница в четыре раза между нафтой и дизелем. Так что если бы мы дополнили эту таблицу, например, бутаном или пропаном, где выхода СПТ составляли бы 1,5-1,7%, то для эффективной и безопасной работы установки следовало бы модернизировать колонну очистки пирогаза и всю систему циркуляции пиролизного масла, а это очень и очень недешево.

Сложная химия «Карпатнефтехим». Такое название было дано не потому, что один из эффективнейших комплексов не работал в течении пяти лет, а именно потому, что оптимизация сырьевой загрузки установки дизельного пиролиза в Калуше с его-то возможностями работы на широчайшем диапазоне сырья (от дистиллята газового конденсата, тяжелого дизеля до нафты с добавкой некоторого количества и газов), очень сложная задача, которая выводит на значительное количество сырьевых сценариев и такое же количество сценариев экономических. И это я еще не говорю о возможности оптимизации производства с помощью дополнительных количеств привозного пироконденсата.

RUPEC в Telegram