Производственная программа технологической установки планируется на основе производственной мощности. Производственная мощность – это максимально возможный годовой объем переработки сырья при условии полного использования оборудования [3]. Для анализа производственной программы рассмотрена базовая модель НПЗ производственной мощностью 6 млн т сырой нефти в год, что сопоставимо со средними показателями действующих российских НПЗ и позволяет наглядно оценить материальные потоки и технологическую сложность предприятия.
На НПЗ производственная мощность технологических установок рассчитывается по формуле:
М = П * Др, (1)
где П – суточная производительность, т; Др – время работы, сут.
Др = Дк * Ки, (2)
где Дк – календарное время, сут; Ки – коэффициент использования календарного фонда времени работы технологической установки, доли.
При планировании суточной производительности учитывают показатели технологического регламента, проводят анализ работы установки за предшествующий период одновременно с анализом выхода целевой продукции и потерь на основе расчетно-аналитического метода. При этом учитывают динамику суточной производительности, нормы и потери за предшествующий период. Затем определяют лучшие показатели за 20-25 суток из двух-трех смежных месяцев нормальной работы установки. За плановую величину берется средняя величина такой суточной производительности [3].
Производственная программа по технологической установке представляет собой материальный баланс с указанием количества переработанного сырья и выработанной продукции, а также степени использования сырья [3].
Выход продуктов по видам рассчитывают по следующим формулам:
Qi = О * di, (3)
где О – объем переработки, тыс.т; di – доля i-го продукта, %. Объем переработанного сырья может быть меньше производственной мощности и зависит от ресурсов сырья или потребности в этом продукте. Если О=М, то:
Qi = Пс * Др * di, (4)
где Пс – суточная производительность установки, тыс.т/сут.
Расчёт материальных балансов выполнен по каждой основной установке. Результаты представлены в таблицах 4 – 8.
Начнём с материального баланса установки АВТ. Расчёт выполнен на основе методики, изложенной в разделе 3.2.2 учебно-методического пособия [3]. Исходными данными послужили плановый объём переработки сырой нефти – 6 000 тыс. т в год (обоснование объёма приведено в пункте 2.1) и нормативные показатели выхода продуктов, установленные технологическим регламентом для смеси нефтей западносибирского направления.
Выход продуктов по видам рассчитан по формуле 3. При расчёте учтены технологические потери, принятые на уровне 1,0% от массы перерабатываемого сырья в соответствии с отраслевыми нормативами. Баланс установки проверен по условию равенства массы входящего сырья и суммы масс полученных продуктов с учётом потерь.
Результаты расчёта материального баланса установки АВТ представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Материальный баланс установки АВТ
| Показатель | % | тыс. т |
| Взято: нефть сырая | 100,0 | 6000 |
| Получено: газ | 1,0 | 60 |
| Бензиновая фракция | 15,0 | 900 |
| Керосиновая фракция | 10,0 | 600 |
| Дизельная фракция | 20,0 | 1200 |
| Итого – светлых | 45 | 2700 |
| Вакуумный газойль | 15,0 | 900 |
| Гудрон | 38,0 | 2280 |
| Технологические потери | 1,0 | 60 |
| Итого | 100,0 | 6000 |
Источник: составлено автором
Анализ данных таблицы 4 показывает, что из 6 000 тыс. т перерабатываемой сырой нефти на светлые фракции (бензиновую, керосиновую и дизельную) приходится 2 700 тыс. т, или 45,0% от массы сырья. Остальная часть сырья распределяется между тяжёлыми остатками: вакуумный газойль составляет 900 тыс. т (15,0%), гудрон – 2 280 тыс. т (38,0%). Ещё 60 тыс. т (1,0%) приходится на углеводородный газ и столько же – на технологические потери.
Технологические потери на установке АВТ составили 60 тыс. т (1,0%), что соответствует нормативным значениям для данного типа установок.
Материальный баланс установки каталитического риформинга рассчитан на основе выходных данных установки АВТ и технологических нормативов процесса риформинга. Методика расчета:
– определение объема сырья – в качестве сырья принята бензиновая фракция установки АВТ в объеме 609 тыс. т, что соответствует производственной мощности установки каталитического риформинга с учётом коэффициента использования календарного фонда времени (Ки = 0,92) и плановых остановок на ремонт;
– распределение продуктов – выход продуктов по потокам определён на основе технологического регламента установки Л-35/11-300 и усреднённых данных промышленной эксплуатации:
1) водородсодержащий газ – 2,0% от сырья;
2) сухой газ – 5,0%;
3) газовая головка стабилизации – 6,0%;
4) компонент автобензина (риформат) – 85,0%;
5) технологические потери – 2,0%;
– расчёт абсолютных значений – количество каждого продукта рассчитано по формуле 3;
– проверка баланса – сумма выходов всех продуктов и потерь приведена к 100%, что обеспечивает сходимость материального баланса.
Материальный баланс установки каталитического риформинга представлен в таблице 5.
Таблица 5 – Материальный баланс установки каталитического риформинга
| Показатель | % | тыс. т |
| Взято: бензиновая фракция АВТ | 100,0 | 609 |
| Получено: водородсодержащий газ | 2,0 | 12,18 |
| в т.ч. водород | 1 | 6,09 |
| Газ сухой | 5,0 | 30,46 |
| Газовая головка | 6,0 | 36,55 |
| Компонент автобензина (риформат) | 85,0 | 517,80 |
| Потери | 2,0 | 12,18 |
| Итого | 100,0 | 609 |
Источник: составлено автором
Из таблицы 5 следует, что установка каталитического риформинга перерабатывает 609 тыс. т бензиновой фракции с АВТ. Основной целевой продукт – компонент автобензина (риформат) в объёме 517,8 тыс. т (85,0% от сырья) с октановым числом 90, который направляется на смешение для производства товарного бензина АИ-92.
Попутно образуются газовые потоки: водородсодержащий газ (12,18 тыс. т) используется в процессах гидроочистки, сухой газ и газовая головка направляются на топливные нужды и в химическое производство. Технологические потери составляют 12,18 тыс. т (2,0%),
Расчёт материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива выполнен на основе нормативных показателей выхода продуктов, установленных технологическим регламентом процесса. Исходными данными для расчёта послужили:
– объём сырья: 900 тыс. т дизельной фракции с установки АВТ, направляемой на гидроочистку (согласно промежуточному балансу, табл. 8);
– качество сырья: содержание серы в дизельной фракции АВТ составляет 1,2%;
– целевой параметр процесса: снижение содержания серы до 0,2% (стандарт Евро-5);
– нормативные показатели установки:
1) выход гидроочищенной дизельной фракции – 95% от массы сырья;
2) образование отгона – 1,5%;
3) выделение сероводорода – 1,0% (пропорционально удалённой сере);
4) выход сухого газа – 2,5%;
5) технологические потери – 1,0%.
Расчёт выполнен по формуле материального баланса 3. Дополнительно учтён расход водородсодержащего газа (ВСГ) на процесс гидроочистки в объёме 1% от массы сырья (9 тыс. т), что отражено в статье «Взято».
Результаты расчёта материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива представлены в таблице 6.
Таблица 6 – Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива
| Показатель | % | тыс. т |
| Взято: дизельная фракция АВТ | 100,0 | 900 |
| Водородсодержащий газ | 1,0 | 9,0 |
| Итого взято | 101,0 | 909 |
| Получено: дизельная фракция гидроочищенная | 95,0 | 855,0 |
| Отгон | 1,5 | 13,5 |
| Сероводород | 1,0 | 9,0 |
| Газ сухой | 2,5 | 22,5 |
| Потери | 1,0 | 9,0 |
| Итого | 101 | 909 |
Источник: составлено автором
Таким образом, из 900 тыс. т дизельной фракции АВТ после гидроочистки получается 855,0 тыс. т гидроочищенного дизельного топлива с содержанием серы 0,2%. Содержание серы снижается с 1,2% до 0,2%, при этом образуется 9,0 тыс. т сероводорода, направляемого на установку сероочистки.
Материальный баланс установки каталитического крекинга рассчитан на основе нормативных выходов продуктов при переработке вакуумного газойля. Исходным сырьём для установки служит вакуумный газойль, поступающий с установки АВТ в объёме 475 тыс. т. Расчёт выполнен методом прямого счёта: количество каждого продукта определено как произведение объёма переработанного сырья на нормативную долю выхода данного продукта согласно технологическому регламенту установки. При расчёте учтены технологические потери в размере 8,0% от массы сырья, включающие коксообразование и безвозвратные потери. Баланс сведён с учётом требования равенства сумм прихода и расхода массы.
Материальный баланс установки каталитического крекинга представлен в таблице 7.
Таблица 7 – Материальный баланс установки каталитического крекинга
| Показатель | % | тыс. т |
| Взято: вакуумный газойль АВТ | 100,0 | 475 |
| Получено: газ сухой | 3,0 | 14,2 |
| Газовая головка | 12,0 | 56,9 |
| Компонент автобензина | 30,0 | 142,4 |
| Легкий каталитический газойль | 35,0 | 166,1 |
| Тяжелый каталитический газойль | 12,0 | 56,9 |
| Кокс + потери | 8,0 | 38,0 |
| Итого | 100,0 | 475 |
Источник: составлено автором
Таким образом, из 475 тыс. т вакуумного газойля, поступающего с установки АВТ, в результате каталитического крекинга получается 142,4 тыс. т компонента автобензина (октановое число 78) и 166,1 тыс. т лёгкого каталитического газойля, который направляется в дизельный пул. Дополнительно образуются 56,9 тыс. т тяжёлого каталитического газойля (компонент мазута) и 56,9 тыс. т газовой головки, используемой в химическом производстве. Сухой газ (14,2 тыс. т) частично используется как технологическое топливо. Потери и кокс составляют 38,0 тыс. т (8,0%). Полученные данные используются при формировании промежуточного баланса полуфабрикатов и плана смешения товарных нефтепродуктов.
Полуфабрикаты, поступающие с установок, направляются в товарно-сырьевой парк (ТСП) для последующего смешения или дальнейшего передела. При планировании для выбора оптимального распределения промежуточных продуктов (полуфабрикатов) и расчета производственных программ технологических установок необходимо составлять промежуточные балансы этих продуктов [3]. Расчет промежуточного баланса выполнен методом материального учета: по каждому виду полуфабриката суммируются объемы, полученные на предшествующих переделах, и сопоставляются с объемами, направленными на последующую переработку или в товарное смешение Промежуточный материальный баланс по полуфабрикатам представлен в таблице 8.
Таблица 8 – Промежуточный материальный баланс по полуфабрикатам
| АВТ | Кол-во | АВТ | Кол-во | ДФ ГО | Кол-во | Вак. газойль | Кол-во |
| Получено | Получено | Получено | Получено | ||||
| бензиновая фракция | 900,00 | дизельная фракция | 1200 | дизельная фракция гидроочищенная | 855,0 | вакуумный газойль | 900,00 |
| Использование: | Использование: | Использование: | Использование: | ||||
| Катал. риформинг | 609 | Гидроочистка | 900 | Готовая продукция
(ТПБ S=0,2%) |
600 | Катал. крекинг | 475 |
| Смешение | 290,8 | Смешение | 300 | Смешение | 255,0 | Смешение | 425 |
| Итого | 900 | Итого | 1200 | Итого | 855,0 | Итого | 900,00 |
Источник: составлено автором
Анализ промежуточного баланса позволяет сделать следующие выводы:
– бензиновая фракция АВТ (900,0 тыс. т):
1) 609 тыс. т (67,7%) направлено на каталитический риформинг для повышения октанового числа;
2) 290,8 тыс. т (32,3%) использовано напрямую в товарном смешении;
– дизельная фракция АВТ (1200,0 тыс. т):
1) 900 тыс. т (75,0%) направлено на гидроочистку для снижения содержания серы;
2) 300 тыс. т (25,0%) направлено в смешение без очистки;
3) вывод: наличие неочищенной фракции ограничивает возможности выпуска дизельного топлива с ультранизким содержанием серы;
– дизельная фракция гидроочищенная (855,0 тыс. т):
1) 600 тыс. т (70,1%) – готовая продукция (ТПБ, S=0,2%);
2) 255,0 тыс. т (29,8%) – компонент для смешения ТСМ;
– вакуумный газойль (900,0 тыс. т):
1) 475 тыс. т (52,8%) направлено на каталитический крекинг;
2) 425,5 тыс. т (47,3%) использовано как компонент мазута топочного;
3) вывод: почти половина ценного вторичного сырья не проходит глубокую переработку, что снижает общую глубину переработки нефти.
Ключевые резервы повышения эффективности связаны с переработкой 425,5 тыс. т вакуумного газойля и 300 тыс. т неочищенной дизельной фракции, которые в текущей схеме направляются в низколиквидные продукты.
Большая часть товарной продукции НПЗ получается путем смешения полуфабрикатов в товарно-сырьевом цехе. План смешения ориентируется на максимальный выпуск одного или нескольких видов приоритетных нефтепродуктов.
Задача плана смешения формулируется следующим образом: при заданном числе и объёме компонентов известного качества найти вариант смешения, обеспечивающий максимальный выпуск приоритетного нефтепродукта установленного качества [3]. Плановым заданием предусмотрен выпуск не менее 600 тыс. т бензина АИ-92; все ароматические углеводороды (риформат) в соответствии с дополнительными условиями методики направляются в АИ-92, низкооктановые компоненты – в нафту. Форма расчёта плана смешения бензинов с неизвестными приведена в таблице 9.
Таблица 9 – Форма плана смешения бензинов
| Наименование компонента | Ресурс, тыс. т | Октановое число (ОЧ) | Октанотонны (ОТ) | АИ-92 (ОЧп1) | Нафта (ОЧп2) |
| Бензин прямой перегонки | Q1 | ОЧ1 | ОТ1 | X1 | X2 |
| Бензин каталитического риформинга | Q2 | ОЧ2 | ОТ2 | Qп1.2 | Qп2.2 |
| Бензин каталитического крекинга | Q3 | ОЧ3 | ОТ3 | Qп1.3 | Qп2.3 |
| Отгон гидроочистки | Q4 | ОЧ4 | ОТ4 | Qп1.4 | Qп2.4 |
| Итого | ∑Qi | ОЧср | ∑ОТi | Y1 | Y2 |
Источник: составлено автором на основе [3]
Неизвестными являются X1 – количество бензина прямой перегонки, направляемое в АИ-92, и X2 – его же количество, направляемое в нафту. Для их определения составляется система из двух уравнений – баланса по количеству (формула 5) и баланса по октановому числу (формула 6):
X1 + X2 = Q1, (5)
X1×ОЧ1 + Qп1.2×ОЧ2 + Qп1.3×ОЧ3 + Qп1.4×ОЧ4 = ОЧп1×(X1 + Qп1.2 + Qп1.3 + Qп1.4), (6)
где Q1 – ресурс бензина прямой перегонки, тыс. т; Qп1.i – количество i-го компонента, направляемого в АИ-92, тыс. т; ОЧi – октановое число i-го компонента, пункты; ОЧп1 – требуемое октановое число товарного АИ-92, пункты.
Подстановка исходных данных (Q1 = 290,8; ОЧ1 = 60; Qп1.2 = 517,8 при ОЧ2 = 90; Qп1.3 = 142,4 при ОЧ3 = 78; ОЧп1 = 83) даёт:
X1 + X2 = 290,8;
60X1 + 46 602,0 + 11 107,2 = 83 × (X1 + 517,8 + 142,4);
23X1 = 2 912,6; X1 = 126,6 тыс. т; X2 = 290,8 – 126,6 = 164,2 тыс. т.
Результаты расчёта плана смешения бензинов приведены в таблице 10.
Для решения составляется система уравнений – ограничений по количеству и качеству товарных нефтепродуктов и имеющихся компонентов [3]. Расчет плана смешения бензина АИ-92 выполнен методом материального баланса с учетом октановых чисел компонентов на основе системы уравнений, отражающих балансовые ограничения:
– дополнительные условия:
1) все ароматические углеводороды (риформат) направляются в бензин АИ-92 для обеспечения необходимого октанового числа;
2) низкооктановые компоненты (бензин прямой перегонки, отгон гидроочистки) преимущественно используются в производстве нафты.
Распределение компонентов между товарными продуктами определено решением системы уравнений (5)–(6) с проверкой ограничений по количеству и качеству.
Результаты расчёта плана смешения бензинов представлены в таблице 10.
Таблица 10 – План смешения бензинов, тыс. т
| Компоненты | Ресурс, тыс. т | Октановое число | Октанотонны | АИ-92 | Нафта |
| Бензин п/г | Q1 = 290,8 | ОЧ1 = 60 | ОТ1 = 17448,0 | X₁ = 126,6 | X₂ = 164,2 |
| Бензин КР | Q2 = 517,8 | ОЧ2 = 90 | ОТ2 = 46602,0 | Qп1.2 = 517,8 | Qп2.2 = 0,0 |
| Бензин КК | Q3 = 142,4 | ОЧ3 = 78 | ОТ3 = 11107,2 | Qп1.3 = 142,4 | Qп2.3 = 0,0 |
| Отгон ГО | Q4 = 13,5 | ОЧ4 = 60 | ОТ4 = 810,0 | Qп1.4 = 0,0 | Qп2.4 = 13,5 |
| Итого | ∑ Qi = 964,5 | ОЧср = 78,8 | ∑ОТi = 75967,2 | Y1 = 786,8 | Y2 = 177,7 |
Источник: составлено автором
Проверка результата. Баланс по количеству (формула 5):
X1 + Qп1.2 + Qп1.3 = 126,6 + 517,8 + 142,4 = 786,8 тыс. т;
баланс по октановому числу (формула 6):
(126,6 × 60 + 517,8 × 90 + 142,4 × 78) / 786,8 = 65 305,2 / 786,8 = 83,0 пункта.
Товарный бензин АИ-92 получается из трех компонентов: бензина прямой перегонки (126,6 тыс. т), бензина риформинга (517,8 тыс. т) и бензина каталитического крекинга (142,4 тыс. т). Общий объем производства бензина АИ-92 составляет 786,8 тыс. т.
Нафта получается из двух компонентов: бензина прямой перегонки (164,2 тыс. т) и отгона гидроочистки (13,5 тыс. т). Общий объем составляет 177,7 тыс. т.
Дизельные фракции с установок АВТ и гидроочистки направляются на смешение для получения судового маловязкого топлива (ТСМ). Среднее содержание серы в смеси определено по формуле 7:
Sср = ∑(Qi × Si) / ∑Qi = (300,0 × 1,2 + 255,0 × 0,2) / 555,0 = 411,0 / 555,0 = 0,74%, (7)
где Qi – количество i-го компонента, тыс. т; Si – содержание серы в i-м компоненте, %. Полученное значение 0,74% удовлетворяет требованию задания «не более 0,8%».
План смешения ТСМ представлен в таблице 11.
Таблица 11 – План смешения ТСМ
| Компоненты | |||
| Наименование | т.т. | Содержание серы | |
| % | т.т. | ||
| Дизельная фракция АВТ | 300 | 1,2 | 3,6 |
| Дизельная фракция гидроочищенная | 255 | 0,2 | 0,5 |
| Итого | 555 | 0,740 | 4,1 |
Источник: составлено автором
Выводы по плану смешения ТСМ
Соответствие качеству: полученное топливо с содержанием серы 0,74% удовлетворяет требованию «не более 0,8%».
Рассмотрим вспомогательные балансы. Для составления баланса сухого газа был использован метод материального баланса, основанный на учете объемов газа, получаемого на каждой технологической установке, и направлений его использования.
Определение направлений расхода газа:
Потери при смешении товарных продуктов рассчитываются по формуле 8:
Псм = Y × Nп, (8)
где Псм – потери при смешении, тыс. т; Y – количество продукта, направляемого на смешение, тыс. т; Nп – норматив потерь при смешении, % (принят согласно исходным данным задания: для бензина – 1,0%, дизельного топлива – 1,081%, мазута – 0,5%, ТСМ – 0,8%).
План смешения компонентов и получения товарной продукции в натуральном выражении составляется в виде шахматной таблицы, где по строкам показаны вид и количество полуфабрикатов, а по столбцам – готовые продукты, в которые эти полуфабрикаты направляются [3]. Для определения количества товарной продукции планируемый объём производства уменьшен на величину потерь при смешении по каждому нефтепродукту (формула 8). Сводный план смешения нефтепродуктов приведён в таблице 12.
Таблица 12 – План смешения нефтепродуктов, тыс. т
| Компоненты | АИ-92 | Нафта | ТПБ S=0,20% | ТСМ S=0,80% | Мазут топочный | Всего |
| Бензин прямой перегонки | 126,6 | 164,2 | – | – | – | 290,8 |
| Бензин КР (риформат) | 517,8 | – | – | – | – | 517,8 |
| Бензин КК | 142,4 | – | – | – | – | 142,4 |
| Отгон ГО | – | 13,5 | – | – | – | 13,5 |
| Дизельная фракция АВТ | – | – | – | 300,0 | – | 300,0 |
| Дизельная фракция ГО | – | – | 600,0 | 255,0 | – | 855,0 |
| Вакуумный газойль | – | – | – | – | 425,5 | 425,5 |
| Лёгкий кат. газойль | – | – | – | – | 166,1 | 166,1 |
| Тяжёлый кат. газойль | – | – | – | – | 56,9 | 56,9 |
| Гудрон | – | – | – | – | 2280,0 | 2280,0 |
| Ловушечный продукт (возврат потерь) | – | – | – | – | 60,0 | 60,0 |
| Итого | 786,8 | 177,7 | 600,0 | 555,0 | 2988,5 | 5108,0 |
| Потери при смешении, % | 1,0 | 1,0 | – | 0,8 | 0,5 | – |
| Потери при смешении, тыс. т | 7,9 | 1,8 | – | 4,4 | 14,9 | 29,0 |
| Готовая продукция | 778,9 | 175,9 | 600,0 | 550,6 | 2973,6 | 5079,0 |
Источник: составлено автором
Из таблицы 12 следует, что на смешение направляется 5 108,0 тыс. т полуфабрикатов, потери при смешении составляют 29,0 тыс. т, товарный выпуск – 5 079,0 тыс. т. Бензиновый пул формируется тремя компонентами и даёт 778,9 тыс. т АИ-92 при плановом задании «не менее 600 тыс. т»; побочно вырабатывается 175,9 тыс. т нафты. Топливо печное бытовое получается из одного компонента – гидроочищенной дизельной фракции, поэтому потери смешения по нему не начисляются. Мазутный фонд формируется пятью компонентами и составляет 2 973,6 тыс. т, или 58,5% товарного выпуска, что подтверждает вывод о низкой глубине переработки базового варианта.
Результаты расчёта баланса сухого газа представлены в таблице 13.
Таблица 13 – Баланс сухого газа
| Получено | тыс. т | Расход | тыс. т |
| АВТ | 60,0 | Химическое производство | 61,2 |
| КР | 30,5 | Топливо | 66,0 |
| ККр | 14,2 | ||
| ГО | 22,5 | ||
| Итого | 127,2 | Итого | 127,2 |
Источник: составлено автором
Баланс газа показывает, что суммарная выработка сухого газа по заводу составляет 127,2 тыс. т, в том числе на установке АВТ – 60,0 тыс. т, каталитического риформинга – 30,5 тыс. т, гидроочистки – 22,5 тыс. т и каталитического крекинга – 14,2 тыс. т. Полученный газ распределяется между топливными нуждами завода (66,0 тыс. т, или 51,9%) и химическим производством (61,2 тыс. т, или 48,1%). Собственного газа недостаточно для покрытия потребности завода в топливе (298,0 тыс. т), поэтому дефицит покрывается мазутом.
При планировании производственной программы нефтеперерабатывающего предприятия необходимо учесть расход топлива на собственные нужды по каждой установке, исходя из объема производства продукции (работ, услуг) и норм расхода [3].
Расчёт расхода топлива по каждой установке выполнен нормативным методом на основе формулы 9:
Т = О × Nт, (9)
где: Т – количество топлива, тыс. т; О – объём переработки сырья на установке, тыс. т; Nт – норма расхода топлива на сырьё, % (принята в соответствии с технологическими регламентами и отраслевыми нормативами).
Покрытие потребности в топливе осуществляется за счёт внутренних ресурсов завода: сухого газа, получаемого на установках, и мазута топочного.
Результаты расчёта баланса топлива на собственные нужды представлены в таблице 14.
Таблица 14 – Баланс топлива на собственные нужды
| Установка | Нормы, % | Расход, тыс. т | Покрытие | Расход, тыс. т |
| АВТ | 3,2 | 192,0 | Газ сухой | 66,0 |
| КР | 7,4 | 45,1 | Мазут | 228,8 |
| ГО | 3,6 | 32,4 | Остаток ВСГ | 3,2 |
| ККр | 6,0 | 28,5 | ||
| Итого | 298,0 | Итого | 298,0 |
Источник: составлено автором
Анализ таблицы 14 показывает, что суммарный расход топлива на собственные технологические нужды завода составляет 298,0 тыс. т, Структура покрытия потребности в топливе выявляет серьезную диспропорцию:
– газообразное топливо (сухой газ) покрывает лишь 66,0 тыс. т (22,1% от общей потребности). Это наиболее экономичный и экологичный вид топлива для печей установок;
– жидкое топливо (мазут) покрывает остаток потребности после использования газовых ресурсов: 298,0 – 66,0 (сухой газ) – 3,2 (остаток ВСГ) = 228,8 тыс. т, что составляет подавляющую долю топливного баланса – 76,8%;
– остаток водородсодержащего газа (ВСГ) покрывает незначительные 3,2 тыс. т (1,1%).
Топливный баланс завода неоптимален: сжигание почти 230 тыс. т мазута на собственные нужды экономически нецелесообразно, так как снижает объём товарной продукции и маржинальность переработки. Кроме того, это создаёт повышенную нагрузку на системы сероочистки дымовых газов.
Далее составляется баланс потерь. В балансе потерь необходимо учесть потери на технологических установках и при смешении, за вычетом из общей суммы потерь возвратных потерь [3]. Баланс потерь рассчитан по приведенным ниже формулам:
| Пу = Y * Nп, (9) |
| где Пу – потери на установке, т; Y – количество продукта, т; Nп – норматив потерь при смешении для данной установки, %. |
| Yт = Y – Y * П, (11) |
где Yт – количество продукта за вычетом потерь, т;
Из общей суммы потерь вычитаются возвратные потери (ловушечный продукт), которые могут быть возвращены в технологический процесс. Безвозвратные потери включают испарение, неучтённые остатки в аппаратах и трубопроводах, а также потери при транспортировке и хранении.
Результаты расчёта баланса потерь представлены в таблице 15.
Таблица 15 – Баланс потерь
| Установка | тыс. т | Структура | тыс. т |
| АВТ | 60,0 | Возврат | 60,0 |
| КР | 12,2 | Безвозвратные | 88,2 |
| ГО | 9,0 | ||
| ККр | 38,0 | ||
| Смешение | 29,02 | ||
| Итого | 148,2 | Итого | 148,2 |
Источник: составлено автором
Из таблицы 15 следует, что общие потери по предприятию составляют 148,2 тыс. т, из которых возвратные потери – 60,0 тыс. т (40,5%), а безвозвратные – 88,2 тыс. т (59,5%). Основные потери приходятся на установку АВТ (60,0 тыс. т, или 40,5% от общих потерь), что обусловлено большим объёмом перерабатываемого сырья и многостадийностью процесса первичной перегонки. Значительный вклад в потери вносит установка каталитического крекинга (38,0 тыс. т), что связано с высокотемпературным характером процесса и образованием кокса. Потери при смешении товарных продуктов составляют 29,02 тыс. т и находятся в пределах нормативных значений.
Баланс газовой головки составлен на основе данных материальных балансов установок вторичной переработки – каталитического риформинга (КР) и каталитического крекинга (КК
Баланс газовой головки представлен в таблице 16.
Таблица 16 – Баланс газовой головки
| Установка | тыс. т | Структура | тыс. т |
| КР | 36,6 | Хим производство | 93,5 |
| КК | 56,9 | ||
| Итого | 93,5 |
Источник: составлено автором
Из таблицы 16 следует, что общий объем газовой головки составляет 93,5 тыс. т, из которых:
– 36,6 тыс. т (39,1%) поступает с установки каталитического риформинга;
– 56,9 тыс. т (60,9%) – с установки каталитического крекинга.
Вся полученная газовая головка (93,5 тыс. т, или 100% выработки) направляется в химическое производство, что обеспечивает комплексность использования углеводородного сырья и снижает объём сжигаемых попутных газов.
Сводный баланс производства по предприятию сформирован на основе консолидации данных материальных балансов всех технологических установок (АВТ, каталитического риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга), промежуточных балансов полуфабрикатов, планов смешения товарной продукции, а также вспомогательных балансов (газа, топлива, потерь, газовой головки) и представлен в таблице 17.
Таблица 17 – Баланс производства по заводу
|
Показатели |
Год | Вар.1 | Отклонения t+1/t | |||
| t | t+1 | абс. | % | |||
| Взято сырья и материалов: | ||||||
| сырая нефть | 5800 | 6000 | +200,0 | +3,45 | ||
| высокооктановая добавка | 1 | 0 | -1,0 | -100,00 | ||
| ВСГ | 0 | 0 | 0,0 | 0,00 | ||
| Итого | 5801 | 6000 | +199,0 | +3,43 | ||
| Получено продукции: | ||||||
| бензин – всего, | 900,0 | 954,8 | +54,8 | +6,09 | ||
| в том числе: | АИ-92 | 180,0 | 778,9 | +598,9 | +332,7 | |
| АИ-80 | 720,0 | 0,0 | -720,0 | -100,00 | ||
| Нафта | 0,0 | 175,9 | +175,9 | новый | ||
| керосин специальный | 600,0 | 600,0 | 0,0 | 0,00 | ||
| дизельное топливо – всего, | 1050,0 | 1150,6 | +100,6 | +9,58 | ||
| в том числе с содержанием серы: | 0,20% (ТПБ) | 550,0 | 600,0 | +50,0 | +9,09 | |
| 0,80% (ТСМ) | 500,0 | 550,6 | +50,6 | +10,12 | ||
| 0,001% (Евро-6) | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,00 | ||
| Итого светлых нефтепродуктов | 2550,0 | 2705,4 | +155,4 | +6,09 | ||
| Газ химической промышленности | 0,0 | 61,2 | +61,2 | новый | ||
| Газовая головка – хим. пр-во | 80,0 | 93,5 | +13,5 | +16,88 | ||
| Сжиженный газ | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,00 | ||
| Сероводород | 8,0 | 9,0 | +1,0 | +12,50 | ||
| Кокс нефтяной | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,00 | ||
| Мазут топочный валовый | 2963,0 | 2973,6 | +10,6 | +0,36 | ||
| Мазут топочный товарный | 2783,0 | 2744,8 | -38,2 | -1,37 | ||
| Расход топлива, в т.ч.: | 280,0 | 298,0 | +18,0 | +6,43 | ||
| газообразное (сухой газ и остаток ВСГ) | 100,0 | 69,2 | -30,8 | -30,80 | ||
| жидкое (мазут) | 180,0 | 228,8 | +48,8 | +27,11 | ||
| Потери – всего, в том числе: | 150,0 | 148,2 | -1,8 | -1,20 | ||
| возвратные | 50,0 | 60,0 | +10,0 | +20,00 | ||
| безвозвратные | 100,0 | 88,2 | -11,8 | -11,80 | ||
| Баланс | 5801 | 6000 | +199,0 | +3,43 | ||
| Выход светлых нефтепродуктов, % | 44,0 | 45,1 | +1,1 п.п. | – | ||
| Глубина переработки, % | 45,5 | 47,8 | +2,3 п.п. | – | ||
Источник: составлено автором
Из таблицы 17 следует, что производственная программа планового года отличается от предпланового по всем основным позициям баланса.
Сырьё и материалы. Объём переработки сырой нефти вырос с 5 800,0 до 6 000,0 тыс. т (+200,0 тыс. т, или +3,45%). Закупка высокооктановой добавки (1,0 тыс. т) полностью прекращена: требуемое октановое число товарного бензина достигается собственным риформатом.
Бензины. Валовый выпуск бензинов вырос с 900,0 до 954,8 тыс. т (+54,8 тыс. т, или +6,09%), однако принципиально изменилась структура выпуска. Низкооктановый АИ-80 (720,0 тыс. т в предплановом году) снят с производства, а выпуск АИ-92 вырос со 180,0 до 778,9 тыс. т. Причина в изменении рецептуры смешения: в плановом году весь риформат (517,8 тыс. т, ОЧ = 90) и весь бензин каталитического крекинга (142,4 тыс. т, ОЧ = 78) направляются в АИ-92, а низкооктановый прямогонный бензин выводится в товарную нафту (175,9 тыс. т) вместо разбавления товарного бензина.
Керосин специальный. Выпуск сохранён на уровне планового задания – 600,0 тыс. т, изменений к предплановому году нет.
Дизельные топлива. Суммарный выпуск вырос с 1 050,0 до 1 150,6 тыс. т (+100,6 тыс. т, или +9,58%). Топливо печное бытовое с содержанием серы 0,2% выросло с 550,0 до 600,0 тыс. т (+9,09%), судовое маловязкое топливо с содержанием серы до 0,8% – с 500,0 до 550,6 тыс. т (+10,12%). Ультранизкосернистое топливо (S = 0,001%) в базовом варианте не производится, поскольку мощность гидроочистки покрывает лишь 75% прямогонной дизельной фракции.
Итого светлых нефтепродуктов. Выпуск вырос с 2 550,0 до 2 705,4 тыс. т (+155,4 тыс. т, или +6,09%). Опережающий рост по сравнению с ростом переработки сырья (+3,45%) означает более полное использование вторичных процессов.
Газовые потоки и сера. Отгрузка сухого газа в химическое производство начата с нуля и составила 61,2 тыс. т; объём газовой головки вырос с 80,0 до 93,5 тыс. т (+16,88%); выработка сероводорода увеличилась с 8,0 до 9,0 тыс. т (+12,50%) пропорционально объёму гидроочистки. Сжиженный газ и нефтяной кокс в базовой схеме не производятся, поскольку в ней отсутствуют установки изомеризации и коксования.
Мазут топочный. Валовый выпуск практически не изменился (2 963,0 → 2 973,6 тыс. т, +0,36%), а товарный снизился с 2 783,0 до 2 744,8 тыс. т (–1,37%). Снижение товарного выпуска при росте валового объясняется увеличением расхода мазута на собственные нужды завода.
Топливо на собственные нужды. Общий расход вырос с 280,0 до 298,0 тыс. т (+6,43%). При этом газообразное топливо сократилось со 100,0 до 69,2 тыс. т (–30,80%), а расход мазута вырос со 180,0 до 228,8 тыс. т (+27,11%). Это главная негативная тенденция баланса: завод сжигает собственную товарную продукцию вместо более дешёвых газовых потоков.
Потери. Общие потери снизились со 150,0 до 148,2 тыс. т (–1,20%), в том числе безвозвратные – со 100,0 до 88,2 тыс. т (–11,80%) при росте возвратных с 50,0 до 60,0 тыс. т (+20,00%). Это свидетельствует об улучшении технологической дисциплины и работы системы сбора ловушечного продукта.
Итоговые показатели. Выход светлых нефтепродуктов вырос с 44,0 до 45,1% (+1,1 п.п.), глубина переработки – с 45,5 до 47,8% (+2,3 п.п.). Оба показателя остаются существенно ниже уровня современных НПЗ и рассмотрены далее отдельно.
Эффективность работы НПЗ так же оценивается по показателю глубины переработки нефти. Глубина переработки (ГП) – ключевой показатель эффективности использования сырья, определяемый по формуле 12:
Г = (Он – Qп – Сн – Qкт) / Он × 100, % (12)
где ОН – количество переработанного сырья, т; QП – количество безвозвратных потерь, т; СН – расход топлива на собственные нужды т; QКТ – товарное количество топливного мазута, т.
Используя формулу 12, получили глубину переработки:
ГП = (6 000,0 – 88,2 – 298,0 – 2 744,8) / 6 000,0 × 100% = 47,8%
Полученное значение 47,8% при росте на 2,3 п.п. относительно предпланового года остаётся критически низким: у современных НПЗ глубина переработки составляет 85–99%. Причина в отсутствии процессов переработки тяжёлых остатков – весь гудрон (2 280 тыс. т) и 425,5 тыс. т вакуумного газойля выводятся в товарный мазут, а 228,8 тыс. т мазута дополнительно сжигается на собственные нужды.
Для оценки отношения мощности вторичных процессов НПЗ к его мощности по первичной переработке нефти был рассчитан индекс технологической сложности Нельсона (NCI). Индекс Нельсона характеризует технологическую оснащённость НПЗ вторичными процессами. Расчет выполнен по формуле 13:
NCI = 1 +∑ n i=1 (Ki × Ci/Cо), (13)
где: Ki – коэффициент сложности 1-й установки; Ci – мощность 1-й установки (млн т/год); Cо – мощность первичной перегонки АВТ (6,0 млн т/год); «1» – базовый вклад АВТ.
Таблица 18 – Расчет индекса Нельсона для базового НПЗ
| Установка | Мощность Сi, млн т/год | Коэффициент сложности Кi | Вклад
(Кi х Сi / Со) |
| АВТ (первичная) | 6,0 | 1,0 | 1,00 |
| КР | 0,609 | 5,0 | 0,51 |
| ККр | 0,475 | 6,0 | 0,48 |
| ГО | 0,900 | 3,0 | 0,45 |
| Итого NCI | 2,44 |
Источник: составлено автором
Полученное значение NCI = 2,44 характеризует завод как предприятие с простой технологической схемой. Для сравнения, современные высокотехнологичные заводы в РФ имеют индекс Нельсона в диапазоне 6,0–9,0. Это свидетельствует о значительном резерве повышения как глубины переработки, так и выхода светлых нефтепродуктов и маржинальности товарной корзины за счёт внедрения дополнительных вторичных процессов – коксования, гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования.
Таким образом, анализ производственной программы базового НПЗ мощностью 6 000 тыс. т/год выявил следующие ограничения:
– низкий выход светлых нефтепродуктов – 45,1% (2 705,4 тыс. т из 6 000 тыс. т); более половины нефти (54,9%) уходит в мазут или сжигается как топливо;
– недостаточная глубина переработки – 47,8%, что значительно ниже показателей современных НПЗ (85–99%);
– простая технологическая структура – индекс Нельсона составляет всего 2,44, что характеризует завод как предприятие с минимальным набором вторичных процессов;
– неэффективное использование тяжелых фракций: 425 тыс. т вакуумного газойля (47,2% от общего объема) не перерабатывается, а направляется в мазут; весь гудрон (2 280 тыс. т) идет в мазут топочный;
– неоптимальная структура топливного баланса – на собственные нужды расходуется 298 тыс. т топлива, из которых 228,8 тыс. т (76,8%) составляет мазут, что напрямую снижает товарный выпуск.
Основной резерв повышения эффективности скрыт в переработке тяжелых остатков: гудрона (2 280 тыс. т) и непереработанного вакуумного газойля (425 тыс. т), которые в совокупности формируют более 82% мазутного фонда.
Для решения выявленных проблем необходима модернизация производственной программы. Методические указания [3] предусматривают пять базовых вариантов модернизации НПЗ: 1) ввод установок каталитического крекинга и алкилирования; 2) ввод установок каталитического крекинга и гидроочистки средних дистиллятов; 3) ввод установок лёгкого гидрокрекинга вакуумного газойля и изомеризации; 4) ввод установок каталитического крекинга и риформинга; 5) ввод установок коксования и гидроочистки дизельной фракции. Поскольку основной резерв базового завода сосредоточен в гудроне (2 280 тыс. т) и в низкооктановой бензиновой фракции (290,8 тыс. т), за основу принят вариант 5, дополненный установкой изомеризации из варианта 3. Мощности вводимых установок в соответствии с указаниями определены самостоятельно. Содержание программы модернизации раскрыто в пункте 3.1.
