АО «Газпромнефть-МНПЗ» входит в состав ПАО «Газпром нефть» и является одним из технологически наиболее развитых предприятий нефтепереработки в Российской Федерации, обеспечивает поставками нефтепродуктов Центральный федеральный округ.
Установленная мощность переработки: 12,15 млн тонн нефти в год.
Глубина переработки после ввода в эксплуатацию комплекса «Евро+» достигла 84%, а после завершения строительства Комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) целевой показатель составляет 99% с практически полным отказом от выпуска мазута.
Основные технологические установки:
- Первичная переработка:
– ЭЛОУ-2 (электрообессоливающая установка);
– ЭЛОУ-АВТ-6 (атмосферно-вакуумная трубчатая установка);
– АВТ-3;
– АТ-Висбрекинг.
- Вторичные процессы:
– установка каталитического крекинга;
– установка гидрокрекинга (в составе КГПН);
– установка каталитического риформинга (Л-35/11-300, ЛЧ-35/11-1000);
– установка изомеризации;
– установки гидроочистки (ЛЧ-24/2000 и другие).
- Вспомогательные производства:
– установка производства водорода;
– установка сероочистки газов;
– товарно-сырьевой парк.
Первичная переработка осуществляется на установках электрообессоливания (ЭЛОУ-2) и атмосферно-вакуумных трубчатых установках (ЭЛОУ-АВТ-6, АВТ-3 и АТ-Висбрекинг). Для увеличения выхода светлых нефтепродуктов на АО «Газпромнефть-МНПЗ» применяются процессы каталитического крекинга, гидрокрекинга, риформинга и изомеризации. Дополнительные этапы переработки включают процессы гидроочистки.
По данным официального сайта ПАО «Газпром нефть», основные производственные показатели АО «Газпромнефть-МНПЗ» характеризуются следующими значениями [21]:
Установка «Евро+» обеспечивает выпуск:
– вакуумный газойль – 1,72 млн тонн в год;
– дизельное топливо Евро-5 – 1,71 млн тонн в год;
– реактивное топливо – 744 тыс. тонн в год;
– риформат – 610 тыс. тонн в год;
– легкая бензиновая фракция – 170 тыс. тонн в год;
– сжиженные газы – 119 тыс. тонн в год.
Вся продукция АО «Газпромнефть-МНПЗ» соответствует экологическому стандарту Евро-5. Основные виды товарной продукции: моторные топлива (бензин АИ-92, АИ-95, АИ-100; дизельное топливо Евро-5; авиационный керосин ТС-1) и прочая продукция (дорожный битум; сжиженные углеводородные газы для коммунально-бытового сектора и автомобильного топлива; нефтяной кокс).
Расчёт производственной программы в настоящей работе выполнен не для фактических мощностей АО «Газпромнефть-МНПЗ», а для базового варианта поточной технологической схемы НПЗ, заданного вариантом курсовой работы, что соответствует требованиям п. 3.1.1 методических указаний [3]. Состав базового завода: две установки АВТ, установки каталитического риформинга, каталитического крекинга и гидроочистки. Производственная мощность двух установок АВТ составляет 6 088 тыс. т в год (расчёт приведён в п. 2.2), при этом годовой ресурс сырья по заданию – 6 000 тыс. т. Поскольку объём переработки не может превышать ресурс сырья, в качестве планового объёма переработки принято значение 6 000 тыс. т. Такой подход позволяет проследить материальные потоки предприятия в полном объёме и перенести полученные выводы на реальный завод.
На рисунке 1 представлена технологическая схема производства.
Рисунок 1 – Базовый вариант поточной технологической схемы НПЗ
Источник: составлено автором на основе [21]
Технологическая схема производственного комплекса базового НПЗ (мощностью 6 000 тыс. т сырой нефти в год) представляет собой интегрированную систему, включающую блоки первичной перегонки, вторичных деструктивных процессов, гидроочистки и товарного смешения.
- Блок первичной переработки (ЭЛОУ-АВТ)
Процесс начинается с поступления сырой нефти на установку электрообессоливания и атмосферно-вакуумной трубчатой перегонки (ЭЛОУ-АВТ). В результате термического разделения 6 000 тыс. т нефти формируются следующие базовые потоки:
– бензиновая фракция (900 тыс. т): направляется на дальнейшую переработку. Часть объёма (609 тыс. т) подаётся на установку каталитического риформинга, остаток низкооктановой фракции (290,8 тыс. т) используется как компонент товарного смешения;
– керосиновая фракция (600 тыс. т): после стабилизации направляется в товарный парк и полностью формирует товарный керосин специальный, объём выпуска которого задан плановым заданием – 600 тыс. т;
– дизельная фракция (1 200 тыс. т, S=1,2%): потенциально ценный продукт, требующий обязательной очистки из-за высокого содержания серы;
– вакуумный газойль (900 тыс. т): тяжелое дистиллятное сырье, направляемое на установки вторичной переработки;
– гудрон (2 280 тыс. т): тяжелый вакуумный остаток, который в базовой схеме не подвергается глубокой деструкции, а используется для приготовления товарного мазута.
- Блок вторичных процессов (Улучшение качества и деструкция)
Для повышения качества полуфабрикатов и углубления переработки в схему включены три ключевые установки:
– каталитический риформинг (КР): перерабатывает 609 тыс. т бензиновой фракции АВТ. Цель процесса – ароматизация и повышение октанового числа. На выходе формируется высокооктановый компонент автобензина (риформат, ОЧ=90), а также побочные продукты: водородсодержащий газ (ВСГ), сухой газ и газовая головка;
– гидроочистка (ГО): принимает 900 тыс. т дизельной фракции с содержанием серы 1,2%. В процессе гидрирования сера снижается до 0,2%, что позволяет получить компонент для товарного топлива печного бытового (ТПБ, S=0,2%) и судового маловязкого топлива (ТСМ). Требованиям к ультранизкосернистому топливу (S=0,001%) полученный компонент не удовлетворяет – это одно из ключевых ограничений базовой схемы. Побочными продуктами являются отгон (лёгкая бензиновая фракция) и сероводород;
– каталитический крекинг (КК): перерабатывает 475 тыс. т вакуумного газойля. Процесс обеспечивает глубокий крекинг тяжёлых молекул с получением 142,4 тыс. т компонента автобензина (ОЧ = 78), а также 166,1 тыс. т лёгкого (ЛКГ) и 56,9 тыс. т тяжёлого (ТКГ) каталитических газойлей, которые в базовой схеме направляются в мазутный фонд.
- Блок товарного смешения и готовая продукция
Полуфабрикаты с установок стекаются в товарно-сырьевой парк (ТСП) для приготовления товарных нефтепродуктов методом компаундирования (смешения):
– бензиновый пул: смешение риформата (с КР), бензина каталитического крекинга (с КК) и части прямогонного бензина позволяет получить товарный бензин АИ-92 (в объеме 786,8 тыс. т). Остатки низкооктановых фракций и отгонов формируют товарную Нафту (177,7 тыс. т);
– дизельный пул и средние дистилляты: гидроочищенная дизельная фракция (S=0,2%) в объёме 600 тыс. т полностью формирует товарное топливо печное бытовое (ТПБ, S=0,2%). Оставшиеся 255,4 тыс. т гидроочищенной фракции смешиваются с 300 тыс. т неочищенной прямогонной дизельной фракции (S=1,2%), образуя 555 тыс. т судового маловязкого топлива (ТСМ) со средним содержанием серы 0,74%, что укладывается в норматив «не более 0,8%». Лёгкий каталитический газойль в дизельный пул в базовой схеме не вовлекается и направляется в мазутный фонд;
– тяжёлые топлива (мазутный фонд): гудрон с АВТ (2 280 тыс. т), непереработанный вакуумный газойль (425 тыс. т), лёгкий и тяжёлый каталитические газойли (166,1 и 56,9 тыс. т) и ловушечный продукт смешиваются для получения товарного мазута топочного.
- Вспомогательные системы и баланс потерь
Схема включает систему сбора ловушечного продукта. Углеводородные фракции, собираемые с танков и дренажей товарно-сырьевого парка, учитываются как возвратные потери в объёме 60 тыс. т и вовлекаются в товарное смешение мазута топочного, за счёт чего безвозвратные потери по заводу сокращаются до 88,2 тыс. т. Газовые потоки (сухой газ, газовая головка) направляются на общезаводские топливные нужды и в химическое производство.
