Содержание к диссертации
Введение
1. Введение 5
2. Литобзор 16
2.1 История вопроса 16
3. Методы и объекты исследования 47
3.1 Качество нефти 47
3.2 Основные схемы переработки нефти 48
3.3 Краткая характеристика отдельных технологических установок (процессов) и их место в разработанных схемах переработки нефти
3.3.1 Первичная переработка нефти 50
3.3.2 Изомеризация легкой нафты 53
3.3.3 Установка каталитического риформинга 54
3.3.4 Установки гидроочистки керосина и дизельного топлива 55
3.3.5 Комплекс каталитического крекинга 56
3.3.6 Установки по производству эфиров (МТБЭ, ТАМЭ) и алкилирования 58
3.3.7 Установки переработки тяжелых нефтяных остатков 60
3.4 Метод оценки эксплуатационных затрат 63
3.4.1 Расчет переменных затрат 63
3.4.2 Расчет условно-постоянных затрат 3.5 Метод расчета инвестиционных затрат 67
3.6 Метод расчета точки безубыточности 68
3.7 Финансово-экономическая модель для расчета окупаемости инвестиций 71
3.8 Моделирование технологических схем переработки нефти 73
3.9 Описание схем переработки нефти (без процессов переработки тяжелых остатков) 74
3.9.1 Схема 1. Бензиновая (на базе процесса каталитического крекинга) 74
3.9.2 Схема 2. Дизельная, с выработкой сырья для нефтехимии (на базе гидрокрекинга ВГО) 76
3.9.3 Схема 3. Нефтехимическая, направленная на максимальную выработку сырья для нефтехимии (на базе FCC с максимальным выходом олефинов С3-С4) 79
3.9.4 Схема 4. Дизельная, с выработкой моторных топлив (на базе гидрокрекинга ВГО) 80
3.10 Методы анализа эффективности технологических схем переработки нефти 81
4. Анализ технологических схем переработки нефти (без переработки тяжелых остатков) 85
4.1 Бензиновый вариант 85
4.2 Дизельный вариант с выработкой сырья для нефтехимии 87
4.3 Бензиновый вариант с выработкой сырья для нефтехимии 89
4.4 Дизельный вариант с производством топлив 91
4.5 Выводы и рекомендации для схем без процессов переработки тяжелых остатков 93
5. Анализ эффективности схем переработки нефти с учетом процессов глубокой переработки нефти 99
5.1 Анализ вариантов переработки тяжелых нефтяных остатков 101
5.1.1 Производство битумов 101
5.1.2 Гидрокрекинг гудрона 104
5.1.3 Деасфальтизация гудрона 108
5.1.4 Коксование 112
5.2 Выводы и рекомендации 116 6. Влияние цены нефти на окупаемость схем переработки нефти
118
6.1 Выводы и рекомендации 121
7. Заключение 127
8. Список литературы 129
- История вопроса
- Краткая характеристика отдельных технологических установок (процессов) и их место в разработанных схемах переработки нефти
- Описание схем переработки нефти (без процессов переработки тяжелых остатков)
- Выводы и рекомендации для схем без процессов переработки тяжелых остатков
Введение к работе
Актуальность темы и исследования
В настоящее время в России имеется 22 крупных НПЗ с переработкой нефти более 5 млн.т/г, 10 средних НПЗ мощностью от 1 до 4 млн.т/г и более 200 малых НПЗ мощностью менее 1 млн.т/г. Все нефтяные компании в настоящее время занимаются модернизацией своих НПЗ. В связи с этим возникает вопрос, в какой степени отразятся вышеуказанные изменения законодательства на рентабельности НПЗ, особенно малых и средних? Какой должна минимальная мощность и технологическая схема, чтобы завод был рентабельным, а также мог окупить инвестиции на реконструкцию для выполнения требований по качеству топлив? Какой минимальный уровень инвестиций необходим для реконструкции малых и средних НПЗ? Данное исследование включает в себя моделирование типовых схем переработки нефти, их технико-экономический анализ. Это позволяет выявить влияние изменения законодательства РФ (введение технического регламента по качеству топлив, изменение экспортных пошлин на темные нефтепродукты, изменение акцизов) на нефтеперерабатывающую промышленность и спрогнозировать ее развитие. В работе впервые сделаны системные исследования по влиянию проектной мощности НПЗ (в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г) на экономическую эффективность работы нефтезаводов.
Анализ литературных источников показывает, что вопросу, как
отразится на нефтеперерабатывающей отрасли изменение
законодательства Российской Федерации, уделяется большое
внимание. Однако в этих работах не прослеживается
систематический подход по выявлению закономерности между технологической схемой НПЗ, его проектной мощностью и
окупаемостью инвестиций (NPV). Это не позволяет при разработке программ модернизации НПЗ уже на предварительном этапе минимизировать количество рассматриваемых вариантов и более быстро и качественно разработать оптимальный вариант их реконструкции.
Цель диссертационной работы:
- Рассмотрение влияния изменения законодательства Российской
Федерации (введение технического регламента по качеству топлив,
изменение экспортных пошлин на темные нефтепродукты, изменение
акцизов) на нефтеперерабатывающую промышленность. Разработка
рекомендаций по реконструкции крупных, средних и малых НПЗ.
- Определение критической мощности НПЗ, при которой
обеспечивается окупаемость инвестиций на реконструкцию для
основных схем переработки нефти в условиях изменяющегося
законодательства РФ.
Задачи:
-
Разработать математические модели основных схем переработки нефти, провести расчет выходов и качества продукции, а также эффективности реконструкции НПЗ, точки безубыточности на их основе в диапазоне от 1.0 до 10.0 млн.т/г. с учетом изменения законодательства Российской Федерации (введение технического регламента по качеству топлив, изменение экспортных пошлин на темные нефтепродукты, изменение акцизов).
-
Определить, существует ли зависимость окупаемости инвестиций
на реконструкцию НПЗ (с учетом обеспечения производства топлив
класса 5, увеличения глубины переработки нефти) и точки
безубыточности от мощности НПЗ при различных схемах переработки нефти и наборах вторичных процессов.
-
Определить наиболее эффективные процессы переработки тяжелых нефтяных остатков в условиях ввода новых экспортных пошлин на темные нефтепродукты в 2017 году.
-
Выполнить анализ чувствительности окупаемости реконструкции НПЗ для основных схем переработки мощностью от 1.0 до 10.0 млн.т/год от мировых цен на нефть.
-
Определить минимальную мощность НПЗ в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г, при которой обеспечивается окупаемость инвестиций на реконструкцию при снижении мировых цен на нефть.
-
Оценить минимальный уровень инвестиций, необходимый для реконструкции малых и средних НПЗ.
-
Спрогнозировать развитие малых и средних НПЗ Российской Федерации при изменении законодательства.
Научная новизна
Научная новизна состоит в том, что впервые рассчитаны зависимости
изменения экономической эффективности и окупаемости основных
схем переработки нефти (бензиновой и дизельной схем, а также
бензиновой и дизельной с выработкой сырья для нефтехимии) от
объема переработки в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г в условиях
изменения законодательства РФ (2008-2017гг., введение технического
регламента по качеству топлив, изменение экспортных пошлин на
темные нефтепродукты, изменение акцизов).
Показано, что наиболее эффективными являются схемы с
максимальной выработкой средних дистиллятов (дизельная и
дизельная с выработкой сырья для нефтехимии). Схемы с выработкой
бензинов менее эффективны, а также имеют более высокие
инвестиционные затраты. Это прослеживается как для схем с процессами переработки тяжелых остатков так и без них.
Также показано, что по окупаемости (по величине NPV) процессы переработки тяжелых нефтяных остатков располагаются в следующей последовательности (в порядке снижения NPV):
-
коксование (установки замедленного коксования, флексикокинга, флюидкокинга)
-
гидропрецессы с конверсией 70%
-
деасфальтизация
-
производство битумов
-
висбрекинг
Теоритическая и практическая значимость работы
Проведена оценка эффективности основных схем переработки нефти (бензиновой, дизельной, а также бензиновой и дизельной с выработкой сырья для нефтехимии) в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г с учетом различных технологий переработки тяжелых остатков, а также изменения законодательства РФ.
Рассмотрено влияние отдельных, промышленно опробованных процессов переработки тяжелых остатков на эффективность основных схем переработки нефти.
Определена минимальная, экономически эффективная в условиях действующего законодательства РФ мощность НПЗ (6-7 млн.т/г) для схем с и без процессов глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков.
Показано, что мини-НПЗ будут закрываться из-за неокупаемости инвестиций в их реконструкцию.
Проведен расчет необходимого объема инвестиций для
реконструкции / строительства НПЗ для различных схем
переработки нефти (с и без процессов переработки тяжелых нефтяных остатков) с производительностью от 1 до 10 млн.т/г.
Показано, что инвестиционные вложения для строительства комплексов переработки тяжелых остатков на базе процессов гидрокрекинга и коксования сопоставимы в диапазоне производительности НПЗ от 1 до 10 млн.т/г.
Основные положения и выводы диссертации могут быть использованы для предварительной разработки и оценки вариантов реконструкции НПЗ в России, а также для оценки возможных дальнейших изменений законодательства РФ в области качества нефтепродуктов и налогообложения.
Методология и методы исследования
Научная методология исследования основывается на системном
подходе к рассматриваемой проблеме по влиянию изменения
законодательства РФ (требования к качеству топлив, изменения
акцизов и экспортных пошлин) и комплексном рассмотрении
процессов технико-экономического развития в
нефтеперерабатывающей отрасли и в целом экономики Российской
Федерации. Методологической базой послужили труды отечественных
и зарубежных специалистов по переработке нефти, экономистов по
теоритическим вопросам развития нефтепереработки в РФ,
реконструкции НПЗ для обеспечения качества вырабатываемых
топлив (класс 5) и переработки тяжелых нефтяных остатков.
В работе использованы методы математического моделирования,
которые заключаются в построении моделей основных схем
переработки нефти и исследовании технико-экономических
показателей и параметров окупаемости данных схем на базе
построенных моделей. В работе также были использованы методы статического и сравнительного анализа и др.
Все исследования и оценки выполнялись в рамках действующего
законодательства РФ в области переработки нефти и
налогообложения. В качестве информационной базы исследования
использовались статические данные Госкомстата СССР, России,
информационные материалы российских и мировых научно-
исследовательских компаний по процессам переработки нефти.
Положения, выносимые на защиту
-
В диссертационном исследовании определено, что при существующих изменениях законодательства РФ по производству топлив класса 5, а также изменениях акцизов и экспортных пошлин наиболее эффективными схемами переработки нефти являются схемы с максимальной выработкой средних дистиллятов.
-
В рамках диссертационной работы показано, что наиболее эффективным процессом переработки тяжелых нефтяных остатков при переработке нефти ЮРАЛС в диапазоне от 1 до 10 млн.т/г в условиях текущего законодательства РФ являются схемы с установками коксования по сравнению с промышленно опробованными процессами переработки гудрона: производство битумов, гидрокрекинг с конверсией 70%, деасфальтизация, висбрекинг.
-
Учитывая структуру переработки нефти в России, минимальной мощностью, при которой реконструкция НПЗ будет окупаема, является производительность не менее 6-7 млн.т/год.
-
Проведенный в рамках диссертационной работы анализ показал,
что мини-НПЗ с производительностью менее 1.0 млн.т/г, а также
средние НПЗ экспортно-ориентированные, с низкой глубиной
переработки нефти, производительностью 1.0-5.0 млн.т будут неэффективны при вводе новых экспортных пошлин на темные нефтепродукты в 2017г. Это приведет к их поэтапному закрытию. 5. Проведенный в диссертационном исследовании анализ показал, что снижение мировых цен на нефть ниже 60-65 $/bbl приводит к неэффективности реконструкции любого НПЗ при действующем законодательстве РФ.
Степень достоверности и апробация результатов
-
По результатам работы опубликовано 8 статей в журналах России и за рубежом общим объемом 55 п.л.:
-
Результаты работы представлены на 3-х международных конференциях по переработке нефти, проводимых компанией Euro Petroleum Consultants Ltd:
12-я Конференция и выставка по технологиям нефтепереработки России и стран СНГ – RRTC-2012, 20-21 сентября 2012 г.
8-ая Конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков – BBTC 2013, 17-18 апреля 2013 г.
13-я Конференция и выставка по технологиям нефтепереработки России и стран СНГ – RRTC-2013, 19-20 сентября 2013 г.
-
Основные положения диссертации были обсуждены на заседании в ИНХС РАН в апреле 2014г.
-
Адекватность разработанных математических моделей схем переработки нефти подтверждена с использованием программы RPMS компании Хоневел.
Структура работы
История вопроса
Большие разведанные запасы угля, в т. ч. и коксующихся, опыт Германии в получении жидких топлив из угля [ 42 С.108; 43, С.3] обусловили инвестирование в этот период в исследование и разработку собственных технологий по получению жидких топлив из угля [ 44 С. 271—272]. Однако, данные технологии в дальнейшем не нашли широкого промышленного применения. Реальные события, произошедшие в СССР это подтверждают. В 1934 году рассматривалось строительство трех заводов по гидрогенизации угля в искусственное жидкое топливо: в Ангарске, Черногорске и Новочеркасске - в районах, где есть угли для переработки в жидкое топливо [ 45, С.256]. Спустя два десятилетия все три завода были запущены, но ни одной тонны угля они не переработали. Изначальная ориентация на уголь потеряла актуальность после растянутого подготовительного этапа, и к началу 60-х годов заводы были переведены на более дешевое и доступное нефтяное сырье [ 46, С.6-7].
В конце 30-х годов происходит интенсивное развитие нефтепереработки. Строятся НПЗ в Москве (пуск в 1938г.), Уфе (1938) [ 47], Ишимбае (1936), Одессе (1937), Херсоне (1938). В годы Великой отечественной войны наблюдается спад в добыче нефти и ее переработке, но после 1945 года наблюдается интенсивный рост (рис.1.2). В конце 40-х началась разработка Ромашкинского месторождения, что позволило резко увеличить добычу и за 4 года (1954-1958гг.) удвоить добычу нефти в стране. В ряде городов начинается строительство новых крупных заводов: Кстово (Нижний Новгород), Омск, Волгоград, Сызрань, Саратов, Пермь, Краснодар, Ангарск, Баку, Рязань и др. Так как строительство велось централизовано, большинство заводов копировалось, что позволяло сократить время проектирования и строительства. Схема выбиралась в зависимости от потребности в нефтепродуктах, где строился НПЗ [ 29 С.26]. Необходимо отметить, что в послевоенные годы изменилась философия размещения заводов. Если в начале прошлого столетия заводы сооружали в местах добычи нефти (так появились центры нефтепереработки в Ухте, Грозном, Уфе), то в 50-х заводы начали размещать непосредственно рядом с местами потребления нефтепродуктов. Это было обусловлено экономикой, т.к. транспортировать нефть более эффективно, чем нефтепродукты [ 1, С.108; 48, С.38; 49]. В мировой практике НПЗ очень часто располагают на морских и атлантических побережьях, что позволяет использовать танкерные перевозки для нефти и нефтепродуктов, и тем самым значительно снизить затраты на их транспортировку [ 50]. Смена философии размещения НПЗ позволила значительно увеличить мощности заводов, расширить ассортимент вырабатываемых продуктов, что обусловило дальнейшее улучшение экономики переработки нефти. Постепенно малые НПЗ с низким уровнем технологий были закрыты, не выдержав конкуренции с более мощными заводами. Но некоторые малые НПЗ, расположенные близко к развивающимся рынкам, были реконструированы с увеличением мощности. Одним из примеров может служить Московский НПЗ. Первоначально в 1938 году завод включал в свою структуру две установки термического крекинга, общей производительностью 550 тыс.т/г. С развитием промышленности в Центральном регионе страны, росту числа автомобилей, развитию нефтехимии завод постепенно реконструировался с увеличением объема переработки нефти (до 5 млн.т/г к 1965 году и 12 млн.т/г к середине 70-х) и ассортимента вырабатываемых продуктов [ 51]. Другими примерами могут служить НПЗ в Уфе, Салавате, Куйбышеве (Самаре), которые стали центрами нефтеперерабатывающей промышленности «Второго Баку» [ 48 С.38].
К концу третьего этапа развития нефтяной отрасли, практически, были разработаны и промышленно опробованы основные вторичные процессы переработки нефти за исключением гидрокрекинга ВГО и гудрона [ 29 С.170-171, 52, 53, 54]. В таблице 1.1 приведены даты создания основных процессов.
Краткая характеристика отдельных технологических установок (процессов) и их место в разработанных схемах переработки нефти
Развитие процессов нефтепереработки, наработка опыта эксплуатации технологических процессов (в том числе и негативного опыта аварийных ситуаций) приводит к внедрению стандартизации в нефтяной отрасли [ 65; 66]. В этот же период времени происходит следующий этап в развитии технологических схем переработки нефти – создание комплексных установок, которые включают в себя наиболее эффективные решения по переработки нефтяного сырья [ 67]. Первым примером такой комплексной установки является комплекс ГК-3, разработка которого осуществлялась ГрозНИИ. В состав комплекса вошли установки АВТ с блоком вторичного фракционирования бензина, каталитический крекинг в кипящем слое типа 1А/1М, висбрекинг. Другими примерами создания комплексных установок являются комплексы ЛК-6У (разработка Ленгипронефтехим) в составе ЭЛОУ-АТ, риформинг, гидроочистка средних дистиллятов, ГФУ [ 68; 69] и КТ-1/1 (разработка ГрозНИИ) в составе ВТ, висбрекинг, гидроочистка ВГО, каткрекинг Г-43-107, МТБЭ [ 70; 71]. Также рассматривались и другие варианты комбинированных установок, которые в силу разных причин не получили промышленного внедрения. Таким образом можно сказать, что в 1960-1970-х годах развитие нефтепереработки переходит на новый уровень развития. Разрабатываются комбинированные установки переработки нефти и тяжелых нефтяных остатков, которые позволяют оптимально перерабатывать нефтяное сырье и по сути являются оптимизированными схемами НПЗ / части НПЗ. В 1970-1980 годы происходит интенсивное тиражирование комплексов, а не отдельно взятых технологических процессов, как это было ранее. При этом активно используются типовые проекты для их строительства, что поддерживается на правительственном уровне [ 72] и закреплено в строительных нормах и правилах [ 73; 74; 75; 76; 77].
Пятый этап в развитии нефтяной промышленности – начало 1990-х – по настоящее время На рубеже 1990-х гг. начинается новый этап в развитии нефтегазового комплекса. В процессе «перестройки» изменились организационно правовые формы предприятий. Произошло снижение экономической активности государства, изменилось само понятие нефтяной отрасли. К 2000 г. из-за снижения экономической активности объем нефтедобычи сократился вдвое по сравнению с концом 1980-х. В начале 2000-х гг. началось увеличение добычи углеводородов, но нефтегазовый комплекс функционирует по-прежнему за счет потенциала, созданного в советский период [ 2]. Введение технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» [ 78] в 2008 году повлекло за собой изменения в нефтяной промышленности России. Установление ограничений по качеству топлив, потребляемых на территории России, и сроков перехода на топлива более высокого качества побудило нефтяные компании пересмотреть программы развития НПЗ и начать их реконструкцию. На рисунке 1.6 показана карта российской нефтепереработки, на которой представлены мощности НПЗ, распределение по ВИНК, а также информация по техническому перевооружению (реконструкции) по состоянию на конец 2012 года [ 79].
Карта российской нефтепереработки Следующим шагом по стимулированию модернизации нефтеперерабатывающих мощностей со стороны правительства России стало введение новых экспортных пошлин на нефтепродукты, предусматривающих пошлину 66% с октября 2011 года и 100% от уровня пошлин на нефть для темных нефтепродуктов с 2017 года [ 80, 81]. Также были изменены и ставки акцизов на моторные топлива: увеличены ставки на топлива низкого класса и снижены ставки на топлива более высокого [ 82].
Следует отметить, что из-за развала научно-исследовательских институтов в период «перестройки» 1991-2010гг. Россия значительно отстает в развитии современных, конкурентоспособных технологий переработки нефти и оборудования. Это привело к тому, что российские нефтяные компании вынуждены закупать зарубежные технологии и оборудование, тем самым финансируя развитие зарубежных научных организаций [ 83, 84, 85].
Развития российских технологий в период с начала 1990-х годов, практически, не происходило. НПЗ находились в тяжелом экономическом положении (падение потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке, перераспределение собственности, более высокие цены на нефть и нефтепродукты вне страны и т.п.) и пытались выжить за счет оптимизации схем переработки нефти, которая осуществлялась путем вывода из эксплуатации морально и физически изношенных установок (в т.ч. первичной переработки нефти для повышения доли вторичных процессов на НПЗ) и проведения небольших, но высокоэффективных модернизаций, внедрения новых видов катализаторов и т.п., что позволяло увеличить экспорт нефтепродуктов [ 86].
В период выхода из кризиса 1998 года налоговая политика государства была изменена. Экспортные пошлины на нефть были значительно выше, чем для продуктов нефтепереработки. В этих условиях даже НПЗ, имеющие в своем составе только установку атмосферной дистилляции, становились эффективными. Все это привело к бурному строительству мини-НПЗ [ 87, 88].
Описание схем переработки нефти (без процессов переработки тяжелых остатков)
С целью получения высокооктановых компонентов, несодержащих ароматических углеводородов, переработки бутиленов и, соответственно, увеличения выхода бензинов в технологические схемы современных нефтеперерабатывающих заводов, в состав которых входят установки каталитического крекинга, включают установки МТБЭ, ТАМЭ, алкилирования.
В разработанные схемы (бензиновую и нефтехимическую) были также включены вышеуказанные установки. Материальные балансы представлены в таблицах 3.11-3.13. При необходимости более гибкого смешения бензинов ТАМЭ может выделяться в виде отдельной фракции. В рассматриваемых схемах переработки нефти ТАМЭ отдельно не выделялся, т.к. это не требовалось для получения заданного ассортимента бензинов. Таблица
Отработанная бутан-бутиленовая фракция может быть использована как компонент для смешения сжиженный газов или в качестве сырья установки алкилирования. Использование отработанной ББФ с установки МТБЭ, практически не содержащей изобутелен, позволяет получать более высокое октановое число алкилата.
В рассматриваемых схемах переработки нефти использована установка сернокислотного алкилирования, т.к. это наиболее часто встречающаяся технология на НПЗ Российской Федерации. Сырье для установки формируется из отработанной бутан-бутиленовой фракции после установки МТБЭ и изобутановой фракции, получаемой из нефти на установке ГФУ. Сырье компаундируется до соотношения бутилены / изобутан равному 1.08, которое является типичным для современных установок алкилирования. 3.3.7 Установки переработки тяжелых нефтяных остатков
Для оценки влияния новых экспортных пошлин в РФ с 2017 года на темные нефтепродукты на эффективность рассматриваемых схем переработки нефти были рассмотрены пять наиболее распространенные технологий переработки тяжелых нефтяных остатков: висбрекинг, производство битумов, деасфальтизация, коксование, гидрокрекинг. Материальные балансы данных технологий представлены в таблицах 3.14-3.18.
Висбрекинг является наименее инвестиционно-затратным процессом переработки гудрона, но при этом имеет наименьшую конверсию. В условиях ввода новых экспортных пошлин на темные нефтепродукты году низкая конверсия будет являться ограничивающим фактором по его внедрению на НПЗ.
Производство битумов также является процессом с низкими инвестиционными затратами, но данный процесс также подвержен влиянию сезонных колебаний, т.к. в зимний период спрос на битумы в России сильно снижается. Это основной фактор, который будет сдерживать широкое внедрение данного процесса на НПЗ России. Кроме того, битумы классифицируются как темные нефтепродукты и будут облагаться повышенной экспортной пошлиной.
В качестве сырья установки деасфальтизации могут использоваться тяжелые нефтяные остатки как прямогонные, так и вторичного происхождения, напр., остаток висбрекинга. При этом производимый деасфальтизат может использоваться только как сырье установок гидрокрекинга или каткрекинга с предгидроочисткой высокого давления или мягким гидрокрекингом. С целью минимизации инвестиций в рассмотренных вариантах в качестве сырья установки деасфальтизации использовался прямогонный мазут. Такой подход позволил исключить из схем переработки нефти установку вакуумной перегонки мазута.
Установка коксования, принятая в расчетах, направлена на производство максимального количества жидких нефтепродуктов и минимум кокса. При таком режиме работы кокс получается низкого качества и может быть использован только как топливный. Также высокое содержание в коксе серы и металлов (ванадия и никеля) из-за их высокого содержания в нефти не позволяет использовать кокс для алюминиевой промышленности. В связи с этим выбор варианта коксовой установки с производством максимального количества жидких углеводородов является оптимальным для рассматриваемых схем переработки нефти.
Для оценки эффективности схем переработки нефти выбран процесс гидрокрекинга гудрона с конверсией 70% фракции 540+. Данная конверсия определяется стабильностью остатка гидрокрекинга и не может быть выше для нефти Юралс. Гидрокрекинг с конверсией 70% является промышленно опробованным процессом и в связи с этим принят для проведения расчетов. В настоящее время известны процессы гидрокрекинга и с более высокой конверсией (до 95%), однако не имеют достаточного промышленного опыта и в связи с этим имеют высокий риск неокупаемости инвестиций в их строительство. В связи с этим строительство таких установок будет иметь ограниченное внедрение в России. 3.4 Метод оценки эксплуатационных затрат
3.4.1 Расчет переменных затрат
Расчет переменных затрат на переработку нефти выполнен на основе информации фактических результатов работы установок на НПЗ ОАО «Газпром нефть», а также справочных данных [ 114; 115]. В таблице 3.19 приведено удельное потребление и производство энергоресурсов на установках.
Условно-постоянные затраты зависят от многих факторов, которые, в основном, определяются выбранной технологией, нормами проектирования, строительными решениями (строительство отдельно стоящими установками или в составе комплексов) и т.п. Учитывая, что большинство установок на НПЗ в России были еще построены в 70-80-е годы прошлого столетия, то использование статистических данных с действующих установок НПЗ РФ некорректно. Строительство новых установок должно выполняться в соответствии с лучшими мировыми практиками. Основную долю в условно-постоянных затратах занимают три статьи. Это – затраты на персонал, затраты на ремонт и амортизационные отчисления. В связи с этим в расчете были оценены только данные статьи. Амортизационные затраты рассчитывались в зависимости от объема инвестиций по ставке 10%.
Информация для расчета условно-постоянных затрат (затраты на ремонт и затраты на персонал) была взята из материалов компании Solomon [ 116], которая проводит регулярный сравнительный анализ НПЗ по всему миру, а также других доступных справочных данных [ 115] и фактических результатов работы установок ОАО «Газпром Нефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ». Результаты обработки данных представлены на графиках 3.5-3.18. Следует отметить, что удельные условно-постоянные затраты (на тонну перерабатываемого сырья) зависят от мощности установок, но при этом для выбранной мощности НПЗ при изменении загрузки завода условно-постоянные затраты остаются практически неизменными. С увеличением мощности завода удельные условно-постоянные затраты снижаются и, наоборот, со снижением мощности – увеличиваются. Особенно сильный рост наблюдается при достижении некоторого минимального, порогового значения (для каждой технологии это свое значение, см.рис.3.5-3.18).
Некоторые технологии не имеют широкого распространения в отрасли, и для таких технологий нет достаточного количества данных, чтобы определить статистически достоверные зависимости удельных затрат на ремонт и на персонал от мощности установки. Для таких технологий расчет затрат производился пропорционально производительности установки. В таблице 3.20 приведены удельные затраты на ремонты и персонал для таких установок.
Выводы и рекомендации для схем без процессов переработки тяжелых остатков
Указанная схема позволяет достигать глубины переработки на уровне 79%, выход светлых нефтепродуктов – 72.8%. Данные показатели выше, чем у бензиновой схемы за счет меньшего количества неконвертированного остатка на установке гидрокрекинга ВГО, чем на установке FCC. В основе схемы лежит установка гидрокрекинга ВГО с максимальной выработкой средних дистиллятов и уровнем конверсии 95%. Выбранная для анализа дизельная схема переработки нефти с выработкой сырья для нефтехимии (с учетом выработки бензина с установки гидрокрекинга) не позволяет производить бензины класса 5 по содержанию ароматических углеводородов, бензола и давлению насыщенных паров из компонентов, вырабатываемых на НПЗ. Учитывая, что для доведения получаемого бензинового пула до требований класса 5 требуется закупка большого количества компонентов с низким содержанием ароматических углеводородов (алкилат, ТАМЭ, МТБЭ и др.), было сделано предположение по исключению производства автомобильных бензинов в данном варианте. При этом фракция НК-62 продается как сырье пиролиза, а фракция 62-140 направляется для переработки на установку риформинга с последующей продажей риформата как сырья для производства ароматических углеводородов. Такой подход позволяет повысить эффективность схемы переработки нефти за счет снижения производства прямогонного бензина, а также уменьшения мощности водородной установки и, соответственно, снижения эксплуатационных затрат на производство водорода.
Учитывая, что риформат не является на рынке широко распространенным продуктом, был разработан дополнительный подвариант с производством ароматических углеводородов бензола, толуола, ксилолов (далее 2А). При этом объем инвестиций на реконструкцию НПЗ возрастает на 7% (по отношению к основному дизельному варианту).
Основные показатели эффективности дизельного варианта с выработкой сырья для нефтехимии и подварианта 2А представлены в таблице 4.2 и на рисунке 4.2.
Объем инвестиций на реконструкцию НПЗ по дизельному варианту оценивается в 119.9 млрд.руб для НПЗ мощностью 10 млн.т/г.
Точка безубыточности дизельного варианта составляет 0.63 млн.т/г в ценах 2012г. и 0.87 млн.т/г. в ценах 2017г. (после ввода 100% пошлин на темные нефтепродукты). Окупаемость инвестиций после ввода новых пошлин на темные нефтепродукты достигается только при мощности завода более 8.6 млн.т/г., но при существующем уровне пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 5 млн.т/г.
Принципиальная технологическая схема бензинового варианта с выработкой сырья для нефтехимии представлена на рисунке 3.3.
Данная схема базируется на процессе каталитического крекинга с глубокой конверсией и высоким выходом легких олефинов С3-С4, а также процессе риформинга фракции 62-140 для производства ароматических углеводородов. Схема позволяет достигать глубины переработки на уровне 75%, выход светлых нефтепродуктов – 65%. Основными проблемами при такой схеме переработки нефти являются низкая плотность бензинового пула (из-за выделения ароматических углеводородов) и получение низкооктанового бензина-рафината, образующегося после экстракции ароматики. Проблема плотностью была решена за счет вовлечения толуола в смешение бензинов, а проблема с бензином-рафинатом – за счет его продажи в виде нефраса. Учитывая, что рынок нефраса ограничен, дополнительно был разработан подвариант, в котором бензин-рафинат направляется на установку каталитического крекинга (далее 3А). Возможность направления на переработку на установку FCC с глубокой конверсией подтверждается лицензиарами процесса. Переработка бензина-рафината на установке DCC приводит к снижению выхода светлых углеводородов и глубины переработки нефти, но при этом позволяет исключить из бензинового пула низкооктановый компонент и тем самым увеличить выработку бензина Аи-95.
Точка безубыточности нефтехимического варианта составляет 0.68 млн.т/г в ценах 2012г. и 0.89 млн.т/г. в ценах 2017г. (после ввода 100% пошлин на темные нефтепродукты), для подварианта 3А 0.63 млн.т/г и 0.81 млн.т/г соответственно. Окупаемость инвестиций после ввода новых пошлин на темные нефтепродукты достигается при мощности завода более 9.2 млн.т/г. (8.1 млн.т/г для подварианта 3А), но при существующем уровне пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 6.0 млн.т/г (от 5.3 млн.т/г для подварианта 3А).
Принципиальная технологическая схема дизельного варианта с производством топлив представлена на рисунке 3.4. Данная схема, как и схема дизельного варианта с выработкой сырья для нефтехимии, базируется на процессе гидрокрекинга ВГО с полной конверсией. Отличием является изменение фракционирования прямогонной нафты с выработкой НК-85оС и 85-140. При этом фракция НК-85 перерабатывается на установке изомеризации. Данные изменения позволяют вырабатывать только бензин марки Аи-95. Для снижения содержания бензола в бензиновом пуле осуществляется закупка МТБЭ. Схема позволяет достигать глубины переработки на уровне 79%, выход светлых нефтепродуктов – 73%.
Основные показатели эффективности дизельной схемы с выработкой моторных топлив представлены в таблице 4.4 и на рисунке 4.4.
Объем инвестиций на реконструкцию НПЗ по дизельному варианту с производством топлив оценивается в 116.0 млрд.руб для НПЗ мощностью 10 млн.т/г.
Точка безубыточности данной схемы составляет 0.58 млн.т/г в ценах 2012г. и 0.78 млн.т/г. в ценах 2017г. (после ввода 100% на темные нефтепродукты). Окупаемость инвестиций после ввода новых пошлин на темные нефтепродукты достигается при мощности завода более 7.3 млн.т/г., но при существующем уровне пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 4.4 млн.т/г.
Проведенный анализ показал, что наиболее эффективными схемами переработки нефти в условиях текущего законодательства РФ являются схемы с максимальной выработкой средних дистиллятов. Данные варианты имеют минимальный объем инвестиций (113-120 млрд.руб для НПЗ мощностью 10 млн.т/г), минимальную точку безубыточности на уровне 580-630 тыс.т/г и минимальный уровень переработки нефти (7.3-8.6 млн.т/г), при котором реконструкции НПЗ будут окупаемыми (при вводе 100%-й пошлины на темные нефтепродукты с 2017г).
Схема НПЗ, работающего по нефтехимическому, бензиновому варианту с максимальной выработкой легких олефинов С3-С4, с точки зрения окупаемости сопоставима с дизельным вариантом с выработкой сырья для нефтехимии, но имеет наибольший объем инвестиций среди рассмотренных вариантов.