Приложение Г (обязательное). Энергоэффективность

Приложение Г
(обязательное)

Энергоэффективность

1 Краткая характеристика отрасли с точки зрения ресурсо- и энергопотребления

Нефтепереработка и нефтехимия являются одними из самых энергоемких производств и уровень энергозатрат в значительной степени влияет на себестоимость готовой продукции. Учитывая продолжающийся рост спроса на энергоносители и все более ужесточающиеся экологические требования, реализация инициатив по оптимизации энергоэффективности приобретает жизненную необходимость. Снижение энергопотребления и связанного с ним выброса парниковых газов является одним из широко распространенных требований к ведению хозяйственно-производственной деятельности на многих нефтеперерабатывающих предприятиях, а также обеспечивает ощутимые преимущества для бизнеса. Это ключевой фактор обеспечения коммерческой рентабельности и соответствия предприятия экологическим требованиям. Регулирование энергопотребления должно стать неотъемлемой частью управления технологическим процессом и заводом в целом для достижения оптимального уровня энергопотребления при выполнении поставленных задач.

Для нефтеперерабатывающей отрасли расходы на энергопотребление занимают одну из самых значимых позиций в перечне производственных затрат, обычно - вторую после затрат на исходное сырье. В рамках большинства технологических процессов на предприятиях нефтехимии или НПЗ уровень энергоэффективности подвержен существенным колебаниям, связанным с изменяющимися условиями технологического процесса, реализацией различных производственных стратегий, а также недостаточным уровнем контроля или невозможностью четкого выявления неэкономичных режимов работы.

В зависимости от глубины переработки нефти, ее состава, ассортимента и качества целевых продуктов, технического уровня оборудования и других факторов расход энергии на собственные нужды нефтеперерабатывающих заводов эквивалентен 6 - 10% перерабатываемой нефти. Из общего количества потребляемой энергии 55 - 65% приходится на долю технологического топлива, 30 - 35% - на тепловую и 8 - 12% - на электрическую энергию [47]

Поскольку российские НПЗ отличаются высокой энергоемкостью, меры по экономии энергии дадут им существенный экономический и экологический выигрыш.

Нефтеперерабатывающая промышленность Российской Федерации является одной из наиболее энергоемких отраслей народного хозяйства. В среднем на российских НПЗ удельные энергозатраты в настоящее время составляют около 0,135 т.у.т. на 1 тонну переработанной нефти, что эквивалентно использованию для производства энергии 9,5% нефти, переработанной на предприятиях отрасли. Такой уровень энергозатрат превышает достигнутые показатели эффективных современных, в том числе и российских НПЗ, на 25 - 30%. Доля энергозатрат в общих затратах НПЗ на переработку нефти (так называемая энергетическая составляющая процессинга) достигла в среднем по российским НПЗ уровня более 50%. В то время, как доля энергозатрат в общих эксплуатационных расходах зарубежных НПЗ составляет до 40%, а энергетические затраты составляют 3000 - 3500 МДж или 0,100 - 0,114 т.у.т. на 1 т перерабатываемой нефти.

Потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в процессах переработки нефти в России на 44% выше, чем в США, и на 31% выше, чем в Японии. Это связано, в частности, с использованием устаревших технологий и оборудования, срок службы которого в 2 - 3 раза превышает нормативный. В настоящее время в России неиспользуемый потенциал энергосбережения оценивается в 40% от современного энергосбережения.

В соответствии с Федеральной целевой программой "Энергоэффективная экономика ТЭК" и "Энергетической стратегии России на период до 2020 г." потребление топлива, тепла и электроэнергии в России должно быть снижено примерно на 5 млн. т.у.т. топлива за счет использования новых высокоэффективных энергосистем, передовых технологических решений, современных видов оборудования и др.

Для нефтеперерабатывающей отрасли характерны энергоемкие процессы производства. По данным ОАО "ВНИПИнефть" [48] Россия тратит значительно больше ТЭР на производство 1 тыс. т нефтепродуктов (рисунок 1), чем другие государства. Также по показателям энергоемкости ситуация в российской нефтепереработке значительно хуже мировой практики (рисунок 2) [49].

Рисунок 1 - Затраты энергии на производство 1 тыс. т нефтепродуктов (т н.э.)

Рисунок 2 - Соотношение индекса энергоемкости нефтеперерабатывающей отрасли в России и мире, %.

Следует отметить, что реконструкция приводит к резкому увеличению потребления всех видов энергоносителей на НПЗ: топлива, электроэнергии, воды, водяного пара. Переход на производство современных моторных топлив при одновременном углублении переработки нефти до 85% обуславливает рост потребления ТЭР на 1 т сырой нефти [50]:

- 55 - 65 кг топлива;

- 80 - 110 электроэнергии;

- 0,2 - 0,3 Гкал водяного пара;

- 18 - 22 оборотной воды.

Это требует разработки мероприятий по снижению энергопотребления и повышению энергоэффективности.

К основным направлениям сокращения потребления энергии на НПЗ относятся:

1) замена устаревшего и использование современного оборудования (печи, котлы-утилизаторы, насосы и др.);

2) реализация имеющихся резервов энергии на установках нефтепереработки;

3) использование современных высокоактивных и селективных катализаторов;

4) строительство собственных источников энергоснабжения (котельные, парогазовые, газотурбинные установки) на НПЗ.

2 Основные технологические процессы, связанные с использованием энергии

Наиболее энергоемкими являются процессы гидрокрекинга, каталитического крекинга и риформинга, коксования, производства масел. Процессы первичной переработки нефти менее энергоемкие, но атмосферно-вакуумной перегонке подвергается вся поступающая на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) нефть, при этом расходуется около 50% суммарных энергозатрат НПЗ.

Наиболее затратными, с точки зрения использования энергии в виде топлива, пара или электрической энергии, процессами на НПЗ являются:

нагрев сырой нефти или сырья для технологических установок;

получение пара для механического привода турбин для питания основных компрессоров и некоторых крупных насосов, процессов нагревания и питания пароструйных вакуумных эжекторов;

нагрев рибойлеров и др.

3 Уровни потребления

Удельные расходы топлива и тепловой энергии по некоторым установкам предприятий нефтепереработки представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Удельные расходы топлива и тепловой энергии по некоторым установкам предприятий нефтепереработки

Наименование установки	Удельный расход топлива, кг у.т./т	Удельный расход теплоэнергии, МДж/т
Первичная переработка	30,3	82,8
Гидрокрекинг	173,2	81,3
Термический крекинг	48,4	96,4
Каталитический крекинг	54,6 - 94,7	136,0 - 207,0
Производство масел	212,0	2763,0
Коксование	75.6	222,0
Гидроочистка топлива	25,0	17,5

Удельные расходы электроэнергии по некоторым установкам предприятий нефтепереработки (в среднем по отрасли) представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Удельные расходы электроэнергии по некоторым установкам предприятий нефтепереработки

Наименование процесса	Удельный расход, кВт ч/т
Первичная переработка нефти АТ	13,8 - 14,5
Первичная переработка нефти ЭЛОУ-АВТ	29,5 - 31,3
Термический крекинг нефти	11,0 - 15,0
Каталитический крекинг нефти	59,0 - 60,0
Каталитический риформинг	80,0 - 83,4
Производство катализатора	2100 - 2368
Пиролиз нефти	19,0 - 20,5
Коксование	27,0 - 40,0
Производство масел	284,0 - 295,0

4 Наилучшие доступные технологии, направленные на повышение энергоэффективности, оптимизацию и сокращение ресурсопотребления

Номер и наименование НДТ	Раздел/пункт справочника
7. Создание энерготехнологического производства. Технологии повышения энергоэффективности установок АТ, ВТ и АВТ и сокращения выбросов путем оптимизации схемы управления процессом, схемы теплообмена и рекуперации тепла, использования метода дробной перегонки с использованием двух отбензинивающих колонн, газогенераторной установки (при необходимости) и пластинчатых теплообменников, а также использованием методологии оптимизации состава сырья путем регулирования коллоидно-дисперсного состояния нефтяных дисперсных систем.	5.4
8. Технологии использования интегрированных энергетических и материальных потоков и оборудования для рекуперации тепловых потоков.	5.5.2 5.5.3
9. Технологии оптимизации процесса нагрева для максимального использования теплотворной способности топлива и сокращения выбросов в атмосферу.	5.5.2 5.5.3
11. Технология сокращения потребления пара и оптимизации его использования путем составления карты контроля клапанов дренажной системы	5.5.2 5.5.3
21. Использование специальных котлов-утилизаторов и установок дожига газов для снижения количества отходящих газов и получения пара	5.6.4
24. Рекуперация коксового газа отдувки и использование его в качестве топливного газа НПЗ	5.7
63. Организация экономного использования топлива для печей НПЗ с целью уменьшения выбросов в атмосферу и повышения энергоэффективности предприятия
85. Использование котла-утилизатора для рекуперации энергии	5.24.4
91. Технологии повторного использования шлама на технологических установках или в качестве котельного топлива	5.25
97. Управление технологическими процессами с использованием АСУТП с распределенной системой на базе микропроцессорной техники и он-лайн анализаторов, что позволяет значительно снизить вероятности отклонений от параметров технологического режима, а также осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на территории НПЗ	5.4
98. Внедрение частотного регулирования на электрических приводах технологического оборудования для повышения энергоэффективности	1
99. Технологии интеграции НПЗ и электроэнергетики за счет использования ресурсов и продуктов, производимых на НПЗ (топливный газ, сжиженный газ, котельное топливо).	4.2, шаг 5

5 Экономические аспекты реализации НДТ, направленные на повышение энергоэффективности оптимизацию и сокращение ресурсопотребления

Экономическая целесообразность как таковая является неотъемлемой составной частью концепции НДТ. Углубленную оценку экономической целесообразности следует проводить только в тех случаях, когда существуют явные разногласия относительно того, какие именно НДТ могут быть внедрены в отрасли промышленности экономически эффективным образом.

При использовании методологии оценки соответствия НДТ критерий экономической целесообразности не является самодостаточным - необходимо учитывать и остальные описанные подходы..

При этом детальный анализ необходимо проводить только в том случае, если существуют реальные основания полагать, что технология (или комбинация технологий) является чрезмерно дорогостоящей, чтобы считаться НДТ.

В России в настоящее время большинство НПЗ находятся в составе ВИНК. НПЗ являются центрами формирования прибыли, поэтому акционеры заинтересованы в снижении производственных издержек, значительная часть которых приходится на ТЭР. Цены на ТЭР влияют на ту часть прибыли, которую ВИНК получают от реализации нефтепродуктов. В среднем по нефтеперерабатывающей отрасли в структуре операционных затрат, как видно на рисунке 3, более половины занимают затраты на энергию (57,6%), на втором месте (16,3%) находятся затраты на капитальный ремонт.

Рисунок 3 - Структура операционных затрат (средние значения по нефтеперерабатывающей отрасли в России), % [51]

В современных реалиях одна из ключевых задач, стоящих перед нефтедобывающими и нефтеперерабатывающими компаниями - снизить количество потребляемых энергоресурсов. Лучшим подтверждением этому служит тот факт, что все ведущие участники рынка, в частности "Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "Татнефть", инвестируют значительные средства в повышение энергоэффективности.

Основные возможности сокращения энергозатрат на НПЗ лежат в плоскости собственно технологии нефтепереработки. Поэтому для достижения выраженного эффекта экономии в первую очередь требуется замена основного производственного оборудования. Сегодня большинство крупных компаний ведут или завершают модернизацию своих мощностей. Однако пока в эксплуатации остаются также и установки, введенные в эксплуатацию в 50 - 60-х годах прошлого века.

Экономический эффект от вложенных средств в повышение энергоэффективности в компании Лукойл в нефтепереработке составляет 47,8 руб. на 1 руб. вложенных средств [52].

"Роснефть" провела анализ по методике Solomon: было выявлено, что на сегмент переработки приходится всех ТЭР по состоянию на 2013 год (около 30 млрд.руб. в стоимостном эквиваленте), при этом 46% в структуре энергобаланса переработки нефти занимает электроэнергия, 28% - топливо и 26% приходится на тепловую энергию. В связи с тем, что НПЗ компании в России не соответствуют среднемировому уровню по показателю эффективности использования энергии, было принято решение уделить особое внимание энергосберегающим технологиям по всей технологической цепочке переработки нефти. Затраты на реализацию программы энергосбережения Downstream составляют более 3,5 млрд.руб., а экономия энергоресурсов в 2014 - 2018 гг. превысит 10 млрд.руб [53].

"ТАИФ-НК" за счет внедрения инноваций, позволяющих сократить расход энергии, удалось добиться более рационального использования ТЭР и значительной экономии в более 300 млн. руб [54].

6 Перспективные технологии, направленные на повышение энергоэффективности и оптимизацию и сокращение ресурсопотребления

К перспективным технологиям, направленным на повышение энергоэффективности и одновременно на снижение экологической нагрузки на окружающую среду, можно отнести следующие процессы:

- Атмосферная перегонка с использованием двух отбензинивающих колонн - это процесс последовательной перегонки, позволяющий с минимальными суммарными затратами энергии разгонять нефти или конденсаты на углеводородные фракции, число и свойства которых оптимальны с учетом сложных схем НПЗ и ужесточающихся нормативов. Обычно эта технология рассчитана на применение на новых атмосферных или атмосферно-вакуумных установках, но может быть использована для ликвидации узких мест на существующих установках, например, для увеличения производительности процесса без добавления новой печи. Суммарное потребление первичных энергоресурсов для различных нефтей составляет 1,15 - 1,25 т топлива на 100 т нефти;

- Непрерывное коксование в токе теплоносителя с получением кокса (Fluidcoking). Удельные капиталовложения в оборудование установки Fluidcoking, включая необходимые очистные сооружения, в диапазоне единичных мощностей 0,6 - 6,0 млн т. по сырью составляют 60,0 - 36,6 млн долл. на один млн т/год;

- Непрерывное коксование в токе теплоносителя с газификацией кокса (Flexicoking). Характеризуется низким выбросом твердых частиц, низкими выбросами углеводородов, SОx, NOх. Выработка пара и электроэнергии для внутреннего потребления и продажи в электроэнергетическую систему, удовлетворение потребностей в водороде и паре избавляет НПЗ от нестабильных цен на природный газ;

- Технологии низкотемпературной изомеризации С7, позволяющие снизить энергозатраты за счет организации схемы разделения потоков, ректификации и рекуперации тепла, увеличения межрегенерационного пробега;

- Каталитический крекинг с ультракоротким временем контакта (миллисеконд). По сравнению с традиционной установкой каталитического крекинга с лифт-реактором технология MSCC обеспечивает существенное повышение выхода целевых продуктов, улучшение качества продуктов, повышение надежности и снижение эксплуатационных и капитальных затрат;

- Каталитический крекинг остаточного сырья с двухступенчатой регенерацией. Экологические преимущества процесса связаны с расширением номенклатуры сырьевых ресурсов за счет вовлечения в переработку тяжелого нефтяного сырья и остатков, в т.ч. вторичного происхождения;

- Каталитический крекинг остаточного сырья с двумя регенераторами. Особенность этого процесса - наличие двух регенераторов с раздельной подачей воздуха и выводом дымовых газов. К основным преимуществам процесса R2R относят высокий выход бензина и улучшенный процесс регенерации, обеспечивающий глубокий выжиг кокса в условиях, исключающих термопаровую дезактивацию катализатора. Экологические преимущества процесса связаны с расширением номенклатуры сырьевых ресурсов за счет вовлечения в переработку тяжелого нефтяного сырья и остатков, в т.ч. вторичного происхождения;

- Каталитический крекинг с максимальным выходом этилена. Экологический эффект технологии состоит в повышении общей конверсии сырья, снижения выработки побочных продуктов (легкого и тяжелого газойлей). Технология характеризуется повышенным выходом пропилена и легких бутиленов, что позволяет расширить сырьевые ресурсы для производства полипропилена и алкилбензинов без вовлечения в переработку дополнительного количества нефти.

- Каталитический крекинг с максимальным выходом легкого газойля. Основными экологическими преимуществами процесса являются снижение выбросов CO и , а также оксидов серы и азота, из регенератора вследствие снижения выхода кокса в процессе крекинга, а также снижение образования остатка - тяжелого газойля. Главным экономическим аспектом технологии является увеличение выхода легкого газойля - сырья для производства реактивного и дизельного топлив. Совместное применение специальных катализаторов и технологических приемов позволяет увеличить выход легкого газойля на 10% об (абс). Вторичным аспектом является снижение выхода побочного продукта крекинга - тяжелого газойля;

- Гидроочистка тяжелого газойля коксования (Prime-D). Позволяет уменьшать выбросы токсичных газов (NOX, H2S, SO2, другие серные соединения) за счет снижения содержания серы и азота в газойле коксования.

- Гидроизомеризация дизельных топлив. Процесс изодепарафинизации является наиболее перспективным и обеспечивает высокий выход целевого продукта - дизельного топлива для холодных климатических зон с требуемыми эксплуатационными характеристиками.

- Глубокий гидрокрекинг остаточного сырья на неподвижном слое катализатора. Процесс RCD Unionfining обеспечивает обессеривание, деазотирование и деметаллизацию остаточного сырья и деасфальтизата. Кроме выработки малосернистого котельного топлива, процесс часто используют для улучшения сырья, подаваемого на установки коксования, FCC и гидрокрекинга. Назначение установок - обычное обессеривание, предварительная обработка сырья для последующих установок превращения неперегоняемых (тяжелых) остатков.

- Процесс "Veba Combi Cracker" обеспечивает переработку тяжелого и остаточного сырья с одновременным уменьшением содержания сернистых, азотсодержащих и непредельных соединений в продуктах, что позволит сократить выбросы в атмосферу загрязняющих веществ при использовании продуктов процесса, в том числе в качестве компонентов топлив;

- Гидрокрекинг остаточного сырья в кипящем слое катализатора - Процесс LC-Fining (лицензиар Shell Lummus Global). Процесс LC-Fining предназначен для гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья - остатков перегонки нефти, тяжелых фракций, выделяемых из природных битумов, нефтяных песков, горючих сланцев, а также продуктов ожижения углей;

- Гидрокрекинг остаточного сырья в кипящем слое катализатора - Процесс H-Oil (лицензиар IFP Group). В реакторе с погруженным слоем катализатора осуществляется полное перемешивание трехфазной реагирующей системы и быстро достигается изотермичность режима при каких-либо колебаниях исходного сырья, что способствует стабилизации показателей качества продуктов в зависимости от принимаемой глубины конверсии При общей степени превращения сырья 55 - 75% степень удаления серы в процессе H-Oil составляет 80 - 84%, а степень удаления металлов - 52 - 85%;

- Технология гидроконверсии (ИНХС РАН). Технология гидроконверсии обеспечивает глубину переработки нефти до 97%, не производит трудно утилизируемых продуктов, не имеет отходов, обеспечивает регенерацию катализатора и извлечение металлов из нефтяных остатков;

- Технология Uniflex (UOP). Технология глубокой переработки тяжелых остатков в сларри-реакторах с движущимся катализатором. Разработана новая каталитическая система (наноразмерные частицы закрытого состава - ноу-хау) и реактор гидрогенизации. Это позволило уменьшить в 3 раза расход активной фазы катализатора, при использовании которого конверсию удалось повысить на 6%, а выход широкой фракции С5-525°С - на 6,5%.;

- Технология акваконверсии ("Foster Wheeler" и UOP). Процесс "Акваконверсия" направлен на превращение нефтяных остатков в присутствии водяного пара с использованием катализаторов на основе неблагородных металлов, растворимых в нефтяном сырье;

- Технология глубокого гидрокрекинга остаточного сырья с движущемся катализатором (Eni). Сырье может варьироваться от разнообразных мазутов и деасфальтизатов до сверхтяжелых нефтей, природных битумов, гудронов и остатков термокрекинга и висбрекинга. Среди продуктов процесса EST - легкие газы, нафта, газойль (дизельная фракция), вакуумный газойль. Можно получать низкосернистое (S < 10 ppm) дизельное топливо с цетановым числом > 52 пунктов. Будучи в составе НПЗ, установка EST может быть оптимизирована таким образом, чтобы обеспечивать получение вакуумного газойля с характеристиками, приемлемыми для использования в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга;

- Твердокислотное алкилирование. Процесс исключает проблемы, связанные с регенерацией и транспортом серной кислоты, которые на типовой установке производительностью 260 000 т/год по алкилату составляют т/сутки по свежей кислоте. Процесс "АлкиРАН-ГПН" обеспечивает уникальные преимущества, связанные с работой с некоррозионной средой, с получением более высокого октанового числа (при практически одинаковом материальном балансе процесса, таблица 3) при более низких капитальных затратах в сравнении с сернокислотным алкилированием (исключаются дорогостоящая и экологически вредная установка регенерации отработанной серной кислоты, блоки защелачивания и водной промывки продуктов реакции, система транспорта и хранения серной кислоты, комплексные мероприятия по защите экологии от влияния серной кислоты);

- Технология олигомеризации олефинов на кварцевом песке с пленкой жидкой фосфорной кислоты. Данный процесс характеризуется высокой конверсией олефинов и хорошим выходом полимербензина;

- Технология получения ДИПЭ. Несомненным преимуществом данной технологии является ее одностадийность, доступность сырьевой базы и возможность использования воды вместо низших спиртов.

- Производство водорода из метанола (Haldor Topsoe). К основным преимуществам данной технологии следует отнести низкие капитальные затраты благодаря невысокой температуре процесса (250 - 295°С), низкие эксплуатационные расходы, гибкость в эксплуатации: установка быстро выходит из режима ожидания на заданную мощность, полностью автоматизированный процесс, объем производимого водорода легко регулируется расходом сырья в интервале от 30 до 100% от расчетной производительности.