Тема 3. Обоснование оптимальной мощности НПЗ и единичных технологических установок (2 час.)
Зависимость технико-экономических показателей НПЗ от его мощности. Крупнейшие НПЗ мира и России. Когда НПЗ средней мощности становятся высокорентабельным предприятием. Оптимальная мощность НПЗ в условиях России
Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) представляет собой совокупность основных технологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо - и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро - и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.).
Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объемах и ассортиментах высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии.
Основные показатели, характеризующие НПЗ:
- мощность предприятия и отдельных технологических процессов; профиль НПЗ (топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический и др); ассортимент и качество нефтепродуктов, соотношение выпуска дизельное топливо:бензин; глубина переработки нефти и выпуск моторных топлив от нефти; технологическая структура НПЗ, насыщенность углубляющими переработку и повышающих качество нефтепродуктов процессами; степень комбинированности процессов; уровень автоматизации и экологической безопасности процессов НПЗ; производительность труда.
Глубина переработки нефти — это показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. В отечественной нефтепереработке под ГПН подразумевается суммарный выход в % на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка (НО), топлива на нужны предприятия и потерь.
(3.1)
По признаку концентрирования остатка удобно классифицировать НПЗ на 4 типа:
1) НПЗ с неглубокой переработкой нефти (НГП);
2) НПЗ с углубленной переработкой нефти (УПН);
3) НПЗ с глубокой переработкой нефти (ГПН);
4) НПЗ с безостаточной переработкой нефти (БОП).
НПЗ неглубокой переработки нефти характеризуется наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной и глубокой переработкой нефти. Основной недостаток НПЗ неглубокой переработки нефти — большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ — котельное топливо, дизтопливо, автобензины, сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторного топлива ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ неглубокой переработки нефти могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт). Нефтепереработка России, обладающей скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую и безостаточную переработку нефти.
Мощность нефтепереработки в мире по итогам 2014 г. составила около 4,4 млрд т/год. Небольшой рост мощностей произошел лишь в Азиатско-Тихоокеанском регионе. В основном это было за счет Индии. Китай заметно сократил число объявленных новых проектов. На Ближнем и Среднем Востоке, в Северной Америке, Западной Европе и других регионах, напротив, наблюдался спад производства и закрытие целого ряда заводов. При этом компании сократят инвестиционные программы на 10 – 15% в ожидании лучших времен, когда цены на нефть вырастут. Во всем мире около $1 трлн инвестиций отложены из-за нынешних низких цен на нефтяном рынке.
Рисунок 3.1. Капитальные вложения в нефтепереработку РФ
Рисунок 3.2. Переработка нефти в России
Рисунок 3.3 Глубина переработки нефти на НПЗ ВИНК
Мощность НПЗ зависит, прежде всего, от потребности в тех или иных нефтепродуктах района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.
Определение оптимальной единичной мощности регионального НПЗ и его конфигурацию осуществляют на основании анализа регионального рынка нефтепродуктов и возможностей его перспективного развития. Для этой цели составляется прогноз потребления нефтепродуктов с учетом изменения требований к их качеству. В зависимости от расположения региона целесообразно учитывать возможность экспорта нефтепродуктов или поставок в другие регионы России. На этой стадии оценивается конкурентоспособность нового НПЗ по сравнению с действующими заводами.
Крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Качество сырья не имеет такого решающего значения, как это было ранее, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать основные сорта нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, практически из любой нефти. Однако для производства таких продуктов, как битумы, нефтяной кокс, отдельные сорта смазочных масел, требуются специальные виды сырья. Например, при современном уровне технологии из высокопарафинистой нефти весьма сложно получить нефтяные битумы, а из высокосернистой нефти — малосернистый электродный кокс.
В основе анализа конкурентоспособности предприятия лежит оценка показателей, характеризующих финансовое положение предприятия, эффективность производственной деятельности и сбыта. Одним из таких показателей, для определения количественной оценки уровня конкуренции нового НПЗ может быть индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI). Он вычисляется как сумма квадратов долей продаж каждой фирмы в регионе. Индекс Херфиндаля-Хиршмана показывает, какую долю на данном рынке займет инвестор в результате реализации проекта.
В условиях возрастающей конкуренции между нефтяными компаниями решающим фактором становится повышение эффективности производства. Повышение конкурентоспособности предприятия строится на следующих принципах:
- Минимизация издержек производства;
- Цены на продукцию должны быть ниже цен конкурентов;
- Цена может устанавливаться значительно выше определяемой издержками производства в случае поставок на рынки, характеризующиеся дефицитом нефтепродуктов;
- Цена на различные виды продукции может быть выше цен конкурентов при обеспечении более высокого уровня качества этой продукции и ее соответствия требованиям спецификации.
Современный НПЗ включает десятки технологических процессов, по каждому из которых существует несколько предложений от различных лицензиаров. Поэтому определение набора технологических процессов в составе НПЗ представляет для разработчиков технико-экономических расчетов достаточно сложную задачу. Как правило, на стадии ТЭР рассматривается несколько вариантов строительства НПЗ.
Для выбора оптимального с точки зрения эффективности варианта в расчетах широко применяются экономико-математические модели, позволяющие при экономических и технических параметрах подобрать оптимальную технологическую схему переработки нефти. В качестве критерия оптимизации возможно применение различных показателей, например, максимальный дисконтированный доход или минимальные капиталовложения и т. д.
Стоимость основного технологического оборудования определяют на договорной основе заводы-изготовители. Практика показывает, что разница в стоимости однотипного оборудования на различных машиностроительных заводах России может достигать 40-50 %, поэтому на практике заказ оборудования осуществляют на тендерной основе.
На стадии ТЭР исходные данные для расчета технико-экономических показателей по основным технологическим процессам принимаются по данным лицензиаров или по аналогам действующих установок с корректировкой на выбранную мощность процесса по сырью или товарному продукту с учетом фактора времени. Точность определения инвестиционных затрат на этой стадии не превышает ± 30 %. Впоследствии этот показатель уточняется на основании детальных сметно-финансовых расчетов, выполняемых на стадии проектной и рабочей документации. На точность определения технико-экономических показателей НПЗ наибольшее влияние оказывает уровень проработки схемы материальных потоков по технологическим установкам, оценка качества нефтепродуктов, а также стоимость исходного сырья и товарных нефтепродуктов.
Важнейшим фактором, определяющим эффективность проекта, являются условия его финансирования. Условия кредитования инвестиционных проектов российскими банками существенно отличаются. Как правило, коммерческие банки принимают участие в кредитовании проектов при условии, что доля собственных инвестиционных ресурсов составляет не менее 30 % от стоимости проекта.
Рисунок 3.4. Загрузка мощностей по первичной переработке нефти РФ
Считается, что на НПЗ средней мощности (5 - 7 млн. т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологической установкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов.
В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10 - 15 млн. т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологической установкой (алкилирование, коксование, висбрекинг, производство серы и др.). Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн. т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современных отечественных и зарубежных заводов принята оптимальная мощность головной установки АВТ, равная 6 млн. т/год.
Средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долл. на тонну перерабатываемой продукции. Поэтому многие ВИНК ориентируют на модернизацию российских НПЗ под бензиновые нужды, то есть строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования НПЗ только в глубине страны, с прицелом на внутренний рынок. Такую модернизацию на НПЗ в Нижнем Новгороде, в частности, завершил ЛУКОЙЛ, она запланирована на Куйбышевском и Сызранском НПЗ («Роснефть»), на Омском НПЗ («Газпром нефть»), Пермском и Волгоградском НПЗ (ЛУКОЙЛ).
Но «Роснефть» реализует и два крупных проекта, направленных на экспорт дизельного топлива. На базе Туапсинского НПЗ возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля и продуктов нефтехимии, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке.
В настоящее время из-за неблагоприятной экономической ситуации срок строительства большого количества установок, как улучшающих качество продукции, так и углубляющих переработку нефтяного сырья, перенесен на 2 – 4 года.
Таблица 3.1 - Крупнейшие НПЗ России и их основные характеристики (2012 год)
НПЗ | Основной акционер (ВИНК) | Мощность по переработке, млн. тонн | Глубина переработки, % | Год ввода в эксплуата-цию |
КиришиНОС | Сургутнефтегаз | 22 | 75 | 1966 |
Омский НПЗ | Газпром нефть | 19,5 | 85 | 1955 |
Лукойл-НОРСИ | Лукойл | 19 | 66 | 1958 |
Рязанский НПЗ | Роснефть | 17 | 62 | 1960 |
ЯрославНОС | Славнефть (50% Газпром, 50% Роснефть) | 14 | 70 | 1961 |
Пермский НПЗ | Лукойл | 12,4 | 88 | 1958 |
Московский НПЗ | Газпром нефть | 12,2 | 68 | 1938 |
Волгоградский НПЗ | Лукойл | 11 | 84 | 1957 |
Ангарская НХК | Роснефть | 9,71 | 75 | 1955 |
Уфанефтехим | Башнефть | 9,5 | 80 | 1957 |
СалаватНОС | Газпром | 9,1 | 81 | 1952 |
Нижнекамский НПЗ | ТАИФ | 8 | 70 | 2002 |
Новокуйбышевский НПЗ | Роснефть | 7,61 | 69 | 1951 |
Уфимский НПЗ | Башнефть | 7,6 | 71 | 1938 |
Комсомольский НПЗ | Роснефть | 7,76 | 60 | 1942 |
Ачинский НПЗ | Роснефть | 7,46 | 62 | 1982 |
Ново-Уфимский НПЗ (Новойл) | Башнефть | 7,1 | 80 | 1951 |
Куйбышевский НПЗ | Роснефть | 6,67 | 57 | 1945 |
ОрскНОС | Русснефть | 6,6 | 55 | 1935 |
Сызранский НПЗ | Роснефть | 6,53 | 55 | 1942 |
Саратовский НПЗ | Роснефть | 6,5 | 69 | 1934 |
Афипский НПЗ | НефтеГазИндустрия | 4,8 | нет данных | 1964 |
Туапсинский НПЗ | Роснефть | 4,51 | 53 | 1929 |
Хабаровский НПЗ | НК Альянс | 4,4 | 61 | 1936 |
Сургутский ЗСК | Газпром | 4 | нет данных | 1985 |
Антипинский НПЗ | Холдинг "Нефтегазо-химические технологии" | 3,5 | 60 | 2006 |
Астраханский ГПЗ | Газпром | 3,3 | нет данных | 1981 |
Ухтинский НПЗ | Лукойл | 3,2 | 71 | 1933 |
Краснодарский НПЗ | Русснефть | 3 | нет данных | 1911 |
Новошахтинский ЗНП | АПХ "Юг Руси" | 2,5 | 65 | 2009 |
Марийский НПЗ | частные лица | 1,2 | нет данных | 1998 |
Ильский НПЗ | Кубанская нефтегазовая компания | 1 | 63 | 2002 |
Источник: http://мосдизель. рф/rynok_diztopliva/krupneyshie_npz_rossii. php
Таблица 3.2 - Крупнейшие НПЗ в мире (2012 г.)
Компания | Расположение | Производительность по сырой нефти | |
млн т/год | тыс. барр/сут | ||
Paraguana Refining Center | Кардон/Джудибана, штат Фалькон, Венесуэла | 47,0 | 940 |
SK Innovation | Ульсан, Южная Корея | 42,0 | 840 |
GS-Caltex | Йосу, Южная Корея | 38,8 | 775 |
S-Oil Corp. | Онсан, Южная Корея | 33,4 | 669 |
ExxonMobil Refining & Supply Co. | Джуронг/Пулау Айер Чаван, Сингапур | 29,6 | 592,5 |
Reliance Industries Ltd. | Джамнагар, Индия | 29,0 | 580 |
ExxonMobil Refining & Supply Co. | Бейтаун, Техас, США | 28,0 | 560,5 |
Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco) | Рас-Таннура, Саудовская Аравия | 27,5 | 550 |
Formosa Petrochemical Co. | Майляо, Тайвань | 27,0 | 540 |
Marathon Petroleum | Гаривилль, Луизианна, США | 26,1 | 522 |
ExxonMobil Refining & Supply Co. | Батон-Руж, Луизиана, США | 25,2 | 502,5 |
Hovensa LLC | Санта-Крус, Виргинские о-ва | 25,0 | 500 |
Kuwait National Petroleum | Мена-Аль-Ахмади, Кувейт | 23,3 | 466 |
Источник: Oil&gase Journal Russia, March 2013
Проблемы в российской нефте - и газопереработке:
Низкая глубина переработки нефти (в среднем по РФ около 72%); Отсутствие промышленных процессов переработки тяжелых видов нефтяного сырья; Невысокая степень вовлечения в переработку природного газа; Низкая эффективность утилизации попутного газа и его квалифицированной химической переработки; Устаревшее химическое оборудование не позволяет производить продукцию, соответствующую международным стандартам; Существующая структура нефтепереработки не позволяет реализовывать массовое внедрение на российских предприятиях технологий мирового уровня, таких как изомеризация, гидроочистка, гидродеароматизация, гидрокрекинг и др.; Существующая структура нефтепереработки и нефтехимических предприятий не отвечают современным экологическим требованиям.Для решения этих проблем необходимо обеспечить следующее:
- глубину переработки углеводородного сырья не менее 85-93%
- использование для переработки тяжелых нефтей;
- вовлечение в переработку альтернативных углеводородных ресурсов (природный и попутный газы);
- создание современной промышленности производства топлив, отвечающих самым жестким требованиям со стороны регулирующих органов;
- повышение энергоэффективности, ресурсо - и энергосбережения не менее чем на 10-20%;
- удовлетворение внутреннего спроса в высококачественной химической и нефтехимической продукции глубоких переделов;
- обеспечение импортозамещения и конкурентоспособности высокотехнологичной химической продукции.
