1 нефтеперерабатывающий завод

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. Подробнее см. Виртуальный НПЗ

    Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки Глубина переработки

На сегодняшний день грани между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например: Наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три типа профиля нефтеперерабатывающего завода, в зависимости от схемы переработки нефти: 1. Топливный 2. Топливно-масляный 3. Топливно-нефтехимический

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно – перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции.

Http://4108.ru/u/neftepererabatyivayuschiy_zavod

Нефтеперерабатывающие заводы никак не могут избавиться от сточных вод. То же самое происходит и на заводах искусственного волокна.  [1]

Нефтеперерабатывающий завод мощностью 12 млн. т в год выделяет за этот период до 219 тыс. т окиси углерода, а за сутки – 600 т, что составляет 30 – 40 % от всего сжигаемого топлива.  [2]

Нефтеперерабатывающие заводы в ряде случаев, особенно при переработке многосернистой нефти, могут быть источником значительных выбросов сероводорода.  [4]

Нефтеперерабатывающие заводы в странах – членах ОПЕК строят ведущие строительные компании развитых капиталистических стран в соответствии с современными достижениями технологии переработки нефти. Поэтому для большинства НПЗ ( особенно сооруженных в последнее десятилетие) характерен достаточно высокий технический уровень производства. На них представлено большинство современных процессов переработки нефти: каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка, относительно широкое распространение получил гидрокрекинг ( удельный вес процесса на 1 января 1985 г. – 4 6 %, что выше, чем в большинстве развитых капиталистических государств), причем на НПЗ в г. Шуайбе ( Кувейт) действует одна из двух имеющихся во всем мире установок гидрокрекинга остатков в кипящем слое катализатора мощностью около 3 млн. т / год. Уровень развития нефтеперерабатывающей промышленности в различных странах – членах ОПЕК далеко е одинаков.  [5]

Нефтеперерабатывающие заводы являются потребителями большого количества электроэнергии, применяемой почти на всех участках производства. Поэтому нельзя забывать, что электрический ток ojia – сен, если неправильно и неумело им пользоваться.  [6]

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку средних дистиллятов и каталитический рифор-минг нафты.  [7]

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по сложной схеме, включает все то же самое плюс каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования и газофракционирования.  [8]

Нефтеперерабатывающие заводы всегда имеют дело с тем или иным количеством соленой воды и при существующей системе ее отвода дополнительное количество, которое поступает вместе с некондиционными нефтепродуктами, не имеет существенного значения, если только это количество не превышает некоторого разумного предела.  [9]

Нефтеперерабатывающие заводы подразделяются по оплате труда на пять групп, цехи – на четыре, а технологические установки – на три группы. Заводы относятся к определенной группе в зависимости от объема перерабатываемой нефти, числа технологических установок и номенклатуры продукции. Для цехов в качестве критерия принят объем производства, для установок – сложность установки. Размер должностного оклада снижается от первой группы предприятия к последней.  [10]

Нефтеперерабатывающие заводы ежегодно расходуют на свои нужды 14 – 15 % топлива в виде газа и мазута.  [11]

Нефтеперерабатывающие заводы являются источниками загрязнения почвенных покровов нефтепродуктами.  [12]

Нефтеперерабатывающие заводы, стремясь увеличить выработку жирного газа и повысить в нем содержание олефинов С3 – C-i, соответствующим образом изменяют режим термического и каталитического крекинга.  [13]

Нефтеперерабатывающие заводы являются источниками загрязнения почвенных покровов нефтепродуктами.  [14]

Http://www. ngpedia. ru/id22905p1.html

На нефтеперерабатывающих заводах осуществляется большое число разнообразных процессов, предназначенных для получения из исходного сырья (нефти или газа) целевых продуктов: бензина, керосина, дизельного топлива, масла, парафина, битумов, сульфокислот, деэмульгаторов, кокса, сажи и др., включая сырье для химической промышленности. Такими процессами являются: транспортирование газов, жидкостей и твердых материалов; нагревание, охлаждение, перемешивание и сушка веществ; разделение жидких и газовых неоднородных смесей; измельчение и классификация твердых материалов и другие физические и физико-химические процессы. В последние годы в нефтеперерабатывающей промышленности все больший объем занимают химические процессы как основа глубокой переработки нефтяного сырья.

Гидромеханические процессы (перемещение жидкостей и газов, разделение жидких и газовых неоднородных систем, перемешивание жидкостей);

Тепловые процессы (нагревание, охлаждение, выпаривание, конденсация);

Массообменные процессы (они объединены законами массопередачи и включают перегонку, ректификацию, абсорбцию, адсорбцию, экстракцию, кристаллизацию и сушку);

Механические процессы (измельчение, транспортирование, сортировка и смешение твердых веществ);

Химические процессы (они объединены законами химической кинетики и включают разнообразные химические реакции).

Все названные процессы осуществляются в соответствующих аппаратах и машинах, конструкция которых определяется наиболее целесообразным способом и конкретными условиями осуществления данного процесса.

Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы – и товаров народного потребления) [2].

Термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пирполиз);

Термокаталитические процессы (каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрегинг, селектоформинг);

Процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

Процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

Процессы производства битумов, пластических смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

Процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидроалкелирование, диспропорционирование) [2].

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов.

Http://topuch. ru/i-r-kuzeev-r-b-tukaeva/index2.html

Завершившаяся Великая Отечественная война ставила перед страной новые цели. Для подъема народного хозяйства требовалась новая техника. Особую стратегическую важность приобрели топливные ресурсы, вследствие чего в СССР появилась масштабная программа строительства в важнейших промышленных регионах страны нефтеперерабатывающих заводов.

Судьбу Кстовского района Горьковской области решило Постановление Совета Министров СССР от 9 октября 1950 г. За ним в мае 1951 г. последовал приказ по Министерству нефтяной промышленности, в котором отмечалось, что Горьковская область – признанный центр транспортного машиностроения и здесь на самом современном оборудовании должен быть возведен Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод (НГ НПЗ) — крупнейшее нефтехимическое предприятие страны с законченным циклом переработки нефти. Положение о дирекции строящегося Новогорьковского нефтеперерабатывающего завода появилось 10 июня 1951 г. Под строительство НГ НПЗ отводилось 1607,23 гектаров колхозных и государственных земель.

Исполнение проекта было поручено тресту №37 «Стройгаз» Минмашстроя. В июне 1951 г. было обозначено расположение временных подсобных сооружений, необходимых для строительства завода, а также автодорог, подъездных железнодорожных путей и жилых домов. Работники треста приступили к возведению расположенной между Волгой и Кстово промышленной базы №2, включавшей в себя растворный узел, асфальтовый завод, автобазу, склады, конный парк, ремонтные мастерские, квартал из 18 щитковых домов, магазин и другие объекты. Одновременно велась прокладка автодороги, которая должна была связать промплощадку с шоссе Горький-Казань.

Со второй половины 1952 г. работы продолжил вновь созданный строительный трест №114, завершивший объекты промышленной базы №2 и приступивший к сооружению промышленной базы №1 близ будущего поселка Южный. Осенью 1953 г. уже работали асфальтобетонный завод, котельная, лесопильный цех, в ноябре началось строительство Кстовского порта, а в декабре приступили к возведению газогенераторной и главного заводского корпуса. В декабре 1956 г. дала первый ток Новогорьковская ТЭЦ, а с 1957 г. завод был объявлен Всесоюзной ударной комсомольской стройкой.

Первыми руководителями строившегося предприятия стали П. А. Чириманов и П. А. Казинский. Павел Андреевич Чириманов, до приезда в Кстово поработавший главным инженером завода «Нефтегаз №2» в городе Горьком, с 12 сентября 1951 г. до 1 января 1953 г. исполнял обязанности директора завода, затем до мая 1960-го был главным инженером. Химико-технологический факультет Горьковского индустриального института он закончил еще в 1935-м, был награжден медалью «За доблестный труд в Великой Отечественной войне 1941-1945 гг.», к которой впоследствии добавились орден Трудового Красного Знамени и Бронзовая медаль ВДНХ СССР.

Первым директором НГ НПЗ с 1 января 1953 г. был назначен Виталий Семенович Едренкин. Выпускник Московского нефтяного института имени академика И. М. Губкина, перед приездом в Кстово он работал директором Ростовского-на-Дону нефтемаслозавода.

Во второй половине 1950-х годов строительство предприятия вступило в финишную фазу. 25 июня 1957 г. издается приказ №106, которым директор B. C. Едренкин утвердил первую производственную структуру НПЗ. Была установлена следующая нумерация цехов: №1 — установки АВТ и ЭЛОУ, №2 — установки термического крекинга, №7 — производственно-товарный цех, №8 — ремонтно-механический цех, №9 — Центральная заводская лаборатория, №10 — цех контроля и автоматики, №11 — электроцех, №12 — паросиловой цех, №13 — цех водоснабжения и канализации, №14 — дорожно-транспортный цех, №15 — хозяйственный цех.

Сердцевиной всей заводской инфраструктуры являлся цех №1, занимавшийся подготовкой и первичной переработкой нефти. Образован он был в июле 1957 г. Первым его начальником стал О. М. Червонный, заместителем назначили Н. Ф. Коваленко, а старшим цеховым механиком — Моисей Овсеевич Шкляревский.

Орёл Михайлович Червонный в 1953 г. с отличием окончил Московский нефтяной институт имени И. М. Губкина. Отработав четыре года на Новокуйбышевском НПЗ, в апреле 1957 г. он приехал на НГ НПЗ. В Благодаря его инициативе на стадии проектирования были скомбинированы процессы обессоливания и обезвоживания нефти в пределах одной установки АВТ+ЭЛОУ.

В июне 1959 г., в эксплуатацию вошли установки ЭЛОУ-3 и АВТ-2. Первым начальником ЭЛОУ-3 назначили Константина Александровича Журавлева, механиком с ним работал Владимир Николаевич Голованов. Начальником АВТ-2 стал выпускник Губкинского института Абрам Шлемович Дехтерман — впоследствии он работал заместителем начальника и начальником различных заводских цехов, защитил кандидатскую диссертацию, на его счету числилось более 60 рационализаторских предложений и 12 изобретений.

С июля 1957 г. в заводской структуре появился цех №2 — цех термического крекирования. Начальником его был назначен Алексей Иванович Ващанов. Должность старшего механика цеха занял выпускник Губкинского института Владимир Михайлович Полунин, через несколько лет участвовавший в разработке способа производства экспортного парафина и награжденный орденом Октябрьской Революции.

Установки термического крекинга ТК-1 и ТК-3 цеха №2, на которых получали высокооктановые компоненты для автобензина, приняли в эксплуатацию, соответственно, в августе 1958 и в декабре 1961 гг. Командовал обеими губкинец Юрий Филиппович Попов. Установка ТК-2 вступила в строй в июне 1959 г., так же возглавляемая губкинцом Качаком Данияловичем Ибрагимовым.

С июля 1957 г. действовал производственно-товарный цех №7. В июле 1958 г. Госкомиссия приняла в эксплуатацию парки смешивания бензина. В августе 1958 г. запустили этилосмесительную установку (ЭСУ).

Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод вступил в эксплуатацию 23 августа 1958 г., когда с ТСБ отправился первый эшелон продукции. Как было принято, состоялся праздничный митинг.

В 1959 г. мощность предприятия по первичной переработке нефти увеличилась практически в два раза. В эксплуатацию вошли АВТ-2, ТК-2, ЭЛОУ-3, битумная установка, которая начала выпускать строительные и дорожные битумы различных марок.

В связи с несовершенством современных технологий, первые годы существования НГ НПЗ были связаны с множеством трудностей. На установках ЭЛОУ для обезвоживания и обессоливания нефти в качестве деэмульгатора использовался нейтрализованный черный контакт. Работали в две ступени, процесс был неустойчивый. Очистные сооружения цеха № 13 с очисткой стоков не справлялись, требовались эффективный деэмульгатор и подготовка нефти на промыслах.

Непросто приходилось работать и на установках АВТ на плохо подготовленной обессоленной нефти. Шла большая коррозия трубопроводов и аппаратуры. Из-за присутствия воды в нефти режим в ректификационных колоннах АВТ был неустойчивым. Для защиты от коррозии в нефть подавали раствор соды и щелочи, но это мало помогало и приводило к закоксовыванию печей на установке ТК-1.

Однако, вскоре ситуация с деэмульгаторами изменилась к лучшему. Дзержинские химики по заказу Минобороны вырабатывали высокоэффективные деэмульгаторы. Вопрос с большими усилиями «пробил» в Москве главный инженер завода 3. А. Бернадюк. С первыми же килограммами этих деэмульгаторов улучшилось качество обессоленной нефти, стабилизировалась работа ЭЛОУ-1, ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-3, АВТ-1, АВТ-2 и ТК-1, ТК-2. Заработали очистные сооружения, был снят вопрос об остановке завода из-за плохих стоков, сбрасываемых в реку Волгу, улучшилась подготовка нефти. Начальник установок ЭЛОУ-1, ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-3 А. Ф. Корж совместно с ВНИИНП разработал и внедрил в качестве 3-й ступени обессоливания и обезвоживания нефти горизонтальные электродегидраторы, за которые потом участники разработки и внедрения были награждены золотыми и серебряными медалями ВДНХ.

В 1961 году была внедрена биологическая очистка сточных вод ЭЛОУ, сбрасываемых в Волгу, разработан и осуществлен проект комбинированной установки АВТ+ЭЛОУ при значительном повышении ее производительности.

Установка АВТ-3 введена в 1962 г. (начальник установки А. Г. Сыресин, механик Г. М. Тюрин, старшие операторы Д. Д. Лялин, В. П. Фролов, А. Космынин, А. М. Брусникин, И. С. Базелишен, А. М. Сутырин). Тогда же впервые в нефтеперерабатывающей отрасли на заводе по инициативе бывшего начальника цеха № 1 О. М. Червонного были размещены на одной площадке и скомбинированы процессы ЭЛОУ и АВТ.

Установка каталитического риформирования бензинов Л-35/5 (нового типа — первая в стране), предназначенная для получения высокооктанового бензина А-72, принята в эксплуатацию в декабре 1963 года.

АВТ-4 введена в 1964 г. (начальник установки В. П. Кузяев, механик Ю. И. Степанов, старшие операторы В. В. Шаронов, П. А. Соболев, К. Ф. Журавлев, В. И. Киселев, Н. И. Смоляков, В. С. Галата).

Впервые в СССР кстовские заводчане отработали технологию получения индивидуальных ароматических углеводородов с растворителем ДЭГ. Сначала в январе 1965 г. заработали установки гидроочистки Л-24/6 и Л-24/7, предназначенные для очистки дизельного топлива от сернистых соединений. Через короткое время был образован цех гидроочистки дизельных топлив №21.

В июне того же года на заводе произвели пуск первой в стране установки 35/6 каталитического риформирования бензинов с выделением индивидуальных ароматических углеводородов и получением бензола и толуола. Тогда же ввели в строй первую очередь цеха изготовления серной кислоты из сероводорода и отходящих газов при гидроочистке дизельных топлив и сероочистке газов термического крекинга.

Одной из сложнейших проблем цеха № 1 в 1960-1965 гг. стал выпуск качественного авиакеросина ТС-1. Тогда это был самый востребованный нефтепродукт. Сложность заключалась в том, что в перерабатываемой нефти содержались нафтовые кислоты, присутствие которых в авиакеросине вызывало коррозию авиадвигателей. Требовалась досушка керосина. Проблему решил заместитель главного инженера Г. В. Коняев. По его предложению построили небольшую установку по осушке керосина воздухом.

После перевода завода на переработку западно-сибирской нефти отпала необходимость в защелачивании и водной промывке керосина. Главный инженер 3. А. Бернадюк доказал это министерству и институтам, и защелачивание, водную промывку и осушку керосина исключили из требований технологии по производству авиакеросина.

В 1972 г. было закончено строительство установки АВТ-5 мощностью три миллиона тонн в год. Начальником цеха № 1 в это время работал — Н. М. Митекин, старшим инженером — А. И. Соловьев, начальником установки Д. Д. Лялин, затем В. С. Малясов, механиком — Я. Ф. Бобров, старшими операторами — Ю. Б. Шепарский, В. П. Фролов, А. И. Чиркунов, В. И. Биккулов. Проект имел много недостатков, персонал установки устранял их совместно с проектировщиками.

После ввода в эксплуатацию установки АВТ-5 мощность завода по переработке нефти достигла 14 млн. тонн в год.

Несмотря на это, Правительство СССР и Миннефтехимлром приняли решение о строительстве на Новогорьковском заводе установки АВТ-6 мощностью шесть миллионов тонн в год с вводом в 1975 г.

В эксплуатацию она вошла в планируемые сроки. Начальник цеха — А. М. Титов, старший инженер цеха — Д. Д. Лялин, И. Г. Моисейченко, начальник установки — Ю. Ф. Коваленко, механик установки — А. А. Покровский, старшие операторы — Ю. Б. Шепарский, Н. И. Смоляков, А. Калинин, В. Т. Елин.

В 1973 г. НПЗ на 4,5 года раньше намеченного срока переработал юбилейную стомиллионную тонну нефти. В год своего 25-летия завод переработал юбилейную, трехсотмиллионную тонну нефти. За четверть века объем производства на заводе возрос в 10,8 раза, а общая мощность установок более чем в 24 раза стала превышать мощность пускового комплекса 1958 г.

В 1981 г. одиннадцать видов нефтепродуктов завод выпускал с Государственным знаком качества, и около 30 % товарной продукции отвечало требованиям высшей категории качества. За 11-ю пятилетку заводчане освоили 81 млн. рублей капиталовложений. За счет внедрения метода взаимозаменяемого оборудования на заводе повысили производительность труда на 12 %.

Http://mylektsii. ru/9-118554.html

12.2. Обоснования ставки дисконтирования и эффективность инвестиций 35

Суть проекта: строительство второй очереди нового высокоэффективного нефтеперерабатывающего завода с полным циклом переработки нефти.

Целесообразность реализации проекта: несмотря на близость источников сырья в Тюменской области практически отсутствуют предприятия по нефтепереработке. Реализация проекта будет способствовать обеспечению потребности населения и предприятий области в нефтепродуктах по приемлемым ценам.

Получатель средств: Общество с ограниченной ответственностью ий завод им. », расположено по адресу ХМАО-Югра, Тюменская область, Кондинский район, нос. Мортка, .

Результаты анализа потенциала рынка: Рынок Тюменской области оценивается в 2 млн. тонн нефтепродуктов в год. Местные производители обеспечивают лишь около 30% указанной потребности.

В настоящее время завершены работы по строительству первой очереди завода, которая позволяет выпускать до 100 тыс. т нефтепродуктов в год. Общая стоимость первой очереди оценивается в 100 млн. дол. США[1]. Строительство второй очереди займет еще около 1,5 года и потребует дополнительных вложений на сумму 100 млн. дол. США.

Поступления от реализации при выходе на проектную мощность с НДС, в т. ч.

Цена реализации в таблице указана в среднем за год, с учетом сезонных колебаний (пик цен на нефтепродукты приходится на летние месяцы и начало осени). В составе затрат учтены и акцизы на нефтепродукты (бензин, дизельное топливо).

Общая потребность в финансировании и предполагаемые источники финансирования:

· Инвестиционный кредит на сумму тыс. дол. США для финансирования строительства второй очереди завода (валюта кредита – рубли);

· Отсутствие собственных средств для самостоятельной реализации проекта;

· Относительно высокие цены на нефтепродукты в Тюменской области по сравнению с другими регионами;

· Применяемая технология позволит обеспечить глубокую переработку нефти;

· Расширение ассортимента выпускаемой продукции (производство фасованного строительного битума и проч.).

Данный проект предусматривает строительство нового высокоэффективного нефтеперерабатывающего завода с полным циклом переработки нефти.

В настоящее время по проекту завершены пуско-наладочные работы. Первая очередь завода позволяет выпускать до 100 тыс. т нефтепродуктов в год. Строительство второй очереди потребует еще примерно 1,5 года. Вторая очередь завода позволит увеличить выпуск до 500 тыс. т в год и потребует дополнительных инвестиций в размере тыс. дол. США. Выход на проектную мощность (с учетом второй очереди строительства) запланирован на 1 кв. 2013 года.

Проект реализуется на территории Тюменской области. Основное преимущества данного региона для реализации проекта – близость источников сырья, низкая конкуренция, высокие цены на готовую продукцию в регионе.

Участие в данном проекте для инвестора обеспечит стабильный доход на вложенные инвестиции и минимальные риски (учитывая стадию реализации проекта, состояние рынка готовой продукции и сырья).

Инициатор проекта: Общество с ограниченной ответственностью ий завод им. »

Основными участниками проекта на этапе строительства и организации производства являются:

Http://pandia. ru/text/78/215/101181.php

Современные химические, нефтеперерабатывающие предприятия – это сложные комплексы машин и аппаратов, оснащенные оборудованием, способные функционировать в условиях низких температур и высоких давлений, в глубоком вакууме и в агрессивных средах. Процесс нефтепереработки постоянно совершенствуется, происходит техническое перевооружение на уровне технологий и аппаратной конфигурации, разрабатываются и внедряются высокоинтенсивные энерго – и ресурсосберегающие технологии, цель которых – решение вопросов, связанных с углублением переработки нефти и оптимизации качества получаемых нефтепродуктов.

В учебном пособии приводится описание нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), на котором в большинстве случаев осуществляется деятельность выпускников вузов данной специальности; дается обоснование выбора в качестве реальных объектов и описание четырех наиболее распространенных типов оборудования НПЗ: колонного массообменного аппарата, теплообменного аппарата, центробежного насоса и трубчатой печи.

Учебное пособие предназначено в помощь при выполнении курсовых и квалификационных работ для студентов всех форм подготовки, обучающихся по направлению 151000 «Технологические машины и оборудование»

Пособие является иллюстративным материалом к таким учебным дисциплинам, как «Основы профессиональной деятельности», «Основные технологии и технологические комплексы нефтегазового производства», «Тепло – и массообменные процессы и аппараты технологических систем», «Основы конструирования и расчета технологического оборудования», «Технологическое оборудование».

На нефтеперерабатывающих заводах осуществляется большое число разнообразных процессов, предназначенных для получения из исходного сырья (нефти или газа) целевых продуктов: бензина, керосина, дизельного топлива, масла, парафина, битумов, сульфокислот, деэмульгаторов, кокса, сажи и др., включая сырье для химической промышленности. Такими процессами являются: транспортирование газов, жидкостей и твердых материалов; нагревание, охлаждение, перемешивание и сушка веществ; разделение жидких и газовых неоднородных смесей; измельчение и классификация твердых материалов и другие физические и физико-химические процессы. В последние годы в нефтеперерабатывающей промышленности все больший объем занимают химические процессы как основа глубокой переработки нефтяного сырья.

Однотипные физические, физико-химические и химические процессы характеризуются общими закономерностями и в различных производствах осуществляются в машинах и аппаратах, работающих по одному принципу.

Общие для различных производств нефтепереработки процессы в зависимости от основных законов, определяющих их, подразделяют на [1, 2, 3]:

Гидромеханические процессы (перемещение жидкостей и газов, разделение жидких и газовых неоднородных систем, перемешивание жидкостей);

Тепловые процессы (нагревание, охлаждение, выпаривание, конденсация);

Массообменные процессы (они объединены законами массопередачи и включают перегонку, ректификацию, абсорбцию, адсорбцию, экстракцию, кристаллизацию и сушку);

Механические процессы (измельчение, транспортирование, сортировка и смешение твердых веществ);

Химические процессы (они объединены законами химической кинетики и включают разнообразные химические реакции).

Все названные процессы осуществляются в соответствующих аппаратах и машинах, конструкция которых определяется наиболее целесообразным способом и конкретными условиями осуществления данного процесса.

Оборудование нефтеперерабатывающих заводов разнообразно как по назначению, так и по конструктивному оформлению. Далее рассмотрены только четыре наиболее распространенных типа оборудования, выбранных в качестве реальных объектов для разработки различных видов СРС, в которых обеспечивается преемственность в изучении дисциплин: колонные аппараты, теплообменные аппараты, центробежные насосы и печи.

Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) (рисунок 1.1) представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов, состоящих из цехов, установок (рисунок 1.2), 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.). [1]

Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы – и товаров народного потребления) [2].

Технологические процессы, при помощи которых осуществляется переработка нефти на НПЗ, условно можно разделить на Первичные и Вторичные.

К Первичным относится первичная переработка нефти: обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка; вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций.

Термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пирполиз);

Термокаталитические процессы (каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрегинг, селектоформинг);

Процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

Процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

Процессы производства битумов, пластических смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

Процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидроалкелирование, диспропорционирование) [2].

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов.

Http://studfiles. net/preview/2180739/page:2/

Настоящий дипломный проект разработан на строительство резервуарного парка 2 пускового комплекса Антипинского НПЗ.

Проектные и технические решения в принятые данном дипломе соответствуют самым прогрессивным и экономичным видам строительства, соответствуют требованиям НТД, экологическим нормам, а так же нормам промышленной безопасности.

1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта

2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства

2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов

2.2.5 Основные положения при сборке под сварку и сварке монтажных сварных соединений

2.2.7 Рекомендации по сварочно-монтажным работам в условиях отрицательных температур

2.2.9 Технологическая последовательность монтажа металлоконструкций резервуара

2.2.16 Порядок производства работ по теплоизоляции резервуаров мазута

4.1 Расчет сметной стоимости для проведения строительства резервуарного парка

5.1 Характеристики пожаровзрывоопасности нефтей и нефтепродуктов

5.3 Требования безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ

5.4 Требования безопасности при производстве газорезательных работ

5.5 Требования безопасности при производстве электросварочных работ

5.9 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения

Проект I пускового комплекса Антипинского НПЗ «Блочная нефтеперерабатывающая установка производительностью 400 тыс. т/год» был разработан институтом «Нефтехимпроект» в 2005 году.

Второй очередью строительства Антипинского НПЗ предполагается увеличение производственной мощности предприятия по первичной переработке нефти до трех миллионов тонн в год. Также предполагается расширение номенклатуры выпускаемой продукции вследствие применения технологии смешения продуктов первичной переработки нефти.

Для обеспечения увеличения производительности и номенклатуры выпускаемой продукции требуется строительство ряда новых объектов и реконструкция части существующих сооружений, а именно:

1) строительство технологических объектов по переработке нефти и перевалки нефтепродуктов:

– установка электрообессоливания и атмосферной разгонки нефти (ЭЛОУ-АТ2) производительностью 2.5 млн. т/год;

– установка стабилизации бензина, с учётом поступающей бензиновой фракции с ранее запроектированной установки «Петрофак» (АТ-1);

2) строительство объектов складского назначения (товарно-сырьевой склад):

В административном отношении ЗАО «Антипинский НПЗ» находится в лесной зоне, в п. Антипино Тюменской области в 6 км от г. Тюмени. Климат лесной зоны влажный, с умеренно теплым летом и холодной снежной зимой. Высокий снежный покров защищает почву от глубокого промерзания. Сильные ветры здесь наблюдаются реже, чем на остальной территории Тюменской области.

Работы проводятся на территории ЗАО «Антипинский НПЗ». Площадка проводимых работ представляет собой застроенную территорию действующего промышленного предприятия.

1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта

Район строительства характеризуется следующими климатическими данными:

Инженерно-геологические изыскания на площадке строительства проводились в августе-сентябре 2007 года ОАО «Нефтехимпроект».

По данным инженерно-геологических изысканий сводный геологический разрез участка представлен следующими слоями:

ИГЭ № 1 Насыпной грунт, состоит из песка, пылеватого, маловлажного светло-коричневого цвета; вблизи строящихся зданий и сооружений с включением строительного мусора; мощностью от 0.0 до 2.2 м;

ИГЭ № 2 Супесь, светло-коричневая, твердая, плотная, легкая, песчанистая, с линзами и промазками пылеватого, маловлажного песка; мощностью от 0.0 до 3.2 м;

ИГЭ № 3 Супесь светло-коричневая, пластичная, легкая, песчанистая, с маломощными линзами пылеватого влажного песка; мощностью от 1.3 до 9.1 м;

ИГЭ № 4 Песок, светло-коричневый, светло-желтый, пылеватый, маловлажный; мощностью от 0.0 до 3.2 м;

ИГЭ № 5 Песок, светло-коричневый, пылеватый, влажный, с маломощными линзами пластичной супеси; мощностью от 0.0 до 0.8 м;

ИГЭ № 6 Суглинок, светло-коричневый, коричневый, твердый, плотный, песчанистый, с маломощными линзами пылеватого, маловлажного песка; мощностью от 2.2 до 6.7 м;

Http://works. doklad. ru/view/Q8PgW72xSUc. html

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

По специальности 280101 «Безопасность жизнедеятельности в техносфере»

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД «УФАНЕФТЕХИМ» КАК ИСТОЧНИК ЗАГРЯЗНЕНИЯ СРЕДЫ ОБИТАНИЯ

АТМОСФЕРА, НЕФТЬ, НЕФТЕХИМИЯ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, НЕФТЕЛОВУШКИ, АБСОРБЕРЫ, АЭРОТЕНКИ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ЗАГРЯЗНЕНИЕ, ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ, ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ СБРОСЫ, ОТХОДЫ, фенол, диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода.

Объектом исследований является нефтеперерабатывающее предприятие ОАО «Уфанефтехим»

Цель данного дипломного проекта – анализ нефтехимической промышленности, как источник загрязнения окружающей среды.

В дипломном проекте произведен анализ нефтеперерабатывающей промышленности как источник загрязнения атмосферы, водного бассейна, литосферы, рассмотрено влияние на человека, рассчитаны выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и сбросы сточных в водные объекты, рассчитана плата за выбросы и сбросы загрязняющих веществ, так же определены класс опасности предприятия и санитарно-защитная зона.

Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 68 стр., таблиц 23, рисунков 2, библиограф 32

1.1 Выбросы в атмосферу на различных этапах технологического процесса

1.2 Основные источники выбросов предприятия в атмосферный воздух

1.3 Состав соединений, выбрасываемых в атмосферный воздух и их влияние на живые организмы

1.6 Нефти и нефтепродукты, сбрасываемые со сточными водами и их влияние на водные объекты

II. Эколого-социально-экономические расчеты воздействия загрязнения на окружающую среду и человека

2.1 Расчет массы образующихся выбросов (инвентаризация) на предприятии ОАО «Уфанефтехим» в цехе 1 газотопливного производства

2.4 Определение экологической опасности и санитарно-защитной зоны предприятия ОАО «Уфанефтехим»

Экологические проблемы, имеющие в настоящее время глобальный социальный характер, наиболее ярко проявились в нефтеперерабатывающей отрасли, где огромная энергонасыщенность предприятий, образование и выбросы вредных веществ создают не только техногенную нагрузку на окружающую среду, но и общественно-политическую напряженность в обществе. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие чего такие параметры как температура, давление, содержание опасных веществ, достигают критических величин. Растут единичные мощности аппаратов, количество находящихся в них опасных веществ. Многие виды продукции нефтеперерабатывающих заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья и состоящей из сотен позиций взрывоопасны и пожароопасны или токсичны. Перечисленные особенности современных объектов нефтепереработки обусловливают их потенциальную экологическую опасность. Экономическая целесообразность расположения нефтеперерабатывающих предприятий приводит к повсеместному созданию индустриальных комплексов в местах проживания населения.

Ущерб промышленных технологий НПЗ для окружающей среды можно охарактеризовать риском, характер и масштабы которого зависят от типа и объемов потребляемых нефти и топлива, способов их использования, уровня технологии системы безопасности и эффективности проведения работ по уменьшению загрязнений. Гигиеническая значимость этих производств очень высока потому, что сама нефть и процесс ее переработки включают сотни химических веществ, присутствующих одновременно в различных комбинациях между собой, сочетаниях с другими неблагоприятными факторами; нефть и нефтепродукты обладают комплексным воздействием на организм, т. е. поступают в организм через все входные ворота; и, наконец, нефть и все ее производные, способны проникать и поражать все аспекты окружающей среды, всю среду обитания: воздух, воду, почву, трансформируются во все живые и неживые объекты в природе. Все это создает полное экологическое неблагополучие, ухудшение стандартов жизни, всех санитарно-гигиенических норм, что не может не отразиться на состоянии здоровья рабочих этих предприятий и населения регионов, где размещены объекты перерабатывающей промышленности. Состояние здоровья людей должно быть главным показателем социальной эффективности, а создание здоровой среды обитания, обеспечивающей социальное, физическое и психическое благополучие человека, должно стать главной концепцией дальнейшего развития общества.

Поэтому одной из важнейших проблем нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности является проблема охраны производственной и окружающей среды. Нефтеперерабатывающую промышленность в настоящее время вполне справедливо относят к тем отраслям народного хозяйства, которые в наибольшей степени ответственны за здоровье населения.

В связи с этим важными являются анализ влияния на среду обитания предприятий нефтеперерабатывающего комплекса. Таким образом, тема дипломного проекта является актуальной.

Целью данного дипломного проекта является анализ влияния на среду обитания нефтеперерабатывающих предприятий на примере ОАО «Уфанефтехим».

Выполнить эколого-экономические расчеты воздействия загрязнения на окружающую среду и человека.

ОАО «Уфанефтехим» расположена в северной промышленной зоне города Уфы республики Башкортостан. Завод введен в эксплуатацию в 1957 году и является топливным с долей нефтехимических процессов. Рельеф окружающей местности средне холмистый. Преобладающее направление ветра в течение года но району – южное и юго-западное.

Основными источниками загрязнения атмосферы являются организованные источники (дымовые трубы) и неорганизованные источники (выбросы с установок за счет не герметичности аппаратов, оборудования, от резервуарных парков, очистных сооружений).

Загрязнение атмосферного воздуха происходит на всех этапах технологического процесса переработки нефти и ее компонентов.

Сточные воды образуются, как правило, не от изолированных производственных процессов или агрегатов, а являются совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом [30].

1.1 Выбросы в атмосферу на различных этапах технологического процесса

Установки ЭЛОУ. Сырая нагретая нефть в смеси с деэмульгатором и водой под действием переменного электромагнитного поля обезвоживается и обессоливается.

Основными источниками выбросов вредных примесей в атмосферу являются неорганизованные источники (за счет не герметичности аппаратов, оборудования) и организованные – вентвыбросы из помещений насосных[30].

На данном этапе технологического процесса в атмосферу выделяются вредные примеси испарений легких фракций нефти (бензин нефтяной и сероводород)[1].

Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается и разделяется на фракции в ректификационных колоннах, как при повышенном давлении, так и при вакууме.

Источниками выбросов являются дымовые трубы технологических печей, не герметичность технологического оборудования (неорганизованные источники) и производственные помещения насосных.

Перечень вредных веществ дополнительно включает дымовые газы: (метан, ангидрид сернистый, углерода оксид, азота оксид и диоксид, зола мазутная в пересчете на ванадий, бенз(а)пирен, сероводород.

Печи АВТ-1, АВТ-2, АВТ-3, АВТ-4 оборудованы форсунками для сжигания газов разложения, содержащих сероводород. После эжекторов с вакуумных колонн К-5 данное устройство снижает содержание сероводорода в выбросах, переводя его в ангидрид сернистый.

– Висбрекинг. Осуществляется технологический крекинг тяжелых остатков нефти при умеренной температуре, при которой распадаются преимущественно тяжелые углеводороды. С уменьшением вязкости гудронов – выработка компонента мазута.

Источниками выделения вредных примесей являются технологические печи и неплотности технологического оборудования, поэтому перечень вредных веществ не изменяется [6].

– Установка деасфальтизации. Деасфальтизацию проводят в экстракционных колоннах. В противотоке жидкий пропан растворяет в себе масляную часть гудрона. В экстрактном растворе получают деасфальтизированное масло, в рафинатном – асфальт. Сырье – гудрон. Продукт – деасфальтизат и асфальтосмолистые вещества.

Источниками выбросов являются насосные, которые пронормированы по бутану и бензину и дымовые трубы технологических печей.

– Установка УСРПГ. Сбор, компремирование «жирных газов» установки АВТ с последующей ректификацией образовавшегося газового конденсата с получением «сухого» газа и деэтанизированной головки.

– Установка производства нефтяных битумов. Установка предназначена для получения нефтяных дорожных вязких битумов, а также различных связующих нефтяных (брикетин-1, брикетин-3, НБС-1). В состав установки входят блок окисления и блок налива готовой продукции. Газы окисления, отработанный воздух и не сконденсированная часть отгона подаются в печь дожига газов окисления, топливо – экстракт фенольной очистки. В перечень вредных веществ добавляются меркаптаны, которые пронормированы по «н-пропантиолу», и фенол.

– Установка депарафинизации масел. Удаление из дистиллятных и остаточных рафинатов фенольной очистки высокоплавких парафиновых и церезиновых углеводородов путем кристаллизации их из растворов в смеси ацетона, метилэтилкетона и толуола при низких температурах с целью снижения температуры застывания. Продукты – депарафинированные дистиллятные и остаточные масла, газ и петролатум. Проводится глубокая депарафинизация масел. В перечне вредных примесей добавляются ацетон, метилэтилкетон и толуол.

– Установка получения многофункциональных алкилфенольных присадок.

В атмосферу выбрасывается уксусная кислота, ортофосфорная кислота, аммиак, кальция гидроксид [30].

– Установка каталитического крекинга 1-А. Осуществляется каталитический крекинг вакуумного газойля в кипящем слое катализатора с последующей ректификацией продуктов реакции. Источниками выделения вредных примесей являются технологические печи, регенератор катализатора, производственные помещения насосных и компрессорных. Выбросы катализаторной пыли из регенератора очищаются на электрофильтрах. В перечень вредных веществ добавляется пыль катализаторная, которая пронормирована как «взвешенные вещества».

– Газофракционирующая установка ГФУ. Разделение сжиженных углеводородов газов на фракции происходит в процессе ректификации под давлением с получением пропановой фракции, изобутановой фракции и газового бензина.

– Абсорбционно-газофракционирующая установка АГФУ. Абсорбцией и ректификацией разделяют смесь легких углеводородов на «сухой газ» и бутановую фракцию, которая затем подвергается обработке каустической содой с целью очистки их от сероводорода.

Перечень вредных примесей на данном этапе производства включает пропан и пропилен.

– Установка полимеризации бутан-бутиленовой фракции. Процесс полимеризации бутан-бутилена происходит в реакторах в присутствии катализатора под повышенным давлением с последующим фракционированием продуктов реакции[30].

Сырье – фракция бутан-бутиленовая, продукт – легкий и тяжелый полимердистиллят, отработанная бутан-бутиленовая фракция[5].

– Установка УСКФГ. Установка сбора и компремирования факельных газов высокого и низкого давления. Сырье – факельные газы с долей сероводорода не более 8%. Продукт – сухой газ с содержанием сероводорода 3%-5%, газовый конденсат.

Факельное хозяйство оборудовано схемой сбора и возврата газового конденсата в топливную систему завода.

-Гидрокрекинг. Процесс гидрокрекинга вакуумных дистиллятов проводят на стационарном слое катализатора под высоким парциальным давлением водорода. Процесс гидрокрекинга позволяет перерабатывать тяжелые нефтяные фракции при длительном цикле работы катализатора.

Установка регенерации катализатора оборудована скрубберами. Скруббер 2-913 производит очистку газов от катализаторной пыли и предельных углеводородов. На скруббере 2-913 предусмотрена очистка от оксида углерода и сернистого ангидрида.

В составе гидрокрекинга находится установка производства водорода. Процесс получения водорода основан на методе паровой конверсии углеводородов.

– Установка предварительной гидроочистки бензина. Превращение и удаление сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений из сырья гидрированием под высоким парциальным давлением водорода на стационарном слое катализатора с последующей стабилизацией гидрогенизата. Сырье – бензин. Продукт – стабильный гидрогенизат – сырье установок 35-5, 35-6.

– Установка изомеризации 35-5. На установке изомеризации гидроочищенных фракций прямогонного бензина получают высооктановый автобензин [30].

Сырье – бензин прямой гонки, узкие фракции с КПА, продукт – автобензин.

– Установка каталитического риформинга 35-11/300. Установка каталитического риформинга прямогонных бензинов и бензиновых фракций вторичного происхождения на алюмоплатиновом катализаторе с целью их ароматизации с предварительной гидроочисткой и отпаркой сырья и последующей стабилизацией продуктов реакции предназначена для переработки прямогонных бензинов с установок АВТ, гидрокрекинга, фракций КПА в высокооктановые компоненты автобензина или ароматизированный стабильный катализат для получения растворителей.

– Установка по производству элементарной серы. Установка перерабатывает сероводородсодержащий газ в элементарную серу.

Сера в жидком состоянии с установки поступает на склад, затвердевает на открытом воздухе, после чего бульдозером разбивается на комки и загружается в железнодорожные вагоны [4].

– Комбинированная установка получения ортоксилола, параксилола и бензола.

Широкую прямогонную фракцию бензина подвергают вторичной перегонке с целью получения узких фракций. Фр. 85-140°С подвергается гидроочистке, а затем подвергается каталитическому риформингу с целью обогащения их ароматическими углеводородами, из полученного риформинга выделяют индивидуальные ароматические углеводороды. Сырье – бензин, продукт – параксилол, ортоксилол, бензол, толуол.

– Биологические очистные сооружения. Очистка и доочистка нефтесодержащих стоков от НУНПЗ, УНПЗ, УЗСС, ТЭЦ-4 и прочие.

Стоки, пройдя механическую очистку, поступают в смеситель, перемешиваются. Затем они поступают в аэротенки – сооружение для биохимического окисления загрязненных сточных вод при помощи микроорганизмов и кислородом воздуха. Пройдя двухступенчатую очистку в аэротенках стоки поступают в распределительные камеры отстойников и по радиальным отстойникам для отстоя очищенных стоков от активного ила. Затем осветленные стоки поступают на флотацию, пруд доочистки, откуда через рассеивающий выпуск сбрасывается в р. Белая.

– Механические очистные сооружения. Очистка сточных вод путем отстаивания, сепарации, турбофлотации и центрифугирования.

– Химическая водоочистка. Очистка воды основана на процессе коагуляции и известкования воды и умягчения на катионитовых фильтрах[30].

Резервуарный парк предназначен для обеспечения приема и хранения нефти и получаемых нефтепродуктов.

В товарном производстве некоторые резервуары объемом по 5000м3 оборудованы понтонами или плавающими крышами. Резервуары по комплексу «Ароматика» оснащены понтонами и азотным «дыханием».

Северная и южная эстакады налива оборудованы системой герметичного налива нефтепродуктов. Южная наливная эстакада оснащена блоком улова и утилизации паров бензина[4].

1.2 Основные источники выбросов предприятия в атмосферный воздух

Среди загрязнений воздушной среды выбросами НПЗ, в том числе и ОАО «Уфанефтехим» (сероводород, сернистый газ, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды, и другие токсичные вещества) основными являются углеводороды и сернистый газ. Степень загрязнения воздушной среды зависит от применяемой техники и технологии, а также от масштабов переработки нефти[1].

По содержанию серы нефти условно классифицируют на малосернистые (до 0,5%), сернистые (до 2,0%) и высокосернистые (свыше 2,0%). Нефти, добываемые на территории республики Башкортостан относят к высокосернистым [17].

Рост добычи и поступление в переработку сернистых и высокосернистых нефтей ухудшают качественные показатели нефтепродуктов, ведут к повышенной коррозии и преждевременному износу трубопроводов, арматуры, оборудования и аппаратуры, к сверхнормативным простоям установок, к сокращению межремонтных циклов, к значительным затратам на текущий и капитальный ремонты, увеличению загрязненности, образованию накипи в теплообменных аппаратах и прогоранию печных труб. При переработке высокосернистых нефтей и получении из них нефтепродуктов с малым содержанием серы усложняются технологические схемы заводов и уменьшается выход светлых нефтепродуктов, требуется более глубокая их очистка и облагораживание. По данным, безвозвратные потери нефти из нефтепродуктов по различным источникам на заводах топливного и топливно-масляного профиля (по группе НПЗ в Башкортостане), перерабатывающих сернистые и высокосернистые нефти, составляют (в % на переработанную нефть) [4]:

Из резервуаров и емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов (открытого типа с шатровой крышей) – 40

С поверхности сточной жидкости в нефтеловушках и различных прудах, с сооружений биологической очистки сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев и открытых градирен – 19

При наливе в цистерны и при других товарных операциях (на эстакадах открытого типа – 1,3

Прочие источники испарения, утечки через неплотности, пропуски через клапаны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной линии и др – 2,7

Потери на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельного газа) – 17

Потери при сжигании кокса с катализаторов, от разливов и утечек в грунт, с газами разложения на АВТ и битумных установках со шламами, глинами и т. д – 19

Потери со сточными водами (до биологической очистки при содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) – 1

Самым крупным источником загрязнения атмосферного воздуха являются заводские резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов при обычном атмосферном давлении. Выброс осуществляется через специальные дыхательные клапаны при небольшом избыточном давлении паров нефтепродукта или при вакууме в резервуаре, а также через открытые люки и возможные неплотности в кровле резервуара. Особенно увеличивается выброс при заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, в результате чего из газового пространства вытесняются в атмосферу, как правило, пары легких нефтепродуктов.

Дополнительная загазованность атмосферы происходит при нарушении герметичности резервуаров за счет коррозии крыши, если переработке подвергаются сернистые нефти. При негерметичной крыше резервуара происходит «выветривание» газового пространства: более тяжелые пары продукта выходят снизу, а воздух в таком же объеме входит сверху. При наличии ветра потери от вентиляции газового пространства увеличиваются во много раз [7].

При обследовании НПЗ ОАО «Уфанефтехим» в Башкортостане потери углеводородов по отдельным резервуарам были [30]:

Из промежуточных и товарных резервуаров и емкостей с бензиновыми компонентами и светлыми продуктами – 48

Из резервуаров с компонентами бензина от первичных и вторичных процессов – 27,2

Открытые поверхности очистных сооружений — песколовок, нефтеловушек, пруды дополнительного отстоя, кварцевые фильтры, аэротенки I и II ступени, вторичные и третичные отстойники после аэротенков, пруды накопители — являются источниками загрязнения атмосферного воздуха и окружающей территории продуктами нефтепереработки. Средние концентрации газов в воздушных потоках от отдельных элементов очистных сооружений, а также валовые газовыделения с открытой поверхности этих объектов представлены в табл. 1.2.2 [9].

У работающих фильтров концентрации сероводорода и паров углеводородов в воздушных потоках с поверхности испарения были выше, чем у фильтров, остановленных на промывку, так как промывная вода менее насыщена продуктом.

Нефтепродукты, поступающие с оборотной водой, в основном испаряются в воздух; например в градирнях НПЗ удаляется с воздухом через вентиляторы 286 кг/ч, или 2500 т/год углеводородов. Сточные воды, отходящие от барометрических конденсаторов, сбросы охлаждающей воды из конденсаторов смешения паров, образующихся при охлаждении кокса на установках замедленного коксования и другие, являются источником загрязнения атмосферы сероводородом [9].

Выброс углеводородов и сероводорода происходит на атмосферно-вакуумных и вакуумных установках НПЗ, на последней ступени паро-эжекторного агрегата неконденсированных газов. При наличии на НПЗ установок каталитического крекинга вакуумного газойля, потери нефти и нефтепродуктов с выжигаемым коксом при регенерации катализатора составляют 5,0—6,5% от перерабатываемого сырья. При мощности завода 12 млн. т/год и выходе вакуумного газойля 10% на нефть они составляют 0,6% от переработанной нефти.

Технологические конденсаты после атмосферных и атмосферно-вакуумных установок и установок каталитического крекинга являются источником загрязнения атмосферного воздуха сероводородом [3].

Пары нефтепродуктов выделяются в атмосферный воздух через неплотности оборудования, арматуры и фланцевых соединений, через сальниковые устройства насосов и компрессоров. Число насосов и компрессоров на НПЗ средней производительности составляет более 1000. Каждая задвижка, фланцевое соединение, предохранительный клапан и сальник насоса — потенциальные источники загрязнения атмосферного воздуха. При нормальной работе от одного насоса выделяется в час 1 кг газов и паров, а от одного компрессора —3 кг. Фактические выделения часто превышают эти цифры в 2—3 раза; для насосной при 20 насосах они могут составлять 20—60 кг/ч, для компрессорной при 5 компрессорах— от 15 до 45 кг/ч.

Выбросы углеводородов в атмосферу на НПЗ через предохранительные клапаны достаточно велики. Например, на НПЗ мощностью 12 млн. т/год через предохранительные клапаны выбрасывается в сутки около 100 т углеводородов. Кроме того, необходимо учитывать выбросы в результате недостаточной герметизации оборудования и арматуры.

Дымовые газы трубчатых печей технологических установок являются источниками выброса в атмосферный воздух сернистого ангидрида, оксидов углерода и азота [6].

Проблема выбросов оксида углерода на установках каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем в настоящее время приобрела особое значение. Это связано со значительной коррозией оборудования, (вызванной повышенными температурами в циклонах или в линии отходящих газов в результате дожигания оксида углерода до диоксида в разбавленной фазе катализатора, использованием цеолитных катализаторов, требующих высокой степени выжига кокса повышения температуры регенерации с 620 до 700 °С.

Сернокислотная очистка парафина и масел, сульфирование при получении поверхностно-активных веществ и многие другие процессы в нефтеперерабатывающей промышленности связаны с выбросом сернистых газов в атмосферу [9].

Основным процессом производства битумов является окисление остатков нефтепереработки кислородом воздуха при 240—300°С. Газы, выходящие из окислительного аппарата, состоят из азота, кислорода, диоксида углерода, смеси углеводородов и их кислородных производных, а также водяных паров, образующихся в ходе реакции окисления углеводородного сырья, и за счет воды и водяного пара, подаваемых иногда в газовое пространство окислительного аппарата. Эти выбросы являются одним из основных источников загрязнения воздушного бассейна, связанных с работой НПЗ. Дополнительным и часто значительным источником загрязнения воздушного бассейна могут быть пары органических соединений, выделяющиеся при наливе горячего битума в железнодорожные бункеры и автобитумовозы или розливе его в мелкую тару (бумажные мешки, бочки) для охлаждения.

Состав газов, выделяющихся при обычных режимах окисления в колонне при использовании в качестве сырья гудрона (на примере западно-сибирской нефти) даны в таблице 1.2.4 [2].

Кроме того, в газах, выходящих из окислительного аппарата, в небольших количествах присутствует оксид углерода (до 0,5% масс); концентрация же сероводорода невелика—не более 0,01% (масс.)—даже при использовании высокосерниcтого сырья; содержание сернистого ангидрида еще ниже. Концентрация 3,4-бенз-пирена в газах достигает 5 мкг/м3 (при ПДК его в воздухе производственных помещений 0,15 ,мкг/м3). В случае подачи в окислительную колонну воды для съема тепла реакции или водяного пара для снижения концентрации кислорода до взрывобезопасной (.ниже 5% об.) необходимо учитывать соответствующее разбавление газов окисления[2].

Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха сернистым ангидридом, оксидом углерода и другими вредными газами. На факельные установки направляют горючие и горюче-токсические газы и пары (из технологического оборудования и коммуникаций, а также «сдувки» из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, если эти сбросы невозможно использовать в качестве топлива в специальных печах или котельных установках. Кроме того, на факел направляют горючие и горюче-токсические газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодические сбросы).

На НПЗ в качестве топлива используют не только поступающий со стороны естественный газ, но и получаемый непосредственно при переработке нефти — высококалорийный, так называемый нефтезаводской сухой газ. Преимущества его по сравнению с жидким топливом заключаются в удобстве обращения и транспортирования, в легком смешении с воздухом и возможности сжигания с малым избытком воздуха.

Несмотря на то, что значительная доля нефтезаводского газа потребляется в качестве топлива, на заводах все еще сжигается на факеле сухой газ, поступающий с технологических установок и резервуаров, на которых недостаточен контроль работы – предохранительных клапанов и другой запорной арматуры.

Сжигаемый на факеле газ загрязняет атмосферу дымом и копотью. Особенно много сажи выделяется при сжигании сбросных газов, содержащих тяжелые непредельные углеводороды [8].

1.3 Состав соединений, выбрасываемых в атмосферный воздух и их влияние на живые организмы

Углеводороды. Токсичность нефтепродуктов и выделяющихся газов определяется сочетанием углеводородов, входящих в их состав. От преобладания углеводородов того или иного ряда зависят токсические свойства нефтепродуктов. Так, тяжелые бензины являются более токсичными по сравнению с легкими. Токсичность смеси углеводородов в составе нефтепродуктов, выше токсичности отдельных компонентов смеси. Значительно возрастает токсичность нефтепродуктов при переработке сернистых и многосернистых нефтей. Основной вредностью при переработке нефтей, содержащих сернистые соединения, является комбинация углеводородов и сероводорода. Комбинированное действие углеводородов и сероводорода проявляется быстрее, чем при изолированном действии углеводородов.

Действие на организм углеводородных компонентов в сочетании с сероводородом многообразно. Прежде всего страдает центральная нервная система. При углеводородных отравлениях поражается промежуточный мозг как высший центр вегетативной нервной системы. Углеводороды влияют на сердечно-сосудистую систему, а также на гематологические показатели (снижение содержания гемоглобина и эритроцитов).

Специальные экспериментальные исследования указывают на возможность поражения печени, нарушения различных ее функций при хроническом воздействии нефтепродуктов. Углеводороды влияют и на эндокринный аппарат организма. При хроническом воздействии углеводородов выявляются изменения в щитовидной железе, коре надпочечников, яичниках белых крыс. У животных более интенсивно нарастала масса тела по сравнению с интактными, было выявлено влияние на половую систему [1].

Бензин. Сравнение токсического действия бензинов показало, что бензины из высокосернистых нефтей более токсичны, чем бензины из нефтей малосернистых. Бензин поражает центральную нервную систему. Экспериментальные данные свидетельствуют о действии бензина на сердечно-сосудистую систему и о влиянии на процессы обмена.

При хроническом воздействии бензина в концентрации 2500 — 3000 мг/м3 (пребывание животных в течение года в камере) наблюдалось повышение липоидов в крови, снижение резервной щелочности, изменение содержания калия в сыворотке крови. Хроническая затравка животных парами бензина, полученной из сернистой нефти (концентрации углеводородов 3000—6000 мг/м3) привела к угнетению окислительно-восстановительных процессов, резкому уменьшению глютатиона в печени, росту количества недоокисленных продуктов. В противоположность этим данным сероводородсодержащий бензин вызывает при аналогичных условиях повышение окислительно-восстановительных процессов, увеличение восстановительного и общего глютатиона, снижение количества недоокисленных продуктов. Под влиянием бензина происходит изменение иммунобиологической активности организма.

Все виды бензина обладают более или менее выраженным запахом. Интенсивность запаха бензина зависит от его химического состава. Особенно неприятным и резким запахом отличается бензин, содержащий много непредельных углеводородов и сернистых соединений. Порог обонятельного ощущения бензина «калоша» для наиболее чувствительных лиц находится на уровне 10 мг/м3, а максимальная неощутимая концентрация для тех же лиц равна 8 мг/м3. Порог обонятельного ощущения автомобильного бензина марки А-72 и авиационного бензина марки Б-70, определенный у 12 наблюдаемых, наиболее чувствительных лиц, равен соответственно 6,5 и 7,5 мг/м3, а максимальная неощутимая концентрация равна 5,2 и 7,1 мг/м3 [30].

Диоксид серы. Порог раздражающего действия диоксида серы лежит на уровне 20 мг/м3. Острое токсическое действие оказывают более высокие концентрации; хроническое отравление, несомненно, имеет место также при концентрациях, лежащих выше порога раздражения.

Исследования на подопытных животных (белых крысах) методом условных рефлексов показали, что концентрация диоксида серы, равная 20 мг/м3, вызывает изменения в высшей нервной деятельности при затравке по 3,5 ч в день в течение 1,5 месяцев; концентрация 5 мг/м3 также оказывает заметное действие, а при концентрации 2,5 мг/м3 изменений не происходит.

Порог рефлекторного действия газа на функциональное состояние коры головного мозга лежит на уровне 0,6 мг/м3, т. е. значительно ниже, чем полученный в работе порог резорбтивного действия его на высшую нервную деятельность крыс. На основании последних исследований была предложена максимальная разовая ПДК в атмосферном воздухе, равная 0,5 мг/м3, т. е. ниже установленного порога.

По данным, порог рефлекторного действия диоксида серы на процесс образования «электрокортикального условного рефлекса» (0,6 мг/м3) также лежит выше разовой ПДК. Среднесуточная концентрация принята на уровне 0,05 мг/м3.

Вдыхание диоксида серы в низких концентрациях от 2,7 до 21,6 мг/м3 вызывает заметные изменения в дыхании, которое становится более поверхностным и быстрым, и сердечном ритме [1].

Оксид углерода. Токсичность оксида углерода для человека связана с высокой способностью этого газа вступать в реакцию с гемоглобином, образуя «карбокси-гемоглобин, не способный транспортировать кислород из легких к потребляющим тканям. Вследствие этого наступает аноксемия, отражающаяся прежде всего на центральной нервной системе. Под влиянием вдыхания оксида углерода усиливается атеросклеротический процесс.

Оксид углерода в средней концентрации 2,65 мг/м3 при круглосуточной хронической затравке в течение 2,5 месяцев вызывает некоторое изменение порфиринового обмена, а при средней концентрации 1,13 мг/м3 при тех же условиях не вызывает у подопытных животных изменения моторной хронаксии и порфиринового обмена и не влияет на функцию кроветворной системы. Среднесуточная ПДК оксида углерода в атмосферном воздухе равна 1 мг/м3.

Оксиды азота оказывают раздражающее действие на органы дыхания, особенно на легкие, и в больших концентрациях вызывают отек легких. Опасной при кратковременном дыхании является концентрация 200—300 мг/л. При концентрации 15 мг/м3 ощущается явный запах оксида азота и слабое раздражение глаз; при концентрации 10 мг/м3 запах едва заметен; при концентрации 3 мг/м3 запаха не обнаруживается.

Трехмесячная круглосуточная динамическая затравка белых крыс диоксидом азота в концентрации 0,15 мг/м3 не вызвала у животных ни функциональных, ни органических изменений. Учитывая высокую токсичность диоксида азота, в качестве среднесуточной ПДК в атмосферном воздухе рекомендовали концентрацию 0,085 мг/м3, т. е. на уровне максимальной разовой величины [9].

3,4-Бензпирен. Химические канцерогенные вещества являются одной из причин возникновения раковых заболеваний. Наиболее распространенными из них являются канцерогонные вещества группы полициклических ароматических углеводородов, которые образуются при горении и сухой перегонке топлива, т. е. в условиях пиролитических реакций.

Основные типы опухолей легких, особенно часто встречающихся и в патологии человека, — плоскоклеточный рак, недифференцированный рак типа мелкоклеточного, аденокарцинома и комбинированные опухоли, а также саркомы.

Допустимая концентрация 3,4-бензпирена в воздухе не должна превышать 0,1

Http://xreferat. com/8/1755-1-neftepererabatyvayushiiy-zavod-ufaneftehim-kak-istochnik-zagryazneniya-sredy-obitaniya. html

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. Подробнее см. Виртуальный НПЗ

    Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Http://med. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/111708

Новокуйбышевский НПЗ расположен в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов, приобретенной НК «Роснефть» в мае 2007 года. Новокуйбышевский НПЗ был введен в эксплуатацию в 1951 г. (Начали действовать первые установки – атмосферно-вакуумные трубчатки АВТ-1 и АВТ-2 (цех №1), установки термического крекинга №1 и термического риформинга №1 (цех № 4)). На нем впервые в стране был освоен выпуск многих видов продукции: топлива для реактивных двигателей, масел для ракетоносителей и легковых автомобилей и др. В 1959–1965 гг. были проведены модернизация и расширение мощностей завода и освоены новые нефтехимические процессы. В 1971–1975 гг. была проведена коренная реконструкция завода. В 1996–1997 гг. на заводе была проведена модернизации установок каталитического риформинга. В результате НПЗ полностью перешел на выпуск неэтилированных бензинов.

На заводе были завершены проекты по модернизации действующей установки изомеризации и строительству блока выделения бензолсодержащей фракции. Данные мероприятия позволили в значительно увеличить выпуск моторных топлив с улучшенными качественными и экологическими характеристиками.

На сегодняшний день мощность НПЗ составляет 8,8 млн тонн в год (64,35 млн барр.) по первичной переработке нефти. Завод перерабатывает Оренбургскую нефть, Западносибирскую нефть, а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области («Самаранефтегаз»). Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического крекинга, замедленного коксования, каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки керосина и дизельного топлива, битумную и газофракционирующую установки.

На предприятии продолжилась реализация мероприятий по снижению безвозвратных потерь. В результате безвозвратные потери удалось снизить до 0,83% от суммарных объемов переработки по сравнению с 0,99% в 2012 г. Ведется активное строительство комплексов риформинга, гидрокрекинга, изомеризации.

Суммарные инвестиции в Новокуйбышевский НПЗ составили в 2013 г. 25,28 млрд руб.

Http://studopedia. ru/5_57571_novokuybishevskiy-neftepererabativayushchiy-zavod. html

Добавить комментарий