Атырауский нефтеперерабатывающий завод

Атырауский нефтеперерабатывающий завод или АНПЗ (до 1991 года Гурьевский) — один из трёх ведущих нефтеперерабатывающих заводов Казахстана. Построен в годы Великой Отечественной войны в течение двух лет, на базе комплектации оборудования, поставляемого из США по «ленд-лизу», введен в эксплуатацию в сентябре 1945 года. Владельцем нефтеперерабатывающего завода является АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг» (99,53%) [6] .

К проектированию завода приступили в 1943 году на основании планового задания Наркомата нефтяной промышленности СССР. Строительство завода шло в нелегких условиях военного времени. Технический проект завода был разработан американской фирмой «Баджер и сыновья». Корректировка осуществлялась проектной организацией государственного треста № 1 Наркомата нефтяной промышленности СССР. Привязка к местным условиям осуществлялась местными проектировщиками «Эмбанефтьпроект».

Первоначальная мощность завода составляла 800 тысяч тонн переработки нефти в год и базировалась на нефти Эмбинского месторождения, привозном Бакинском дистилляте. С самого начала завод развивался по топливному варианту, с выпуском авиационных и автомобильных бензинов, различных моторных и котельных топлив.

С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путём реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы XX столетия был взят курс на увеличение объёма переработки нефти путём строительства новых технологических установок.

С 1969 года по 2006 год на заводе были построены и пущены в эксплуатацию установки Переработка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3, каталитического риформинга ЛГ-35-11/300, замедленного коксования, прокалки нефтяного кокса, по производству технического азота, гидроочистки и изомеризации бензина, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, очистки и производства водорода, производства серы с блоком кристаллизации.

За более 60 лет работы завод превратился в современное предприятие по выпуску нефтепродуктов топливного назначения. Осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 5 млн тонн в год.

С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций (86,7 %) завода стало ЗАО ННК «Казахойл», впоследствии АО «НК „КазМунайГаз“». Владельцем доли — 99,17 % является с 2005 года АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг».

Атырауский НПЗ впервые осуществил переработку Тенгизской нефти — нефти нового типа со значительно большим содержанием светлых фракций и, одновременно, с высоким содержанием в ней метил-этилмеркаптанов, что потребовало для её переработки тщательной подготовки и решения как технологических, так и экологических проблем. Доля переработки Тенгизской нефти составляет 12 %. Несмотря на недостаточность вторичных процессов, заводом достигнута глубина переработки 65 %. При этом отбор светлых нефтепродуктов от нефти представляет в среднем 45,9 %.

Http://ru-wiki. org/wiki/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Истории нефтепереработки Казахстана началась 8 сентября 1945 года с запуска в эксплуатацию завода по переработке нефтепродуктов в городе Атырау. Он был спроектирован по заданию Наркомата нефтяной промышленности страны.

Первоначально завод мог перерабатывать около 800 тысяч тонн нефти в год. Здесь перерабатывался дистиллят, привозимый и Баку и нефть Эмбинского месторождения. На заводе производилось автомобильное, авиационное, моторное топливо и топливо для котельных. Позже, с развитием региона, значительно увеличилась добыча нефти и в 1965 году было принято решение заменить дорогой Бакинский дистиллят, на продукт собственного производства.

Так же 60-е годы прошлого века ознаменовались строительством и запуском новых установок, что позволило значительно увеличить объем переработанного продукта. В начале 70-х годов начала работать установка каталитического риформинга, а в 1980 году – установка замедленного коксования. Спустя десять лет здесь начали прокаливать нефтяной кокс. В 2000 году завод начинает производить технический азот. Проведение технической перестройки всех установок перерабатывающих нефть дало возможность увеличить мощности предприятия до 5 млн. тонн продукта в год.

В 2003-2006 году на заводе проводится масштабная реконструкция, вводятся в эксплуатацию новые установки – производства водорода и серы, гидроочистка бензина и Дизельного топлива , изомеризация бензина, депарафинизация ДТ. Реконструкция Атырауский НПЗ нефтеперерабатывающий завод началась с введения технологий гидрообессеривания и переработки выделяемой серы в готовую продукцию, реконструкции очистных систем завода и модернизации эстакады темных нефтепродуктов. Это в свою очередь привело к увеличению объемов производства социально-значимых групп нефтепродуктов. В настоящее время, количество выпускаемых наименований нефтепродуктов достигло 21.

Вся продукция, которая выпускается на предприятии, в полной мере отвечает всем предъявляемым требованиям и стандартам, является экологически безопасной.

Http://satoil. kz/atyirauskiy-npz-neftepererabatyivayushhiy-zavod/

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В настоящее время одной из важнейших проблем нефтеперерабатывающей промышленности является дальнейшее углубление переработки нефти и увеличение доли перерабатываемого сырья во вторичных процессах. Одним из этих процессов является коксование нефтяных остатков, позволяющее:

1) углубить отбор светлых нефтепродуктов из тяжелых остаточных фракций первичной и вторичной переработки нефти;

К остаточным фракциям относятся: гудроны, асфальтены деасфальтизации, крекинг – остатки, экстракты масляного производства.

Переработка тяжелых нефтяных остатков позволяет существенно увеличить выработку газов и моторных топлив (бензинов, керосинов, дизельных топлив), а также сырья для химической, нефтехимической и микробиологической промышленности.

Далеко не последнее место занимает в нефтехимической промышленности производство нефтяного кокса.

Основное количество нефтяного кокса получают на установках замедленного коксования.

Включение в схему НПЗ процессов коксования оправдано как при переработке малосернистых, сернистых, так и высокосернистых нефтей. На

Коксование направляются фактически все отходы от переработки нефти.

Нефтяные коксы используются в основном для производства электродной продукции. Наиболее крупными потребителями кокса является алюминиевая промышленность (производство анодов для выплавки алюминия), а на втором месте стоит производство графитированных электродов, которые в дальнейшем применяются при получении электростали, магния, хлора. Кроме этих отраслей, нефтяной кокс может быть успешно использован в цветной и черной металлургии при шахтной плавке окисленных никелевых руд, в производстве ферросплавов, кремния; в химической промышленности – в производстве карбида кальция, сульфата натрия, сероуглерода. В настоящее время в народном хозяйстве ощущается острый недостаток углеродистого сырья. В связи с этим облагораживание и рациональное использование ресурсов нефтяного кокса представляют актуальную задачу.

Производство нефтяного кокса в нашей стране развивается по следующим направлениям:

Увеличение выработки кокса за счет утяжеления и повышения коксуемости сырья;

– разработка и освоение технологии производства новых сортов кокса;

– инженерная разработка и усовершенствование коксовых производств, средств механизации и дистанционного управления.

К настоящему времени назрела необходимость обобщения опыта эксплуатации отечественных установок коксования в необогреваемых камерах с выдачей рекомендаций по улучшению их технико-экономических показателей, качества получаемых продуктов и их рациональному использованию.

Первоначальная мощность завода составляла 800 тыс. тонн переработки нефти в год и базировалась на нефтях Эмбинского месторождения, привозном Бакинском дистилляте. С самого начала завод развивался по топливному варианту, с выпуском авиационных и автомобильных бензинов, различных моторных и котельных топлив. С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путем реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы прошлого столетия был взят курс на увеличение объема переработки нефти путем строительства новых технологических установок. В 1969 году была построена установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3. Установка предназначена для подготовки и переработки 3 млн. тонн в год сырой мангышлакской нефти в смеси с мартышинской. В 1971 году вступила в строй установка каталитического риформинга ЛГ-35-11/300. После проведенной реконструкции производительность установки составляет 450 тысяч тонн в год по сырью. В 1980 году была построена первая в Казахстане установка замедленного коксования. Ее проектная годовая производительность по сырью составляет 600 тысяч тонн в год. Через девять лет, в 1989 году, вступила в строй установка прокалки нефтяного кокса. Производительность этой установки составляет 140 тысяч тонн в год по сырому коксу. В 2000 году введена в эксплуатацию установка по производству технического азота мощностью 600 куб/час. В 2006 году вступила в строй вторая установка по производству технического азота мощностью 1 200 куб/час. Осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 5-ти млн. тонн в год.

На протяжении 2003-2006 г. г. на заводе был осуществлен первый этап реконструкции. АНПЗ работал в партнерстве с японскими компаниями Джей Джи Си и Марубени Корпорейшн. В ходе реконструкции были построены и пущены в эксплуатацию установки гидроочистки и изомеризации бензина, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, очистки и производства водорода, производства серы с блоком кристаллизации и модернизированы действующие. Первый этап реконструкции был направлен на внедрение технологий гидрообессеривания с переработкой выделенной серы в товарную продукцию. При этом были реконструированы очистные сооружения завода, модернизирована эстакада темных нефтепродуктов, построена новая факельная система. Также была построена установка биологической очистки сточных вод, в результате чего кардинально улучшилось качество сточных вод завода, сбрасываемых на поля испарения.

Введены в эксплуатацию новые резервуарные парки для хранения нефти, мазута, дизельного топлива, автобензина, оборудованные газоуравнительной схемой и узлом улавливания легких фракций, образующихся при больших и малых «дыханиях» резервуаров. При оценке экологичности предприятия всегда обращают внимание и на снижение пожаро – и взрывоопасности. С этой целью завод оснащен современными средствами автоматического контроля, оповещения и пожаротушения.

Коренная модернизация производственных мощностей достигла современного уровня и отразилась на уменьшении количества выбросов в окружающую среду, увеличении коэффициента водооборота с уменьшением забора воды извне, снижении потребления энергоресурсов. И, главное, улучшено качество моторных топлив и расширен его ассортимент.

Сейчас на АНПЗ выпускаются автомобильные бензины марок Регуляр-92, Премиум-95, Супер – 98, соответствующие требованиям Евро-2. На данный момент объем выработки высокооктановых бензинов возрос до 36,9 % против 7% до реконструкции от общего объема производимого бензина. Дизельные топлива выпускаются также в соответствии с требованиями Евро-2, 3, 4 и рассчитаны на применение в современных легковых и грузовых автомобилях с дизельными двигателями. Увеличилось производство экологически чистого дизельного топлива до 64,5% от общей доли дизельного топлива в 2012 г., по сравнению с 2007 – 0,7% от общего объема производимого дизельного топлива.

Реконструкция 2003-2006 г. г. решила основные задачи по улучшению качества выпускаемых нефтепродуктов и уменьшению вредного воздействия на окружающую среду.

Результатом реконструкции вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-3, стало увеличение производства вакуумного газойля.

В 2008 году было пущено в эксплуатацию новое здание Испытательного центра «Центральная заводская лаборатория», оснащенное современным оборудованием для проведения испытаний по качеству топлив уровня Евро.

Предусмотренные проектом «Строительство комплекса по производству ароматических углеводородов» 4 стационарные и 1 мобильная автоматические станции контроля атмосферного воздуха в санитарно-защитной зоне завода, в декабре 2009 года актом Государственной комиссии введены в эксплуатацию. Информация о качестве воздуха со всех станций передается в центральный сервер и в режиме «online» в ДГП «Атырауский центр гидрометеорологии». Было осуществлено обучение работников завода и соответствующих городских служб.

Второй этап реконструкции АНПЗ знаменуется строительством комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА), стартовавшим в октябре 2010 года. Сейчас на АНПЗ полным ходом идет строительство нового комплекса. На проектную мощность КПА выйдет в 2014 году.

Третий этап реконструкции АНПЗ – строительство Комплекса глубокой переработки нефти (КГПН). К его практической реализации завод приступил в декабре 2012 года. Окончание строительства КГПН – 2016 год.

С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций (86,7%) завода стало ЗАО ННК «Казахойл», впоследствии АО «НК «КазМунайГаз». Владельцем доли – 99,5 % является с 2005 года АО «КазМунайГаз «Переработка и маркетинг».

Установка спроектирована американской фирмой «Баджер и сыновья» и пущена в эксплуатацию в ноябре 1945 года как комбинированная с блоком термического крекинга. В 1970 году в целях улучшения подготовки перерабатываемых нефтей и ловушечного продукта, дополнительно к имеющейся мощности по обессоливанию «Петрико» введен в эксплуатацию блок ЭЛОУ 10/6. Новые мощности по электрообессоливанию, в двух сферических электродегидраторах Э-1, Э-2 объемом 600 м 3 каждый, способствовали улучшению качества подготовки нефти, а также увеличению производительности на блоке прямой гонки. В 1986 году из-за большого физического и морального износа блок термического крекирования был выведен из эксплуатации. Секция АТ-2 предназначена для разделения обессоленной и обезвоженной нефти на отдельные фракции, путем ее нагревания, испарения, фракционирования и конденсации паров дистиллятов.

В 2006 году проведена реконструкция установки с целью переработки 1,0 млн. тонн тенгизской нефти и приведения установки в соответствие с общими правилами безопасности (ВУПП-88). В результате реконструкции мощность установки ЭЛОУ-АТ-2 доведена до 2,0 млн. тонн переработки нефти в год. После реконструкции функция контроля и управления технологического режима осуществляется Распределенной Системой Управления Центум – 3000 (Япония).

Установка атмосферной переработки нефти и вакуумной перегонки мазута введена в эксплуатацию в 1969 году. Генеральный проектировщик – институт «Азгипронефтехим», г. Баку. Установка предназначена для подготовки и переработки 3,0 млн. тонн в год сырой мангышлакской нефти в смеси с мартышинской.

Дополнительно на установке проведены следующие виды реконструкции:

В 1994 году введена технология химико-технологической защиты от коррозии, разработанной ИПНХП АН РБ (ранее БашНИИ НП, г. Уфа).

В 1995 году введена технология производства топлива для реактивных двигателей марки ТС-1, разработанной ИПНХП АН РБ (г. Уфа).

В 1997 году произведена замена основной ректификационной колонны К-2 с усовершенствованной технологией перегонки нефти и оснащенной современной высокоэффективной конструкцией трапециевидно-клапанных ректификационных тарелок. Разработчик технического проекта – «ВНИИнефтемаш» (г. Москва) по исходным данным ИПНХП АН РБ (г. Уфа). Колонна изготовлена на АО «Пензхиммаш».

Модернизирована работа узлов конденсатно-холодильного оборудования.

В 2009 году в целях оптимизации управления технологического режима установки ЭЛОУ-АВТ-3, внедрена система микропроцессорного регулирования посредством программного обеспечения «CENTUM CS-3000» позволяющая оперативно отслеживать все изменения в работе технологического оборудования и производить корректировку.

В рамках реконструкции вакуумного блока установки ЭЛОУ АВТ-3 с целью увеличения объема выработки вакуумного газойля, в 2010 году произведена замена физически и морально – изношенной технологической печи П-1 на новую двухсекционную печь с возможностью эксплуатации на 100 % газовом топливе, что соответствует нормативным требованиям по экологии.

Продолжены работы по замене вакуумной печи П-2, реконструкции блока вакуумной разгонки мазута, в том числе: оснащение блока современной вакуумсоздающей системой с использованием в качестве рабочего агента циркулирующего газойля с температурой выкипания до 360°С с целью исключения сброса с вакуум-блока в производственные стоки загрязненного нефтепродуктами – пароконденсата.

Каталитический риформинг на биметаллическом катализаторе R-86 (платформинг) – один из важнейших процессов нефтеперерабатывающей промышленности. Процесс занимает ведущее место в производстве высокооктановых компонентов автомобильных, авиационных бензинов.

Установка ЛГ-35-11/300-95, производительность по сырью 300,0 тыс. тн/год. Эксплуатируется по бензиновому варианту с получением высокооктанового компонента с октановым числом до 97 пунктов по исследовательскому методу. Установка введена в эксплуатацию в декабре 1971 года.

На установке проведена реконструкция по доведению производительности до 450 тыс. тн. в год:

1 этап. В 1995 годах замена катализатора АП-64 на биметаллический катализатор R-56, разработанный американской фирмой ЮОП.

2 этап. В 1997 году монтирована и введена в эксплуатацию печь П-101 блока гидроочистки, произведена переобвязка камер печи П-1 с реакторами риформинга.

3 этап. В 2004 году произведена замена теплообменников блока гидроочистки Т-1/1, Т-1/2, Т-1/3.

1) В 2005 году произведена замена теплообменников блока риформинга Т-6/1-4, Т-6а/1-4.

Установка замедленного коксования в не обогреваемых камерах типа 21-10/6 спроектирована институтом Башгипронефтехим (г. Уфа), привязка к общезаводскому хозяйству выполнена институтом АзГипроНефтехим (г. Баку).

Установка предназначена для получения кокса из тяжелых остатков переработки нефти (гудрон, мазут), служащего сырьем в производстве электродов для алюминиевой промышленности.

Установка замедленного коксования введена в эксплуатацию в 1980 году.

Проектная годовая производительность установки по сырью составляет 600 тыс. тонн в год и обеспечивает выработку 120 тыс. тонн кокса в год, в том числе 54 тыс. тонн в год электродного. Проектное число рабочих дней в году – 300.

В результате модернизации производительность установки по сырью доведена до 720 тыс. тонн в год. Число рабочих дней доведено до 335.

* жирный газ, используемый в качестве топлива на технологических объектах завода;

* холодная насосная, предназначенная для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °С;

* горячая насосная, предназначенная для перекачки нефтепродуктов с температурой выше 200 °С;

* блок колонн, состоящий из ректификационной колонны, отпарных колонн и колонны стабилизации;

* блок печей, состоящий из 4-х печей, две из которых предназначены для нагрева первичного сырья и две для нагрева вторичного сырья;

* реакторный блок, состоящий из 4-х реакторов, работающих попарно, и вспомогательного оборудования;

* блок котлов-утилизаторов, предназначенный для выработки пара на технологические нужды за счет тепла отходящих дымовых газов печей;

* операторная и электроподстанция, предназначенные для обеспечения оборудования электроэнергией и контроля технологическими процессами;

* блок транспорта сырого кокса к силосам для его хранения и отгрузки ж. д.транспортом потребителям;

На установке замедленного коксования в производственном процессе участвуют 6 основные технологические потоки:

* компонент автобензина с установки (фракция НК-180°С), поступающий на компаундирование бензинов;

* легкая газойлевая фракция с установки (фракция 170-360°С), используемая для приготовления печного топлива;

* тяжелый дистиллят коксования (фракция выше 360°С), вовлекаемый в мазут как компонент котельного топлива;

* жирный газ коксования, используемый как топливо на печах УЗК и УПНК с предварительной очисткой от сероводорода и направлением избыточной части через ГФУ в топливную сеть завода.

Установка обеспечивается сырьем из сырьевого парка №38 с запасом сырья, рассчитанным на работу установки в течение 2-х суток (2 стальных вертикальных резервуара по 2000 м 3 , 2 резервуара – по 1000 м 3).

Бензин, как продукт установки, хранится в промежуточном парке №8 для хранения бензина коксования (2 стальных вертикальных резервуара по 2000 м 3 каждый).

Установка прокалки нефтяного кокса введена в эксплуатацию в 1989 году. Технологический процесс прокалки нефтяного кокса предназначен для получения прокаленного кокса соответствующего требованиям путем удаления из сырого нефтяного кокса летучих компонентов и влаги.

Проект импортной установки прокалки нефтяного кокса выполнен фирмой «Маннесман» (Германия) и институтом «ВНИПИнефть», г. Москва. Генеральный проектировщик институт «Азгипронефтехим», г. Баку.

Производительность 140 тысяч тонн в год по сырому коксу. Вырабатывает прокаленный кокс.

В процессе прокаливания происходит полное удаление влаги и летучих веществ, увеличивается кажущаяся и действительная плотность, повышается электропроводность и механическая плотность.

Прокаливание кокса проводится в барабанной вращающейся печи длиной 59,5 м., диаметром 3,6 м., установленной под углом 4,17 0. Время пребывания (1-1,5 часа) определяется скоростью вращения барабана (0,6-1,2 об/мин).

Печь прокалки работает по принципу противотока – кокс двигается навстречу потоку газов, образующихся в результате сжигания топлива, летучих продуктов и угара материалов. Прокалка кокса осуществляется при температуре 950 – 1300 0С.

В соответствии с процессом печь прокалки условно можно разделить на следующие зоны:

Качество прокаливания кокса зависит от длины зоны прокалки, максимальной температуры в печи и времени нахождения материала в ней.

Допустимая производительность определяется условиями обеспечения заданной степени прокаленности кокса по значениям действительной плотности не менее 2,02 г/см 3 и не более 2,09 г/см 3 при выбранном температурном режиме нагрева и задается дозатором сырого кокса.

Отходящие газы из печи прокалки с температурой 800-1300 0С поступают через пылеосадительную камеру в печь дожига, где происходит дожиг летучих веществ и коксовой пыли, затем поступают в котел-утилизатор.

Тепло газового потока используется для выработки пара давлением 2,0 МПа. Охлажденные дымовые газы выбрасываются через дымовую трубу высотой 120 м в атмосферу.

Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и изомеризации выполнено корпорацией JGC Сorporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).

Генеральный проектировщик предприятия – ОАО «Нижегородниинефтепроект».

– секция гидроочистки и стабилизации бензинов от установок АТ-2 и замедленного коксования;

– секция разделения широкой бензиновой фракции с целью выделения фракции НК-85 0С;

Секция гидроочистки и стабилизации бензинов предназначена для очистки бензинов от серо-, азот – и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также стабилизации бензинов от секции гидроочистки и установки депарафинизации дизтоплива методом ректификации.

Проектная мощность секции гидроочистки и стабилизации бензинов по сырью при непрерывной работе 330 дней/год составляет:

Секция разделения широкой бензиновой фракции предназначена для повышения октанового числа широкой бензиновой фракции за счет отгонки из ее состава низкооктановых компонентов С5 – С6.

Проектная мощность секции по сырью, включая бензин от существующей установки гидроочистки, составляет

– 870 000 т/год (110 т/ч). Вырабатывает: фракция НК-85 0С (сырье изомеризации), фракция НК 85-180 0С (сырье риформинга).

Секция изомеризации фракции НК-85 0С служит для повышения октанового числа методом ее изомеризации на специальном катализаторе в присутствии водорода.

173 300 т/год (22 т/ч). Вырабатывает: изомеризат (высокооктановый компонент).

Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива выполнено корпорацией JGC Сorporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).

Генеральный проектировщик предприятия – ОАО «Нижегородниинефтепроект».

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива включает в себя следующие блоки:

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива предназначена для очистки керосин/дизельного топлива от серо-, азот – и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также для разложения парафиновых соединений в дизельном топливе с целью снижения температуры помутнения и застывания для зимнего периода времени года. Сырьем является прямогонное дизельное топливо и легкий газойль коксования.

Блок аминового абсорбера предназначен для очистки от сернистых соединений отходящего газа из:

– емкости одноразового испарения 20-D-004 и ресивера отпарной колонны 20-D-008 настоящей установки.

Блок скруббера сжиженного нефтяного газа (СНГ) предназначен также для очистки от сернистых соединений СНГ, поступающего из секции гидроочистки бензина.

Очистка производится ненасыщенным (свежим) амином, поступающим из установки получения серы.

Кроме вышеперечисленных блоков на установке предусмотрен узел факельных сбросов, предназначенный для отделения из газов, сбрасываемых на факел, капельных, жидких углеводородов и колодец для приготовления раствора соды, предназначенный для нейтрализации оборудования перед их вскрытием для ремонта.

Проектная мощность установки гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива при непрерывной работе 330 дней/год составляет:

Продукция: нестабильный бензин, стабильный бензин, керосин, дизельное топливо с пониженным содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо.

Проект установки очистки и производства водорода разработан компанией «Экссайа Хаумер» (Axsia Howmar) по заказу фирмы «Джей-Джи-Си КОРПОРЭЙШН» (JGC CORPORATION), Япония. Установка очистки и производства водорода состоит из двух секций: секции очистки водорода 78-Z-001 и секции генерирования (получения) водорода 78-Z-002.

Генеральный проектировщик: фирма «МЭРУБИНИ КОРПОРЭЙШН» (MARUBENI CORPORATION), г. Токио, Япония.

Секция очистки водорода 78-Z-001 предназначена для очистки водородсодержащего газа (ВСГ) из существующего риформинга нафты, используя процесс краткосрочной адсорбции, осуществляемой в шести адсорберах 78-R-001 A/B/C/D/E/F.

Для получения выходного продукта высокой чистоты используется система адсорбции с переменным давлением (PSA) и неподвижным слоем катализатора по технологии компании «Axsia Howmar». Процесс реализуется на основе повторяющихся циклов с основными этапами адсорбции и регенерации.

Последовательность переключения адсорберов чередуется посредством программируемого логического контроллера (ПЛК) с двойным резервированием, поставляемого компанией «Axsia Howmar». ПЛК также осуществляет наблюдение за надлежащим функционированием блока краткосрочной адсорбции давлением.

Управление технологическим процессом осуществляется по схемам, формируемым распределяющей системой управления (РСУ), включающей в себя систему автоматического управления производительностью установки и систему управления коэффициентом топливовоздушной смеси. Системы, входящие в состав управления секцией очистки водорода, автоматически регулируют контрольные уставки краткосрочной адсорбции давлением при изменении расхода сырья, а имеющаяся система противоаварийной защиты (ПАЗ) выполняет технологическое отключение секции очистки водорода при достижении параметров блокировочных уставок.

Количество получаемого продукционного водорода после очистки – 11057 м 3 /ч.

Секция генерирования (получения) водорода 78-Z-002 предназначена для получения синтетического газа (смесь сырого газообразного водорода) из газовой смеси (нефтяной газ, водород) путем каталитического парового риформинга, а также включает в себя следующие процессы:

– гидрогенизация органической серы и последующее поглощение сероводорода из исходного сырья;

– охлаждение технологического газа перед подачей его на узел краткосрочной адсорбции давлением (КАД);

– очистка синтетического газа (синтез-газа) после печи 78-F-001 секции генерирования водорода 78-Z-002 методом краткосрочной адсорбции давлением (КАД) в пяти адсорберах 78-R-004 A/B/C/D/E/, а также использование отходящих газов после краткосрочной адсорбции давлением в качестве топливного газа.

Количество получаемого продукционного водорода после очистки синтетического газа – 5615 м 3 /ч.

Общая производительность установки очистки и производства водорода составляет 16672 м 3 /ч очищенного водорода высокой чистоты (99,9 %).

Установка получения жидкой серы производительностью 26 тонн/сутки предназначена для получения серы из отходящих газов и кислых стоков с технологических установок за счёт адсорбции серы аминовым раствором и дальнейшего каталитического превращения в кристаллическую серу. Срок ввода в действие – 2006 год. Технологическим лицензиаром процесса по установке производства серы (установка по извлечению серы, включающая технологический процесс Claus) является «Tecknip KTI».

Процесс получения жидкой серы спроектирован в один технологический поток и состоит из следующих секций:

Установка кристаллизации жидкой серы (U-34) производительностью 4 т/час позволяет эксплуатировать ее только в дневную смену в течение 8 часов в сутки.

Установка производства технического азота введена в эксплуатацию в 2000 г., в 2006 году произведена модернизация системы управления воздухоразделительной станции ААж-0,6М и введена в эксплуатацию воздухоразделительная установка А-1,2.

Азотная станция предназначена для производства газообразного и жидкого азота.

Проектная мощность воздухоразделительной установки ААж-0,6М составляет – 550 м 3 /час газообразного азота или 35 кг/час жидкого азота и 500 м 3 /час газообразного азота. Установка воздухоразделительная А-1,2 предназначена для производства: – 1200 м 3 /ч азота газообразного по ГОСТ 9293.

Газообразный азот используется для создания инертной среды и повышения безопасности при производстве, хранении и транспортировке продуктов, которые легко окисляются. Жидкий азот используется как хладагент, а после газификации используется так же, как и газообразный.

Технологический процесс получения азота основывается на методе низкотемпературной ректификации, который включает:

– низкотемпературную ректификацию атмосферного воздуха с получением азота.

Технологический процесс получения азота разработан ОАО «Кислородмаш», г. Одесса.

Проект азотной станции разработан генеральным проектировщиком ОАО «Нижегородниинефтепроект».

Технологическая схема установки предусматривает ее эксплуатацию в режиме производства газообразного азота под давлением;

– сбор и распределение топливного газа технологическим установкам завода;

– сбор, паспортизация и откачка сжиженных газов (стабильной головки установки ЛГ и очищенного сжиженного нефтяного газа с секции аминовой очистки КУ ГБД в парке сжиженных углеводородных газов (СУГ) с последующей перекачкой в парк ТОО «СтандартГаз»);

– слив сжиженных газов (смеси пропано-бутановой технической), привозных;

– слив, хранение, приготовление растворов едкого натра необходимых концентраций и раздача приготовленных растворов технологическим установкам;

– обработка едким натром бензина установки ЭЛОУ-АТ-2, УЗК и керосино – газойлевой фракции установки ЭЛОУ-АВТ-3.

– обеспечение едким натром установки ЛГ-35-11/300-95 (каталитический риформинг) в период проведения регенерации;

– обеспечение едким натром установки изомеризации бензина КУ ГБД для нейтрализации отходящих газов стабилизации;

– блок распределения топливных газов (проект фирмы «Badger», США, 1945г.);

– блок сжиженных углеводородных газов (проект ПТО завода 441(Гурьевский НПЗ), 1995г.);

– блок слива, хранения и раздачи натра едкого для технологических установок завода.

– блок защелачивания бензина установки ЭЛОУ-АТ-2 и керосино – газойлевой фракции установки ЭЛОУ-АВТ-3.

В 2009 году установка газореагентного хозяйства интегрирована в технологическую схему ЭЛОУ-АТ-2, управление блоком распределения топливных газов переведено на микропроцессорный контроль посредством распределенной системы управления (РСУ) Центум-3000 (Япония).

Установка биологической очистки сточных вод предназначена для очистки стоков технологических установок, а также бытовых канализационных стоков и состоит из четырех основных блоков:

Проектирование данной системы и поставка оборудования выполнены корпорацией JGC.

Очищенная сточная вода из существующих очистных сооружений направляется в секцию флокуляции и напорной флотации. Здесь происходит удаление нефтепродуктов и взвешенных частиц, не полностью удаленных и оставшихся в воде после очистки на существующих очистных сооружении. Очистка производится путем ввода реагента (флокулянта) и растворения воздуха в воде под давлением и удаление всплывших в результате нефтепродуктов и взвешенных частиц. Химреагенты и отработанная щелочь вводятся из блоков химреагентов и отработанной щелочи.

Далее сточная вода (содержащая загрязняющие вещества, повышающая БПК и вызывающая гниение сточных вод) направляется в секцию биологической очистки. В этой секции, в которой содержатся живые микроорганизмы и куда подаётся воздух для аэрации, происходит размножение микроорганизмов за счет питания веществами, повышающие БПК. При этом происходит снижение БПК сточной воды за счет увеличения содержания в ней взвешенных микроорганизмов.

Далее сточная вода направляется в секцию отстойников, где происходит гравитационное осаждение взвешенных веществ, откуда осажденные вещества направляются на секцию обезвоживания шлама. В этой секции происходит удаление воды из шлама за счет центрифугирования, и обезвоженный шлам выводится за пределы установки.

Сточная вода с выхода секции отстойников направляется в блок песочных фильтров. В этих фильтрах происходит доочистка воды от взвешенных частиц. С блока песочных фильтров очищенная вода направляется в емкости очищенной воды, и выводятся на поля испарения.

Общая факельная установка Атырауского НПЗ введена эксплуатацию в 2006 году по проекту, выполненному институтом АО «Казахский институт нефти и газа и ОАО «Омскнефтехимпроект» (г. Омск). До ввода в эксплуатацию новых факелов на заводе использовался старый факел высотой 42 метра, который не мог обеспечивать полное рассеивание при условии эксплуатации новых объектов.

Общая факельная установка входит в состав технологического производства ПНГО ТОО «АНПЗ».

Установка предназначена для приема, распределения и сжигания газовых сбросов из технологических аппаратов при превышении регламентируемых для них норм технологического режима, освобождения аппаратов от углеводородной среды при подготовке и выводе их в ремонт, на период пуска и останова, аварийных отводов и сбросов с предварительным отделением конденсата и его откачкой для дальнейшей переработки.

Общая факельная установка охватывает все существующие, так и новые технологические установки.

К охватываемым системой объектам относятся следующее технологические установки:

– комбинированная установка (гидроочистка бензинов, изомеризация бензина и установка гидроочистки/депарафинизация дизельного топлива);

Факельные стволы на основании теплового расчета удалены друг от друга на 160 м. Вокруг факельных стволов имеется защитная зона, огражденная по периметру на расстоянии радиусом 95 м от факельных стволов.

За пределами защитной зоны располагается аппаратный двор, где находятся сепараторы, насосы, дренажные емкости, системы зажигания и контрольные горелки.

Запроектировано два взаимозаменяемых факельных ствола (рабочий и резервный) для обеспечения безостановочной работы – высота каждого ствола 90 метров.

Также в состав узла утилизации газов входит факельный ствол №3 предназначенный для сжигания кислых газов, сбрасываемых от предохранительных клапанов и регулирующих клапанов, при аварийных ситуациях на установке производства серы. Высота факельного стояка – 50 метров.

Все факельные стволы обеспечивают полное рассеивание продуктов сгорания независимо от силы и направления ветра, при этом концентрация газов не превышает допустимых норм, об этом свидетельствуют приборы мониторинга установленные по периметру факельного узла.

Общая факельная система обеспечивает безопасное удаление углеводородных паров от технологических установок во время нарушения технологического режима, аварийных ситуаций и на период пуска и останова.

Установка градирня оборотного водоснабжения предназначена для обеспечения охлаждающей водой вновь смонтированного и модифицированного технологического оборудования установки ЭЛОУ АТ-2, комбинированной установки ГБД, установки производства серы, установки производства и очистки водорода.

Проектирование данной установки и поставка оборудования выполнены корпорацией JGC.

Установка градирня оборотного водоснабжения состоит из следующих комплектных секций оборудования:

Секция осветления предназначена для удаления взвешенных твердых частиц из речной подпиточной воды. Расчетный расход воды 120 м 3 /ч.

Секция градирни предназначена для охлаждения циркулирующей воды. Расчетный расход циркулирующей воды 2700 м 3 /ч.

Секция боковых фильтров предназначена для удаления взвешенных частиц из циркулирующей охлаждающей воды. Общая расчетная пропускная способность 140 м3 /ч.

Секция ввода химреагентов предназначена для регулирования качества циркулирующей охлаждающей воды.

– коллекторы подачи охлаждающей воды на охлаждение газов. Линия возврата воды после охлаждения газов снабжена системой обнаружения пропуска газов.

Первая реконструкция стоимостью 360 млн долларов была выполнена японской компанией «Marubeni Corporation» в 2003-2006 годах, что позволило АНПЗ увеличить объемы и темпы производства социально значимых нефтепродуктов, доведя качество выпускаемого бензина до экологического стандарта Евро-2, а дизельного топлива – до Евро-4 (более 800 тысяч тонн в год). Кроме того, увеличено производство авиационного топлива за счет получения дополнительных объемов смесевого авиакеросина. Также завод улучшил и свои экологические показатели: сброс фенола со сточными водами сократился в 360 раз, а выбросы сернистого ангидрида – на 38%.

Между тем в стране потребление высокооктанового бензина неуклонно растет, сейчас на автозаправочных станциях мало кто заправляется АИ-76 и АИ-80. А в Европе давно перешли на производство только высокооктанового бензина с глубиной переработки нефти более 90%. В Казахстане технический регламент «О требованиях к выбросам вредных, загрязняющих веществ автотранспортных средств, выпускаемых в обращение на территории РК» приняли еще в 2007 году. Этот документ предусматривает поэтапный переход страны на все более жесткие экологические требования. В частности, начало применения нормы экологического стандарта Евро-3 намеревались ввести в 2011 году. В связи с этим планировался запрет на ввоз автотранспортных средств, не соответствующих требованиям стандарта Евро, в зависимости от года выпуска и страны-производителя.

В США и Европейском союзе данные нормы технического регламента действуют уже давно. Поэтому Евро-3 соответствуют машины с бензиновым двигателем, выпущенные в этих странах начиная с 2001 года. Что касается дизельных двигателей, то Евро-3 на них был введен в 2002 году. С 2003 года стандарту Евро-3 стали соответствовать корейские машины, с 2004-го – канадские, с 2005-го – японские. Китайский автопром присоединился к Евро-3 в 2008 году, индийский – в 2010-м. В Казахстане введение нормы экологического стандарта пока отложили на начало 2013 года. При этом автомобили, завезенные в РК до введения запрета и уже эксплуатируемые на территории страны, не будут попадать под действие новых экологических требований и могут работать до полного износа.

Сейчас в Казахстане производство бензина с высоким октановым числом составляет 25-30%. Поэтому 14 мая 2009 года постановлением правительства был утвержден комплексный план развития нефтеперерабатывающих заводов на 2009-2015 годы. И в настоящее время на АНПЗ реализуются сразу два крупных инвестиционных проекта: строительство комплекса по глубокой переработке нефти (КГПН) мощностью 2,4 млн тонн в год и комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА) мощностью 1 млн тонн ароматики в год. Работы ведутся в рамках госпрограммы «30 корпоративных лидеров Казахстана». Их уникальность заключается в том, что сложная реконструкция ведется без остановки основных мощностей предприятия. Предприятие, где трудятся тысячи специалистов, продолжает работать, при всем этом завод в основном пользуется «тяжелой» мангистауской нефтью, потенциал производства светлых нефтепродуктов из которой составляет всего 35%, а остальное – топочный мазут. Из-за того, что казахстанские ТЭЦ перешли на дешевый природный газ, мазут отправляют на экспорт в Европу, а там его перегоняют в каткрекинге и получают высокооктановый бензин. Вот почему нам следует строить свой КГПН.

Договор по строительству КГПН на рекордную по сравнению с другими проектами сумму в 1,6 млн долларов был подписан 29 декабря 2011 года с китайским консорциумом «Sinopec Engineering», японским «Marubeni Corporation» и отечественным предприятием «КазСтройСервис». Срок строительства – 2012-2015 годы. Цель проекта: увеличение глубины переработки до 85%, выход светлых нефтепродуктов до 77% и производство автомобильных бензинов с дизельным топливом уровня Евро-5. Лицензиаром КГПН является французская компания «Axens».

– После завершения реконструкции завод будет производить в три раза больше бензина, чем сейчас, – отметил генеральный директор ТОО «АНПЗ» Талгат Байтазиев. – Сейчас мы производим в год 600 тысяч тонн бензина, а будем производить более 1,7 миллиона тонн. Количество производимого дизельного топлива, соответствующего стандарту Евро-5, будет доведено до 1,4 миллиона тонн. При этом мощность переработки нефти останется прежней – 5 миллионов тонн нефти.

По договору о строительстве КГПН казахстанское содержание составит: по оборудованию – 16 процентов, по материалам – 18 процентов, по услугам – 35 процентов. На пике строительства КГПН будут работать 3,8 тысячи человек, преимущественно местные кадры. В период эксплуатации – 624 человека. Сейчас идет подготовка строительных площадок, ведется работа по подписанию финансово-кредитных соглашений с Банком JBIC. ExIm Bank и БРК. Проводится банковская оценка проекта.

Существенно изменится и экологическая составляющая. С запуском КГПН содержание серы в производимом заводом бензине уменьшится в 350 раз. Действующие в Казахстане нормативы по выбросам весьма жесткие. Поэтому, взявшись за модернизацию завода, нужно привести технологии переработки нефти в соответствие с экологическими нормами. Потому строительство КГПН столь дорогостоящее.

Увеличение потребности в нефтепродуктах, в первую очередь в экологически чистых сортах моторных топлив, а также повышение требований к качеству продукции с учетом ужесточения требований к выбросам вредных веществ от автотранспорта явилось предпосылкой для дальнейшего развития АНПЗ за счет строительства комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА). Генеральным подрядчиком на строительство КПА «под ключ» также выбрана компания «Sinopec Engineering» на сумму в 1,4 млн долларов. Соответствующий договор был подписан в конце 2009 года, а в июле 2010 года – финансово-кредитное соглашение с Банком развития Казахстана на сумму в 1,6 млн долларов. Первую сваю под фундамент будущего комплекса забили в марте прошлого года. Сейчас строительство КПА, окончание которого запланировано на декабрь 2013 года, идет полным ходом.

Схема производства КПА гибкая и позволяет получать либо максимально высокооктановые бензины, либо дополнительно производить до 133 тысяч тонн бензола и до 496 тысяч тонн параксилола в год – продукции с высокой добавленной стоимостью. Стоит отметить, что бензол и параксилол очень востребованные продукты переработки нефти, которые, в свою очередь, являются сырьем для выпуска огромного ассортимента нефтехимической продукции. Бензол используется для получения капронов, красителей, ядохимикатов, строительных материалов, в мебельной промышленности, а также для получения лекарственных препаратов и растворителей. Из параксилола получают пластические волокна, в последующем они используются в интерьерном оформлении, в автомобильной промышленности и других сферах.

Продукция, получаемая из параксилола, станет основой создаваемой на западе Казахстана базы сырьевых ресурсов для отечественной нефтехимии. Реализуемые на АНПЗ новые прорывные проекты вкупе со строительством в Атырау первого интегрированного нефтехимического комплекса позволят создать в стране высокотехнологичную нефтехимическую отрасль. Эти тесно связанные между собой предприятия будут объединены в специальной экономической зоне «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк», формируя не только новые рабочие места, но и новый импульс для развития множества предприятий малого и среднего бизнеса.

Между тем в связи с предстоящей добычей нефти морского месторождения Кашаган в правительстве РК уже задумались о строительстве четвертого НПЗ. «Возможно, под развитие этого проекта мы вернемся к вопросу о строительстве четвертого нефтеперерабатывающего завода на территории Казахстана, чтобы мы могли быть на сто процентов уверены, что физически будем независимы в энергетическом смысле», – заявил в феврале на заседании мажилиса премьер-министр РК Карим Масимов.

Сегодня Атырауский НПЗ является крупным современным предприятием, которое находится в старейшем нефтедобывающем регионе страны.

Атырауский нефтеперерабатывающий завод перерабатывает тяжелую нефть месторождений Западного региона Казахстана, с высоким содержанием парафина. В период с середины 60-х годов до середины 80-х годов прошлого столетия осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 4,9 миллионов тонн в год.

Важным событием 2006 года стало завершение I-этапа реконструкции Атырауского нефтеперерабатывающего завода, которая впервые в Казахстане проводилась без остановки действующего производства.

Основной целью реконструкции Атырауского НПЗ являлась замена устаревшего оборудования, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду путем выпуска высококачественной продукции, соответствующей спецификации Европейского Союза (ЕС), увеличение объемов производства светлых нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью, а также создание дополнительных рабочих мест.

Для выполнения этих задач были построены новые установки гидроочистки бензина, гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива, изомеризации, аминовой очистки газов, получения водорода, биологической очистки сточных вод и производства серы.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00541257_0.html

Атырауский нефтеперерабатывающий завод (до 1991 года Гурьевский) — одно из крупнейших предприятий Казахстана. Владельцем нефтеперерабатывающего завода является АО “КазМунайГаз – переработка и маркетинг” (99,21 %).

С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путем реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы прошлого столетия был взят курс на увеличение объема переработки нефти путем строительства новых технологических установок.

За более 60 лет работы завод превратился в современное предприятие по выпуску нефтепродуктов топливного назначения.

С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций (86,7 %) завода стало ЗАО ННК «Казахойл», впоследствии АО “НК «КазМунайГаз». Владельцем доли — 99,17 % является с 2005 года АО Торговый Дом КазМунайГаз.

Атырауский НПЗ впервые осуществил переработку Тенгизской нефти — нефти нового типа со значительно большим содержанием светлых фракций и, одновременно, с высоким содержанием в ней метил-этилмеркаптанов, что потребовало для ее переработки тщательной подготовки и решения как технологических, так и экологических проблем. Доля переработки Тенгизской нефти составляет 12 %. Несмотря на недостаточность вторичных процессов, заводом достигнута глубина переработки 65 %. При этом отбор светлых нефтепродуктов от нефти представляет в среднем 45,9 %.

Http://dic. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/793841

Атырауский нефтеперерабатывающий завод введен в эксплуатацию в 1945 году.

Проектная мощность по переработке нефти составляет 4 906 тыс. тонн.

Реализация данного проекта подразумевает строительство технологического пакета «Paramax BTX», лицензируемого французской компанией «Axens» (секция предфракционирования ксилолов, секция изомеризации ксилолов, секция трансалкилирования толуола, секция разделения рафината), а также строительство установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора и с блоком извлечения бензола.

Проект реализуется в рамках Государственной программы по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010-2014 гг., утвержденной Указом Президента РК №958 от 19.03.2010 г.

В рамках КПА планируется выпускать 133 тыс. тонн бензола и 496 тыс. тонн параксилола в год, установки комплекса также могут работать в режиме производства высокооктанового компонента автобензина.

Увеличение сбалансированной мощности завода до 5 млн. тонн в год; Производство моторных топлив, соответствующих экологическим требованиям К3; Производство продукции с высокой добавленной стоимостью – бензола и параксилола.

Для реализации проекта был привлечензаем у АО «Банк Развития Казахстана» на сумму $1063,7 млн., в том числе льготная кредитная линия Экспортно-импортного банка Китая на сумму $884 млн.

Участники проекта: НК «КМГ», АНПЗ, «Sinopec Engineering Group» (Китай), АО НГСК, «КазСтройСервис» (Казахстан).

Технико-экономическое обоснование разработано ТОО «ИК «КазГипроНефтеТранс». Положительное заключение РГП “Госэкспертиза” №2-12/08 от 18 января 2008 г. Проектно-сметная документация разработана ОАО «Омскнефтехимпроект. Положительное заключение РГП «Госэкспертиза» №01-393/09 от 20 августа 2009 г. ЕРС-контракт подписан 29 октября 2009 года с китайской компанией «SINOPEC Engineering Group» (Генеральный подрядчик). Субподрядчик – казахстанская компания АО НГСК «КазСтройСервис».

В рамках ЕРС-контракта завершены строительно-монтажные работы на Установке каталитического риформинга (первый пусковой комплекс).

25 декабря 2014 года в ходе общенационального телемоста «Новая индустриализация Казахстана» Главой Государства дан старт пуско-наладочным работам Комплекса по производству ароматических углеводородов на базе АНПЗ.

4 декабря 2015 г. состоялась госприемка объектов первого пускового комплекса объектов установки по производству ароматических углеводородов Атырауского НПЗ.

Комплекс КГПН предусматривает строительство 13 отдельных технологических установок. Основной установкой является установка каталитического крекинга, предназначенная для превращения (конверсии) остатков атмосферной перегонки, тяжелого газойля, вакуумного газойля и тяжелого газойля замедленного коксования в более ценные нефтепродукты, такие как сжиженный углеводородный газ, бензин и легкий газойль крекинга. Переработка малоценных остаточных нефтепродуктов позволит АНПЗ увеличить производство высокооктанового бензина, авиационного и дизельного топлива.

Улучшение качества моторных топлив, соответствующих требованиям экологического класса К-4, К-5; Повышение производительности завода по переработке сырой нефти до 5,5 млн. тонн в год; Увеличение мощности вторичных процессов и глубины переработки нефти.

Для реализации проекта были привлечены заемные средства на общую сумму $1 818,3 млн. у АО «Банк Развития Казахстана», Экспортно-импортного банка Китая, JBIC (Япония), АО «НК «КазМунайГаз».

Участники проекта: НК «КМГ», АНПЗ, ЕРС-контрактор – Консорциум «Sinopec Engineering Group» (КНР)/ «Marubeni Corporation» (Япония)/ «КазСтройСервис» (РК).

Технико-экономическое обоснование разработано ТОО «ИК «КазГипроНефтеТранс». Положительное заключение РГП “Госэкспертиза” №2-488/08 от 26.09.2008 г. Проектно-сметная документация разработана ОАО «Омскнефтехимпроект». Положительное заключение РГП «Госэкспертиза» №01-565/11 от 23.12.2011 г. по технической части. Положительное заключение №01-216/12 от 23.05.2012 г. по сметной части. ЕРС-контракт подписан 29 декабря 2011 года с консорциумом подрядчиков «SINOPEC Engineering Group» (КНР) – «Marubeni Corporation» (Япония) – АО НГСК «КазСтройСервис» (РК).

ЕРС-контракт с консорциумом «Sinopec Engineering Group» (КНР)/ «Marubeni Corporation» (Япония)/ «КазСтройСервис» (РК) подписан 12 декабря 2011 года. Ведется разработка рабочей документации, общестроительные работы. Продолжаются работы по размещению заказов на изготовление и поставку крупногабаритного оборудования с длительным сроком изготовления.

В рамках реализации проекта «Строительство комплекса глубокой переработки нефти на Атырауском НПЗ» строительно-монтажные работы ведутся на 13 технологических установках и на 50 объектах общезаводского хозяйства.

На январрь 2016 года на строительных площадках технологических установок АНПЗ забито порядка 100% свай (13136 из 13298); при изготовлении фундаментов залито 29 526 из 39 130 м 3 бетона; смонтировано 13 120 124 из 18 225 тонн металлоконструкций.

На объектах общезаводского хозяйства забито 7302 из 8102 свай, при изготовлении фундаментов залито 22 256 из 57 128 м 3 бетона, смонтировано 10 832 из 16 207 тонн металлоконструкций.

Работы по монтажу сетей водоснабжения и канализации ведутся в соответствии с планом: смонтировано 44 545 из 59 026 погонных метров подземных трубопроводов, устроено 497 из 999 колодцев.

Окончание строительства комплекса в конце 2016 года означает завершение масштабной модернизации завода.

Http://energybase. ru/processing-plant/atyrau-refinery

Атырауский нефтеперерабатывающий завод (до 1991 года Гурьевский) — одно из крупнейших предприятий Казахстана. Владельцем нефтеперерабатывающего завода является АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг» (99,21 %).

Http://wiki-org. ru/wiki/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Http://www. zirozebar. com/pedia-ru/wiki/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Http://ru. wikibedia. ru/wiki/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

В 60-е годы XX столетия был взят курс на увеличение объёма переработки нефти путем строительства новых технологических установок.

Http://www. wikiznanie. ru/wp/index. php/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Http://www. nidiot. de/ru/%D0%90%D1%82%D1%8B%D1%80%D0%B0%D1%83%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Поделиться ссылкой: