Производство мини нпз

Мини-НПЗ для массового производства качественных бензинов, развития малого нефтяного бизнеса и модернизации нефтеперерабатывающей отрасли

Но газовые факелы — не единственные печальные памятники бесхозяйственности, порожденные пороками экономической политики. Из-за некомплексной переработки добываемых нефти и газа в стране ежегодно не только сжигаются, но также закачиваются в землю и просто разливаются примерно 20—25 млн. тонн попутного и вторичного углеводородного сырья, из которого можно производить различные моторные топлива, в том числе высокооктановые бензины.

Речь идет, прежде всего, о газовом конденсате – его добывают ежегодно 10-15 млн. тонн. Кроме того, он накапливается на нефтеперерабатывающих заводах и газокомпрессорных станциях от 10 до 50 тысяч тонн в год на каждом из таких предприятий. Какую-то его часть закачивают обратно в трубопроводы. А остальное количество всеми правдами и неправдами хоронят и разливают, превращая окружающую среду в отхожее место. Это многие миллионы тонн ежегодно.

Правда, кое-где предприятия «Газпрома» на установках первичной переработки (разгонки) выделяют из газового конденсата дизельные фракции и используют получаемое дизтопливо для своих нужд, в том числе для производства электроэнергии. А куда идут отходы (до 30%) такой переработки — низкооктановые бензиновые фракции, не пригодные для использования в качестве моторных топлив, можно только догадываться.

То же происходит на заводах по переработке газоконденсата, где вынуждены длительно хранить часть отходов – зачастую их просто некуда сливать. В лучшем случае, низкооктановые фракции, если это экономически целесообразно и возможно, перевозят на близрасположенный НПЗ, где вырабатывают из них сортные бензины. Но и на каждом отечественном НПЗ в зависимости от его мощности ежегодно сгорает от 80 до 300 тысяч тонн ценного вторичного сырья, содержащего высокооктановые бензиновые фракции, а суммарно по стране сжигается ежегодно, по оценкам, до 3—5 млн. тонн таких фракций, не используемых ввиду устаревших технологий с неглубокой переработкой нефти.

Упомянутые виды углеводородного сырья при должной экономической политике государства типа «кнута и пряника» по отношению к нефтяным и газовым компаниям позволили бы значительно увеличить производство нефтепродуктов, но этим сырьем сегодня загрязняют окружающую среду.

Рост коэффициента извлечения нефти из скважин и максимальное вовлечение в эксплуатацию нефтяных месторождений также способствовали бы увеличению объемов производства нефтепродуктов. Что касается эффективности добычи, то сегодня из эксплуатируемых месторождений извлекается лишь около половины запасов. Что же до вовлечения в эксплуатацию месторождений, на которые получены лицензии, то, по оценкам специалистов, часть из них, содержащая примерно 20-25% потенциально извлекаемых запасов нефти от общего объема, переданного компаниям, простаивает.

Так, к примеру, из 16,4 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти, переданных на 1 января 2000 г. по лицензиям для добычи, в разработку было вовлечено 12,8 млрд. тонн. Остальные 3,6 млрд. находились в месторождениях, к разработке которых даже не приступали. Причем, в то время как крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании вовлекли в разработку свыше 87% выделенных им запасов, эта доля у небольших компаний, лишенных выхода в магистральные нефтепроводы, не превышала 48%.

Подобные сведения в последние годы почему-то не публикуются. Но, по оценкам специалистов, приведенные соотношения не претерпели на сегодня существенных изменений. Известны случаи, когда владельцам малых и средних месторождений крупные компании, владеющие мерными узлами, чинят препятствия при подключении к магистралям через эти узлы. Делается это нередко для захвата подготовленных к добыче месторождений.

Надо отметить, что часть малодебитных нефтяных и газовых месторождений не эксплуатируется по экономическим соображениям, главным образом, из-за громадных капитальных затрат, необходимых для строительства транспортных линий от скважин к магистральным трубопроводам. Затраты эти могут и не окупаться при низкой рентабельности добычи сырья. К примеру, в Тюменской области не эксплуатируется около сотни мелких и средних нефтяных месторождений.

Парадоксально, но факт: в ту же нефтегазовую Тюменскую область ежегодно завозятся миллионы тонн сортных топлив, производимых на НПЗ, расположенных в Поволжье и вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали, на что тратятся значительные средства. В то же время миллионы тонн легкого углеводородного сырья, из которого можно получать эти топлива, извлекаются из тюменских недр, чтобы безвозвратно исчезнуть в болотах тамошней тундры и водоемах или накапливаться вдоль газовых и нефтяных магистралей, загрязняя окружающую среду.

В Советском Союзе нефтеперерабатывающая промышленность создавалась в основном в европейской части страны. При этом предпочтение отдавалось строительству крупных НПЗ. Так, если в России имеется всего несколько заводов с годовой переработкой менее 3 млн. тонн нефти в год, то в США 116 таких заводов. В тех же США около 60% сырья перерабатывается на предприятиях с годовой производительностью до 10 млн. тонн, и они рассредоточены по всей стране. А у нас примерно 70% нефти перерабатывает с десяток крупных заводов с производительностью от 15 млн. тонн в год и больше.

Такая концентрация производства вредна не только с точки зрения дороговизны перевозок топлив и увеличения загрязнения окружающей среды вблизи крупных заводов. Дело еще и в том, что из-за существенной выработанности ресурсов оборудования НПЗ (по оценкам – до 50-70%) существенно возросли удельные затраты на производство тонны нефтепродуктов.

На рост удельных затрат влияет и относительно малая глубина переработки нефти. Согласно данным Росстата, в 2009 г. из добытых 478 млн. т нефти внутри страны потребили 231 млн. т, из которых произвели 171,6 млн. т нефтепродуктов, в том числе 35,8 т автомобильных бензинов. Таким образом, степень (глубина) переработки исходного сырья составила лишь около 74%. Для сравнения: в США этот показатель составляет примерно 95%. Замечу, более половины отечественных НПЗ построили до 1980 г.

Конечно же, производство топлива в местах его потребления целесообразно лишь при наличии там нефтяных или газовых месторождений, либо соответствующих трубопроводов. Но для этого необходимо располагать еще и технологией нефтепереработки, которая позволяет строить экономически эффективные НПЗ относительно небольшой мощности. Такую технологию давно, еще в конце 1980-х, создали в Новосибирске и для ее реализации разработали параметрический ряд мини-НПЗ различной мощности, о чем говорится ниже. Но в России удалось построить лишь одну подобную промышленную установку, действующую с 1992 г. на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе. Еще несколько мини-НПЗ построено за рубежом. И все.

В чем же причины столь бесхозяйственного и пренебрежительного отношения к отечественной инновационной технологии «с бородой», учитывая, к тому же, систематически возникающие в стране бензиновые кризисы?

Делается это чтобы уменьшить внутренний спрос и тем самым высвободить соответствующую часть нефтяного сырья для увеличения его экспорта. А предварительно в рознице создается дефицит того же бензина, что ведет к росту цен на него. Такая картина в очередной раз наблюдается с начала текущего года. Во многих регионах владельцы автозаправок отпускают бензин по талонам, и он повсеместно значительно подорожал. К примеру, в Туве цена достигла 50 рублей за литр.

Экономические и правовые стимулы для такого диктата нефтяных компаний создали властные структуры, очевидно, не без взаимной с ними заинтересованности. А право на диктат обусловлено… Федеральным законом «О защите конкуренции». Он вроде бы предназначался для недопущения монопольно высоких цен на рынках.

Однако если внимательно вчитаться в этот, по мнению руководителя ФАС, самый лучший в мире закон про то, как защищать конкуренцию, то оказывается, прописан он таким образом, что никаких монополистов, кроме естественных, у нас якобы нет и быть не может. Ну, а ежели дела обстоят столь хорошо, то и злоупотреблять своим доминирующим положением на рынке, взвинчивая до небес цены на свою продукцию, у нас просто некому. Вот и получается, что закон сей если и про защиту конкуренции, то только среди тех, кто стремится подороже товар продать.

Чтобы убедиться в этом, достаточно обратиться к статье 4 упомянутого закона, в которой даны определения основных понятий. Тогда станет ясно, почему Федеральная антимонопольная служба не может бороться с монопольно высокими ценами по ею же разработанному законодательному акту. Профнепригодным делает его уже лишь одно определение товарного рынка. И вот почему.

Как известно, водители автомашин, допустим, в Москве, не ездят специально заправляться в соседние области. Поэтому объективно топливные рынки, впрочем, как и рынки всех потребительских товаров, размещаются в границах городов или субъектов Федерации, то есть неподалеку от дома покупателя. Казалось бы, эту объективную реальность и необходимо было положить в основу законодательного обуздания денежных аппетитов монополий.

Однако тот же топливный рынок согласно антимонопольному закону, который предшествовал нынешнему, охватывал всю территорию страны, и доминирующее на нём положение хозяйствующего субъекта, в данном случае – какой-либо из нефтяных компаний, следовало оценивать только относительно всей территории России. Таким образом, никто из десятка крупных нефтяных компаний, владеющих почти всеми НПЗ, поставляющих бензин и торгующих им на бензоколонках, под понятие «доминирующее положение» не подпадал. Ведь доля каждой из них на топливном рынке страны составляет в среднем 10%, а опасным признается оборот от 50% и более.

В результате в большинстве регионов, что не является секретом, топливные рынки благодаря предыдущему «антимонопольному» закону давным-давно оказались монополизированы одной, двумя или тремя компаниями. Они по никак не доказуемому негласному сговору установили монопольно высокие цены на бензин и дизтопливо, которые непрерывно растут.

Эти компании стремятся сохранить и расширить свои сферы влияния на рынках. Для этого они, в частности, активно внедряются в розничную торговлю бензином, нередко захватывая независимые АЗС, что позволяет им согласованно повышать цены на моторные топлива с увеличением объемов экспорта нефти. И хотя в той же Москве и в Московской области можно видеть АЗС примерно десятка нефтяных компаний, однако конкуренция между ними не наблюдается.

Непременное и повсеместное удорожание моторных топлив с каждым увеличением экспорта нефти свидетельствует о фактической монополизации топливных рынков компаниями, владеющими НПЗ, и о консолидированном злоупотреблении ими своим монопольным положением на рынках. Речь идет, по сути, о негласном (или гласном?) сговоре.

Казалось бы, чтобы пресекать эти злоупотребления, необходимо было в новом Законе «О защите конкуренции» изменить определение товарного рынка, ограничив его рамками субъекта Федерации. Одновременно надо законодательно регламентировать ценообразование и регулирование цен на рынке, причем не только для доминирующих на нем монополистов.

Если ввести норму прибыли относительно себестоимости продукции, а сверхнормативную прибыль изымать в бюджет, то спустя некоторое время цены на все и вся стабилизируются, и перестанет расти инфляция.

Однако новый закон лишь усугубил ситуацию. Хотя определение товарного рынка как «сферу обращения товара на территории Российской Федерации» из нового закона исключили, но конкретные физические границы возможных «сфер обращения товара» вообще не указали. Оконтуривание в законе территорий обращения товаров некими абстрактными признаками внесло еще большую неопределенность и путаницу. Теперь стало вообще невозможным идентифицировать хозяйствующего субъекта, доминирующего на рынке, допустим, владеющего в данном населенном пункте сетью магазинов мелкорозничной торговли, так как совершенно непонятно, на какой конкретно территории доминирующее положение следует определять.

Кто и как должен регламентировать границы рынка, в законе не сказано. Поэтому уже только из-за абстрактности рыночного пространства выполнение норм закона по борьбе со злоупотреблениями на рынке исключается. К тому же и сами эти нормы абсурдны (см. «Призрак рынка бродит по России… Как и почему законодательство провоцирует диктатуру монополий» и рост цен. – «Промышленные ведомости» № 5-6, 2011 г.).

Вот каковы согласно данным Росстата некоторые наглядные результаты многолетней имитации борьбы с солидарным злоупотреблением монополистами своим доминирующим положением на топливном рынке. Если в 1991 г., продав тонну пшеницы, которая стоила тогда 400 рублей, сельчанин мог купить 4 тонны дизтоплива, то в 2005 г., когда за тонну пшеницы сельский труженик смог выручить в среднем 2457 рублей, ему за тонну дизельного топлива, которая стоила уже 16 830 рублей, надо было заплатить почти семью тоннами пшеницы. В 2009 г. ситуация несколько «улучшилась»: чтобы приобрести тонну дизтоплива, цена реализации которого в среднем за год составляла 19661 рублей, надо было продать почти 5 тонн пшеницы, цена приобретения которой у производителя в среднем составила 3978 рублей за тонну.

В 2009 г. по отношению к 1991 г. индекс цены дизтоплива у производителей возрос более чем в 164 000 раз, а бензинов – свыше 108 700 раз. Конечному покупателю посредники продают их в 1,5 – 2 раза дороже. Для сравнения: индекс цен потребительских товаров за это же время возрос в 21 тысячу раз, а продукции сельского хозяйства – в 9600 раз.

Разрешив фактически безнаказанно увеличивать стоимость нефти и нефтепродуктов, государство указало и ориентиры роста – это так называемые равновесные или мировые цены в пересчете по валютному курсу. При этом Центробанк официальный валютный курс установил таким, что «цена» доллара в рублях в сравнении с паритетом их покупательной способности оказалась существенно, примерно вдвое, завышена. Иначе говоря, рубль искусственно девальвировали. Для чего все это было сделано?

Значительная часть доходов в федеральный бюджет поступает от реализации нефти, газа и нефтепродуктов. В прошлом году они составили 3830,7 млрд. рублей или 46,1% всех доходов бюджета, в том числе вывозные экспортные пошлины – 2469,4 млрд. рублей или почти 30% бюджетных доходов. Доля топливно-энергетических ресурсов в общем объеме экспорта составила 66,3%. При этом вывозная экспортная пошлина на тонну нефти была установлена в размере около 69% от ее средней цены или 453,7 доллара с тонны, а светлых нефтепродуктов – в размере 67% нефтяной пошлины.

Получая треть бюджетных доходов от вывозных экспортных пошлин на углеводородное сырье и продукты нефтепереработки, государство девальвацией рубля, а также выравниванием внутренних и внешних цен с лихвой компенсирует нефтяным компаниям изымаемую у них часть экспортной выручки. Делается это за счет получения сверхприбыли при реализации нефтепродуктов внутри страны, цены которых в рублях теперь равны «мировым» по завышенному вдвое валютному курсу.

Согласно данным Росстата, в декабре прошлого года бензин на экспорт продавали в среднем по 838 долларов, а внутри страны – по 24814 рублей за тонну, курс при этом составил 29,6 рубля за доллар при официальном курсе 30,48 рубля за доллар. Таким образом, цены на бензин внутри страны завысили примерно вдвое. Для сравнения: нефть в том же декабре внутреннему потребителю обходилась в среднем по 11045 рублей, а за рубеж продавалась по 653,4 доллара за тонну, то есть нефтяной валютный курс был равен 16,9 рубля за доллар.

В прошлом году на экспорт было продано лишь 8,2% произведенного в стране бензина, меньше, чем в предыдущем году (12%), и нетрудно оценить прибыль, полученную от его внутренних продаж. Естественно, при этом за счет дополнительного, искусственно вызванного роста ценовой инфляции увеличиваются и доходы бюджета. И хотя сумма рублей растет, но покупательная способность их стала меньше. Так что рост доходов в реальном исчислении весьма иллюзорен.

Снижение прошлогоднего объема экспорта бензина свидетельствует, что никаких предпосылок для его дефицита не было, тем более в начале года, когда потребление падает. Просто при очередном увеличении стоимости нефти на мировом рынке решено было соответственно подстроить параметры процесса перекачки в казну экспортных нефтяных пошлин. В числе параметров и цена бензина. Но в чем-то «настройщики» просчитались, и процесс вышел из под контроля. В Минэнерго утверждают, что поставки снизились из-за остановки на ремонт нескольких НПЗ. Спрашивается тогда, а почему же министерство во избежание «бензиновых кризисов» не требует от компаний согласования графиков ремонтных работ нефтеперерабатывающих установок?

Предложение ФАС увеличить вывозную пошлину на экспорт бензина с 0,67 до 0,9 от нефтяной пошлины, якобы для увеличения поставок бензина на внутренние рынки, – от лукавого. Ведь объемы его экспорта из-за несоответствия европейским стандартам, невелики (в 2009 г. – 12%, а в 2010 г. еще меньше – всего 8,1% от произведенного количества), и в предыдущие годы не влияли на удовлетворение спроса внутри страны. А так как все больше стран разрешают применять у себя только бензины марок «евро», то спрос на российские экологически вредные бензины будет непрерывно снижаться.

Поэтому причины происходящего на топливных рынках страны совсем иные и рассмотрены выше. В их числе и принципы арифметического увеличения бюджетных доходов за счет инфляции, обеспечивающей нефтяным монополиям сверхприбыли. Эти принципы давно положены в основу проводимой в стране экономической политики, которая породила в том числе сырьевую ориентацию экономики. Чтобы ее модернизировать, необходимо менять основы всей экономической политики (см. «Очередной экономический кризис в России – порождение ее хронической денежной дистрофии. Как излечить больной организм?» – «Промышленные ведомости» № 11, ноябрь 2008 г.).

Однако дело это не скорое, а принятие только локальных принудительных мер для ликвидации диктатуры нефтяных компаний в нынешних условиях может привести к обрушению федерального бюджета. Поэтому, чтобы избежать нарастающей для страны угрозы роста дефицита автомобильных бензинов, необходим обходной маневр – надо начать масштабное строительство не зависимых от нынешних монополистов мини-НПЗ в местах потребления моторных топлив.

Они позволят устранить диктатуру нефтяных монополий, в том числе благодаря децентрализации производства моторных топлив и приближения его к потребителям. Кроме того, мини-НПЗ позволят вовлекать в переработку теряемые ныне громадные ресурсы углеводородного сырья, и альтернативное сырье для производства бензинов – биоилы полей аэрации, залежи бедных углей и др. Как отмечалось выше, необходимые для этого технологии и мини-НПЗ давным-давно разработаны в Новосибирске.

Для получения высокооктановых сортных бензинов на НПЗ пользуются традиционной каталитической химической технологией «Риформинг». В ней применяются дорогостоящие платиновые катализаторы, и для их стабилизирующего воздействия на катализ требуется водород. Процесс весьма критичен к содержанию в сырье серы – ее должно быть не более тысячной доли процента. Такая сложная и дорогая технология оказывается экономически эффективной лишь при производительности установки, перерабатывающей в год свыше 300 тысяч тонн сырья.

Создание малотоннажных установок по производству высокооктановых бензинов оказалось экономически целесообразным лишь с появлением новой каталитической технологии «Цеоформинг». Ее разработала еще в 1984 г. группа новосибирских ученых из СО АН СССР под руководством доктора химических наук, профессора Казимиры Ионе. Она возглавила специально созданный для развития этой технологии, а также проектирования и внедрения соответствующих установок научно-инженерный центр «Цеосит», преобразованный впоследствии в ЗАО «Сибирская технологическая компания «Цеосит» – СТК «Цеосит».

Технология основана на новом искусственно синтезированном той же группой ученых минерале цеолите, используемом в качестве катализатора. Благодаря цеолиту превращение низкооктановых нефтяных фракций в высокооктановый бензин происходит при более низких, чем в «Риформинге», давлении (5—15 против 3,3—35 атм.) и температуре (340—460 против 480—550°С). При этом не требуется водород и соответствующее оборудование для его получения. Сырье подается без гидроочистки, и содержание в нем серы может достигать 1,5%. А на выходе установки выделяется не требующий дополнительной технологической обработки годный к применению неэтилированный бензин.

Все эти преимущества в сравнении с традиционной технологией позволяют на треть при сопоставимых объемах производства снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы и создавать рентабельные мини-производства моторных топлив с возможностью переработки от 5 тысяч до 500 тысяч тонн сырья в год.

Обеспечив подвижность катализатора, например, способом «кипящего слоя», производительность установки при сохранении рентабельности можно увеличить до 1 млн. тонн сырья. А свыше 1 млн. тонн процесс теряет экономическую привлекательность из-за увеличения затрат.

Полный комплект такого производства (мини-НПЗ) состоит из двух установок. Первая из них — установка традиционной первичной переработки нефти или газового конденсата позволяет получать (соотношения зависят от сырья) дизельное топливо (30—40%), прямогонный бензин — малооктановые фракции (25—40%) и мазут. Вторая установка предназначена для каталитической по технологии «Цеоформинг» переработки низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые неэтилированные бензины, соответствующие европейским стандартам.

В зависимости от сырья, параметров процесса и модификации цеолитных катализаторов выход бензинов составляет от 65 до 92%. Остальная часть готовой продукции — сжиженный газ, содержащий пропан, бутан и изобутан, что позволяет его использовать в качестве автомобильного топлива и для бытовых нужд.

Таким образом, новая, «с бородой», технология оказывается практически безотходной и экологически безвредной. Ее эффективность была подтверждена на нескольких пилотных установках, действующих на севере Сибири, а также многолетней, с 1992 г., эксплуатацией на Нижневартовском газоперерабатывающем заводе промышленной установки производительностью 5 тысяч тонн сырья в год. Одновременно было создано и промышленное производство цеолитосодержащих катализаторов, которые намного дешевле платиновых: 16—18 тысяч против 67—150 тысяч долларов за тонну соответственно (цены 2007 г.).

В феврале 1997 года на НПЗ в Горличе (Польша) ввели в эксплуатацию установку «Цеоформинг», перерабатывающую 40 тысяч тонн сырья в год, на которой из прямогонного бензина производится неэтилированный автобензин «Евросупер-95» и сжиженный газ. Суммарный выход готовых продуктов составляет не менее 92—95% от массы сырья. Установка спроектирована и изготовлена одной немецкой фирмой по лицензии и базовому проекту научно-инженерного центра «Цеосит». Строительство обошлось в 7 млн. долларов, инвестиции окупились за 1,5 года. Дело в том, что себестоимость бензина всего лишь на треть превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже оказывается значительной.

Подобные установки были также пущены в промышленную эксплуатацию в 2002 г. в Рустави (Грузия) и Киршелке (Киргизия). Стоимость строительства каждой не превысила 4,5 млн. долларов. А в ноябре 2001 г. в Южной Корее (г. Дайджон) начала работать опытная демонстрационная установка по технологии «Цеоформинг» с движущимся слоем катализатора, что позволяет увеличить производительность переработки сырья до 1 млн. тонн в год. Установка, построенная компанией «Самсунг» по проекту НИЦ «Цеосит», вырабатывает 2 т бензина в сутки и предназначена для проведения исследований спроса на подобные НПЗ.

Сырьем для технологии «Цеоформинг» помимо прямогонного бензина и газоконденсата могут служить вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий химии и нефтехимии, в частности летучие бензиновые фракции, образующиеся при крекинге нефти. Поэтому установки «Цеоформинг» могут монтироваться непосредственно на этих предприятиях.

На Западно-Сибирском металлургическом комбинате несколько лет действовала пилотная установка, перерабатывавшая в высокооктановый бензин доменные газы, содержащие углекислый газ. С появлением нынешних хозяев комбината ее отключили. На Кузбасском металлургическом комбинате строилась такая промышленная установка производительностью 10 тысяч тонн сырья в год. Строили ее, но так и не достроили.

Окупаются мини-НПЗ в зависимости от вида сырья, производительности, стоимости оборудования и строительства необходимой инфраструктуры в течение 1,5—3 лет. Для сравнения, срок окупаемости традиционных НПЗ достигает 8—10 лет.

Казалось бы, относительная простота, сравнительная дешевизна строительства и обслуживания мини-НПЗ, а также скорая окупаемость должны быть весьма привлекательными для получения моторных топлив при соответствующем спросе как в местах крупной добычи нефти и газоконденсата, так и в других местах при наличии там относительно небольших нефтяных и газоконденсатных месторождений или нефтяной «трубы». И если бы отечественная промышленность освоила производство мини-НПЗ по технологии «Цеоформинг», то во многом выровнялись бы условия хозяйствования для нефтяных компаний всех размеров. Тогда бы число предприятий, вовлеченных в разработку запасов нефти и газоконденсата, существенно возросло, так как небольшие добывающие компании могли бы также производить и реализовывать нефтепродукты в регионах добычи своего сырья.

Таким образом появились бы возможности для масштабного развития малого и среднего нефтяного бизнеса, становлению которого и модернизации нефтепереработки препятствуют крупные монополии. В частности, они уже несколько лет срывают внедрение в производство бензинов европейских стандартов, обязательное использование которых в России вместо прежних марок обусловлено соответствующими техническими регламентами. Однако вместо наказания нарушителей, уже несколько раз откладывали начало выполнения упомянутых нормативных актов.

Малотоннажные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, которыми должны комплектоваться установки «Цеоформинг», выпускали или выпускают несколько отечественных заводов. Что же касается установок «Цеоформинг», их промышленного производства в стране как не было, так и нет. К слову, первую промышленную установку для Нижневартовского газоперерабатывающего завода, пущенную в 1992 г., проектировали и собирали в полукустарных мастерских. 8 (!) лет.

Вторую установку мощностью 20 тысяч тонн в год строят там с 1993 г. Зато не без усилий отдельных высокопоставленных чиновников, лоббирующих интересы западных компаний, за рубежом были закуплены (сколько — никто не знает толком) малогабаритные установки для первичной переработки нефти и газоконденсата, не позволяющие, однако, непосредственно получать высокооктановые бензины. Все они уже эксплуатировались прежними хозяевами по несколько лет, а их стоимость превышает цену отечественных аналогов. К тому же безопасная работа импортных установок не гарантируется, а некоторые вообще не соответствуют нашим нормам исполнения и эксплуатации.

Производством комплексов мини-НПЗ согласно специальной конверсионной программе давным-давно должны были заняться несколько предприятий ВПК. Но обещанных для этого еще в 1992 году госкредитов они не получили. Непонятно почему к этой так и не осуществленной программе не привлекли заводы химического машиностроения, уже выпускающие каталитические реакторы для крупных НПЗ, а также предприятия, производящие трубопроводную арматуру, составляющую основу подобных технологий. Ведь в этом случае можно было бы обеспечить разумную кооперацию и специализацию производства на основе унификации и стандартизации мини-НПЗ, что позволит создать оптимальный по технико-экономическим критериям типовой параметрический ряд установок различной производительности.

А пока «Цеосит», обладающий свыше 40 отечественными и зарубежными патентами на свои технологии и катализаторы для производства моторных топлив, продает разовые лицензии. К 1996 г. было заключено 8 лицензионных контрактов на строительство мини-НПЗ разной производительности, в том числе в Сургуте, Новокузнецке, Новосибирской области, Польше и Саудовской Аравии. Генподрядчиками выступили иностранные фирмы. Их интерес к технологиям «Цеосита» объясняется тем, что они прошли тщательную экспертизу авторитетных зарубежных компаний. И лишь для новосибирского проекта привлекли Миасский машиностроительный завод. Это конверсионное предприятие, но средств на его реконструкцию выделялось крайне мало.

В результате в России, как отмечалось, после 1992 г. ни одной установки по технологии «Цеоформинг» так и не построили. Поэтому в ту же Тюменскую область бензин продолжают завозить издалека. В Новосибирской области в середине 1990-х были вскрыты три малых месторождения высококачественной нефти. На них можно ежегодно добывать до 1 млн. тонн сырья и его глубокой переработкой на местах почти полностью удовлетворять потребности региона в моторных топливах. Для этого и намеревались построить мини-НПЗ. Однако первый обладатель лицензий на месторождения компания «Сиданко» предпочла построить нефтепровод и гнать нефть в магистраль на продажу, ухудшая ее качество в смеси. А в область железной дорогой продолжают завозить бензин и дизтопливо с Омского НПЗ.

Чтобы свести диктат крупных нефтяных компаний к минимуму, необходимо, как отмечалось, увеличить количество НПЗ и их собственников. Речь идет не о создании значительной избыточности мощностей по переработке нефти, а о строительстве мини-НПЗ с глубокой переработкой сырья непосредственно в местах потребления моторных топлив. Это позволит затем начать постепенный вывод из эксплуатации выработавшего свой ресурс оборудования на некоторых крупных заводах.

Но, чтобы знать сколько, чего и где строить, необходима соответствующая государственная целевая программа, подобная тем, по которым развивалась экономика СССР, а также США и других ныне благополучных стран. Причем программа должна разрабатываться в рамках государственно-частного партнерства, исходя из энергетической политики, концепция которой пока толком не сформулирована.

Представляется, что в основу этой концепции необходимо положить принципы целевого планирования и управления балансами производства энергоресурсов и их потребления, исходя из планов социально-экономического развития страны. Ведь и государство, и бизнес нуждаются в объективных ориентирах своего развития.

Чтобы мини-НПЗ строились там, где это необходимо, возможно и экономически оправдано, требуются кнут и пряник. Вот какими они видятся.

Во-первых, государство может обусловить строительство мини-НПЗ при выдаче лицензий на еще не розданные в разработку нефтяные (газоконденсатные) месторождения, там, где есть спрос на бензин и топливо. То же самое можно сделать, аннулировав выданные лицензии, если их обладатели не приступили к освоению месторождений, и выдать новые лицензии другим предпринимателям.

Во-вторых, федеральная власть и местные органы власти могут предложить на конкурсных условиях владельцам АЗС и другим желающим в соответствующих регионах построить собственные мини-НПЗ, выделив льготные кредиты и установив налоговые преференции. Причем возвращаться кредиты будут моторным топливом для государственных нужд, но по определенной цене, равной себестоимости плюс определенная норма прибыли.

Снижение цены поставляемого государству того же бензина за счет нормирования прибыли позволит экономить бюджетные средства. Поэтому для обеспечения взаимной выгоды и создания привлекательности для бизнесменов государство должно будет компенсировать поставщику потерю им прибыли, поделившись с ним частью сэкономленных бюджетных средств соответствующим снижением налогов. Кроме того, чтобы не гонять впустую в обе стороны деньги, целесообразно разрешить выплачивать налоги – полностью или частично – готовой продукцией. Это позволит предприятиям сохранять соответствующую часть оборотных средств, используя их для развития.

В-третьих, государство может сдавать соответствующие месторождения в аренду на условиях соглашений о разделе продукции – СРП. Продукцией будут моторные топлива, для чего понадобится строить мини-НПЗ, что также должно быть условием аренды.

В-четвертых, местные власти совместно с заинтересованными потребителями могут организовать некоммерческие партнерства для малотоннажного производства моторных топлив для собственных нужд.

Так повсеместно можно создать условия для развития малых и средних вертикально интегрированных нефтяных компаний.

При строительстве мини-НПЗ с производительностью установки атмосферной перегонки (первичной переработки) на 50 тысяч тонн сырья в год и установки «Цеоформинг» для переработки 10 тысяч тонн низкооктанового сырья, если оборудование будет изготовлено на отечественных предприятиях, капитальные затраты, по оценкам, составят 4—5 млн. долларов, а строительство с участием зарубежных компаний обойдется в 8—12 млн. долларов. Для завода необходима площадка, не превышающая 400 квадратных метров.

Используя мини-НПЗ, можно обеспечить приближенную к потребителям комплексную переработку нефти и существенно снизить цены на различные нефтяные топлива, в том числе благодаря устранению или уменьшению затрат на их транспортировку.

Существенная децентрализация переработки нефти позволит значительно ослабить монополизм в этой отрасли, что также повлияет на удешевление моторных топлив и электроэнергии. Вместе с тем увеличение количества НПЗ и их размещение вблизи потребителей снизит риски массового прекращения поставок нефтепродуктов при аварии на каком-либо предприятии.

Как отмечалось, в России действует всего лишь одна промышленная установка, на которой производится бензин по технологии «Цеоформинг». И это несмотря на огромную в них нужду. Причем не только в нашей стране. То есть, речь идет о громадном неосвоенном сегменте рынка нефтяного машиностроения. В «Цеосите» получено свыше 400 заявок на покупку лицензии на пользование «Цеоформингом», из них около сотни из России. Поэтому если российское правительство и власти на местах, в той же Тюменской области, создадут перечисленные выше условия для строительства мини-НПЗ и будет организовано их серийное производство, то казна получит новый значимый источник доходов, в том числе от экспорта таких установок.

Появление на уже поделенных региональных рынках моторных топлив новых производителей-поставщиков, чей бензин будет стоить примерно наполовину дешевле обычного хотя бы за счет снижения затрат на транспортировку сырья и готовой продукции, вынудит крупные компании начать борьбу за сохранение своих насиженных мест. Для этого они тоже начнут строить мини-НПЗ вблизи своих месторождений, а также начнут модернизацию своих заводов-гигантов с целью снижения себестоимости продукции.

Учитывая все преимущества технологии «Цеоформинг», думается, блоки параллельно работающих таких мини-установок могли бы заменить на многих НПЗ традиционные крупные нефтеперерабатывающие установки. При одинаковой суммарной производительности с «большими», мини-установки обеспечили бы гораздо большую надежность производства и лучшие удобства его обслуживания. В частности, для проведения ремонтных и профилактических работ параллельно действующие установки можно останавливать последовательно, что позволит ненамного снижать объемы производимой продукции. Удобно и экономично это и для регулирования объемов производства в зависимости от спроса. Следует также заметить, что на отечественных нефтеперерабатывающих заводах пока не удалось наладить производство высококачественных бензинов марок «евро».

Сегодня требуют обновления свыше 70-80% мощностей отечественной нефтепереработки в связи с чем еще больше возрастает привлекательность мини-НПЗ. Поэтому для предотвращения надвигающегося кризиса нефтеперерабатывающей отрасли требуется, как отмечалось, разработать государственную целевую программу ее модернизации, включая создание индустриальной базы для производства комплексов мини-НПЗ. А для реализации программы наметить план. Присоединяться к нему или не присоединяться — дело каждой частной компании.

Пока же комплексной проблемой утилизации и вовлечения в переработку всей огромной массы «попутных» и вторичных углеводородных продуктов и отходов, а также освоения сравнительно небольших нефтяных и газоконденсатных месторождений при помощи мини-НПЗ всерьез никто не озабочен. Отсутствует государственная политика решения этой проблемы, впрочем, как и модернизации всей нефтеперерабатывающей отрасли, а также какая-либо координация работ. Поэтому раздаются самые различные мнения о целесообразности применения комплексных малотоннажных нефтеперерабатывающих установок – вплоть до полного их неприятия. Хотя необходимо сочетание «макси» и «мини» в рамках некой экономически обоснованной матрицы, наложенной на карту страны, и оптимизированной по критериям экономической эффективности, в том числе минимизации затрат. Впрочем, сегодня это мечты.

Мизерные доходы, полученные в «Цеосите» от продажи нескольких лицензий на строительство мини-НПЗ по технологии «Цеоформинг», были использованы учеными для создания на основе этого процесса новых технологий получения качественных моторных топлив, но уже не из нефтяного сырья, а из угля, двуокиси углерода, природного газа и биоотходов.

Под биоотходами здесь следует понимать зараженные всякой гадостью органические илы, образующиеся после некоторого усыхания на специально отведенных полях аэрации нечистот городских канализационных стоков. Канализационные биоилы, содержащие главным образом фекалии, занимают громадные площади, загрязняя окружающую среду. Только в одной Москве их образуется ежегодно более 160 тысяч тонн и, по оценкам, накопилось уже свыше 10 млн. тонн. Кое-где пытаются избавиться от них сжиганием, но при этом в атмосферу выбрасывается громадная масса вредных веществ. А сливается на поля аэрации гораздо больше, чем сжигается.

В «Цеосите» разработана новая технология переработки биоилов в высокооктановый бензин и дизтопливо, либо в продукты — вторичное сырье для последующего органического синтеза — диметиловый эфир, параксилол и др. Направленность процесса задается новыми, специально созданными искусственными полифункциональными катализаторами. Они, в отличие от цеолитовых, для стабильной работы требуют водородной среды.

Новая технология утилизации дармового «сырья» апробирована на нескольких пилотных установках. Промышленная установка с производительностью переработки 200 тысяч тонн биоилов в год при их влажности до 80% позволит, по оценкам «Цеосита», получать 30—40 тысяч тонн бензина самых высоких марок, 10—15 тысяч тонн сжиженного газа и примерно 25 тысяч тонн золы, которую можно использовать в качестве компоненты строительных материалов. Ведь благодаря высокой температуре процесса катализа вся нечисть сгорает и зола оказывается полностью обеззараженной. И, наконец, образуется еще высокотемпературный газ, содержащий метан с водородом, который можно использовать в газотурбинной или парогазовой установке для выработки электроэнергии, в том числе для нужд самого мини-завода.

Затраты на его строительство, по оценке директора СТК «Цеосит» Казимиры Ионе, не превысят 15—20 млн. долларов, а себестоимость тонны получаемого бензина составит от 180 до 200 долларов. При оптовой цене бензина даже 280 долларов за тонну и с учетом продаж других упомянутых продуктов переработки, вложения в строительство завода окупятся примерно за два года.

Как известно, фекалии и бензин с дизтопливом проходят по разным ведомствам. Поэтому в фекально-топливных установках могут быть заинтересованы лишь администрации крупных городов. Однако деньги на их создание, видимо, есть пока только в мэрии Москвы. К тому же в Москве находятся и предприятия, способные освоить серийное производство заводов по утилизации биоилов, нужда в которых велика во всем мире.

Если будет освоено промышленное производство инновационных заводов по утилизации биоилов, администрации городов смогут сдавать в аренду поля аэрации на условиях соглашений о разделе продукции, где продукцией будут, естественно, не фекалии, а бензин с дизтопливом, и получать немалые доходы в местные бюджеты. Не говоря уже о решении экологических проблем.

Получение качественных моторных топлив из органической массы основано на образовании из него синтез-газа, содержащего окись углерода и водород, с последующим катализом синтез-газа при помощи полифункциональных катализаторов. при этом получают метанол и высококачественные бензины. Сказанное относится и к углю.

Специалисты могут возразить, что получение бензина путем газификации угля — процессы известные. Но в традиционных технологиях это обособленные процессы, требующие различных технологических установок. Новые полифункциональные катализаторы «Цеосита» позволили разработать единую технологию получения из угля синтез-газа с выделением из него высооктановых бензинов и сжиженного газа (пропан-бутана). Кроме того, как и в случае утилизации биоилов, образуется газовая высокотемпературная смесь метана с водородом, которую можно использовать для получения электроэнергии в газотурбинных или парогазовых установках. Таким образом, глубина комплексной переработки исходного угольного сырья по углероду достигает 85—90%. Остающуюся золу — до 30% от массы исходного сырья — можно использовать для производства строительных материалов.

Несколько лет тому назад в Кемеровской области, в Киселевске, намеревались построить завод по производству 20 тысяч тонн высокооктановых бензинов в год путем переработки угля по технологии «Цеосита». Для получения тонны бензина надо было бы использовать 14,5 тонны кузбасского угля. При себестоимости конечной продукции в 100—110 долларов за тонну завод окупился бы примерно за четыре года. Но его проект так и остался на бумаге. Хотя создание подобных производств позволило бы разрешить важнейшую для многих регионов страны социально-экономическую проблему реформирования угольной отрасли, учитывая к тому же убыточность большого числа шахт из-за нерентабельности перевозок угля. А для выработки бензина годятся любые угли, даже малокачественные бурые Подмосковного бассейна.

Следует заметить, что в углях некоторых марок содержатся дорогие элементы — скандий, иттрий, рутений, титан, в подмосковном угле — глинозем, и др. Их извлечение позволило бы дополнительно повысить рентабельность переработки угля в моторные топлива. Так что будь идеологи «реструктуризации» угольной отрасли профессионалами, они не стали бы на заемные средства Всемирного банка бездумно закрывать шахты, обрекая сотни тысяч людей на безработицу, и сокращать тем самым налогооблагаемую базу страны.

Как можно было бы изменить положение и дать старт масштабному развитию малого и среднего нефтяного бизнеса предлагается в публикуемой статье. Но для этого требуется вмешательство и помощь государства.

Http://www. promved. ru/next/article/?id=2075

Производим атмосферные нефтеперерабатывающие заводы, блочные Мини НПЗ, для производства бензина, растворителей, диз. топлива, печного топлива, мазута из нефти или газоконденсата, вакуумные установки для производства базовых масел и битума из мазута, отработанных масел.

На все поставляемое оборудование предоставляется полный пакет документов – разрешение на применение ФСЭТАН, сертификаты соответствия, паспорта на каждый узел, технологический регламент, гарантия, короткие сроки изготовления и поставки. Доступные цены.

Создайте свой НПЗ на базе нашей установки по переработке нефти, газового конденсата и различных углеводородных смесей с получением прямогонного бензина, дизельного топлива, печного топлива и мазута. Решает следующие задачи: снабжение топливом небольшого района; переработка углеводородного сырья в местах использования малых месторождений и низкодебетных скважин; завоевание части рынка за счет близости к потенциальным потребителям. Достоинства установки: Малые габариты и масса, быстрая перенастройка технологического процесса, для эксплуатации не требуется вода, отсутствие горячих насосов, надежность, простота в эксплуатации и обслуживании.

Основные характеристики: переработка газового конденсата – до 11 тыс. тонн в год, переработка нефти – до 10 тыс. тонн в год; мощность электрооборудования – 20 кВт; Охлаждающая среда холодильников – воздух. Обслуживающий персонал – 2 чел. Стоимость установки – 9,3 млн. рублей. Заинтересованным более подробной информацией просьба писать по эл. почте k.

"Уральская генерирующая компания" – производитель энергосберегающих паровых турбин и турбогенераторов малой мощности (до 10 МВт), мини-ТЭЦ от 0,2 до 25,0 МВт, блочно-модульные котельные, биотопливные котельные от 0,2 до 100,0 Мвт для отопления и выработки собственной электроэнергии.

«Уральская генерирующая компания» осуществляет поставки газопоршневых электростанций от ведущих мировых производителей на базе поршневых газовых двигателей «Caterpillar», «Cummins», «Deutz» и «FG Wilson.

Специалисты «УГК» в зависимости от индивидуальных требований заказчика изготовят установки для когенерационной газопоршневой электростанции как в блочно-модульном исполнении, так и стационарно с проектной привязкой к уже существующему зданию или объекту. Возможен вариант размещения станции в быстровозводимых зданиях из легких металлоконструкций.

«Уральская генерирующая компания» оказывает весь спектр работ и услуг:

Газотурбинные мини-ТЭЦ предназначены, в зависимости от их мощности, для комплексной выработки электроэнергии и тепловой энергии, и, соответственно, освещения и обогрева небольших населенных пунктов, городов или поселков, а также для обеспечения энергией промышленных предприятий.

В настоящее время выпускаются газотурбинные мини-ТЭЦ мощностью от 1,0 до 100 МВт, которые могут являться автономными источниками энергии, или дополнением к другим, централизованным источникам.

Газотурбинные электростанции малой мощности, представляют собой довольно компактные для данного вида оборудования стационарные установки, построенные по блочно-контейнерному принципу. Иными словами, составные части ГТЭС, соединенные вместе и позволяют не только вырабатывать электричество, но и утилизировать тепло, получаемое от отработанных газов. Основным блоком газотурбинных электростанций, конечно, является главный энергоблок, однако в зависимости от модели, они могут дополнительно компоноваться компрессором, тепл.

Основное назначение угольных мини-ТЭЦ – решение задач обеспечения тепла, пара и электричества объектов промышленного назначения, в которых по условиям технологического процесса необходим пар, особенно это касается районов, которые в силу ряда причин не имеют достаточного количества газового или жидкого топлива (или же использование данного вида топлива нерентабельно или затруднено), и районов непосредственной добычи угля.

Проектирование, строительство и реконструкция котельных и мини-ТЭЦ работающих на угле особым образом отличается от аналогичных работ по газовым и дизельным котельным и требует решения дополнительных задач для обеспечения надежной работоспособности и высокого КПД.

Основные преимущества использования угля в котельных и мини-ТЭЦ являются:

1. Запатентованная технология топливоподачи и сжигания угля в мини-ТЭЦ;

2. Надежная система механизации и автоматизация для угольных мини-ТЭЦ;

3. Эффективное сжигания при низком качестве угля (применяется технология КСОМОД);

Нефтяная компания « К-ОЙЛ» более14 лет разрабатывает, производит, проводит полномасштабные испытания оборудования для переработки нефти и газового конденсата различной производительности.

Фирма укомплектована высококлассными специалистами, за время своего существования заняла свою достойную нишу в секторе производства Малогабаритных нефтеперерабатывающих установок. Оборудование в комплекте установки МНПУ-2м выпускаемое компанией сетифицировано (POCC RU AE86 B02887), получено разрешение на применение выданное (Федеральной службы по Экологическому, технологическому и атомному надзору №PPC 00-26976), опробировано многолетней эксплуатацией как на территории России так и за её пределами.

Установки комплектуются вспомогательным оборудованием (насосы, приборы КИП, запорная аппаратура), что значительно упрощает и ускоряет процесс монтажа и пуска.

Пуско – наладочные работы проводят специалисты компании. Оборудование компактно, долговечно, надёжно прекрасно работает в различных климатических.

Мощность 0,5 кВтНапряжение 220 ВГабариты (ДхШхВ) 667х79х48 ммВес 1,3 кгВысота подвеса 1,0 мПлощадь отопления 5 кв. м

Мощность 1,0 кВтНапряжение 220 ВГабариты (ДхШхВ) 1207х79х48 ммВес 2,3 кгВысота подвеса 1,2 мПлощадь отопления 10 кв. м

Миниземснаряды «Юнга» разных модификаций предназначены для очистки водоёмов, от водорослей, камыша, тины, укрепления берегов, углубления дна, добычи грунта, до 30 м/куб в час, на глубине до 6 метров. Большая производительность, простоты в управлении не требуют особых навыков. Для транспортировки будет достаточно автомобиля «Газель».

Предназначен для добыча песчано-гравийной смеси до 25 мм., размывания грунта, углубления дна.

Рабочий инструмент стрела с приспособлением для размывания грунта, мотопомпа «Чемпион» GTP-80(81),1300л/мин, 2шт.(6,5 л. с. каждая), максимальная глубина работы до 6 метров. Расстояние транспортирования пульпы до 75-150 м(в зависимости от плотности).

Предназначен для удаление водорослей, камыша, тины, углубления дна, добыча плотного грунта, пес.

В стоимость входит комплексная система обогрева (КСО). Данная система позволяет эксплуатировать мойку для колес при температуре ниже 10°С. В систему входят ТЭНы (1,2 кВт).

Мойка для колес «Каскад – Мини» предназначена для использования в стесненных условиях на небольших строительных площадках либо других промышленных объектах с невысокой степенью загрязненности. «Каскад-Мини» – это экономный вариант мойки для колес с пропускной способностью до пяти автомашин в час, оснащен одним моечным пистолетом. По желанию заказчика длину рукавов моечных пистолетов можно увеличить.

Пункт мойки колес «Каскад» представляет собой специализированную установку, предназначенную для обустройства, в соответствии с СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», введенные в действие с 1 января 2005 года постановлением Го.

Http://oborudovanie. agroserver. ru/promyshlennoe-oborudovanie/proizvodim-mini-npz-63903.htm

Когда встаёт вопрос об оборудовании по переработке нефти, на постройку которой будет затрачено минимальное количество времени, то оптимальным вариантом становятся мини НПЗ.

Мини завод НПЗ – нефтеперерабатывающие заводы небольшого размера, которые могут быть установлены в нужном месте в течение нескольких недель (в зависимости от комплектации и условий строительной площадки). Они служат для переработки нефти в небольшом количестве – до 1 млн. тонн в год. В связи с тем, что мини нпз (http://www. mininpz. ru) относительно несложны в конструкции и вводе в эксплуатацию, это делает их доступными большому кругу предпринимателей. Данные установки перерабатывают не только нефть, но и газовый конденсат без реконструкции оборудования. А мобильность, работоспособность при любом климате и погодных условиях, а так же высокая оптимизация оборудования (не требует большого числа работников) делают мини НПЗ установки удобными для переработки нефти близ нефтяных месторождений и в приближенных для потребителей местах. В последнее время мини нпз россии (тут) значительно выросли в количестве. Только в период с 2002 по 2006 гг. количество переработки нефти увеличилось на 41% (более четырех миллионов тонн в год).

· ректификационная колонна, расположенная на рабочем котле, который одновременно служит рабочей печью

· воздушный холодильник, остужающий пары бензина · на верхнюю часть ректификационной колонны устанавливается дефлегматор, регулирующий температуру · две импортные горелки, работающие на собственном сырье

· перекачка ГСМ осуществляется четырьмя насосами, включёнными в комплектацию вместе с пультами, управляющие ими · различные трубопроводы и кабеля · теплоизоляционные, уплотняющие и крепёжные материалы

· фланцы, а так же задвижки Полученное на этих установках дизельное топливо гораздо светлее, чем на АЗС. Это делает возможным добавления в него автомобильного масла с помощью механического смешивания, дабы использовать полученный дизель в иномарках.

Бензиновая фракция получается абсолютно бесцветной, что делает её податливой для любой бензиновой присадки. А путём того же механического смешивания имеется возможность получить бензин марки до А-95 с помощью мини нпз цена (смотреть) на который куда приятнее для продавцов, а качество – для покупателей.

Эти показатели неокончательны. За счёт более качественного сырья и опыта операторов имеется возможность изменить показатели в прибыльную сторону.

Прошли те времена, когда люди не могли задумываться о перепланировке квартиры. Сейчас владелец квартиры вправе переделать свою жилищную площадь так, .

Комфортное проживание в загородных домостроениях во многом будет зависеть и от проблем на местных подстанциях. Компактные генераторные установки – .

Для того, чтобы найти максимальное количество предложений в такой категории позиций, как мини-погрузчики, причем не упустив ни бывшие в употреблении.

В настоящее время популярным атрибутом ванной комнаты становится мини-бассейн. Эта популярность вполне объяснима. Представляя собой, по сути, .

Если вас интересуют мини-погрузчики с бортовым поворотом (http://mini-exkavator. ru), обратите внимание при выборе данной техники на ее габариты. В.

© 2004-2018. Запорная арматура и трубопроводная арматура от компании “Стройтехнология”. Перепечатка информации запрещена без указания ссылки на сайт.

Http://www. strt. ru/vse-o-mini-npz

На российском рынке существует большой интерес к малотоннажным нефтеперерабатывающим установкам. Уже появилось достаточное количество предложений по их изготовлению. Установки предлагают как российские, так и зарубежные производители. При этом наблюдается большой разброс как по ценовым характеристикам установок, так и по конструктивным особенностям. О преимуществах данной продукции и ее конструктивных особенностях корреспонденту журнала ПВ-инфо Алексею Честнейшину рассказал генеральный директор Инженерного центра «Технология», созданного при Савеловском машиностроительном заводе, Анатолий ФАТЕЕВ.

– Почему в последнее время в России растет интерес к малотоннажным нефтеперерабатывающим установкам?

– В России нефтепереработкой занимаются около 30 крупных заводов (НПЗ), но принадлежат они пяти–шести нефтяным компаниям, которые имеют возможность согласовывать между собой ценовую политику. Есть еще порядка 50-ти малотоннажных НПЗ (мини-НПЗ), но они производят менее 1% всего горючего и практически не влияют на ситуацию. В США, например, ситуация другая: там тоже существуют несколько десятков крупных НПЗ, но есть еще и несколько сотен мини-НПЗ (и строятся новые), суммарная мощность которых сравнима с годовой производительностью крупных НПЗ. Для создания условий для конкуренции и снижения цен на бензин и дизтопливо в России нужно также построить сотни мини-НПЗ, привлекая к этому не олигархический капитал, а малый и средний бизнес, который создал бы конкуренцию на рынке нефтепродуктов.

– Что собой представляет мини-НПЗ, выпускаемый Савеловским машзаводом?

– Производство малотоннажных НПЗ с использованием новых инновационных технологий освоено Савеловским машзаводом в 2004 году. Предприятие осуществляет выпуск мини-НПЗ по получению керосина, бензина с октановым числом от 76 до 80, летнего и зимнего дизельного топлива и мазута. Уникальность выпускаемого оборудования позволяет отнести его к категории лабораторного. Его аналоги не производятся ни в Европе, ни в Азии – только в США.

Мини-НПЗ на сегодняшний день представляет собой современный малотоннажный технологический комплекс, оснащенный автоматикой и выпускающий качественные нефтепродукты. В основе его работы заложен процесс ректификации, при котором происходит разделение многокомпонентной смеси углеводородов в аппаратах колонного типа. Предлагаемое оснащение топливного комплекса соответствует самым современным тенденциям в производстве нефтепродуктов на мини-НПЗ.

Производственный комплекс завода включает сырьевой парк, малогабаритную нефтеперерабатывающую установку с объемом переработки сырья до 15, 50 или 100 тысяч тонн в год с контрольно-измерительной аппаратурой МНПУ-2С, парк готовой продукции, станции по доводке бензина и дизельного топлива до требований необходимых стандартов, лабораторию оценки нефтепродуктов, административное здание.

– Преимущества установки колоссальны. Мини-НПЗ выпускаются в нескольких модификациях в зависимости от условий работы в различных климатических зонах, рельефа местности, наличия инфраструктур. Проектируемое оборудование малогабаритно, что обеспечивает максимальные удобства при транспортировке. Автономность составных частей установки дает возможность оперативно монтировать оборудование вблизи сырьевой базы, как на специально подготовленных площадках, так и на нефтебазах.

Кроме того, благодаря оптимизации технологического процесса завод прост в управлении и обслуживании. Предлагаемое оборудование позволяет производить из сырой нефти и газового конденсата высококачественное топливо, которое может быть дополнительно направлено для дальнейшей более сложной переработки и реализации. Главный козырь мини-НПЗ – это упор на небольшую номенклатуру нефтепродуктов, пользующихся максимальным спросом на рынке, прежде всего – на дизельное топливо, потребление которого растет в связи с увеличением количества техники с дизельными двигателями. Должен заметить, что в настоящее время достаточно востребован мазут, так как благоприятная экспортная конъюнктура приводит к снижению обеспеченности им российских потребителей.

– Во-первых, при его покупке можно решить локальные задачи, то есть осуществить снабжение топливом определенного региона или крупного предприятия. Во-вторых, высокая экономическая эффективность мини-НПЗ дает возможность создать надежный бизнес с высокой рентабельностью за счет использования недорого топлива своего производства. К слову сказать, для организации своего производства нефтепродуктов путем строительства мини-НПЗ требуется в сотни раз меньше средств, чем для сооружения обычного НПЗ, причем реальный срок создания «с нуля» такого объекта – один–два года.

Http://silkyway. ru/articles/industry/mini-npz

Установка по первичной переработке нефти СК-800-2КН мощностью 120 тыс. тон/год по сырью входящая в состав МиниНПЗ предназначена для разделения нефти или газового конденсата на ректификационных колоннах нас адочного типа с предварительным нагревом в трубчатых печах АНУ-1.25 ВОМ и АНУ-1400-ВОМ, с целью получения бензиновой фракции, тяжелого дистиллята, дизельной фракции и мазут а.

В колоннах применяется острое орошение бензиновой фракцией и промежуточное орошение дизельно й Фракцией, управляемые АСУ ТП, что позволяет точно контролировать и регулировать температурный режим работы колонн и качество продукции.

Использование 2-х п ечей по зволяет перерабатывать широкий диапазон сырья: от тяжелой не фти до газового конденсата.

Сырьё (нефть) подаётся насо сом из сырьевых емкостей в блок рекуперации где нагревается в теплообменных аппаратах за счёт тепла выходящей с установки продукции (дизельного топлива, мазута). После блока рекуперации, сырьё попадает в печь Ану-1.25 ВОМ где нагревается до температуры немного выше конца кипения бензина 170-180 С. Далее сырьё попадает в бензиновый блок, где из него в ректификационной колонне извлекаются бензиновая фракция. Керосиновая фракция может извлекаться как в первой колонне в выносной стриппинг секции, так и во второй в зависимости от характеристик предполагаемого сырья. Затем отбензининая нефть проходя печь трубчатую АНУ-1.25-1400ВОМ и нагреваясь в ней, попадает в дизельный блок, где разделяется в ректификационной колонне на дизельную фракцию и мазут.

Ректификационные блоки состоят из концентрационной части колонны и выносного куба на котором установлена отпарная часть колонны. Данное решение позволяет улучшить э

Ффективность массообменных процессов, за счет повышения зеркала испарения и увеличения общей высоты колонны.

Часть продуктов из блоков фракционирования поступают в блок рекуперации тепла, в котором охлаждаются, передавая своё тепло сырью, проходят блок охлаждения и затем направляются в продуктовые ёмкости.

Технологическое оборудование установки СК-800-2КН-2 соответствует условиям эксплуатации на открытых площадках. Материал изготовления основных узлов оборудования – сталь 20 Температура окружающего воздуха – 45°С

Http://kulnafta. com/proizvodstvo/mini-npz. html

Заявку на получение дополнительной информации по этому проекту можно заполнить здесь.

Ректификационная технология получения нефтепродуктов на мини-нефтеперерабатывающем заводе “Линас”

Нефтепереработка и нефтехимия, спиртовые производства, фармацев-тические производства, коксохимия:

-первичное разделение нефти на прямогонный бензин, дизельное топливо и мазут;

-дистилляция четыреххлористого германия и четыреххлористого углерода.

Цель – разработка и внедрение технологии для первичной перегонки нефти на мини-нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) различной мощности с получением трех основных продуктов: прямогонного бензина, высококачественного дизельного топлива (летнего и зимнего) и высококачественного товарного мазута марки М100.

Дизельное топливо является самым ценным товарным продуктом при первичной перегонки нефти на мини-НПЗ, поэтому задача проекта – создание установки, на которой можно было бы получать высококачественное товарное дизельное топливо, близкое по основным параметрам к западным стандартам. Под основными параметрами понимается строгое выдерживание фракционного состава и температуры вспышки. От уровня этих параметров зависит качество топлива. Использование преимуществ ректификационной технологии Линас позволяет это сделать.

Данный проект не преследует цели получение дизельного топлива, полностью соответствующего так называемому Евростандарту. Прежде всего, из-за содержания серы в топливе. Используя для мини-НПЗ нефть первой категории, содержании серы находится в пределах требований ГОСТа (0,2%). Достижение же содержания серы в дизельном топливе на уровне 0,02% согласно требований Евростандарта, возможно только при проведении гидроочистки, что делать на мини-НПЗ экономически нецелесообразно.

Назначение мини НПЗ – улучшения качества продаваемого дизельного топлива. Он состоит в приближении места получения дизельного топлива к реальному потребителю.

За последние годы большие российские НПЗ становятся все старше и оборудо­вание на них становится все более изношенным и качество получае­мых продуктов оставляет желать лучшего. Разговоры о строительс­тве новых современных НПЗ или о реконструкции старых продолжа­ются, а реальных инвестиций и ре­альных действий нет. Это с одной стороны. С другой стороны, всего 27 больших российских НПЗ на ог­ромную территорию от Балтики до Тихого океана приводят к большим проблемам по транспортировке нефтепродуктов с большой поте­рей качества последних. Текущую ситуацию в нефтепереработке Рос­сии трудно признать нормальной.

Поэтому стихийно на основе экономической необходимости и экономической привлекатель­ности в разных регионах России строятся небольшие и средние НПЗ мощностью от 10000 до 800000 тонн в год. Их число никто не знает точно. Имеется спрос на нефтепродукты и под этот спрос автоматически возникает пред­ложение нефтепродуктов с ми­ни-НПЗ. Российские мини-НПЗ имеют самое различное исполне­ние – в большом количестве от так называемых “самоваров” до единичных высокотехнологичных современных установок. Качество получаемых первичных продуктов на высокотехнологичных установ­ках ничем не отличается от качес­тва продуктов на больших НПЗ. Качество же продуктов на “само­варах” оставляет желать лучшего.

Исходя из стратегических ин­тересов России, совершенно оче­видно, что получение из сырой не­фти хотя бы базовых качественных продуктов – прямогонного бензи­на, товарного дизельного топлива и мазута и продажа этих продуктов намного более экономически вы­годны России, чем экспорт сырой нефти за рубеж.

Поэтому строительство и экс­плуатация небольших и среднего размера НПЗ, основанных на вы­сокотехнологичных нефтеперера­батывающих установках, несом­ненно, стратегически оправдано в текущих российских условиях.

Нефтеперерабатывающая ус­тановка для мини-НПЗ должна отве­чать самым строгим требованиям по безопасности ведения процес­са, энергетической эффективности и качеству получаемой продукции. Желательно получать необходимые продукты в одну или максимум две ступени ректификации без исполь­зования дополнительных источ­ников энергии. Использование традиционной технологии ректифи­кации с обязательным введением пара в ректификационную колонну и подогревом боковых ребойлеров является громоздким и непривле­кательным для мини-НПЗ.

Можно не сомневаться в качестве дизельного топлива, производимого на больших НПЗ. За ворота НПЗ отправляется, как правило, дизельное топливо, соответствующее стандартам России.

А вот что происходит дальше, почему его качество снижается, доходя до потребителя?

Рассмотрим ситуацию за Уралом. На всю гигантскую территорию от Урала до Владивостока имеется реально только пять больших НПЗ. Это на 7000 километров. А потребитель имеется везде на этой территории, и до него необходимо это топливо доставить. Это означает, что топливо многократно перегружается из цистерн в баки нефтехранилищ и обратно и может храниться длительное время. Чистота баков и цистерн часто желает лучшего. Более того, встречаются случаи, когда одна и та же цистерна используется для перевозки бензина, дизельного топлива и керосина. Это приводит к попаданию в топливо ненужных фракций другого топлива, что понижает качество.

Учитывая особенности климата, часто наблюдается конденсация влаги в цистернах и это приводит к увеличению содержания влаги в дизельном топливе. Все это оборачивается большими проблемами у владельцев машин.

При доставке на большие расстояния проходит время и часто летнее дизельное топливо попадает к потребителю зимой, когда необходимо уже зимнее дизельное топливо. Также иногда наблюдается подмешивание к качественному дизельному топливу различных отстоев и сливов, ничего общего не имеющих с дизельным топливом.

Теоретически можно организовать строжайший контроль за доставкой дизельного топлива от завода до потребителя. К сожалению, в ближайшее время рассчитывать на радикальное улучшение всей системы доставки и контроля топлива не приходится.

Ясно, что строительство больших НПЗ крайне проблематично, да и нет в этом необходимости. Наиболее оптимальным вариантом является строительство сравнительно небольших мини-НПЗ, на которых бы производилось высокачественное дизельное топливо. Причем это топливо желательно продавать в ближайших больших городах, где в основном, сконцентрированы автомобили с дизельными двигателями нового поколения.

Желательно отправлять качественное дизельное топливо непосредственно с мини-НПЗ на фирменные автозаправочные станции напрямую, минуя всех посредников. Через некоторое время потребители быстро оценят качество продукции, и уже не понадобится их убеждать заправляться только на данных автозаправочных станциях.

При этом переход с летнего дизельного топлива на зимнее будет проходить быстро и своевременно. Это позволит избежать проблем, характерных для всех регионов Сибири и Дальнего Востока каждый год в переходный осенне-зимний период.

Данное направление, конечно, не решит полностью проблемы качественного дизельного топлива, но позволит значительно ее уменьшить и предоставить потребителям выбор.

Материальный баланс нефтеперегонной установки является одним из главных показателей при эксплуатации мини-НПЗ, поскольку именно он в основном определяет экономику процесса. Естественно, ему уделяется особое внимание при оценке перспективности инвестиционных вложений в строительство мини-НПЗ, или при анализе работы существующих установок.

В связи с этим, одним из наиболее часто задаваемых заказчиками вопросов, является вопрос о возможном выходе светлых фракций на установке. Иными словами, сколько бензина и дизельного топлива может быть получено на предлагаемой установке.

В действительности на такой вопрос трудно дать однозначный ответ, поскольку он разбивается на несколько взаимосвязанных частей.

Во-первых, выход светлых фракций с установки напрямую зависит от фракционного состава сырья.

Поэтому специалист, достаточно хорошо разбирающийся в нефтепереработке, прежде чем ответить на вопрос о возможном выходе светлых фракций, поинтересуется о фракционном составе сырья, которое заказчик планирует перерабатывать на установке.

Во-вторых, существует ряд методологических проблем в определении фракционного состава нефти.

Обычно о материальном балансе пытаются судить по фракционному составу перерабатываемого сырья, определяемому простой дистилляцией по ГОСТ 2177-85. Именно эти данные чаще всего приводят в паспортах качества на сырье. Но суждение о материальном балансе нефтеперегонной установки, основанное на этих данных, является очень распространенным заблуждением. Причиной тому является отсутствие глубоких систематических знаний об особенностях ректификации многокомпонентных смесей углеводородов, и в особенности нефти.

В связи с этим возникает вопрос, как правильно определить фракционный состав нефти?

В-третьих, материальный баланс установки зависит не только от фракционного состава нефти.

На материальный баланс установки, помимо фракционного состава сырья, оказывают влияние такие факторы, как качество исходного сырья и требования к показателям качества получаемых нефтепродуктов. В связи с этим материальный баланс установки может иметь весьма значительное расхождение с фракционным составом исходного сырья. То есть без специальных исследований, нельзя однозначно утверждать, что количество светлых фракций, получаемых на установке, будет равно количеству светлых фракций содержащихся в сырье.

В связи с этим возникает вопрос, как правильно определить будущий материальный баланс установки на основе данных о фракционном составе нефти? И насколько оптимальным является практический материальный баланс установки?

Основой для расчета материального баланса нефтеперегонной установки служит фракционный состав перерабатываемой нефти.

В нефтепереработке под фракционным составом подразумевается зависимость повышения температуры кипения смеси от количества выкипающих продуктов.

Для определения фракционного состава используют следующие методы:

Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки, которые накладывают ограничения на области их применения.

На графике (рис.1) показан условный пример качественной зависимости конечной температуры перегонки нефти tкп от количества выкипающих при этой температуре фракций. Кривые 1…4 показывают различия в результатах перегонок одного и того же вида нефти, выполненных различными методами.

Рис.1. Зависимость выхода фракций нефти от конечной температуры перегонки при использовании различных методов:

При перегонке нефти до одной и той же температуры tкп, наименьший выход светлых фракций v4 будет получен при использовании ректификации, а наибольший выход фракций v3 будет получен при использовании непрерывной простой дистилляции.

Далее подробно рассмотрим различные методы перегонки, используемые при определении фракционного состава углеводородного сырья.

Дистилляция является наиболее простым методом определения фракционного состава углеводородов. Суть ее заключается в нагреве и постепенном испарении исходной смеси в колбе с последующей конденсацией паров в холодильнике. На этом принципе основан распространенный метод определения фракционного состава углеводородов по ГОСТ 2177-85.

Метод дистилляции прост и универсален. Однако имеет ряд существенных ограничений, связанных с особенностями перегонки многокомпонентных смесей.

Отдельные чистые компоненты имеют определенные температуры кипения. Но многокомпонентная смесь углеводородов ведет себя иначе. Ее температура кипения определяется суммой парциальных давлений насыщенных паров всех компонентов смеси, то есть зависит от количества отдельных компонентов в смеси и их индивидуальных температур кипения. Пары по сравнению с кипящей смесью содержат больше летучих компонентов, однако в них присутствуют и более тяжелокипящие компоненты. Поэтому в дистилляте простой перегонки отдельные фракции перекрывают друг друга до 50-60 о С и более.

В этом заключается первый и основный недостаток простой дистилляции – низкая четкость разделения фракций. Из-за этого кривая 1 (простая дистилляция) на рис.1 имеет небольшой наклон. Следствием низкой четкости разделения является завышение выхода светлых фракций, по сравнению с их фактическим содержанием.

В связи с этим простую дистилляцию нельзя использовать для точных количественных измерений фракционного состава. На практике этом метод используют только как сравнительный аналоговый метод. То есть, полученный таким образом фракционный состав сравнивают с некими эталонными требованиями, например, требованиями ГОСТа и оценивают, насколько полученный результат отклоняется от заданного “образцового” параметра. Второй недостаток простой дистилляции в приложении к перегонке нефти заключается в следующем. По мере испарения легких фракций, состав исходной смеси становится все более тяжелым, и температура перегонки постоянно повышается. При этом из смеси отгоняются все более тяжелые фракции. Однако фракции нефти с температурой кипения от 300 о С и выше при атмосферном давлении являются термически нестабильными и при нагреве начинают разлагаться на более легкие фракции. Это приводит к увеличению содержания светлых фракций в получаемом дистилляте, что искажает истинный фракционный состав нефти и снова приводит в завышенной оценке.

Именно поэтому простую дистилляцию в основном применяют для перегонки светлых нефтепродуктов, а перегонку тяжелых фракций нефти с температурой кипения выше 300 о С в различных ГОСТах на методы определения фракционного состава и на другие количественные анализы ведут только под вакуумом (1-3 мм рт. ст.).

Из-за выше перечисленных недостатков данный метод в принципе непригоден для точной оценки потенциала светлых фракций в нефти.

Дистилляция с дефлегмацией является разновидностью простой перегонки. Она отличается тем, что между колбой и холодильником устанавливают вертикальный воздушный дефлегматор, который обеспечивает частичную конденсацию паров и возврат их обратно в колбу. Использование дефлегматора позволяет несколько увеличить четкость разделения фракций. В результате этого кривая 2 (перегонка с дефлегматором) на рис.1 имеет более крутой наклон по сравнению с простой дистилляцией (кривая 1). Однако в целом этот метод обладает теми же недостатками, что и простая дистилляция.

Существует разновидность простой дистилляции при постоянной температуре нагрева с непрерывной подачей сырья и непрерывным отводом получаемых фракций. Этот метод отличается наихудшей четкостью разделения фракций, то есть фракции перекрываются по температурам кипения в очень широком диапазоне. В связи с этим кривая 3 (непрерывная простая дистилляция) на рис.1 имеет самый наименьший наклон. Искажение фракционного состава, определенного этим методом, будет максимально большим. Следовательно, оценка потенциала светлых фракций, проведенная с использованием этого метода даст наибольшую ошибку.

Необходимо отметить, что в настоящее время на рынке стран СНГ предлагается большое количество нефтеперегонных установок, работающих на так называемых “новых принципах”. Такие установки отличаются отсутствием ректификационной колонны, наличием системы выпарных кубов в той или иной разновидности, или только внешним подобием колонны без существенных признаков ректификации, то есть работают по принципу непрерывной простой дистилляции. Из графика на рис.1 становится понятно, что подобные установки отличаются крайне низким качеством получаемых продуктов. При этом, естественно, цена таких установок на рынке существенно ниже промышленных ректификационных установок.

Ректификация является наиболее точным и объективным методом определения фракционного состава нефти, так как только при использовании этого метода достигается максимальная четкость разделения фракций. Соответственно, кривая 4 (ректификация) на рис.1 имеет наибольший наклон. Следовательно, при прочих равных условиях, при одной и той же температуре перегонки по всем четырем методам количество светлых фракций, полученное при ректификации, будет наименьшим. И это связано с высокой четкостью разделения фракций с минимальным перекрытием между ними. Именно такое количество светлых соответствует истинному содержанию светлых в нефти.

Определение фракционного состава методом ректификации производится по ГОСТ 11011-85. Перегонка нефти ведется на периодической ректификационной колонне АРН-2. Сначала при атмосферном давлении из нефти отгоняют фракции до 300 о С. Затем, под вакуумом производят перегонку оставшейся части нефти (фракцию до 480-500 о С в пересчете на перегонку при атмосферном давлении). В процессе перегонки фиксируют количество отогнанного дистиллята и соответствующие ему температуры кипения исходной смеси. По полученным данным строят так называемую кривую ИТК (истинные температуры кипения) – см. кривую 4 на рис.1. Фракционный состав по ИТК является наиболее объективным показателем состава нефти.

Необходимо также отметить, что при промышленной переработке нефти по непрерывной схеме нагрев термонестабильных фракций производится одновременно с более легкими компонентами нефти. Поэтому порог термического разложения смещается в область более высоких температур – 380-400 о С. На скорость термического разложения, помимо температуры и давления, также оказывают влияние такие факторы, как время нахождения сырья в нагретом состоянии (скорость перемещения) и удельная теплонапряженность зоны нагрева.

Наиболее распространенной промышленной технологией разделения является ректификация. Основы современной промышленной ректификации в настоящем ее виде были заложены около 40-50 лет назад и с тех пор практически не претерпели изменений.

Ректификация потребляет огромное количество энергии, как для нагрева, так и для охлаждения. Поэтому значительные усилия тысяч исследователей и разработчиков были сосредоточены именно в этой области, но не принесли значительных улучшений промышленной технологии. Высота ректификационных колонн часто превышает 30 метров. Соответственно большие затраты на изготовление, эксплуатацию и ремонт колонн в значительной степени ухудшают экономические показатели производств и повышают себестоимость продукции.

Рассмотрим кратко состояние современной ректификации и ее основные проблемы.

Современная промышленная ректификация основана на использовании тарельчатых и насадочных колонн.

Расстояние между тарелками в тарельчатой колонне составляет приблизительно 0,4…0,5 метра. В теории количество тарелок колонны должно соответствовать числу теоретических ступеней разделения. Однако на практике эффективность тарелок колонны обычно не превышает 50%. Поэтому реальная высота разделения в тарельчатой колонне примерно в 2 раза превышает теоретическую. То есть одна теоретическая тарелка “размазывается” по высоте колонны на две и более тарелок.

Насадочные колонны имеют более высокую эффективность. Но высота теоретической ступени разделения для промышленных насадочных колонн большой производительности составляет от 0,4 метра и выше. Это связано с байпас-эффектом, степень влияния которого увеличивается с ростом диаметра колонны.

Главное противоречие насадочных колонн заключается в том, что повышение эффективности процессов тепло – и массообмена требует увеличения удельной поверхности насадок. Это неизбежно приводит к росту гидравлического сопротивления колонны и к снижению ее производительности.

Помимо этого, тщательный анализ процессов тепло – и массопереноса внутри колонн показывает ряд других недостатков и противоречий таких как:

1. При проектировании современных колонн не учитывается микробаланс тепломассообменных процессов по ступеням разделения.

2. Тепломассообменные процессы в каждой точке объема колонны также несогласованны из-за разницы в физических свойствах низкокипящих и высококипящих компонентов разделяемой смеси.

3. Существующий способ подачи флегмы количественно и качественно не соответствует оптимальному распределению низкокипящих и высококипящих компонентов по высоте ректификационной колонны.

В результате этого колонны становятся очень высокими, громоздкими и требующими избыточного расхода энергии. Это в конечном итоге приводит к повышенным затратам на ректификацию.

Под потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти понимается суммарный выход фракций с температурой кипения до 350 о С.

Кривая ИТК, полученная по ГОСТ 1101-85, не позволяет в полной мере судить о потенциальном содержании суммы светлых фракций в нефти, так как результаты ИТК получают при периодической ректификации. И полученные продукты не соответствуют по своим свойствам продуктам, получаемым при промышленной непрерывной ректификации. Также об других отличиях условий периодической и непрерывной перегонки упоминалось выше в описании простой дистилляции.

Кроме того, для правильной оценки потенциала светлых и для технологических расчетов решающее значение имеет не то, сколько светлых выкипает при 350 о С, а то, сколько из них можно получить светлых товарных нефтепродуктов, отвечающих требованиям ГОСТов. И здесь свое влияние на возможность получения товарных продуктов оказывают другие свойства нефти, например, содержание парафинов, серы и т. д.

Для определения потенциального содержания суммы светлых фракций существует ряд методов. Из них базовым является метод ВНИИ НП. Согласно этого метода проводят несколько перегонок нефти на аппарате АРН-2, отбирают и накапливают узкие десятиградусные фракции вплоть до 400 о С. Из полученных фракций компаундируют топливные фракции, например, бензин и дизтопливо, с необходимыми по ГОСТ свойствами, такими как фракционный состав, температура вспышки, плотность, вязкость, температуры помутнения и застывания. Затем по полученным результатам рассчитывают максимально возможный выход товарных светлых нефтепродуктов.

При этом следует учитывать один очень важный момент, вызывающий среди неспециалистов много споров. При проектировании промышленных установок перегонки нефти АВТ обычная норма на содержание дизельного топлива (фракция до 350 о С) в мазуте составляет 5% по объему. Это также необходимо учитывать и при оценке потенциала выхода светлых фракций.

Метод ВНИИ НП дает достаточно точные результаты. Однако из-за высокой трудоемкости его стоимость на сегодняшний день составляет свыше 9000$, а временные затраты на проведение анализов доходят до 0,5 месяца.

Определение потенциала светлых фракций в нефти на пилотной ректификационной установке Линас

С учетом выше изложенного имеется ряд объективных трудностей при выборе оптимального вида сырья и при планировании будущего материального баланса для работающих и вновь проектируемых мини-НПЗ. Эти трудности связаны также с отсутствием на мини-НПЗ специализированного оборудования и специалистов соответствующей квалификации.

С целью оперативного решения этих вопросов для своих клиентов в ЗАО НПП Линас-Техно построена пилотная нефтеперегонная установка НПУ-П.010.

Http://www. ideasandmoney. ru/Ppt/Details/297863

Мини НПЗ “Вулкан” имеет возможность для размещения и эксплуатации на любой передвижной платформе грузового автомобиля, прицепа, полуприцепа грузоподъёмностью от 14 тонн (при передислокации ректификационная колонна складывается в транспортное положение).

– ректификационная колонна атмосферная колпачкового типа, размещается непосредственно на рабочем котле, он же служит рабочей печью. Выбранный вариант позволил значительно удешевить установку и повысить её рабочую и сейсмическую надёжность;

– нагревателя углеводородов (печь-голандка) осуществляющего необходимый нагрев сырья до рабочей температуры;

– дефлегматора установленного на верхней части ректификационной колонны, для регулировки необходимой температуры;

– две горелки импортного производства с собственной защитой и автоматикой работающей на собственном сырье.

1. – получение из исходного сырья бесцветной бензиновой фракции и печного

2. – цикл получение из печного топлива качественного д/т и мазут. Именно выбранный конструкторами двуцикличный режим перегонки ГСМ позволил в 5 раз уменьшить габариты установки по сравнению с любыми аналогами в РФ, до необходимого минимума сократить высоту ректификационной колонны, что и позволило:

– устанавливать на любой твёрдой площадке с минимальной территорией, а также размещения в ангаре или проветриваемом помещении;

– быть не подверженной порывам ветра или сейсмичности почвы, и самое главное получать качественное дизельное топливо приравненное или соответствующее ГОСТу (в зависимости от качества исходного сырья).

Дизельное топливо, получаемое на данных установках, более светлое чем на АЗС, что позволяет производить в него добавку автомобильного масла путём механического смешивания и использовать его для двигателей иномарок, не применяя дополнительного оборудования для компаундирования.

Получаемая бензиновая фракция совершенно бесцветная, поддаётся любым бензиновым присадкам, этил, ксилидин, супероктан и т. д., также путём механического смешивания с получением бензина до А-95.

Данные показатели неокончательны и могут изменяться в сторону прибыли за счет более низких цен на сырье, более высоком качестве сырья и опыте операторов.

Важный момент, имея многолетний опыт разработок и внедрения в производство мини НПЗ, наши специалисты ежегодно вносят в установки новые технические решения, чем значительно опережают других производителей. По этому к готовому НПЗ прилагается только основная техническая и сопроводительная документация (на маршрут следования). Таким образом, позволяем клиенту, при необходимости, запатентовать его как своё изобретение и получить соответствующую документацию или реализовать далее. В связи с этим, наше НПЗ в несколько раз дешевле аналогов. Срок изготовления с момента 50% – ой предоплаты от 60 до 75 дней. При завершении строительства, Вы оплачиваете остаточную сумму и самостоятельно забираете НПЗ, при этом кроме технической документации прилагаем фотоальбом с правилами эксплуатации оборудования, проводим обучение под видеозапись оператора, который будет работать на данной установке. При необходимости имеем возможность отправить специалиста по монтажу и пуско-наладке оборудования, обсуждается отдельно.

– Выезд Заказчика к Поставщику для заключения единовременного договора с физ. лицом и 50% предоплатой

В случае заказа двух установок суммарные сроки исполнения до 3 мес.

Http://npz. ucoz. com/index/0-2

Мини-нефтеперерабатывающие заводы России: текущее состояние и перспективы развития

Соискатель кафедры «Управление финансами», Пермский национальный исследовательский политехнический университет (614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, д. 29; e-mail: imamov_rustam@bk. ru)

Аннотация. В статье приводятся результаты анализа ситуации, сложившейся вокруг мини-НПЗ в нефтеперерабатывающей отрасли России. Приведены аргументы в пользу перспективности дальнейшего строительства на территории страны мини-нефтеперерабатывающих заводов, обозначены направления их развития. К перспективным направлениям, помимо производства моторного топлива, можно отнести использование их в качестве полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по отработке новых инновационных технологий, вариантов реконструкций и т. п. Отмечено, что в России правильно организованный мини-НПЗ это стабильный и прибыльный бизнес. Учитывая растущую роль нефтепродуктов в экономике страны, он будет прибыльным ещё долгое время.

Abstract. The article shows the results of the analysis of the situation which has emerged around mini-oil refining factories in oil refining branch of Russia. There are arguments in favor of perspectivity of further construction of mini-oil refining factories on the territory of the country, directions of their development are designated. Perspective directions, besides manufacture of motor fuel, can include their usage as a range, a base or a trial enterprise for working-off of new innovative technologies, variants of reconstructions, etc. It is noted, that correctly organized mini-oil refining factory in Russia is a stable and profitable business. Considering a growing role of mineral oil in the national economy, it will still be profitable for a long time.

Ключевые слова: нефтеперерабатывающие заводы, технологические установки, технологии нефтепереработки, нефтепродукты, автомобильный бензин, дизельное топливо, мазут, перспективы развития.

Keywords: oil refining factories, technological installations, technologies of oil refining, mineral oil, automobile gasoline, diesel fuel, black oil, prospects of development.

Распределение нефтеперерабатывающих заводов по территории России. Малая переработка нефти в России возникла не многим более 20 лет назад и на протяжении всего своего существования рассматривалась исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Сектором мини-НПЗ государство, до недавнего времени, ни разу всерьез не интересовалось, отдавая все силы «большой» нефтепереработке.

Формирование сектора малой переработки нефти началось после распада СССР. В настоящее время, большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. Установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс. тонн в год (далее твг) принято относить к малотоннажным установкам (МТУ), установки мощностью 1 -2 млн. твг – к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином «мини-НПЗ» [8].

Распределение по мощности и вкладу в объем нефтепереработки действующих в мире НПЗ демонстрирует явное доминирование предприятий, перерабатывающих 6-12 млн. твг нефти [5]. В то же время, большая численность малотоннажных НПЗ свидетельствует об объективной необходимости их существования (рис. 1).

В отличии от многих крупных государств, имеющих или развивающих нефтепереработку и создающих крупные нефтехимические комплексы, в России стремительно увеличивается количество мини-НПЗ. До недавнего времени их строили в основном в нефтедобывающей отрасли для обеспечения топливом городов и поселков, находящихся вблизи месторождений. Сейчас же практически у всех крупных нефтяных

Рис. 1. Вклад НПЗ различной мощности в нефтепереработку и количество действующих заводов в целом по миру и в России и СНГ.

В 2010 году на территории России работало 28 нефтеперерабатывающих заводов, 4 газоперерабатывающих завода, 80 зарегистрированных и получивших лицензии мини-НПЗ и 116 незарегистрированных мини-НПЗ [7]. К на-

Анализ распределения действующих мини-НПЗ по федеральным округам выявляет их концентрацию в районах, в которых большая переработка представлена недостаточно или непредставлена вовсе (рисунок 2). Так, на территории Приволжского ФО находятся почти половина больших и меньше четверти мини-НПЗ,

Что в абсолютных цифрах дает соответственно 12 и 19 предприятий. В то же время, в Уральском ФО нет ни одного большого НПЗ, зато официально работают 13 мини-заводов. Из регионального распределения следует, что мини-НПЗ «процветают» там, где высок спрос на нефтепродукты, который по разным причинам не может быть полностью обеспечен поставками крупных предприятий [8]._

Северо-Западный ФО Центральный ФО Южный ФО Гриволжснии ФО Уральсний ФО Сибирснии ФО Дальневосточный ФО

По большому счету, рост количества мини-НПЗ – это попытка устранить проблемы, возникающие из-за нерационального размещения основных нефтеперерабатывающих мощностей в России, построенных еще во времена СССР. По законам экономики, НПЗ должны находиться максимально близко к месту потребления нефтепродуктов. Заводов нужно много, различных по мощности и продуктовой линейке. Только так можно надежно и с минимальными транспортными издержками снабжать потребителей. К примеру, размер территории, снабжаемой одним российским заводом, более чем в 10 раз превышает оптимальную по стоимости перевозок нефтепродуктов удельную территорию США и в 60 раз – Японии [1]. Таковы последствия советской экономики, когда было принято снижать удельные расходы за счет укрупнения единичной мощности предприятий.

На отечественном рынке нефтепродуктов, который, в настоящее время, контролируется ВИНК и, по сути, является олигополистическим, «новым игрокам» не рады. Выражается это в том, что нефтяники очень неохотно продают сырье для переработки небольшим заводам, предпочитая своих коллег, у которых наблюдается дисбаланс между добычей и переработкой.

Сырье для мини-НПЗ можно приобрести у малых и средних нефтяных компаний. Им трудно пробиться со своей продукцией на внешний рынок, а схемы процессинга (отдают нефть на НПЗ в другой регион, получают обратно нефтепродукты) становятся все менее выгодными. Но заключать долгосрочные контракты на поставку сырья сторонам удается далеко не всегда. Есть примеры, когда построенные мини-НПЗ в Кабар-

Дино-Балкарии, Оренбургской области, Дагестане не работают из-за отсутствия сырья [1].

Считается, что строительство мини-НПЗ при отсутствии своего сырья оправдано только тогда, когда нормально работает рынок сырой нефти (например, через нефтяную биржу). Иначе мини-НПЗ становятся уязвимыми для поглощения поставщиком (как ВИНК, так и небольшой нефтяной компанией). Такие рынки-нефтяные биржы в России созданы, но они работают не «в полную силу», так как нефтяные компании не изъявляют особого желания торговать на ней.

Также, одной из причин значительного роста количества малых НПЗ является экономическая. Так, на совещании по вопросам развития энергетики, проводимым в 2010 году Д. Медведевым, российские нефтяники рассказали о том, какие трудности им приходится преодолевать. О состоянии нефтепереработки на всех ВИНК доложил глава «Газпром нефти» А. Дюков. Он отметил, что инвестировать в увеличение глубины переработки невыгодно из-за неравных экспортных пошлин для разных типов нефтепродуктов. По его словам, эффективность вложений в первичную переработку сейчас составляет 30-35%, в то время как отдача инвестиций в глубокую переработку – около 15%. Это привело к тому, что в последнее время количество мини-НПЗ «растет как грибы», причем большинство таких предприятий работает нелегально [7].

Рынки сбыта продуктов нефтепереработки. Независимо от причин появления, мини-НПЗ, относительно рынков сбыта, принято разделять на три группы. Первую составляют заводы в районах нефтедобычи. Основная их задача

Состоит в обеспечении горюче-смазочными материалами нефтяных городков вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Такие заводы есть практически у всех ВИНК. Например, у «Роснефти» – Тарасовская МУНП, «РН-Северная нефть», Стрежевской НПЗ. У «Татнефти» – Кичуйский нПз. У «ЛУКОЙЛа» – ТПП «Когалымнефтегаз», «Урайнефтегаз» и т. д. Часть этих заводов, например ТПП «Когалымнефтегаз», имеют довольно развитую конфигурацию, что позволяет им вырабатывать бензин хорошего качества [1].

Во вторую группу входят припортовые мини-НПЗ (например, Ванинский НПЗ). Их строят преимущественно для экспорта нефтепродуктов или бункеровки (погрузки на суда запасов топлива). В случае поставок на экспорт полуфабрикаты этих заводов, прежде чем попасть к конечному потребителю, как правило, проходят дополнительную переработку на заграничных НПЗ. Это вызвано невысоким качеством нефтепродуктов, получаемых на большинстве действующих мини-НПЗ, где отсутствуют технологические возможности для вторичной перегонки. Наконец, к третьей группе относятся региональные мини-НПЗ. Рынок сбыта для них – близлежащие территории и соседние регионы.

Специализация мини-НПЗ по процессам нефтепереработки. Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяет утверждать, что налицо специализация малой переработки нефти на производстве дизельного топлива – его вырабатывают 62 мини-завода из 80 официально действующих (рисунок 3). И лишь 21 мини-завод вырабатывает автомобильный бензин [8]. При этом, степень автоматизации технологического процесса на многих действующих мини-НПЗ невысока.

Рис. 3. Количество мини-НПЗ, производящих основные виды нефтепродуктов.

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет Менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

БУШУЕВ В. В., КРЮКОВ В. А., САЕНКО В. В., ТОКАРЕВ А. Н., ШАФРАНИК Ю. К., ШМАТ В. В. — 2012 г.

Http://naukarus. com/mini-neftepererabatyvayuschie-zavody-rossii-tekuschee-sostoyanie-i-perspektivy-razvitiya

2 – товарные емкости мазута; 10 – сливо-наливная эстакада темных н/п;

Мазут и дизельное топливо вырабатываются в полном объеме из нефти на установке УПН-250, автомобильный бензин А-92 – А-95 вырабатывается в блоке компаундирования из прямогонной бензиновой фракции НК -90 ºС и риформата, получаемого на установке каталитического риформинга.

Предполагаемое месторасположение мини-НПЗ – территория в южной промзоне на окраине г. Кызылорда.

Территория, отводимая для строительства завода, занимает 1,5 га и представляет собой ровную площадку, до настоящего времени не задействованную.

Инженерные сети отсутствуют. В наличии имеются подъездные пути для автотранспорта и железнодорожная ветка.

Технологический процесс переработки углеводородного сырья относится к пожаро – и взрывоопасным производствам из-за наличия огневого нагрева и легковоспламеняющихся продуктов переработки нефти.

Легкие продукты разгонки нефти являются токсичными, легковоспламеняющимися жидкостями, образующими взрывоопасные смеси с воздухом. Температура вспышки паров различных фракций, получаемых на установке, колеблется в пределах -50 – +230 О С, температура самовоспламенения – от 270 до 530 О С.

По пожарной опасности завод относится к производствам типа “А” по СНиП II-2-72. Класс помещений по правилам устройства электроустановок ПУЭ-76 – В-Iа, категория работ по ГОСТ 12.1.005-76 – Iб. Группа производственных процессов по санитарной характеристике СНиП II-92-76 – IIа.

Класс опасности веществ, применяемых в производственном процессе по ГОСТ 12.1.007-76 – 4, компоненты бензина – 3.

Http://studfiles. net/preview/6323322/page:6/

Предлагается альтернативный вариант: строительство малотоннажных НПЗ, как комплексных установок глубокой переработки нефти для производства основных нефтепродуктов крупнотоннажного спроса. Такими нефтепродуктами в большинстве случаев являются автомобильные бензины, дизельные топлива, печные или котельные топлива, а также дорожные и строительные битумы. Высокая эффективность таких НПЗ должна быть заложена в создании безостаточной технологии переработки нефти. Для мини-НПЗ путь углубления переработки – безостаточная переработка мазута.[13-15]

Строительство в России региональных мини-нефтеперерабатывающих заводов обосновано многими положительными предпосылками и, в первую очередь, экономической необходимостью. Для удалённых регионов безусловно приоритетной проблемой является своевременное и стабильное снабжение автотракторной техники топливом и, в первую очередь, для дизельных двигателей.

Первоосновой в принятии решений о строительстве мини-НПЗ является решение о стабильных сырьевых поставках. В качестве сырья можно рассматривать нефти, газоконденсаты, мазуты. После решения вопроса о сырье необходимо выбрать приемлемую технологию его переработки. Для удалённых регионов технология глубокой переработки нефтяного сырья должна быть направлена помимо моторных топлив также и на производство дорожных и строительных битумов, что является весьма актуальным практически для любого региона России.

Оптимальная производительность (250-1000 тыс. т. нефти) региональных НПЗ определена исходя их окупаемости инвестиционных средств за 1-2 года. Разработан базовый проект технологий для переработки нефти и мазута.

На действующих НПЗ методами модернизации существующих технологических процессов атмосферной перегонки, вакуумной перегонки, висбрекинга и термического крекинга можно довести глубину переработки нефти до 85-92%. Применяя аппаратурно-технологические решения процесса Термакат в сопряжении с действующими технологиями можно в каждом конкретном случае добиться значительных эффектов.

На вакуумной установке можно наладить выпуск битумов и на 12-16% увеличить выход газойлевых фракций.

Наибольшего эффекта можно достичь на установках висбрекинга или термического крекинга, перерабатывающих мазут. Из мазутов легких нефтей будет получено до 60-75% дистиллятных фракций. Так, из мазутов газоконденсатного происхождения (АГПЗ и СЗСК) выход дистиллятов доходит до 76%. Остаточные продукты квалифицируются как битумы дорожные жидкие. Из мазутов тяжелых и высокосернистых нефтей можно отобрать до 45-55% светлых дистиллятных фракций. Так, из арланских полугудронов выход светлых дистиллятных фракций квалифицируемых как печное топливо светлое составляет 50%, а выход битумов марки БНН – около 40%.

Планируемая опытно-промышленная отработка технологии Термакат на НПЗ позволит дать более конкретную оценку возможностей увеличения глубины переработки нефти. Представляется, что 85% – вполне достижимый рубеж.

Минимальная стоимость малогабаритных (20-50 тыс. т. по сырью) «первичек», закупаемых по импорту, как правило, не менее 3 млн.$. Стоимость мини-НПЗ по технологии Термакат оценивается в 1,5-2 раза ниже, причем доходность от произведенной продукции в 2-2,5 раза выше.

При сравнениями с технологиями производящими дорожный битум, закупаемыми также по импорту (минимальная стоимость которых порядка 10-16 млн.$) – экономия валютных средств составит 60-70%, а окупаемость и доходность будут многократно выше.

Модернизация заводских технологий методами Термакат оценивается как самая эффективная, поскольку для НПЗ средней мощностью только 1% увеличения отбора светлых приносит дополнительной прибыли гораздо больше 100 млн. руб.

Технология всесторонне отработана на лабораторных и пилотных установках, прошла многократную экспертизу на международных конференциях, разработана в конструкторско – технологической документации и базовых проектах.

АлтГТУ 419 АлтГУ 113 АмПГУ 296 АГТУ 266 БИТТУ 794 БГТУ «Военмех» 1191 БГМУ 172 БГТУ 602 БГУ 153 БГУИР 391 БелГУТ 4908 БГЭУ 962 БНТУ 1070 БТЭУ ПК 689 БрГУ 179 ВНТУ 119 ВГУЭС 426 ВлГУ 645 ВМедА 611 ВолгГТУ 235 ВНУ им. Даля 166 ВЗФЭИ 245 ВятГСХА 101 ВятГГУ 139 ВятГУ 559 ГГДСК 171 ГомГМК 501 ГГМУ 1967 ГГТУ им. Сухого 4467 ГГУ им. Скорины 1590 ГМА им. Макарова 300 ДГПУ 159 ДальГАУ 279 ДВГГУ 134 ДВГМУ 409 ДВГТУ 936 ДВГУПС 305 ДВФУ 949 ДонГТУ 497 ДИТМ МНТУ 109 ИвГМА 488 ИГХТУ 130 ИжГТУ 143 КемГППК 171 КемГУ 507 КГМТУ 269 КировАТ 147 КГКСЭП 407 КГТА им. Дегтярева 174 КнАГТУ 2909 КрасГАУ 370 КрасГМУ 630 КГПУ им. Астафьева 133 КГТУ (СФУ) 567 КГТЭИ (СФУ) 112 КПК №2 177 КубГТУ 139 КубГУ 107 КузГПА 182 КузГТУ 789 МГТУ им. Носова 367 МГЭУ им. Сахарова 232 МГЭК 249 МГПУ 165 МАИ 144 МАДИ 151 МГИУ 1179 МГОУ 121 МГСУ 330 МГУ 273 МГУКИ 101 МГУПИ 225 МГУПС (МИИТ) 636 МГУТУ 122 МТУСИ 179 ХАИ 656 ТПУ 454 НИУ МЭИ 641 НМСУ «Горный» 1701 ХПИ 1534 НТУУ «КПИ» 212 НУК им. Макарова 542 НВ 777 НГАВТ 362 НГАУ 411 НГАСУ 817 НГМУ 665 НГПУ 214 НГТУ 4610 НГУ 1992 НГУЭУ 499 НИИ 201 ОмГТУ 301 ОмГУПС 230 СПбПК №4 115 ПГУПС 2489 ПГПУ им. Короленко 296 ПНТУ им. Кондратюка 119 РАНХиГС 186 РОАТ МИИТ 608 РТА 243 РГГМУ 118 РГПУ им. Герцена 124 РГППУ 142 РГСУ 162 «МАТИ» — РГТУ 121 РГУНиГ 260 РЭУ им. Плеханова 122 РГАТУ им. Соловьёва 219 РязГМУ 125 РГРТУ 666 СамГТУ 130 СПбГАСУ 318 ИНЖЭКОН 328 СПбГИПСР 136 СПбГЛТУ им. Кирова 227 СПбГМТУ 143 СПбГПМУ 147 СПбГПУ 1598 СПбГТИ (ТУ) 292 СПбГТУРП 235 СПбГУ 582 ГУАП 524 СПбГУНиПТ 291 СПбГУПТД 438 СПбГУСЭ 226 СПбГУТ 193 СПГУТД 151 СПбГУЭФ 145 СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 380 ПИМаш 247 НИУ ИТМО 531 СГТУ им. Гагарина 114 СахГУ 278 СЗТУ 484 СибАГС 249 СибГАУ 462 СибГИУ 1655 СибГТУ 946 СГУПС 1513 СибГУТИ 2083 СибУПК 377 СФУ 2423 СНАУ 567 СумГУ 768 ТРТУ 149 ТОГУ 551 ТГЭУ 325 ТГУ (Томск) 276 ТГПУ 181 ТулГУ 553 УкрГАЖТ 234 УлГТУ 536 УИПКПРО 123 УрГПУ 195 УГТУ-УПИ 758 УГНТУ 570 УГТУ 134 ХГАЭП 138 ХГАФК 110 ХНАГХ 407 ХНУВД 512 ХНУ им. Каразина 305 ХНУРЭ 324 ХНЭУ 495 ЦПУ 157 ЧитГУ 220 ЮУрГУ 306

Полный список ВУЗовhttp://vunivere. ru/work50798/page7

Поделиться ссылкой: