Заводы нефтеперерабатывающей промышленности

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. По данным [72], по группе предприятий Башкирской АССР 63 % составляют выбросы паров и газов в атмосферу, а 36 % – выбросы в виде продуктов сгорания углеводородов, содержащие оксид углерода, диоксид серы и оксиды азота. При хранении и переработке сернистых нефтей вместе с углеводородами выбрасывается и сероводород. Заводы технического углерода выбрасывают в воздух мелкодисперсную сажу. Пыль выделяется в процессах, связанных с применением твердых катализаторов, при размоле, просеивании, транспортировании пылящих веществ и других операциях.  [1]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли.  [2]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности в значительной степени насыщены средствами автоматического регулирования. На основных установках непрерывно контролируются и регулируются важнейшие параметры технологического процесса. Дальнейшей задачей автоматизации основного производства является расширение внедрения комплексной автоматизации с применением ЭВМ, автоматически определяющих и поддерживающих оптимальный и безопасный режим технологического процесса. Другой задачей является автоматизация вспомогательных хозяйств, в особенности товарно-сырьевого хозяйства, процессов компаундирования нефтепродуктов и определения их качества в потоке.  [3]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. По данным [72], по группе предприятий Башкирской АССР 63 % составляют выбросы паров и газов в атмосферу, а 36 % – выбросы в виде продуктов сгорания углеводородов, содержащие оксид углерода, диоксид серы и оксиды азота. При хранении и переработке сернистых нефтей вместе с углеводородами выбрасывается и сероводород. Заводы технического углерода выбрасывают в воздух мелкодисперсную сажу. Пыль выделяется в процессах, связанных с применением твердых катализаторов, при размоле, просеивании, транспортировании пылящих веществ и других операциях.  [4]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. Современный нефтеперерабатывающий завод выбрасывает в воздух углеводороды ( около 37 0 % от общих выбросов), окись углерода, получающуюся от сгорания топлива в печах технологических установок и газа на факелах ( 40 0 % от всех выбросов), сернистый ангидрид от сгорания серы, содержащейся в топливе ( 22 0 % от общих выбросов), сероводород, выделяющийся при хранении и переработке сернистых нефтей. Сажевые заводы выбрасывают в воздух мелкодисперсную сажу. Пыль выделяется в процессах, связанных с применением твердых катализаторов, при размоле, просеивании, транспортировании пылящих веществ и при других операциях.  [5]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли.  [6]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности в значительной степени насыщены средствами автоматического регулирования. На основных установках непрерывно контролируются и регулируются важнейшие параметры технологического процесса. Дальнейшей задачей автоматизации основного производства является расширение внедрения комплексной автоматизации с применением ЭВМ, автоматически определяющих и поддерживающих оптимальный и безопасный режим технологического процесса. Другой задачей является автоматизация вспомогательных хозяйств, в особенности товарно-сырьевого хозяйства, процессов компаундирования несртепродуктов и определения их качества в потоке.  [7]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности являются серьезными источниками загрязнения воздушного и водного бассейнов. Главные источники загрязняющих веществ – это процесс извлечения серы, регенераторы катализаторов крекинга в псевдосжиженном слое, нагреватели и котлы. Кроме того, потенциальными источниками загрязнения могут быть емкости для хранения сырья и продуктов, сепараторы воды и нефти.  [8]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли.  [9]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности в значительной степени насыщены средствами автоматического регулирования. На основных установках непрерывно контролируются и регулируются важнейшие параметры технологического процесса. Дальнейшей задачей автоматизации основного производства является расширение внедрения комплексной автоматизации с применением ЭВМ, автоматически определяющих и поддерживающих оптимальный и безопасный режим технологического процесса. Другой задачей является автоматизация вспомогательных хозяйств, в особенности товарно-сырьевого хозяйства, процессов компаундирования нефтепродуктов и определения их качества в потоке.  [10]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительное количество газов и пыли. Загрязнение атмосферного воздуха создает неблагоприятные санитарно-гигиенические условия на территории завода и для близлежащих населенных районов.  [11]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выступают практически на всех этих рынках. При этом необходимо помнить, что каждому типу рынка присущи свои специфические черты, которые НПЗ необходимо внимательно изучить.  [12]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности не имеют утвержденного Положения о совете мастеров. Функционирующие советы разрабатывают Положения с учетом специфики работы своего предприятия.  [13]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности вырабатывают в больших количествах важнейшую для народного хозяйства продукцию: топливо, масла, моющие средства, разнообразные виды нефтехимических продуктов. В результате строительства и реконструкции технологических установок, разработки и внедрения более совершенных процессов и катализаторов значительно возрос выпуск автомобильного бензина и дизельного топлива с улучшенными качественными показателями.  [14]

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. Современный нефтеперерабатывающий завод выбрасывает в воздух углеводороды ( около 37 0 % от общих выбросов), окись углерода, получающуюся от сгорания топлива в печах технологических установок и газа на факелах ( 40 0 % от всех выбросов), сернистый ангидрид от сгорания серы, содержащейся в топливе ( 22 0 % от общих выбросов), сероводород, выделяющийся при хранении и переработке сернистых нефтей. Сажевые заводы выбрасывают в воздух мелкодисперсную сажу. Пыль выделяется в процессах, связанных с применением твердых катализаторов, при размоле, просеивании, транспортировании пылящих веществ и при других операциях.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id305192p1.html

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности. Производят топливо для двигателей и самолетов, дизельное топливо, мазут, сжиженный нефтяной газ, смазочные масла и сырье для химических заводов. Сырая нефть очищается до нафты, которая служит сырьем для производства ацетилена, метанола, аммиака и многих других химикатов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) состоят из отдельных комплектных технологических установок, число которых принимается в соответствии с годовой производительностью НПЗ. Производительность крупных НПЗ достигает 20 млн. т в год. В зависимости от выбранной структуры потребления нефтепродуктов может меняться технологическая схема НПЗ. Так, применяя различные технологические схемы НПЗ, можно изменять глубину переработки нефти, т. е. получать, например, выход мазутов 15–45% (по весу от количества перерабатываемой нефти).

Около 50% себестоимости НПЗ составляют затраты на энергоресурсы. Основными потребителями энергии являются дистилляционные, отпарные и разделительные колонны, где сырая нефть разделяется на ряд конечных продуктов; 50% потребляемой энергии идет на колонны первичной фракционной дистилляции (она расходуется для нагрева сырой нефти и получения пара, используемого в колонне). Еще 35% энергии потребляется в установке для конверсии, а остальные 15% – для конечной обработки продукции.

Современный НПЗ – это огромный комбинат, перерабатывающий 10-20 млн. т нефти в год, он требует для собственных нужд большого расхода не только топлива (до 20% от теплотворной способности перерабатываемой нефти), но и |воды, которая является одним из решающих факторов размещения НПЗ.

Предприятия нефтехимической промышленности. К данной отрасли относятся производства: синтетического каучука, автомотошин, этилена, этилового спирта и др.

Производство синтетического каучука.Промышленность синтетического каучука выпускает различные виды каучука, которые характеризуются различным уровнем потребления топливно-энергетических ресурсов.

Структура потребления энергетических ресурсов на 1 т каучука в целом по промышленности: топливо – 18%, тепловая энергия – 67%, электроэнергия – 15%.

Производство автомотошин.Шинная промышленность является крупным потребителем тепловой и ЭЭ, сжатого воздуха, воды. Технологическое оборудование достаточно сложное, широко применяется регулируемый электропривод. В шинном производстве широко используются синхронные электродвигатели для привода резиносмесителей, вальцов и другого оборудования.

Для охлаждения технологического оборудования (резиносмесители, вальцы, каландры, шприцмашины) в летнее время применяются холодильные машины, дающие захоложенную воду емпературой 70 ºС.

Производство этилена и этилового спирта. Получение этилена – исходного продукта для ногих химических веществ (этилового спирта, окиси этилена, полиэтилена, этилбензола и др.) – роизводится пиролизом (термическим разложением) углеводородного сырья в специальных печах дальнейшим газоразделением пирогаза с выделением и очисткой этилена и других газов.

В качестве сырья для пиролиза используется прямогонный бензин и газы нефтепереработки.

В процессе пиролиза выделяется значительное количество тепловой энергии (тепло ымовых и пиролизных газов), которое утилизируется.

При производстве этилового спирта имеет место значительный выход вторичных нергетических ресурсов (тепло реакции прямой гидратации этилена и водяного пара)

На 1 т этилового спирта вырабатывается в среднем 3,6 Гкал пара, который используется на ехнологию.

При получении этилового спирта имеет место выход низкопотенциального тепла в виде тепла охлаждаемой воды, физического тепла фузельной воды.

Экономия ЭЭ в производстве этилена и этилового спирта может быть достигнута величением загрузки технологического оборудования; повышением уровня эксплуатации нергетического оборудования (компрессоров, насосов, турбин, вентиляторов), а также заменой а отдельных предприятиях компрессорных холодильных машин на абсорбционные, спользующие вторичные тепловые (горючие) энергетические ресурсы.

Http://studopedia. ru/3_135877_predpriyatiya-neftepererabativayushchey-i-neftehimicheskoy-promishlennosti. html

Нефтегазовая промышленность является особой отраслью экономики, которая занимается добычей, переработкой, хранением, а также реализацией природных ископаемых (газа и нефти). Основой данной отрасли составляют вертикально-интегрированные предприятия.

Добыча нефтегазовой продукции – это очень сложный и трудоемкий процесс. В него входит: геологоразведка, бурение скважин, очистка добытых ископаемых от воды, серы и многих других примесей.

Целью переработки нефти является получение различных типов нефтепродуктов (авиационных, автомобильных и т. п.), а также сырья. Необходимо это для дальнейшей их химической обработки. В результате получается бензин, дизельное топливо, керосин, технические масла.

Это самая быстро развивающая и молодая отрасль в топливной промышленности. Добыча природного газа в два раза дешевле, чем нефти, и в 10 раз дешевле добычи угля. На всей территории РФ имеется порядка одной третей разведанных запасов природного газа. Они оцениваются в 160 триллионов кубических метров. Из этого объема в Европу поставляется порядка 11 процентов, а на восточный рынок – 84%.

Около 90 процентов природного газа добывается в Западной Сибири. Тут находятся самые крупные месторождения. Промышленные запасы данной области превышают половину всех ресурсов России (около 60 процентов). К другим газодобывающим регионам относится Урал – это Оренбургское газоконденсатное месторождение. Имеется природный газ и в Нижнем Поволжье, Северном Кавказе и Дальнем Востоке страны. Перспективными районами газовой добычи считаются шельфовые акватории Охотского моря и Арктики.

Для перевозки газа в РФ имеется общая система газоснабжения, включающая в себя: месторождения, газопроводную сеть, подземные хранилища, станции компрессорного типа и другие установки.

«Газпром» – это предприятие нефтегазовой промышленности, которое является лидером в данной отрасли и самой крупной газодобывающей компанией во всем мире. Это самая важная естественная монополия России. «Газпром» обеспечивает порядка 94 процентов от всей добычи газа в стране.

В этой области занимаются не только лишь добычей нефти, но еще и ее транспортировкой. Помимо этого, осуществляется и добыча попутного газа. На территории Российской Федерации имеется довольно много уже найденных запасов нефти. Это позволяет России занимать шестое место в мире в данной отрасли.

Больше всего изучены и освоены природные ресурсы в Волго-Уральском регионе. Именно тут находятся самые крупные месторождения нефти. Но основные ресурсы сосредотачиваются в Западно-Сибирском округе. Не останавливаются формироваться и Тимано-Печорские нефтедобывающие базы.

Тут происходит добыча так называемой «тяжелой» нефти при помощи шахтного способа. Это очень ценное сырье, из которого получается низкотемпературное масло, которое крайне необходимо для работы оборудования в суровом климате.

Приватизация объектов нефтегазового комплекса (НГК) разделила до этого единую систему, управляемую государством. Частные нефтяные предприятия завладели всеми производственными объектами и национальным богатством России – месторождениями и запасами нефти. В НГК присутствует 17 компаний.

«Лукойл» – это крупное предприятие нефтегазовой промышленности, на которое приходится около 19 процентов добычи нефти. Кроме данной компании еще имеются «ТНК», «Роснефть», «Сибнефть» и «Сургутнефтегаз».

Из-за усиленной добычи нефтепродуктов в восточных регионах, а также на севере, возникла проблема их транспортировки. Самым эффективным решением стали трубопроводы. А вот благодаря развитию сети нефтепроводов стало возможно приближение нефтяной переработки к местам ее потребления.

Размещение предприятий НГК напрямую связано с объемами потребления нефтепродуктов в различных областях, самой техники переработки, перевозки нефти, а также территориальных соотношений между местами потребления и ресурсами.

На выставке «Нефтегаз», которая проходит в очень удобном и крупномасштабном ЦВК «Экспоцентр» каждый из вас может более детально узнать обо всех имеющихся месторождениях нефти и газа, какие предприятия занимаются их добычей, что ждет нефтегазовый комплекс в перспективном будущем и подписать контракты с предприятиями нефтегазовой промышленности.

«Экспоцентр» – это очень удобная выставочная площадка, которая располагается в центральном районе Москвы. Это, в свою очередь, способно гарантировать вам не только лишь комфортные условия работы, но и проезда.

Благодаря высочайшему профессионализму всех служб выставки обеспечивается четкая логистика и оперативное оформление необходимых таможенных документов. Организаторы выставки «Нефтегаз» помогут и с разгрузкой, погрузкой, монтажом и подключением оборудования.

Http://www. neftegaz-expo. ru/ru/articles/predpriyatie-neftegazovoj-promyshlennosti/

В России действуют [ когда? ] 32 крупных нефтеперерабатывающих предприятия с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн. тонн (2009 год; в 2012 году 262,65 млн. тонн), а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн [1] .

В 2011 году в России было произведено 36,7 млн тонн автомобильного бензина, 70,3 млн тонн дизельного топлива, 73,2 млн тонн топочного мазута [2] . Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45 228 руб/мес (март 2010). [3]

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в первые два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих [4] .

За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства [5] . Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 % [5] .

Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. [5] Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США [5] . После распада СССР в России к 2012 году было построено 5 новых нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью около 14 млн тонн [6] .

В последние годы 2000-х наметилась обнадёживающая тенденция [5] . Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку [5] . Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. За период 2005-2012 год было инвестировано около 1 трлн. рублей, проводилась модернизация производств [7] Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты [5] .

Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 % [5] . В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти [5] .

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. [8] Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. [8] По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать». [8]

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США [5] . Однако по состоянию на 2016 год, строительство даже не началось.

Http://wikiredia. ru/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8

Эти предприятия производят топливо для двигателей и самолетов, дизельное топливо, мазут, сжиженный нефтяной газ, смазочные масла и сырье для химических заводов. Сырая нефть очищается до нафты, которая служит сырьем для производства ацетилена, метанола, аммиака и многих других химикатов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) состоят из отдельных комплектных технологических установок, число которых прини

Мается в соответствии с годовой производительностью НПЗ. Производительность крупных НПЗ достигает 20 млн. т в год. В зависимости от выбранной структуры потребления нефтепродуктов может меняться технологическая схема НПЗ. Так, применяя различные технологические схемы НПЗ, можно изменять глубину переработки нефти, т. е. получать, например, выход мазутов 15–45% (по весу от количества перерабатываемой нефти). Характеристики основных механизмов НПЗ приведены в табл. 3.2, 3.3. Кроме электроприемников, перечисленных в табл. 3.2, имеются электроприемники общезаводского характера, из которых наиболее мощными являются блоки оборотной воды с насосными станциями мощностью несколько тысяч киловатт и товарно-сырьевая база с многочисленными насосами.

Таблица 3.2. Показатели некоторых технологических установок и процессов нефтепереработки

Поступающая на переработку нефть содержит пластовую воду (см. рисунок 3.2.) и растворенные минеральные соли. Для обезвоживания и обессоливания нефти на НПЗ применяют электрообессоливающие установки ЭЛОУ 1. Обессоленная нефть поступает на атмосферно-вакуумную трубчатку (АВТ) 2, которая состоит из атмосферной и вакуумной колонн. На атмосферной колонне получают светлые продукты (бензин I и II, керосин III, дизельное топливо IV), тяжелый остаток атмосферной колонны направляется на вакуумную колонну, где производят вакуумный газойль, полугудрон, масляный дистиллят, гудрон. На этой установке получают газ, который направляется на разделение на газофракционную установку 5. Бензин, получаемый на АВТ, имеет низкое октановое число и не может быть использован в двигателях внутреннего сгорания, поэтому он направляется на установку каталитического риформинга 17, после которой получают высокооктановый товарный бензин II. Установки каталитического крекинга 6 служат для производства из вакуумных газойлей высокооктанового компонента автомобильного или авиационного бензина. На этих установках получают также дизельное топливо IV и котельное топливо XII. Установки термического крекинга 7 служат для выделения легких фракций из более тяжелых углеводородов (полугудронов) под действием повышенных температур. При термическом крекинге образуются котельное топливо XII, сырье для технического углерода (термогазойль) XI. Газ с установки 7 направляется на абсорбционную газофракционирующую установку 8, где выделяются сухой газ СГ (используется как топливо), автомобильный бензин, а также товарная бутен-бутиленовая фракция X. Бензин с установки термического крекинга направляется на этилосмесительную установку 16 для приготовления товарных бензинов I. Битумная установка 14 предназначена для производства из гудронов битумов различных марок XVII. Установка алкирования 19 служит для получения высокооктановых компонентов бензина, бутана VIII и пропана VII, IX. При алкировании в качестве катализатора применяется серная кислота. Установка каталитического риформинга на ароматику 18 предназначена для получения из нефтяного сырья после вторичной перегонки 4 ароматических углеводородов – бензола V, толуола VI, ксилола.

Смазочные масла XV различных свойств и назначений производят из масляных дистилляторов, выходящих из АВТ 2. Процесс включает установки деасфальтизации 9, селективной очистки 10, депарафинизации 11, контактной очистки 12, вакуумной перегонки 23, производства присадок 22 и смешения масел 24. Гидроочистку 3 нефтяных продуктов и дистиллятов осуществляют для удаления соединений серы. В процессе гидроочистки образуется сероводород, который используется для получения элементарной серы 20 (XIII) и серной кислоты 21 (XIV). Нефтяной кокс XVIII производится из тяжелых нефтяных остатков на установках замедленного коксирования 15. Образующийся в процессе депарафинизации парафин подвергается очистке 25 и применяется в качестве исходного сырья для получения синтетических жирных кислот и спиртов 26 (XVI).

Около 50% себестоимости НПЗ составляют затраты на энергоресурсы. Основными потребителями энергии являются дистилляционные, отпарные и разделительные колонны, где сырая нефть разделяется на ряд конечных продуктов; 50% потребляемой энергии идет на колонны первичной фракционной дистилляции (она расходуется для нагрева сырой нефти и получения пара, используемого в колонне). Еще 35% энергии потребляется в установке для конверсии, а остальные 15% – для конечной обработки продукции.

Все машиностроительные предприятия подразделяются на два класса:

1) с полным технологическим циклом производства (имеющие собственную металлургическую базу и литейное производство);

2) с неполным технологическим циклом, в том числе: не имеющие металлургической базы, но имеющие литейное производство; не имеющие ни металлургической базы, ни литейного производства.

Основные цеха машиностроительных предприятий – литейные, термические, механической обработки, прессовые, сварочные, сборочные, инструментальные и ряд других. В зависимости от отрасли машиностроения и профиля предприятия ряд из указанных выше цехов может отсутствовать, также могут быть и другие цеха.

Литейные цеха. Анализ структур технологических схем литейных цехов показал, что все литейные цеха можно разбить на три типа:

1) цеха, имеющие один технологический поток, выпускающие отливки из одной марки металла (рис. 1.8);

2) цеха, имеющие несколько технологических потоков, аналогичных рис. 3.6, каждый из которых выпускает отливки из одной марки металла;

3) цеха, имеющие несколько технологических потоков, каждый из которых может выпускать отливки из одной или нескольких марок металла (с разделением их выпуска по времени).

Состав потребителей электроэнергии плавильного участка во многом определяется теми плавильными агрегатами, которые установлены в данном цехе. Плавильные отделения ряда чугунолитейных цехов оборудованы вагранками. Они являются основными плавильными печами при выплавке серого чугуна и первым звеном в дуплекс-процессе при производстве отливок из ковкого и высокопрочного чугуна. Литейные цеха более поздней постройки переведены на электроплавку. Металл плавят в электродуговых печах и индукционных тигельных печах с применением в качестве миксеров индукционных канальных печей и магнитодинамических установок (для стабилизации температуры и химического состава расплавленного металла). Во многих литейных цехах существует плавка металла в вагранках и электропечах одновременно. Цветные металлы выплавляют как в газовых печах, так и в индукционных тигельных или канальных печах, а также в дуговых печах косвенного действия. Основными электроприемниками литейных цехов являются автоматические формовочные и смесеприготовительные линии, бегуны, конвейеры, транспортеры, насосы, сушильные печи, краны, приточная и вытяжная вентиляция, теплозавесы, калориферы. Электроприводы вентиляторов и насосов имеют диапазон мощностей от 0,18 до 200 кВт, режим их работы продолжительный. Мощности приводов транспортеров, конвейеров и других транспортирующих механизмов составляют 1,7–22 кВт. Бегуны применяются для изготовления формовочной и стержневой смеси, мощность их привода 28, 40 или 75 кВт. Мощность электрических печей достигает 10 МВ×А.

Соотношение мощностей различных электроприемников ряда цехов приведено в табл. 3.4.

Таблица 3.4. Процентное соотношение потребляемой мощности различными группами электроприемников восьми литейных цехов

Термические цехаПредназначены для химико-термической или термической обработки металлических и неметаллических изделий. Основными электроприемниками этих цехов являются агрегаты для химико-термической обработки, соляные ванны, электрические печи сопротивления. Термические цеха, как правило, состоят из трех участков: химико-термической обработки, механической обработки и закалки токами высокой частоты. Параметры электроприемников одного из таких цехов показаны на табл. 3.5. Напряжение питания большинства электроприемников термических цехов переменное, 380 В. Закалочные установки питаются от электромашинных, тиристорных и ламповых преобразователей частоты. Режим работы большинства электроприемников продолжительный, но имеются электроприемники с повторно-кратковременным режимом.

Таблица 3.5. Установленные мощности электроприемников термического цеха

Цеха механической обработки. Основными электроприемниками этих цехов (табл. 3.6) являются различные виды станков и автоматических линий. Мощность отдельных станков – от 1,5 до 28 кВт. В тяжелом машиностроении суммарные мощности электроприводов станков достигают 1000 кВт. Средняя мощность приводов станков массового машиностроения составляет 5–10 кВт, а крупного машиностроения – 15–25 кВт. Число станков в современных цехах достигает 2000. Напряжение питания станков переменное, 380 В. Режим работы продолжительный и повторно-кратковременный.

Таблица 3.6. Характеристика электроприемников трех механических цехов завода

Прессовые цехаСлужат для штамповки металлов и пластмасс. Основными электроприемниками этих цехов являются прессы. В производстве мелких деталей в электро – и радиопромышленности, часовой и других отраслях промышленности применяются электромагнитные прессы, в которых движение ползуна производится при помощи электромагнита постоянного тока. Питание электромагнитов осуществляется от полупроводниковых преобразователей.

Кривошипные прессы холодной штамповки имеют мощность приводов от 2 до 180 кВт, горячештамповочные – от 28 до 500 кВт. Наиболее мощными являются гидропрессы, мощность двигателей насосных станций гидропрессов составляет 250–1500 кВт. Режим работы прессов повторно-кратковре-менный, напряжение питания переменное, 380, 6000 и 10000 В. Ко второй группе электроприемников прессовых цехов относятся различные приводы устройств подачи металла и его укладки в пачки. Мощность этих электроприемников достигает 200 кВт. Третью группу электроприемников составляют металлообрабатывающие станки различного назначения с мощностью электроприводов 1–55 кВт. Четвертую группу образуют электроприемники общепромышленного назначения: вентиляторы, насосы, кондиционеры, подъемно-транспортные устройства с мощностью электродвигателей 1,6–10 кВт.

Данные об электроприемниках прессового корпуса автомобильного завода приведены в табл. 3.7.

Электросварочные цеха. Наиболее энергоемкими являются цеха для сварки и сборки крупногабаритных изделий (кузовов автомобилей, самолетов, вагонов, тракторов и др.), цеха для сварки цепей и ряд других. Основные электроприемники этих цехов – электросварочные установки дуговой и контактной сварки. Для дуговой сварки применяются источники питания постоянного тока – электромашинные преобразователи, сварочные выпрямители – и переменного тока – однофазные и трехфазные трансформаторы. Электромашинные преобразователи состоят из генератора постоянного тока и приводного асинхронного электродвигателя мощностью 4–55 кВт. Мощность сварочных выпрямителей составляет 9–40 кВ×А, а сварочных трансформаторов 9–165 кВ×А. Напряжение питания установок дуговой сварки переменное, 380 В.

Установки контактной электросварки делятся на одноточечные (мощностью 3–190 кВ×А), рельефные (100–800 кВ×А), шовные (30–400 кВ×А), стыковые (30­–1000 кВ×А). Для сборки и сварки крупногабаритных изделий (кузовов автомобилей и тракторов, вагонов и т. д.) большое распространение получили многоточечные сварочные машины, которые объединяются в поточные автоматические сборочно-сварочные линии. Эти линии имеют установленную мощность 500–20000 кВ×А. Напряжение питания установок контактной сварки переменное, 380 В. Режим работы повторно-кратковременный с малой (от 0,1 до 50%) продолжительностью включения. Соотношение мощностей электроприемников одного из сварочных цехов автозавода показано в табл. 3.8. В цехе установлены дуговые и стыковые сварочные установки. Сварка производится, как правило, на сварочных автоматических линиях и полуавтоматах. Для устранения дефектов и брака применяются однопостовые ручные сварочные аппараты на переменном токе мощностью 21–32 кВ×А. Полуавтоматы и автоматические сварочные линии (мощностью 32–469 кВ×А) ведут сварку в среде углекислого газа или под слоем флюса. Стыковые сварочные установки имеют по два сварочных трансформатора мощностью 750 кВ×А каждый. Подъемно-транспортные механизмы (тельферы, краны, кран-балки, установки навески и съема, перегружатели) имеют мощность 0,4–10 кВт.

Суммарное энергопотребление на машиностроительном предприятии можно представить в виде

Где ЕТ – потребление топлива; ЕЭ – потребление электроэнергии; Еq – потребление тепла (пара и горячей воды); ЕВ – полное потребление сжатого воздуха.

По направлениям использования энергия требуется на технологические нужды, двигательную нагрузку и обеспечение условий труда. К энергии на технологические цели относится энергия, используемая на технологический нагрев (в печах, сушильных камерах, сварочных аппаратах и др.), на химические процессы (выщелачивание, электролиз и т. п.), на электроэрозию, электростатические процессы и т. п. К энергии на двигательную нагрузку относится потребление энергии приводом основных производственных агрегатов (различных станков, прессов и т. п.) и подъемно-транспортными установками (кранами, тельферами, конвейерами и т. п.). К энергии на обеспечение условий труда относится энергия, расходуемая на отопление, вентиляцию, кондиционирование, на производственное и непроизводственное освещение, средства связи и управления.

На современном этапе машиностроение характеризуется широким использованием всех видов энергии. На долю электроэнергии приходится около 24%, топлива – 38%, теплоэнергии –38%. Анализ динамики энергопотребления и его составляющих показывает, что темпы роста тепло – и электропотребления значительно опережают темпы роста топливопотребления. Основная доля тепла в отрасли расходуется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. На технологические цели в машиностроении расходуется 10–50% потребляемой энергии. Уровень электрификации в машиностроении выше, чем по промышленности в целом, причем более половины электроэнергии используется в силовых процессах. В табл. 3.9 приведены данные о видах энергоресурсов, потребляемых в различных технологических процессах машиностроительных предприятий. Наиболее широко во всех технологических процессах применяются электроэнергия и газ. На некоторых машиностроительных предприятиях удельный вес электротехнологических процессов превышает 50%. К их числу относятся тракторные, автомобильные и станкостроительные предприятия. Разработаны и внедрены в производство ряд принципиально новых технологических процессов (электрохимическая и электронно-ионная технология, электроэрозия, плазменная обработка и др.). Изменчивость технологических процессов и разнообразие принципов их использования определяют большое разнообразие в качестве и количестве используемых энергоносителей и, следовательно, их стоимости.

Приготовление и упаковка пищевых продуктов включают различные процессы, большая часть которых требует нагрева или охлаждения. На рис. 3.7 приведена структурная схема консервирования продуктов.

Основными видами энергоресурсов, потребляемых этими предприятиями, являются газ, электроэнергия, пар и горячая вода. Варка продуктов до и после консервирования – один из наиболее энергоемких процессов в пищевой промышленности, на него расходуют половину общего потребления теплоты.

Термин "энергетический баланс" означает полное количественное соответствие (равенство) между расходом топлива и энергии в энергетическом хозяйстве для данного момента времени. Энергетический баланс (ЭБ) состоит из двух частей: приходной и расходной. Приходная часть содержит количественный перечень энергии, поступающей посредством различных энергоносителей. Расходная часть определяет расход энергии всех видов во всевозможных ее применениях, потери при преобразовании одного вида энергии в другой и при ее транспортировке, а также энергию, накапливаемую (аккумулируемую) в специальных устройствах.

При составлении ЭБ различные энергоресурсы и виды энергии приводятся к единому измерителю. Этим измерителем являются тонна условного топлива или джоуль.

В основу построения ЭБ действующего предприятия должно быть положено обследование его энергетического хозяйства, технологических и энергетических характеристик оборудования. Для проектируемых предприятий ЭБ строится на основе технологических и проектных разработок. Энергетический баланс позволяет выделить из общего расхода энергии ее полезно израсходованную часть и потери по ее составляющим и тем самым выявить КПД технологического процесса, агрегата, цеха, завода.

Энергетические балансы промышленных предприятий разделяются на следующие группы: по назначению – отчетные и плановые; по видам энергоносителей – частные (по отдельным видам топлива и энергии) и сводные; по объектам изучения – балансы отдельных видов технологического оборудования, цехов и предприятия в целом; по принципам составления – аналитические, синтетические, нормализованные, оптимальные; по принципам оценки использования топлива и энергии – энтропийные и эксергетические.

Отчетные ЭБ отражают фактические показатели производства и потребления топлива и энергии в истекшем периоде и уровень их использования. На основе этих ЭБ можно контролировать энергопотребление предприятия и выполнение соответствующих плановых показателей.

Отчетные (фактические) ЭБ делятся на Синтетические, показывающие распределение подведенных и распределенных энергоносителей внутри предприятия, и Аналитические. Исходными данными для составления синтетических ЭБ служат материалы эксплуатационного приборного учета и контроля, материалы испытаний, обследований, контрольных замеров и хронометрирования работы оборудования. Разработку отчетных синтетических ЭБ следует проводить ежегодно для получения надежной и представительной информации о динамике его структуры и тенденциях совершенствования энергетического хозяйства. Синтетический ЭБ является документом, на основании которого ведется анализ фактического состояния энергетического хозяйства промышленных предприятий. В процессе анализа устанавливаются и исследуются связи энергетики и основного производства, влияние энергетики на основные показатели хозяйственной деятельности предприятия (рентабельность, производительность труда, себестоимость продукции, фондовооруженность труда и т. д.), измерение показателей, характеризующих совершенство отдельных энергетических объектов и предприятия в целом. Анализ указанных зависимостей по отдельным предприятиям позволяет изучать состояние и тенденции развития энергетического хозяйства отраслей и промышленности в целом, находить оптимальные пропорции при использовании различных видов топлива и энергии в отраслевом разрезе. Составленные по этим данным отчетные синтетические ЭБ являются документированным подтверждением того, что на рассматриваемое предприятие поступило определенное количество ТЭР и было им израсходовано на свои нужды. Однако такой баланс не выявляет степень полезного использования энергоресурсов. Глубину и характер использования подведенных энергоносителей отражают так называемые аналитические фактические ЭБ.

Разность между количеством подведенной энергии и полезной энергией, полученной от установки, составляет Энергетические потери. Они классифицируются по следующим признакам:

1. По возможности и целесообразности устранения: а) полные потери энергии; б) потери неустранимые, определяемые принципом технологического процесса, конструкцией оборудования; в) потери энергии, устранение которых в данных условиях технологически возможно; г) потери энергии, устранение которых в данных условиях экономически целесообразно.

2. По месту возникновения: а) потери при добыче; б) при хранении; в) при транспортировке; г) при переработке; д) при преобразовании; е) при использовании.

3. По физическому признаку и характеру: а) потери тепла в окружающую среду, с уходящими газами, технологической продукцией, технологическими отходами, уносом материалов, химическим и механическим недожогом, охлаждающей водой и т. д.; б) потери электроэнергии в трансформаторах, дросселях, шинопроводах, линиях электропередач, преобразователях, электроприемниках и т. д.; в) потери с утечками через неплотности, от усушек и т. п.; г) гидравлические потери – потери напора при дросселировании, потери на трение при движении жидкости, пара и газа по трубопроводам с учетом колен, вентилей и других местных сопротивлений; д) механические потери – потери на трение.

4. По причинам возникновения (потери энергии, устранение которых в данных условиях технически возможно и экономически целесообразно): а) вследствие конструктивных недостатков; б) в результате неправильного выбора технологического режима работы; в) из-за неправильной эксплуатации агрегата; г) в результате низкого качества исполнения ремонтных работ; д) вследствие брака продукции.

Характеристика использования различных энергоносителей на предприятиях должна отражаться в сводной форме аналитического ЭБ. При этом в качестве исходной величины, подлежащей распределению по статьям полезного использования и потерь, принимается фактическое потребление данного вида энергии, взятое из синтетического баланса. Величина невязки баланса служит критерием для оценки достоверности составленного аналитического баланса (в нормальных условиях она не должна превышать 2,5% величины суммарного расхода энергоносителя). Аналитический баланс может служить основой для оценки энергетической эффективности рассматриваемых процессов, показателями которой являются энергетические КПД.

В зависимости от характера энергетического процесса следует различать виды полезной энергии и то сечение энергетического потока, по которому производится ее количественная оценка. Поскольку нет достаточно четкого определения понятия "полезная энергия", рекомендуется принимать для различных технологических процессов условные определения полезного использования энергии: в освещении – по световому потоку лампы; в силовых и двигательных процессах прямого действия – по расходу энергии, необходимому для процесса по теоретическому расчету (по работе на валу двигателя); в электрохимических и электрофизических процессах – по расходу энергии, необходимому для процесса, в соответствии с теоретическим расчетом; в термических процессах – по теоретическому расходу энергии на нагрев, плавку, испарение материала и проведение эндотермических реакций; в отоплении, вентиляции, кондиционировании, горячем водоснабжении и хладоснабжении – по количеству тепла, полученного потребителем; в средствах связи и управления – по подведенной энергии; в преобразовании, хранении, переработке и транспортировке топлива и энергии – по количеству энергоресурсов, получаемых из систем преобразования, хранения, переработки или транспорта. Часть тепловых потерь в некоторых случаях (в зависимости от организации технологического процесса) может рассматриваться как побочный энергетический ресурс, полезно используемый для целей отопления и других нужд.

Основной формой планирования энергопотребления и энергоиспользования на предприятии являются Плановые ЭБ. Разработка плановых балансов осуществляется на основе анализа отчетных балансов отдельных процессов, цехов и предприятия в целом. При этом выявляются и оцениваются энергетические потери и резервы экономии энергоресурсов, а также определяются мероприятия по реализации скрытых резервов экономии топлива и энергии. Плановые балансы, составленные на основе аналитических балансов с учетом технических мероприятий по рационализации энергохозяйства, называются Нормализованными. Нормализованные ЭБ строятся с учетом следующих факторов: возможностей дальнейшего совершенствования ЭБ агрегатов и процессов за счет сокращения потерь, интенсификации режима работы, рационализации энергоиспользования, внедрения новой техники и технологии; ликвидации прямых потерь топлива и энергии на всех стадиях производства, распределения и использования энергии; определения наиболее рациональных направлений использования побочных энергоресурсов; выбора наиболее рациональных энергоносителей для данного предприятия и района его размещения. При составлении нормализованных ЭБ исходят из прогрессивных нормативов полезного потребления и потерь энергии, соответствующих условиям производства. На основе этих балансов составляются планы организационно-технических мероприятий.

Другой формой планового ЭБ является Оптимальный баланс. Основная задача этого баланса – определение варианта энергоснабжения предприятия, при котором план выпуска продукции выполняется с минимальными затратами. В отличие от нормализованных ЭБ оптимальные балансы учитывают технико-экономические характеристики энергоснабжения района размещения предприятия. Основными показателями для составления оптимальных ЭБ являются затраты на использование топлива и энергии в технологических и энергетических процессах производства. Оптимальные ЭБ составляются по нескольким критериям: минимуму расхода топлива, минимуму суммарных затрат на производство продукции и т. д.

Приведем методы составления ЭБ для различных установок, цехов и предприятий. Методику составления балансов рассмотрим на примере балансов электроэнергии (БЭЭ).

Электробалансы позволяют судить о степени полезного использования электроэнергии, расходуемой отдельными агрегатами и их группами, цехами или предприятиями в целом. С этой точки зрения особый интерес представляет доля энергии, затрачиваемая на прямые технологические нужды. При составлении расходной части БЭЭ эта энергия всегда определяется расчетом, который может быть выполнен двумя методами: расчетным и экспериментальным.

Расчетный метод предусматривает определение расхода энергии на технологические нужды и всех видов потерь по формулам, использующим нормативные характеристики оборудования в конкретных условиях его эксплуатации. Этот способ дает хорошие результаты при составлении ЭБ агрегатов непрерывного действия или имеющих продолжительный режим работы (компрессоров, воздуходувок и вентиляторов, электрических печей и нагревателей, мельниц, каландров, смесителей, шнеков, транспортеров и т. д.). Применительно к механическому оборудованию при этом способе расчетами определяют мощность, затрачиваемую на технологический процесс (резание, обработку, ковку, прокатку, штамповку и т. д.), на потери в механизмах и приводных двигателях (механические, электрические, вентиляционные, пусковые), а также на работу вспомогательного оборудования и устройств.

Экспериментальный метод предусматривает проведение специальных испытаний оборудования и измерений всех видов потерь, входящих в расходную часть БЭЭ.

Прямой расчет электроэнергии на технологический процесс во многих случаях, в частности для механического оборудования, затруднителен, а результаты его неточны, так как основаны на ряде допущений и применении эмпирических формул и приближенных зависимостей. Поэтому наиболее целесообразно при составлении БЭЭ применение смешанного Расчетно-экспериментального метода. При использовании этого метода применительно к механическому оборудованию расход энергии на технологические процессы может определяться вычитанием потерь энергии в агрегатах и сетях из энергии, израсходованной приводными двигателями (последняя замеряется счетчиком).

Все виды потерь энергии в агрегатах (постоянные, нагрузочные, пусковые и др.), а также в сетях и трансформаторах определяются расчетом с использованием результатов измерений потерь холостого хода и пусковых в агрегатах и нагрузочных токов в элементах цеховых сетей. Следует отличать потери в агрегатах и электрических сетях, которые неизбежны при преобразовании энергии и обусловлены их конструктивными данными, от дополнительных, вызываемых несоответствием номинальных мощностей агрегатов их фактической технологической нагрузке или нерациональным режимом эксплуатации. При составлении БЭЭ и его анализе учитываются обе эти составляющие потерь, однако основные возможности экономии электроэнергии – в сокращении дополнительных потерь.

Балансы отдельных агрегатов и цехов следует относить к смене и характерным рабочим суткам. Электробалансы отдельных агрегатов определяются по их средней суточной производительности, а цехов – по суточным графикам нагрузки за рабочие и выходные дни.

Как указывалось, для отдельных агрегатов баланс составляется по мощности. Для перехода к суточному БЭЭ необходимо знать фактическое среднее число часов работы агрегата в сутки. Среднее время работы агрегата за смену `TСм при проектировании достаточно точно можно определить из следующих соотношений:

А) для электроприемников с постоянным значением потребляемой активной мощности Р и близким к неизменному значению cos j (например, насосов, вентиляторов, нагревателей)

Где – среднее за несколько суток потребление активной энергии в дневную, наиболее загруженную смену;

Б) для агрегатов с переменным потреблением мощности и значительными изменениями cos j в зависимости от нагрузки (например, асинхронных двигателей станков)

Где `VСм – средняя реактивная энергия за смену, QСр – средняя реактивная мощность агрегата за 2–3 часа непрерывной работы (обе эти величины определяются по показаниям счетчиков реактивной энергии).

Для дальнейшего перехода от сменного БЭЭ к суточному вводят коэффициент сменности

Значения KСм лежат в пределах от 1 до 3. Зная статью расходной части БЭЭ агрегата, выражающую среднюю мощность потерь, получим соответствующие среднесуточные потери энергии:

Расходную часть цехового БЭЭ определяют суммированием соответствующих статей расходной части БЭЭ по отдельным агрегатам. При этом нет необходимости делать измерения на каждом отдельном агрегате. Следует объединить аналогичные по типу и технологическому режиму агрегаты в группы и вести расчеты на основе измерений, выполненных на одном из них, приняв его за типичный для данной группы. Характерный агрегат выбирают по результатам изучения технологических карт и наблюдений за фактическим режимом работы механизмов группы, а также по результатам измерения времени их самоторможения.

Для предприятий в целом рекомендуется составлять годовые БЭЭ. Для перехода от суточных или сменных частных ЭБ к годовому сводному следует учесть работу цехов, производственных и культурно-бытовых подразделений в праздничные и выходные дни. Это осуществляется введением в расчеты коэффициента KВых > 1. Величина его приближенно определяется из соотношения

Где – среднее суточное потребление активной энергии в рабочий день, субботу (или предпраздничный день) и выходной день соответственно. При непрерывной работе KВых < 1,4. В условиях пятидневной недели KВых = 1,05–1,1.

Где NР – число рабочих дней в году (при пятидневной рабочей неделе NР = 250). Если электропотребление зимой заметно отличается от летнего, то данные расчеты следует выполнять отдельно для зимнего периода, содержащего NЗр суток, и летних дней.

Суточный и годовой расходы энергии на освещение определяются с учетом географической широты местности.

Постоянные потери. Потери холостого хода всего агрегата, состоящего из приводного двигателя и исполнительного механизма (металлообрабатывающего станка, компрессора, вентилятора и т. п.), включают в себя электрические потери в стали двигателя DPСт, его обмотках (меди) DPМо и механические потери в агрегате DPМех:

Разделения потерь в стали двигателя и механических в агрегате при составлении БЭЭ обычно не требуется, так как достигаемые при этом уточнения не оправдывают усложнения расчетов и увеличения их трудоемкости. Поскольку обе эти составляющие уравнения (4.7) мало зависят от нагрузки, их можно считать постоянными:

Постоянные потери DPПост (кВт) определяют непосредственным измерением тока IХ и мощности DPХ, потребляемых в этом режиме из сети.

Входящее в формулу (4.9) сопротивление RДв представляет собой сумму активного сопротивления статора двигателя при 75 ºС, которое определяется по справочным данным или измеряется, и приведенного активного сопротивления ротора: RДв = RСт + R¢рот, причем R¢рот =

= (1,02×10 3 PНом S)/(N2 2I 2 ном), где PНом – номинальная мощность двигателя на валу; S – скольжение при номинальной нагрузке, %; N2 – номинальная частота вращения, об/мин; IНом – номинальный ток двигателя.

Измерения производятся на одном агрегате (станке), принятом в качестве типового для данной группы. При необходимости определения постоянных потерь в других агрегатах группы пересчет выполняют по формуле

Где DPПост. т – потери в типовом двигателе; TВыб. х, TВыб. т – время самоторможения исследуемого и типового агрегатов соответственно.

В качестве типового станка следует выбирать тот, у которого время самоторможения ближе к среднему арифметическому времени самоторможения всех станков данной группы. Измерения, связанные с определением постоянных потерь в агрегатах, надо проводить при скоростях, наиболее типичных для большинства работ, выполняемых на данном станке.

Потери при нагрузке. Средние потери активной мощности в приводном двигателе в течение смены

Где `KФ – коэффициент формы графика нагрузки; ĪСм – средний ток за смену; KДоп – коэффициент, отражающий дополнительные потери в двигателе при нагрузке (KДоп » 1);

Для расчета KФ по формуле (4.11) необходимо производить измерения тока (амперметром или токоизмерительными клещами) через определенные промежутки времени T, причем точность расчета будет тем выше, чем меньше эти промежутки. Считая, что на протяжении отрезка ток и напряжение неизменны, выражение (4.9) можно записать в виде

При измерении с помощью счетчиков активной и реактивной энергии полная мощность определяется

Записи показаний счетчиков удобно вести через равные промежутки времени, общее количество которых в течение смены равно N, т. е.`TСм = NDT. Тогда выражение (4.12) примет вид

Дальнейшее упрощение расчета коэффициента формы сменного графика электропотребления агрегата заключается в предположении постоянства значения cos j. Безусловно, это допущение применительно к отдельным приводам связано с возможностью внесения в расчет некоторой ошибки. Однако, учитывая существенное упрощение исследований при таком предположении, а также приближенный характер расчетов БЭЭ, запишем

Заметим, что знаменатель формулы равен активной энергии, израсходованной за смену, т. е.

Вполне достаточной следует считать запись показаний счетчиков один раз в час, а в тех случаях, когда исследования электробаланса совмещаются с исследованиями электрических нагрузок, – один раз в 30 минут.

Формула (4.8) предусматривает использование в расчетах усредненных величин `kФ и IСм, т. е. их математических ожиданий. Обычно ограничиваются вычислением этих величин за характерную, наиболее загруженную смену.

Средние потери энергии за смену – постоянные и нагрузочные – можно определить, умножая соответствующие составляющие потерь мощности (4.7) и (4.8) на `TСм, которое находится по формуле (4.1) или (4.2).

Сопоставление величин отдельных статей расходной части БЭЭ позволяет судить о состоянии механической части агрегата, загрузке приводного двигателя и станка и т. п. Так, большие относительные постоянные потери свидетельствуют о плохом механическом состоянии станка, малые нагрузочные – о недогрузке приводного двигателя.

Электробалансы компрессорных агрегатов составляются на основе тех же принципов, что были изложены и проиллюстрированы выше. Некоторые особенности появляются в случае применения для привода мощных компрессоров синхронных двигателей.

Электросварочные машины и установки. Нормализованный БЭЭ точечных, многоточечных, рельефных и шовных сварочных машин (кВт×ч/точка) можно составить по следующей формуле:

Где WП – энергия, полученная сварочной машиной из сети; W1, W2, W3 – энергия, расходуемая на нагрев и плавление металла в объеме ядра, металла, окружающего ядро, и электродов соответственно; DW4 , DW5 – потери энергии в сварочном трансформаторе и во вторичном контуре:

Где DЯ – диаметр свариваемой точки; d – толщина свариваемой детали; C – теплоемкость свариваемого металла; g – удельный вес металла; Qпл – температура плавления; K1 = 0,8 – коэффициент, учитывающий уменьшение температуры окружающего металла; – для низкоуглеродистых сталей; K2 – коэффициент формы электродов (K2 = 1; 1,5 и 2 для цилиндрических, сферических, конических электродов соответственно); – для медных электродов; I2 ном – вторичный ток сварки; TСв – время сварки; R²т, R2к – активное сопротивление сварочного трансформатора и вторичного контура сварочной машины.

При расчетно-аналитическом методе энергию, полученную сварочной машиной из сети, определяют по формуле

Где R²м = R²т + R2к + RСв – полное активное сопротивление сварочной машины (RСв – активное сопротивление свариваемого участка). Значения R²т, R2к, R²м задаются в каталогах сварочных машин, значения I2 ном и TСв для различных толщин и марок металлов приводятся в технологических инструкциях.

В условиях эксплуатации фактическая энергия, полученная сварочной машиной, выражается следующей формулой: WПф = (I2 Ф) 2 TСв. ф R²мф (I2 ф, TСв. ф, R²мф определяются путем замеров). Пример нормализованного баланса дан в табл. 4.1.

Для стыковых сварочных машин нормализованный баланс (кВт×ч/стык) составляют по следующему выражению:

Здесь 1 – энергия, унесенная из стыка при искрообразовании; W¢¢1 – энергия, выделяемая в свариваемом стыке; W2, W3 – энергия, выделяемая на собственном сопротивлении детали при оплавлении и осадке соответственно; DW4, DW5 – потери энергии в сварочном трансформаторе и вторичном контуре:

Необходимые для расчета данные берутся из технологических инструкций и каталогов сварочных машин.

Где WТп = U2 cos j/KРас – расход электроэнергии на технологический процесс сварки; DW2 – потери электроэнергии в сварочном трансформаторе или выпрямителе (определяются по формулам, аналогичным (4.13) и (2.14)); U2 – вторичное напряжение сварки; KРас – коэффициент расплавления (зависит от материала электрода, состава покрытия, а также от рода и полярности тока. Для стальных электродов он находится в пределах 0,007–0,020 кг/(А×ч)).

Электрические печи сопротивления периодического действия. Нормализованный баланс за цикл работы печи можно составить по выражению

Где WТп – расход электроэнергии на технологический процесс; åDW – суммарные потери электроэнергии.

Здесь С – удельная теплоемкость металла; G – вес отжигаемого металла; Q¢м, Q²м – температура металла в начале и конце нагрева; К – количество циклов термообработки.

Потери электроэнергии состоят из тепловых (DWП. т) и электрических (DWП. э). В тепловые потери входят нагрев самой печи (DWАк), теплопередача через стенки печи (DWq), тепловые короткие замыкания (DWТ к. з). В печах сопротивления, питающихся от сети без трансформации, электрические потери малы, и их можно не учитывать. При питании печей через понижающие трансформаторы следует учитывать потери в них и в сети от трансформаторов до нагревателей:

Где M – количество циклов отжига; N – число слоев кладки печи; Ci – удельная теплоемкость материала I-го слоя; Gi – вес материала I-го слоя; Q¢I, Q²I – начальная и конечная средние температуры I-го слоя; Q – удельный тепловой поток через стенки; FР – расчетная площадь стенки; t – время прохождения теплового потока.

Удельный тепловой поток для плоской стенки определяется выражением

Где Q1 – температура внутренней поверхности кладки печи; Qв – температура окружающего печь воздуха; dI – толщина слоев; lI – коэффициент теплопроводности материалов слоев, aн – коэффициент теплопередачи конвекцией и излучением от наружной стенки печи к окружающему воздуху.

Величина потерь на тепловые короткие замыкания принимается равной 50% потерь от теплопроводности через футеровку печи:

Http://helpiks. org/9-26725.html

Нефть – это важное исходное сырье для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде светлого моторного топлива – бензина и керосина – и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии. В первичную переработку поступает ежегодно более 50% добываемой нефти. Основными видами производимой продукции является бензин (19% всей продукции), дизельное топливо (более 28%) и топочный мазут (около 28%).

Размещение основных запасов нефти РФ не совпадает с размещением населения, производством и потреблением топлива и энергии. Около 9/10 запасов минерального топлива (в том числе нефти) и свыше 4/5 гидроэнергии находится в восточных районах, тогда как примерно 4/5 общего количества топлива и энергии потребляется в европейской части страны.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [5, с. 180-181].

Основные показатели работы нефтеперерабатывающей промышленности России

Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. человек

Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива. В настоящее время переработка приблизилась к районам потребления. Она ведется вдоль трасс нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). НПЗ ориентированы на потребителя. НПЗ есть во всех экономических районах РФ, кроме Ц-ЧЭР. ЦЭР – Москва, Рязань, Ярославль; СЭР – Ухта ( республика Коми); С-ЗЭР – Кириши (Ленинградская обл.); ПЭР – Самара (м. д.), Новокуйбышевск (м. д.), Сызрань, Саратов, Волгоград, Нижнекамск ( Татария); В-ВЭР – Кстово (Нижегородская обл.), Нижний Новгород; С-КЭР – Грозный (м. д.), Туапсе, Краснодар; УЭР – Уфа (м. д.), Ишимбай (м. д.), Салават (м. д.), Пермь (м. д.), Краснокамск (м. д.), Орск ; З-СЭР – Омск; В-СЭР – Ачинск (н. ц.), Ангарск; ДВЭР – Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре Обозначения в скобках: м. д. – нефть перерабатывается в Местах Добычи; н. ц. – Новый нефтеперерабатывающий Центр. В случае отсутствия м. д. нефть перерабатывается вблизи нефтепроводов..

Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим. Экономически более выгодно приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления:

Сокращаются перевозки мазута, масел и других вязких нефтепродуктов;

Транспортировка сырой нефти экономичнее, чем транспортировка ее производных;

Размещение нефтеперерабатывающих производств становится повсеместным.

Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.

Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск) , на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе) , куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный) , идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск) .

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива. [5, с. 180-181].

Распределение нефтепереработки по экономическим районам России в %

В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге.

Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако, из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозке нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному морскому пути.

Особая роль в развитии и размещении нефтяной промышленности принадлежит трубопроводному транспорту. Он признан наиболее дешевым и эффективным средством доставки нефти. Главным направлением магистральных нефтепроводов является Западная Сибирь – Центральная Россия, а также транспортировка нефти в Европу через страны СНГ (Украину и Беларусь). Работу трубопроводного транспорта осуществляет компания «Транснефть», контролирующая перекачку нефти не только в Россию, но и за ее пределы. Эта компания является фактически государственной монополией и крупнейшей в мире компанией по транспортировке нефти. Она представляет собой государственный холдинг, объединяющий 20 дочерних предприятий, занимающихся перекачкой нефти, диагностикой, строительством, ремонтно-восстановительными, научно-исследовательскими, проектно-конструкторскими и другими работами. Протяженность системы магистральных нефтепроводов, обслуживаемых компанией, составляет 47,3 тыс. км. В ее состав входят 393 нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком общей емкостью 12,8 млн м в кубе. По магистральным нефтепроводам «Транснефти» перекачивается практически вся добываемая в России нефть. [8, c. 80-90].

Важной задачей для «Транснефти» как для государственной компании является создание новых маршрутов поставок нефти на территории России и на экспорт, имеющих очень большое значение для экономики страны. Согласно концепции «Транснефти» по перспективному развитию магистральных нефтепроводов России основными задачами является создание новых и развитие существующих направлений с целью привлечения инвестиций в развитие ТЭК России, увеличение объемов добычи нефти, удовлетворение потребностей российских и зарубежных производителей нефти в экономически эффективных маршрутах. Данной концепцией предусматривается комплексное развитие следующих основных экспортных направлений: северобалтийского, каспийско-черноморско-средиземноморского, центрально-европейского и восточно-сибирского – путем реализации ряда инвестиционных проектов.

Http://vuzlit. ru/1082833/osobennosti_razmescheniya_neftepererabatyvayuschey_promyshlennosti

Нефтяная промышленность – отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности было обусловлено ростом спроса на осветительный керосин в первый период ее становления в конце 19 и начале 20 в., а затем бензин – в связи с потребностями автомобильного и авиационного транспорта. В годы Второй мировой войны возрос спрос на дизельное топливо и мазут вплоть до нефтяного кризиса 70-х гг. Дешевая нефть сделала мазут главным видом топлива для ТЭС, особенно в Западной Европе. Становление реактивной авиации вынудило увеличить выход керосиновых фракций для нее. С 80-х гг. непрерывно растет потребление дизельного топлива для разных видов автомобильного транспорта, тракторного парка. Одновременно увеличивается спрос на смазочные масла. Все это определяло функционирование отраслей, структуры вырабатываемой продукции.

Цель работы – исследовать состояние и перспективы нефтеперерабатывающей промышленности России, а также рассмотреть те виды продукции, которые выпускает данная отрасль

Актуальность темы на современном этапе развития общества определяется тем, что российский нефтеперерабатывающий сектор является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. По объему первичной переработки нефти Россия занимает четвертое месте в мире, а по объему мощностей – второе после США. В данной отрасли долгое время наблюдалось недоинвестирование, вследствие чего основные фонды быстро устаревали, а российские предприятия значительно отставали технологически от западных конкурентов. За последние несколько лет ситуация в нефтепереработке улучшилась. Значительные объемы инвестиций в модернизацию производств со стороны крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний привели к росту переработки нефти и увеличению глубины ее переработки.

Объект исследования – нефтеперерабатывающая промышленность. Предмет исследования – деятельность данной отрасли.

Задачи работы: исследовать структуру нефтеперерабатывающей промышленности; рассмотреть процесс переработки нефти и производства нефтепродуктов; проанализировать состояние отрасли в России; определить тенденции и перспективы развития нефтепереработки.

Топливная промышленность России – это совокупность отраслей промышленности, занятых добычей и переработкой различных видов топлива; включает нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную и сланцевую промышленность. Нефтяная промышленность России – отрасль тяжёлой индустрии, занимающаяся разведкой нефтяных и газовых месторождений, добычей нефти и нефтяного газа, переработкой, транспортировкой и продажей нефти и газа. Газовая промышленность России – это отрасль топливной промышленности, включающая в себя разведку и эксплуатацию месторождений природного газа, переработку газа и использование газа в различных отраслях промышленности. Цель переработки нефти, нефтепереработки – это производство нефтепродуктов, в том числе, различных видов топлив, таких как – автомобильное топливо и авиационное топливо, а так же сырья для последующей химической переработки: бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла. Переработку нефти в нефтеперерабатывающей промышленности России производят нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ России и нефтеперерабатывающие предприятия России. Основной функцией нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России является переработка нефти и производство бензина, керосина, мазута, дизельного топлива, смазочных масел. смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл нефтеперерабатывающих заводов НПЗ России обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций. Цены на нефтепродукты на различных НПЗ России отличаются друг от друга.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо – и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачвенных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большенстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля. [16]

Сейчас в России действуют 26 крупных НПЗ, 18 из которых принадлежат вертикально интегрированным нефтяным компаниям, и 43 мини-НПЗ. Кроме того, у "Газпрома" есть четыре предприятия по переработке газового конденсата. Возраст большинства крупных заводов превышает 50 лет. Суммарная проектная мощность всех действующих российских НПЗ, по оценке UBS, составляет 271 млн т нефти в год. По данным Росстата, в 2007 году на них было переработано 207 млн т нефти, то есть загрузка мощностей составила примерно 77%. Для постсоветского времени это рекорд. И этот показатель продолжает расти. Так, по данным ЦДУ ТЭК, в январе–июле 2008 года в России было переработано почти 125 млн т нефти, что на 5,8% больше, чем за тот же период прошлого года.

1. Крупные НПЗ — 27 нефтеперерабатывающих заводов проектной мощностью более 1 млн т в год. Их суммарная мощность первичной переработки нефти составляет около 262 млн т в год.

2. Предприятия «Газпрома» суммарной мощностью примерно 8,2 млн т в год. Заводы по переработке газа и газового конденсата (ГПЗ) «Газпрома» обычно выделяются в самостоятельную группу, поскольку они помимо нефти перерабатывают газовый конденсат — сырье более высокого качества.

3.Мини-НПЗ — около 50 малых установок суммарной мощностью первичной переработки 5 млн т в год.

В нефтеперерабатывающем секторе России практически нет иностранных игроков, что резко отличается от практики как развитых, так и развивающихся нефтедобывающих стран, где в нефтепереработке присутствуют западные компании, привносящие в этот сектор современные технологию, стандарты качества и управленческий опыт, а также облегчающие доступ к ключевым рынкам сбыта.

Все нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ осуществляют переработку нефти в готовый продукт. Продукцией нефтеперерабатывающего завода России является:

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

· Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

Рост объемов переработки отнюдь не означает существенного увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Больше трети всех производимых в России нефтепродуктов составляет мазут; на бензин, в том числе и низкооктановый, приходится всего 20%. В США с их самыми современными НПЗ примерно половину из всех производимых ГСМ составляет бензин, доля мазута всего 6%. [10]

Наряду с проблемой резкого повышения глубины переработки нефти остро стоит вопрос о качестве продукции. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью все еще крайне мала. НПЗ продолжают выпускать относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого по сравнению с европейскими стандартами качества. Из-за этого российские нефтепродукты продаются на европейском рынке с трудом и в основном как сырье для дальнейшей переработки. Поэтому наши компании в основном ориентируются на вывоз сырой нефти, тем самым усиливая общую сырьевую направленность экспорта.

Одним из факторов, сдерживающих выпуск высококачественных моторных топлив, является состояние автопарка. Наличие в нем легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (бензин марки А-76), вызывает необходимость его производства. Российские министерства принимают меры по улучшению ситуации. Так, введен в действие новый технологический регламент по двигателям внутреннего сгорания, который будет способствовать ограничению спроса на низкосортное горючее и наращиванию производства высококачественных моторных топлив.

К 2012 году также при поддержке государства намечается построить самый крупный в стране нефтеперерабатывающий завод в конечной точке строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Его мощность составит 20 млн. т нефти в год, капитальные вложения оцениваются в 150–200 млрд. руб., глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на НПЗ США. Предполагается выпуск бензина и дизельного топлива стандартов «Евро-4» и «Евро-5». При этом 95% продукции будет направляться на экспорт и 5% – на нужды Приморского края. Пока экспорт нефтепродуктов сдерживается тем, что большинство НПЗ расположены в глубине страны и транспортировка одной тонны их продукции до экспортных терминалов обходится в 20–80 долл. В перспективе государственно-частное партнерство должно найти широкое распространение и при модернизации действующих НПЗ. Это будет способствовать экспорту высококачественных нефтепродуктов при одновременном сокращении крайне невыгодного для страны экспорта сырой нефти.

В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ.

В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%.

В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п. п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п. п. (рис. 1).

Табл. 1. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн).

Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе – 6,5, Америке – 9,5, Азии – 4,9. Россия получила при распаде СССР довольно старые мощности. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России – в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане – оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [3, с. 180-181].

Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.

Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году

Таблица 2.Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности РФ [7, c.356].

В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая промыш-ленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам.

Краткая характеристика исторического развития нефтеперерабатывающей отрасли

Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины 19-го века промышленного значения использование нефти не имело.

Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтепереработки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технологические и экономические проблемы нефтепереработки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопара-финистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технологические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.

В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были построены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах 19-го века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 19-м в. в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности.

После Гражданской войны 1918—20 Советское государство выделяло значительные средства на восстановление и развитие предприятий нефтеперерабатывающей промышленности (в 1923/24 на эту отрасль приходилось 37,2% всех затрат на капитальное строительство). В результате за период с 1921 по 1925 производство бензина возросло в 3,8 раза, а суммарное количество получаемых светлых фракций нефти в 2,3 раза. Основы современной нефтеперерабатывающей промышленности в СССР были заложены в годы первых пятилеток (1929—40). Большое народнохозяйственно значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. За 1933—37 введены в эксплуатацию нефтеперерабатывающие заводы в городах Ишимбае и Уфе. С целью приближения нефтеперерабатывающих предприятий к центрам потребления нефтепродуктов были построены также заводы нефтеперерабатывающей промышленности в Саратове, Краснодаре, Орске, Хабаровске, Одессе, Херсоне.

В годы Великой Отечественной войны 1941—1945 нефтеперерабатывающая промышленность СССР обеспечивала фронт и тыл горючими и смазочными материалами.

В послевоенный период нефтеперерабатывающая промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышался технический уровень и объём производства. Уже в 1946—51 довоенные показатели были превзойдены. Систематически наращивались мощности по первичной переработке нефти. За пятилетие 1966—1970 эти мощности увеличились в 1,4 раза. В 1970 промышленность переработала нефти в 1,44 раза больше, чем в 1965; производство малосернистого дизельного топлива возросло за те же годы в 2,4 раза. Вступили в строй действующих предприятий многие нефтеперерабатывающие заводы и комбинаты. Нефтеперерабатывающая промышленность решает задачу по более широкому внедрению высокопроизводительных технологических установок и агрегатов, по организации узкоспециализированных многотоннажных производств, рациональному комбинированию и совмещению нескольких процессов в одном технологическом блоке, совершенствованию каталитических систем, использованию автоматизированных систем управления предприятиями и отраслью в целом. Предприятия переходят на высокопроизводительные комбинированные установки. Если до 1966 в СССР их единичная мощность достигала 1—2 млн. т в год, то к 1971 введено несколько установок мощностью 2—3 и 6 млн. т в год. Увеличение объёма переработки нефти сопровождается существенным повышением качества нефтепродуктов: преимущественным становится выпуск малосернистого дизельного топлива, высокооктанового бензина, масел с эффективными присадками. [12]

Нефтеперерабатывающая промышленность неразрывно связана с нефтехимической промышленностью. По объёму переработки нефти, а также по производству синтетического каучука СССР занимает 2-е место в мире после США. Совершенствование нефтепереработки и опережающее развитие мощностей вторичных процессов осуществляются на базе новых и модернизированных технологических процессов. Научно-технические задачи нефтепереработки и нефтехимии решают в СССР 48 научно-исследовательских институтов и их филиалов, 25 проектно-конструкторских организаций и их филиалов, 18 опытных заводов.

Нефтеперерабатывающая промышленность других социалистических стран — членов СЭВ быстро развивалась, чему способствала всё возрастающая техническая помощь со стороны СССР. При содействии СССР в странах — членах СЭВ сооружено более 34 нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий: Бургасский нефтеперерабатывающий завод в Болгарии, Дунайский завод в Венгрии, завод в Плоцке (Польша) и др.

За 1990-е годы российская нефтепереработка сильно сдала свои позиции. Достигнув исторического максимума в 325,3 млн т в 1980 г., объемы нефтепереработки стали снижаться с начала прошлого десятилетия (см. рисунок), хотя и не так резко, как объемы нефтедобычи. На фоне экономического спада, переживавшегося страной, падение происходило в основном из-за сокращения почти вдвое внутреннего спроса на нефтепродукты (рис 1).

В 1995—1997 гг. темпы снижения немного замедлились частично из-за стабилизации внутреннего потребления нефтепродуктов, а частично благодаря государственной политике поощрения экспорта нефтепродуктов. В 1998 г. в результате экономического кризиса объем переработки снова резко упал до исторического минимума в 164 млн т.

В 1999 г. правительство ввело правила, по которым нефтедобывающим компаниям предоставлялся доступ к экспортным трубопроводам «Транснефти» только после выполнения введенных для них квот по поставке нефти на отечественные НПЗ. В результате объемы переработки снова стали

Расти. Параллельно начала увеличиваться и загрузка НПЗ — с 63% в 1999г. до 78% в 2005 г.

В 2006—2007 гг. не только возрастали объемы производства — повысилась и глубина переработки нефти на большинстве крупнейших российских НПЗ (с 69,6% в 2002 г. в среднем по стране до 71,9% в 2006 г.) 3. Дело в том, что нефтепереработка стала более выгодна для нефтяных компаний, чем экспорт сырой нефти. Так, аналитики отмечают, что нефтепродукты и раньше приносили ЛУКОЙЛу больше доходов, чем сырая нефть: в 2005 г. нефтяная выручка достигала 30% в общих оборотах ЛУКОЙЛа (остальное — нефтепродукты и нефтехимия), в 2006 г. ее доля снизилась до 26%, а к октябрю 2007 г. — до 24,8% общих продаж. В физическом выражении продажа нефти компанией даже уменьшилась на 1,3%, а поставки нефтепродуктов, особенно на экспорт, заметно возросли (оптовые поставки увеличились на 11,5%, а розничные — на 8,2%) . [13]

Характеристика современного размещения нефтеперерабатывающей отрасли на территории Российской Федерации.

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива (см. рис. 2). В настоящее время переработка приблизилась к районам потребления. Она ведется вдоль трасс нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). НПЗ ориентированы на потребителя. НПЗ есть во всех экономических районах РФ, кроме Ц-ЧЭР. ЦЭР – Москва, Рязань, Ярославль; СЭР – Ухта ( республика Коми); С-ЗЭР – Кириши (Ленинградская обл.); ПЭР – Самара (м. д.), Новокуйбышевск (м. д.), Сызрань, Саратов, Волгоград, Нижнекамск ( Татария); В-ВЭР – Кстово (Нижегородская обл.), Нижний Новгород; С-КЭР – Грозный (м. д.), Туапсе, Краснодар; УЭР – Уфа (м. д.), Ишимбай (м. д.), Салават (м. д.), Пермь (м. д.), Краснокамск (м. д.), Орск ; З-СЭР – Омск; В-СЭР – Ачинск (н. ц.), Ангарск; ДВЭР – Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. (приложение1)

При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской (ныне Нижегородской) обл. были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской обл. — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской обл. и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской (ныне — Самарской) и Пермской обл. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

В настоящее время основу нефтеперерабатывающей отрасли в России составляет 26 НПЗ (табл. 1) суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн т (из них 196,2 млн т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Кроме того ОАО «Газпром» располагает 6,8 млн т нефтеперерабатывающих мощностей. На долю мини-НПЗ (малотоннажных установок) приходится еще 5,0 млн т.

Таким образом, суммарные мощности по переработке нефтяного сырья в России составляют 275,3 млн т.

Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском (43%), Центральном и Сибирском федеральных округах. На три этих округа приходится более 70% общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей. Среди субъектов Российской Федерации по мощностям первичной переработки нефти лидирует Башкирия. (табл.3 )

Http://superbotanik. net/referati/referaty-po-geografii/referat-analiz-neftepererabatyvayushhej-promyshlennosti-rossii

В России действуют [Когда?] 32 крупных нефтеперерабатывающих предприятия с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн. тонн (2009 год; в 2012 году 262,65 млн. тонн), а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн тонн [1] .

В 2011 году в России было произведено 36,7 млн тонн автомобильного бензина, 70,3 млн тонн дизельного топлива, 73,2 млн тонн топочного мазута [2] . Средняя начисленная заработная плата в производстве нефтепродуктов — 45 228 руб/мес (март 2010). [3]

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России были построены в два десятилетия после Великой Отечественной войны: с 1945 по 1965 годы было введено 16 заводов, около половины из ныне действующих [4] .

За период экономических реформ 1990-х годов в нефтепереработке и нефтехимических отраслях произошло значительное сокращение объёма производства [5] . Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн тонн в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн тонн, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 % [5] .

Это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускавшихся нефтепродуктов. [5] Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к стандартам западноевропейских стран и США [5] . После распада СССР в России к 2012 году было построено 5 новых нефтеперерабатывающих предприятий общей мощностью около 14 млн тонн [6] .

В последние годы 2000-х наметилась обнадёживающая тенденция [5] . Признаком улучшения ситуации является существенное увеличение инвестиций в нефтепереработку [5] . Так, за 2006 год они выросли на 11,7 %, составив 40 млрд рублей. За период 2005-2012 год было инвестировано около 1 трлн. рублей, проводилась модернизация производств [7] Растёт и внутренний спрос на нефтепродукты [5] .

Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6 до 71,3 % [5] . В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти [5] .

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. [8] Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. [8] По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать». [8]

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93 %, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США [5] . Однако по состоянию на 2013 год, строительство даже не началось.

Http://www. wikiznanie. ru/wp/index. php/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8

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

Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

Рост объемов переработки отнюдь не означает существенного увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Больше трети всех производимых в России нефтепродуктов составляет мазут; на бензин, в том числе и низкооктановый, приходится всего 20%. В США с их самыми современными НПЗ примерно половину из всех производимых ГСМ составляет бензин, доля мазута всего 6%. [10]

Наряду с проблемой резкого повышения глубины переработки нефти остро стоит вопрос о качестве продукции. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью все еще крайне мала. НПЗ продолжают выпускать относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого по сравнению с европейскими стандартами качества. Из-за этого российские нефтепродукты продаются на европейском рынке с трудом и в основном как сырье для дальнейшей переработки. Поэтому наши компании в основном ориентируются на вывоз сырой нефти, тем самым усиливая общую сырьевую направленность экспорта.

Одним из факторов, сдерживающих выпуск высококачественных моторных топлив, является состояние автопарка. Наличие в нем легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (бензин марки А-76), вызывает необходимость его производства. Российские министерства принимают меры по улучшению ситуации. Так, введен в действие новый технологический регламент по двигателям внутреннего сгорания, который будет способствовать ограничению спроса на низкосортное горючее и наращиванию производства высококачественных моторных топлив.

К 2012 году также при поддержке государства намечается построить самый крупный в стране нефтеперерабатывающий завод в конечной точке строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Его мощность составит 20 млн. т нефти в год, капитальные вложения оцениваются в 150–200 млрд. руб., глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на НПЗ США. Предполагается выпуск бензина и дизельного топлива стандартов «Евро-4» и «Евро-5». При этом 95% продукции будет направляться на экспорт и 5% – на нужды Приморского края. Пока экспорт нефтепродуктов сдерживается тем, что большинство НПЗ расположены в глубине страны и транспортировка одной тонны их продукции до экспортных терминалов обходится в 20–80 долл. В перспективе государственно-частное партнерство должно найти широкое распространение и при модернизации действующих НПЗ. Это будет способствовать экспорту высококачественных нефтепродуктов при одновременном сокращении крайне невыгодного для страны экспорта сырой нефти.

В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ.

В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%.

В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п. п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п. п. (рис. 1).

Табл. 1. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн).

Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе – 6,5, Америке – 9,5, Азии – 4,9. Россия получила при распаде СССР довольно старые мощности. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России – в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане – оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [ 3 , с. 180-181].

Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.

Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году

Таблица 2.Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности РФ [7, c.356].

В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая промыш-ленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам.

Краткая характеристика исторического развития нефтеперерабатывающей отрасли

Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины 19-го века промышленного значения использование нефти не имело.

Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтепереработки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технологические и экономические проблемы нефтепереработки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопара-финистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технологические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.

В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были построены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах 19-го века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 19-м в. в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности.

После Гражданской войны 1918—20 Советское государство выделяло значительные средства на восстановление и развитие предприятий нефтеперерабатывающей промышленности (в 1923/24 на эту отрасль приходилось 37,2% всех затрат на капитальное строительство). В результате за период с 1921 по 1925 производство бензина возросло в 3,8 раза, а суммарное количество получаемых светлых фракций нефти в 2,3 раза. Основы современной нефтеперерабатывающей промышленности в СССР были заложены в годы первых пятилеток (1929—40). Большое народнохозяйственно значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. За 1933—37 введены в эксплуатацию нефтеперерабатывающие заводы в городах Ишимбае и Уфе. С целью приближения нефтеперерабатывающих предприятий к центрам потребления нефтепродуктов были построены также заводы нефтеперерабатывающей промышленности в Саратове, Краснодаре, Орске, Хабаровске, Одессе, Херсоне.

В годы Великой Отечественной войны 1941—1945 нефтеперерабатывающая промышленность СССР обеспечивала фронт и тыл горючими и смазочными материалами.

В послевоенный период нефтеперерабатывающая промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышался технический уровень и объём производства. Уже в 1946—51 довоенные показатели были превзойдены. Систематически наращивались мощности по первичной переработке нефти. За пятилетие 1966—1970 эти мощности увеличились в 1,4 раза. В 1970 промышленность переработала нефти в 1,44 раза больше, чем в 1965; производство малосернистого дизельного топлива возросло за те же годы в 2,4 раза. Вступили в строй действующих предприятий многие нефтеперерабатывающие заводы и комбинаты. Нефтеперерабатывающая промышленность решает задачу по более широкому внедрению высокопроизводительных технологических установок и агрегатов, по организации узкоспециализированных многотоннажных производств, рациональному комбинированию и совмещению нескольких процессов в одном технологическом блоке, совершенствованию каталитических систем, использованию автоматизированных систем управления предприятиями и отраслью в целом. Предприятия переходят на высокопроизводительные комбинированные установки. Если до 1966 в СССР их единичная мощность достигала 1—2 млн. т в год, то к 1971 введено несколько установок мощностью 2—3 и 6 млн. т в год. Увеличение объёма переработки нефти сопровождается существенным повышением качества нефтепродуктов: преимущественным становится выпуск малосернистого дизельного топлива, высокооктанового бензина, масел с эффективными присадками. [12]

Нефтеперерабатывающая промышленность неразрывно связана с нефтехимической промышленностью. По объёму переработки нефти, а также по производству синтетического каучука СССР занимает 2-е место в мире после США. Совершенствование нефтепереработки и опережающее развитие мощностей вторичных процессов осуществляются на базе новых и модернизированных технологических процессов. Научно-технические задачи нефтепереработки и нефтехимии решают в СССР 48 научно-исследовательских институтов и их филиалов, 25 проектно-конструкторских организаций и их филиалов, 18 опытных заводов.

Нефтеперерабатывающая промышленность других социалистических стран — членов СЭВ быстро развивалась, чему способствала всё возрастающая техническая помощь со стороны СССР. При содействии СССР в странах — членах СЭВ сооружено более 34 нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий: Бургасский нефтеперерабатывающий завод в Болгарии, Дунайский завод в Венгрии, завод в Плоцке (Польша) и др.

За 1990-е годы российская нефтепереработка сильно сдала свои позиции. Достигнув исторического максимума в 325,3 млн т в 1980 г., объемы нефтепереработки стали снижаться с начала прошлого десятилетия (см. рисунок), хотя и не так резко, как объемы нефтедобычи. На фоне экономического спада, переживавшегося страной, падение происходило в основном из-за сокращения почти вдвое внутреннего спроса на нефтепродукты (рис 1).

В 1995—1997 гг. темпы снижения немного замедлились частично из-за стабилизации внутреннего потребления нефтепродуктов, а частично благодаря государственной политике поощрения экспорта нефтепродуктов. В 1998 г. в результате экономического кризиса объем переработки снова резко упал до исторического минимума в 164 млн т.

В 1999 г. правительство ввело правила, по которым нефтедобывающим компаниям предоставлялся доступ к экспортным трубопроводам «Транснефти» только после выполнения введенных для них квот по поставке нефти на отечественные НПЗ. В результате объемы переработки снова стали

Расти. Параллельно начала увеличиваться и загрузка НПЗ — с 63% в 1999г. до 78% в 2005 г.

В 2006—2007 гг. не только возрастали объемы производства — повысилась и глубина переработки нефти на большинстве крупнейших российских НПЗ (с 69,6% в 2002 г. в среднем по стране до 71,9% в 2006 г.) 3. Дело в том, что нефтепереработка стала более выгодна для нефтяных компаний, чем экспорт сырой нефти. Так, аналитики отмечают, что нефтепродукты и раньше приносили ЛУКОЙЛу больше доходов, чем сырая нефть: в 2005 г. нефтяная выручка достигала 30% в общих оборотах ЛУКОЙЛа (остальное — нефтепродукты и нефтехимия), в 2006 г. ее доля снизилась до 26%, а к октябрю 2007 г. — до 24,8% общих продаж. В физическом выражении продажа нефти компанией даже уменьшилась на 1,3%, а поставки нефтепродуктов, особенно на экспорт, заметно возросли (оптовые поставки увеличились на 11,5%, а розничные — на 8,2%) . [13]

Http://doc4web. ru/geografiya/analiz-neftepererabativayuschey-promishlennosti-rossii. html

Forecasting the volume of industrial production in the oil refining industry in Russia

Аннотация. На современном этапе развития общества определяется тем, что российский нефтеперерабатывающий сектор является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В данной отрасли долгое время наблюдалось недоинвестирование, вследствие чего основные фонды быстро устаревали, а российские предприятия значительно отставали технологически от западных конкурентов. За последние несколько лет ситуация в нефтепереработке улучшилась. Значительные объемы инвестиций в модернизацию производств со стороны крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний привели к росту переработки нефти и увеличению глубины ее переработки.

Annotation. At the present stage of the development of society is determined by the fact that the Russian oil refining sector is an important component of the fuel and energy complex of Russia. In this industry, for a long time, underinvestment was расход observed, as a result таблица of which fixed инвестиции assets quickly сценарные became obsolete, прогнозируемый and Russian инфраструктуры enterprises considerably реконструкции lagged technologically продуктов from Western автономном competitors. Over гидрочистка the past углублению few years, автобензин the situation таблица in oil refining термические has improved. Significant период investments in the модернизации modernization of production основных by the largest остановимся vertically integrated мероприятий oil companies приволжский led to an increase термические in oil refining мероприятий and an increase года in the depth проектов of its processing.

Ключевые слова: экономика, темы управление, нефтяная базы промышленность, импакт-анализ.

Key words: economy, водоемы management, oil потребностей industry, impact гидрокрекинг analysis.

Нефтяная промышленность — отрасль нефтепродукты тяжелой индустрии, цель включающая разведку автобензин нефтяных и нефтегазовых сейсморазведка месторождений, бурение года скважин, добычу сроки нефти и попутного базовый газа, трубопроводный первичная транспорт нефти.

По итогам 2016 года проектов Россия достигла ачинского рекордного уровня вторичная добычи в 547,6 млн. тонн, россии из которых 46,5% экспортировано всего другим странам. А поступило на валютные счета темы предприятий и организаций россия за год поступило 59013,8 млн. долларов экспортировано США.

За прошлый провинциям год излишки южный нефти на рынке ачинского сократились в два выпуска раза, а переработка сибири нефти увеличилась бурение с 70% до 79%. Рост приволжский осуществляется, в первую объект очередь, за счёт сибирский модернизации нефтеперерабатывающих инвестиции заводов. По итогам 2016 года каталитический модернизировано 60 установок [8].

Ниже обустройство представлены некоторые ввод прогнозные оценки термические по «базовому» варианту рекордного развития нефтеперерабатывающей итого отрасли.

Прогноз инвестиций объёма потребления таблица нефти и нефтепродуктов анализ на внутреннем рынке шельфе с 2011-2030 гг., таблицамлн. т [3]

Аналогичным объект образом составлены риформингу прогнозные балансы всего по основным нефтепродуктам (автобензину, рекордного дизельному топливу бурение и мазуту).

Прогнозный нового баланс спроса приволжский и предложения нефти таблица с 2011-2030 г., подключенных млн. т [3]

Формирование прогноза инвестиций объемов потребления гидрочистка нефти и нефтепродуктов уральский выполнялось с учетом объемов удовлетворения внутреннего тогда спроса в качественном инвестиций топливе по приемлемым шельфы для российских ниже потребителей ценам, киришского а также необходимости федерации расшивки существующих нефтепродуктов ограничений (ценовых, бурение технологических и пр.) и связи повышения эффективности трубопроводный использования нефтяных каталитический топлив до уровня реактивных развитых стран.

Прогноз власов объемов экспорта каталитический нефти и нефтепродуктов алкилирование с 2011-2030 гг., сибири млн. т [3]

Полученные загрязняющих прогнозные показатели риформингу спроса на нефть сейсморазведка и нефтепродукты для показатель удовлетворения потребностей года внутреннего рынка алкилирование и обеспечения экспортных уральский поставок позволяют рост сформировать ориентиры западная объемов ввода силкин производственных мощностей объект по добыче и переработке рекордного нефти.

Прогноз федерации прироста разведанных гидрокрекинг извлекаемых запасов цель нефти с 2009-2030 гг. млн. т. в [3]

Учитывая шельфы текущую ситуацию каталитический в сфере запасов сибирский нефти, существующие южный Программы и условия всего лицензирования недр россия в Российской Федерации, риформингу исходя из намечаемых формирование уровней добычи каталитический на период до 2030 г., промышленность должно быть сторонниками обеспечено воспроизводство объемы минерально-сырьевой базы: продуктов прирост разведанных промышленность запасов нефти ввод в количестве более 13 млрд. т. При необходимые этом текущие термические предварительно оцененные добычи запасы и ресурсы модернизация распределенного фонда нефти недр в основных поставка рай – онах компании добычи нефти потребностей могут обеспечить темы воспроизводство минерально-сырьевой базы рост в ближайшие 10-15 лет итого не более чем задачи на 50%, а остальные термические запасы будут добыча приращены на новых шельфе объектах.

Прогнозные сибири объемы глубокого трубопроводный поискового и разведочного реконструкции бурения на нефть производство с 2008-2030 тыс. м [3]

Прогнозные нижнекамский показатели затрат углубление на ГРР на нефть добычи с 2010-2030 млрд. руб. г [3]

Анализ текущего прогнозируемые состояния и прогноза добыча развития сырьевой года базы нефтяной нефти отрасли России остановимся показывает, что первичная обеспечение необходимых выход объемов воспроизводства алкилирование минерально-сырьевой базы крупного нефтяной промышленности сторонниками потребует активизации нефтепродукты развития геологоразведочных добыча работ и создания инвестиции соответствующей производственной южный инфраструктуры

Прогнозные добыча показатели добычи шельфы нефти и газового россии конденсата с 2011-2030 млн. т [3]

Прогнозные южный показатели добычи этом нефти по нефтегазоносным углублению провинциям с 2011-2030 млн. т [3]

Добыча нефти таблица и газового конденсата всего в европейской части мазут страны будет потребление увеличиваться, главным федерации образом, за счет потребление освоения запасов период в Тимано-Печорской провинции, распределение на шельфе арктических бурение морей, в российском шельфе секторе Каспийского также моря при модернизация снижении добычи нефтепродуктов в Поволжье и на Урале.

В внутреннем Западной Сибири года при стабилизации года и постепенном снижении сброса добычи нефти прирост в Ханты-Мансийском автономном таблица округе, будет прогнозируемые происходить ее рост тенденции в Ямало-Ненецком автономном задачи округе. На шельфе компании острова Сахалин будет сибири осуществляться эксплуатация года производственных объектов сейсморазведка проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2» и сейсморазведка перспективных проектов «Сахалин 3-6».

Ввод каталитический добывающих скважин сценарные и объемы эксплуатационного таблица бурения с 2011-2030 [3]

Общий сибирский объем инвестиций сделать в добычу нефти года с 2011-2030 млрд. руб. [3]

В инвестиций связи с освоением сибирь новых нефтегазовых суммарные месторождений и провинций алкилирование основной объём трубопроводный инвестиций будет южный направлен в объекты провинциям внешней инфраструктуры (их модернизация доля согласно мазут базовому сценарию бурение составит около 37%). Инвестиции года в данные объекты топливу в период до 2030 года базы достигнут 7,5 трлн. руб.

Прогнозируемый экспортировано ввод мощностей суммарные по переработке нефти транснефть с 2010–2030 гг., приволжский млн. т [3]

Прогнозируемые автономном объемы потребных углублению инвестиций в развитие таблица нефтепереработки с 2010-2030 млрд. руб. [3]

Рост производство объемов переработки нового нефти и вывод ингг старых мощностей систему определят необходимость модернизации реконструкции и модернизации сценарные существующих заводов каталитический и строительства новых каталитический НПЗ. Реконструкция поставка и модернизация российских южный НПЗ будет года ориентирована на опережающее рекордного развитие технологических увеличилась комплексов по углублению показатель переработки и снижение шельфы удельного потребления уральский нефти на единицу гидрокрекинг целевых продуктов (каталитический увеличилась крекинг, гидрокрекинг, нового коксование остатков, висбрекинг, предложения производство битумов объект и др.), а также потребностей на внедрение современных рекордного технологий по каталитическому риформингу бензинов, бурение гидроочистке дизельных полученные топлив и топлив прогнозируемые для реактивных учитывая двигателей, изомеризации этом и алкилированию. В период 2014- 2017 гг. объем каталитический требуемых инвестиций года в переработку составит 400 млрд. руб.

Объем прогнозируемые поставок нефти рекордного в систему магистральных нефти нефтепроводов (МН) и мазут распределение на НПЗ вложить России и экспорт с 2011-2030 млн. т таблица в год [3]

Базовый топливу вариант учитывает внутренний развитие системы переработки магистральных нефтепроводов сибирь и соответствующее расширение выход ее мощностей, в т. ч. строительство условия ВСТО, БТС-2, внутренний а также перспективные транспорт поставки нефти прогнозируемый на новый Нижнекамский тогда НПЗ (ОАО «ТАНЕКО»).

Объемы транспортировки обустройство нефтепродуктов на экспорт гидрокрекинг и внутренний рынок добыча по нефтепродуктопроводам с 2011-2030 млн. т. [3]

Рост поставка объемов транспортировки ввод светлых нефтепродуктов ввод через систему дальний МНПП будет автобензин обеспечен как бурение за счет подключения тенденции к системе нефтепродуктопроводного транспорта нефтепродуктов нового Нижнекамского сдачи НПЗ (ОАО «ТАНЕКО»), рост Волгоградского, Саратовского этом и Ачинского НПЗ, компании так и за счет подключенных прогнозируемого роста формирование сдачи в систему нефтепродуктопроводного транспорта итого с уже подключенных остановимся к ней НПЗ (в полученные основном Ярославского, гидрочистка омского, Киришского, Пермского уральский НПЗ, НОРСИ). Инвестиционные расход затраты на реализацию мероприятий мероприятий по расширению повышения системы магистральных нефтепроводов уральский для транспортировки шельфе нефти на НПЗ гидрокрекинг России в период 2010-2016 гг. составили 318 млрд. руб. Суммарные нижнекамский инвестиционные затраты промышленности на развитие системы южный МН «АК «Транснефть» (с предложения учетом расширения углублению экспортных поставок) в сейсморазведка период 2010-2016 гг. составили 686 млрд. руб.

Прогноз добычи выбросов загрязняющих прогнозируемые веществ в атмосферный шельфе воздух от стационарных газового источников с 2011-2030 тыс. т. [3]

Прогноз южный сброса загрязненных южный сточных вод итого в поверхностные водоемы шельфы с 2011-2030 млн. м 3 [3]

Прогнозные трубопроводный оценки объемов киришского выбросов загрязняющих дизельное веществ в атмосферный сибирский воздух и сброса бурение загрязненных сточных нефти вод в водоемы таблица выполнены из предположения, автобензин что средние провинциям удельные показатели период в отрасли к концу инвестиций прогнозного периода шельфы должны приблизиться бурение к значению показателей, связи которые имеют также в настоящее время развитие нефтяные компании распределение с лучшими показателями рекордного в этой сфере.

Подводя дизельное итог, остановимся уральский на основных выводах бурение данной главы. К 2020 году уральский глубина переработки прогнозные нефти увеличится сдачи с 71% до 85%, выход индекс Нельсона — с 5,08 до 7,5, гидрочистка выход светлых киришского нефтепродуктов вырастет приволжский с 55 до 72%. При цель этом выход года дизельного топлива инвестиций возрастет сильно — с 27,8 до 38,1%, темы тогда как экспорт бензина — с 14,3 всего объект до 19,0. В результате нефти изменения выхода крупного и увеличения объема реконструкции переработки произойдет необходимые двукратное снижение прогнозируемые выпуска мазута. В приблизиться результате структура россия производства нефтепродуктов нефти будет иметь потребностей максимальное сходство года с европейской. Доля средние мощностей по облагораживанию дистиллятных топлив показатель составит 64%. Среди сибирский углубляющих процессов выпуска наибольший прирост россии мощностей придется сибирь на гидрокрекинг — 15,6% [7].

В потребителей итоге в нефтепереработку нефтепродуктов планируется вложить 1, 525 трлн. руб. Прирост цель мощностей вторичной дизельное переработки составит 258 млн. т/год. Инвестиции добыча в переработку сопряжены гидрокрекинг с различного рода ввод рисками, прежде современное всего, ценовыми. Сроки обустройство окупаемости проектов компании по модернизации НПЗ бурение выше 10 лет.

Сторонниками сброса введения европейских нефть стандартов качества предложения производимых моторных расход топлив на уровне ввод крупного бизнеса связи являются нефтяные сценарные компании ЛУКОЙЛ, главным Газпром нефть.

Основные увеличилась факторы, необходимые сибирский для развития нефтеперабатывающей промышленности:

    модернизация объемы производства; развитие транспортных провинциям путей, строительство шельфы заводов ближе нефти к непосредственному потребителю; углубление прогнозные переработки нефти; увеличение наукоёмкости нефтеперерабатывающего методы производства; развитие нефтехимии, года ее интеграция с нефтепереработкой.

Власов мазут М. Моделирование экономических газового процессов. — М.: компании Феникс, 2013. -409с. Нефтегазовый сброса комплекс России. Часть 1. Нефтяная каталитический промышленность: долгосрочные топливу тенденции и современное всего состояние // Л. В. Эдер, тенденции И. В. Филимонова, каталитический В. Ю. Немов, И. В. Проворная, термические М. В. Мишенин, добычи А. В. Комарова шельфе и др. / под реактивных ред. А. Э. Конторовича. – Новосибирск: провинциям ИНГГ СО РАН, 2017. – 72 с. Нефтяная ачинского промышленность России — сценарии сброса сбалансированного развития. Проект//Коллектив южный авторов. М.: шмат ИАЦ Энергия, 2014. 160 c. Сценарные модернизации условия для риформингу формирования вариантов промышленности Генеральной схемы потребителей развития нефтяной учитывая отрасли на период добыча до 2020 г. – Утверждены южный Заместителем Министра аналогичным энергетики Российской таблица Федерации С. И. Кудряшовым. Черный сдачи Ю. И. Основные подключенных показатели развития власов мировой нефтеперерабатывающей инвестиции промышленности в начале гидрочистка XXI века / Ю. И. Черный // Труды период Российского государственного нефти университета нефти шельфы и газа им. И. М. Губкина. — 2011. — № 4. — с. 236-244. Эдер Л. В.ввод Ключевые тенденции развития нефтяного комплекса России // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2017. XIII Междунар. науч. конгр. (г. Новосибирск, 17-21 апреля 2017): Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное добыча дело. Направления федерации и технологии поиска, инвестиций разведки и разработки промышленность месторождений полезных загрязняющих ископаемых. Экономика. Геоэкология»: главным Сборник материалов гидрокрекинг в 4 т.. – 2017. – Т. 1. – С. 215-218

Http://distant. posidpo. ru/prognozirovanie-obyomov-promyishlennogo-proizvodstva-v-neftepererabatyivayushhey-otrasli-v-rf/

Добавить комментарий