Углеводороды | мини нпз ангарск

мини нпз ангарск

Установки от экстрасенса 700х170

«Ангарский нефтеперерабатывающий завод» – предприятие по переработке нефти, принадлежащее ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» (крупнейшая российская компания, специализирующаяся в нефтепереработке), которая в свою очередь входит в организацию «Роснефть» (лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира).

Открытие Ангарский нефтеперерабатывающий завода состоялось в 1955 году.

Руководителем Ангарского НПЗ (данные на апрель, 2012 года) является Сердюк Ф.И.

Сферы производств, в которых функционирует Ангарский нефтеперерабатывающий завод:

• Производство модифицированного битума;
• Производство дизельного топлива для морских двигателей;
• Производство нефтяного кокса.

В состав Ангарского НПЗ входят следующие производственные подразделения:

• Установки изомеризации;
• Установки гидроочистки бензинов;
• Установки гидроочистки дизельного топлива;
• Установки алкирования;
• Битумная установка.

Ангарский НПЗ выпускает более 200 наименований нефтяной продукции, среди которых:

• Бензин;
• Дизельное топливо;
• Топливо для реактивных двигателей;
• Битум;
• Кокс;
• Масла;
• Мазут;
• Бутиловые спирты;
• Амины;
• Серная кислота;
• Метанол;
• Сжиженные газы.

Мощность Ангарского нефтеперерабатывающего завода – 11 миллионов тонн нефти ежегодно.

Потребителями продукции завода являются предприятия России и 14 зарубежных стран.

На сегодняшний день на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе:

• Завершена комплексная программа модернизации предприятия;
• Закончено строительство комплекса изомеризации;
• Завершилось строительство установок по производству метилтретбутилового эфира и алкилата;
• Начата разработка базового проекта установки гидроочистки бензина каталитического крекинга методом каталитической дистилляции.

Дополнительные специализации: Промышленная химия, нефтехимия

Статья размещена: 10 Апр 2012
Последнее редактирование: 28 Мар 2017

Ангарский НПЗ нефтеперерабатывающий завод – одно из самых крупных предприятий в Иркутской области и Ангарске. Он был основан в 1955 году и приобретен ОАО «Роснефть» в 2007 году у ЮКОСа. Предприятие является главным поставщиком нефтепродуктов в Сибирь на Дальний Восток. Гигант осуществляет переработку западносибирской нефти, поставляемую по трубопроводу АК «Транснефть». Мощность НПЗ составляет 10 млн. тонн нефти в год. На заводе осуществляется сравнительно большая глубина переработки нефти и выпускается более двухсот видов продукции, которая успешно продается на внутреннем рынке, а также отправляется на экспорт в 14 стран мира. Главное направление деятельности предприятия – переработка нефтепродуктов, производство и сбыт нефтехимической и химической продукции производственно-технического назначения. Это топливо для реактивных двигателей, бензин, масла, серная кислота, авиационное и дизельное топливо на основе нефти, амины, нефтяной кокс , различные марки битума и т.д. В алюминиевой промышленности широко применяется ангарский кокс, обладающий высокими потребительскими качествами. Нефтебитумы востребованы в автодорожных предприятиях и строительных компаниях. Горюче-смазочные материалы Ангарского НПЗ применяются не только в России, но также пользуются спросом в странах СНГ, в Китае, Корее, Монголии и Сингапуре.

На этом нефтеперерабатывающем заводе в 2010 году было произведено более 9-ти млн. тонн продукции, а глубина переработки нефти составляет 75,5%. Проведение мероприятий в этом же году по снижению безвозвратных потерь, позволило их уменьшить с 0,71% до 0,96% по сравнению с 2009 годом.

Ангарская нефтехимическая компания намерена в 2015 году запустить три проекта, повышающие глубину переработки нефти, а также до 2016 года инвестировать 95 млрд. рублей в проект повышения качества продукции. Нефтеперерабатывающий завод планирует поэтапное инвестирование средств в представленную программу. Каждый год НПЗ обеспечивает Ангарский завод полимеров 600-700 тысячами тонн прямогонного бензина, являющегося сырьем для установки пиролиза. С момента покупки предприятия «Роснефть» провела полную реконструкцию его производственных линий, с целью соответствия продукции качественным стандартам Евро-2 и Евро-3. С 2011 года на заводе применяется комплекс изомеризации нефти, что дает возможность получать бензин класса Евро-4.

По тем потребностям, что нам необходимы, мы имели некоторые вопросы к данным сепараторам, ведь их нам нужно было около 5 штук. Все вопросы исчерпались при заявке на расчет (очень удобно сделали). По срокам уложились. Надеемся на тесное сотрудничество.

  • Аппараты теплообменные (теплообменники)
  • Составные части аппаратов теплообменных
  • Отстойники
  • Газосепараторы сетчатые ГС типа 1 и 2
  • Сепараторы нефтегазовые типа НГС, НГСВ
  • Емкости подземные горизонтальные дренажные типа ЕП
  • Емкости подземные горизонтальные дренажные с подогревателем типа ЕПП
  • РГС резервуары горизонтальные

ООО «ПЗЭМ» предлагает проектирование и изготовление основного оборудования для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) и мини НПЗ. Данные предприятия занимаются переработкой нефти и бензина, дизельного топлива, мазута, авиационного керосина, смазочных масел и другой продукции. Деятельность НПЗ представляет собой производственный цикл, состоящий из нескольких этапов. Это подготовка сырья, первичная перегонка нефти, вторичная переработка нефтяных фракций. На перечисленных этапах широко применяется сепарационное оборудование, аппараты под давлением, резервуары. На сайте можно ознакомиться с выбором аппаратов, предназначенных для теплообмена газообразных и жидких сред в технологических процессах данных предприятий. ООО «ПЗЭМ» обеспечивает оборудованием нефтеперерабатывающие заводы, изделиями, применяемыми на каждой стадии работы с данным сырьем.

Оборудование для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) представлено в широком ассортименте. Мы изготовляем как стандартные, так и не стандартные аппараты. Каталог оборудования для НПЗ содержит описания следующей продукции, которую мы проектируем и изготовляем для наших клиентов:

– нефтегазовые сепараторы со сбросом воды (НГСВ);

Мы предлагаем заказать основное оборудование на НПЗ и для других нефтеперерабатывающих предприятий на выгодных условиях. Здесь представлены основные преимущества сотрудничества с ООО «ПЗЭМ».

Производственные площади. ООО «ПЗЭМ» располагает помещениями площадью 18 500 кв.м, которые включают шесть специализированных участков для оптимизации процесса изготовления аппаратов. Здесь предусматрено оборудование и для производства нестандартной продукции. Благодаря наличию собственных производственных мощностей, предприятие способно обеспечить необходимыми устройствами целые производственные линии.

Сроки изготовления. Внедрение системы менеджмента качества, высокая квалификация персонала и инвестиции в техническое оснащение производственных площадей обуславливают оперативное выполнение заказа – от 30 дней. Выгодное географическое положение, а также развитая логистическая сеть позволяют осуществить поставку оборудования для нефтеперерабатывающего завода в оговоренный срок.

Условия оплаты. ООО «ПЗЭМ» предлагает взаимовыгодные условия сотрудничества – гибкую систему ценообразования. Цены на оборудование для нефтеперерабатывающего завода рассчитываются индивидуально по каждому аппарату в зависимости от технических требований заказчика. Компания всегда готова к обсуждению вопроса стоимости, что позволяет нашим клиентам выгодно купить оборудование для НПЗ.

Чтобы купить оборудование для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по доступной цене (включая мини-НПЗ), обращайтесь к консультантам компании – все необходимые контакты даны на сайте.

Адрес производства: РФ , г. Пенза, ул. Германа Титова, д. 5

Адрес склада: г. Ангарск, 221-й квартал ул., 4

Пожалуйста включите JavaScript в вашем браузере для полноценной работы сайта.

АО «Ангарская нефтехимическая компания» приобретена «НК «Роснефть» в мае 2007 г . Строительство Комбината-16 началось на основании Постановления Совета народных комиссаров СССР от 14 сентября 1945 года за № СНК №2372-618с. Первые нефтехимические установки процессов парофазного гидрирования запущены в эксплуатацию в 1953 году, первая продукция – метанол и серная кислота – получена в 1954 г. В 1957 году комбинат был перепрофилирован с угольного на нефтяное сырье. По основным показателям нефтепереработки входит в десятку лучших предприятий России. Предприятие является одним из крупнейших НПЗ России и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.

Мощность составляет 10,2 млн. т обессоленной нефти в год. Компания перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть». Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического риформинга, изомеризации, производства МТБЭ, гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, коксования, битумную установку. В состав АНХК входит масляное производство, а также мощности нефтехимического производства – серной кислоты, метанола, бутиловых спиртов, аминов, аммиака.

На заводе выпускается более 200 наименований продукции, в том числе сжиженные газы, бензины, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, ракетное топливо, различные марки битума, кокса и масел, химическая продукция.

Отгрузка производимой продукции осуществляется преимущественно железнодорожным транспортом, а также автомобильным.

АНХК поставляет до 0,6 млн. т прямогонного бензина ежегодно в качестве сырья для установки пиролиза Ангарского завода полимеров, который выпускает широкую номенклатуру нефтехимической продукции и входит в операционную структуру НК «Роснефть».

В 2015 г. завершены строительно-монтажные и пусконаладочные работы на установке производства МТБЭ мощностью 42 тыс. т в год, осуществлён вывод установки на стабильный режим.

Завершен монтаж крупнотоннажного технологического оборудования новой установки гидроочистки дизтоплива. Также завершено строительство всех технологических и административных зданий, ведется монтаж вспомогательных систем: технологических трубопроводов, электротехнического оборудования.

Основные инвестиции в 2017 г. были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в т.ч. на проекты строительства установок сернокислотного алкилирования, гидроочистки бензина каталитического крекинга и комплекса гидроочистки дизельного топлива с сопутствующими объектами общезаводского хозяйства, а также на поддержание действующих мощностей и реализацию проектов повышения операционной эффективности.

Углеводороды | оборудование для переработки нефти на нпз

оборудование для переработки нефти на нпз

Установки от экстрасенса 700х170

В последние несколько лет идеи импортозамещения захватили российское бизнес-сообщество, проникнув практически во все сферы экономики.

Нефтегазовая отрасль не стала исключением: в ноябре 2014 г Правительство РФ утвердило план мероприятий по снижению зависимости топливно-энергетического комплекса от импорта товаров и услуг. Данный план подразумевает как снижение доли импортного оборудования, технических устройств и комплектующих для нужд нефтегазового производства, так и услуг иностранных компаний и программного обеспечения зарубежного происхождения. Как реализуется этот план и каковы шансы на то, что его цели будут достигнуты?

Основные предпосылки данного решения сформировались в результате комбинации значительного числа политических и экономических факторов, включая низкие мировые цены на нефть, которые привели к рецессии экономики, девальвации рубля и росту валютных рисков, а также санкционных ограничений в части финансирования инвестиционных проектов и поставок оборудования стратегического значения.

В настоящее время в сфере нефтегазового машиностроения в России действует порядка 250 крупных предприятий. Согласно имеющейся статистике Минпромторга, рост производства продукции нефтегазового машиностроения в натуральном выражении в 2014 г составлял 17%. При этом потребление выпускаемой продукции на российском рынке в 2014 г увеличилось на 9% в сравнении с показателем 2013 г и достигло порядка 450 млрд рублей.

Однако если в рублевом выражении сложившаяся ситуация выглядит оптимистично, то в долларовом уже не так радужно: в 2014 г произошло снижение потребления на 1/3 – с 12,6 млрд долл США в 2013 г до 8 млрд долл США в 2014 г.

Результаты 2015 г подтвердили отрицательную тенденцию развития производства- согласно данным Росстата, в отраслях обрабатывающих производств произошло снижение объема выпускаемой продукции на 5,4%.

В целом, по данным на конец 2015 г, зависимость российской экономики от импорта составляла 88%, запланировано снижение значения более чем в 2 раза- до 40%. При этом машиностроение считается наиболее “защищенной” из основных отраслей, однако и планы по снижению данного показателя более скромные – доля импорта должна снизиться с 44% до 29%.

С другой стороны, зависимость от импорта нефтегазового машиностроения выше средней по отрасли и оценивается в 61%, и согласно Плану по импортозамещению в ТЭК к 2020 г доля импортных комплектующих в составе нефтегазовых установок должна снизиться до 43%.

Однако, как и в других отраслях, средние данные не могут полностью охарактеризовать степень конкурентоспособности российских производителей в сравнении с зарубежными поставщиками на рынке и их готовность к осуществлению планов Правительства.

Компания Euro Petroleum Consultants на протяжении 20 лет оказывает услуги для нефтеперерабатывающих предприятий России и стран СНГ, в том числе в областях предоставления заказчикам рекомендаций по выбору оборудования, а также проведения последующих инспекций в цехах предприятий-изготовителей и на строительной площадке.

Основываясь на накопленном в данной области опыте компании, была проведена оценка доли импорта для каждой из основных групп оборудования нефтепереработки, а также степени влияния конкретных мер по снижению доли импорта на указанные группы (таблица 1).

Наиболее проблемным с точки зрения отказа от импорта конечно является критическое емкостное реакторное оборудование и емкостное оборудование, работающее под высоким давлением и/ или в сверхагрессивных средах. В текущих экономических условиях и вследствие ужесточения требований к качеству выпускаемых топлив, многие НПЗ России идут по пути развития глубокой переработки нефти, обращаясь к зарубежным лицензиарам таких технологий.

Чаще всего указанное реакторное оборудование, а также оборудование, работающее под высоким давлением, лицензиар признает критическим и разрабатывает подробную проектную документацию, включающую размеры, материалы и другие показатели для данных видов оборудования в рамках базового проекта. Естественно, что при разработке подобной документации лицензиар ориентируется на зарубежные материалы, которые должны использоваться изготовителем. При этом несоблюдение требований спецификаций лицензиара приводит порой к самым плачевным последствиям для конечного заказчика, например – снятие гарантий.

В подобной ситуации изготовитель вынужден изготавливать аппараты в соответствии с требованиями лицензиара по материальному исполнению, используя импортную сталь, сварочные материалы и так далее. Высокая доля импорта характерна и для поставок внутренних устройств как для критического, так и прочего емкостного оборудования.

Основные возможные способы решения указанных проблем относятся к следующим шагам:

– выстраивание четких процедур согласования замены материалов с лицензиаром;

– развитие собственных конструкторских бюро, в структуре компании, с последующей сертификацией данной компании лицензиарами для устранения необходимости подробной проработки проекта на оборудование лицензиаром;

– развитие и сертификация металлургических производств с целью выпуска материалов в полном соответствии с кодами ASTM и ASME.

В ситуации с теплообменным оборудованием чаще всего возникают те же проблемы, что и в случае с емкостным: в случае признания теплообменника критическим оборудованием из-за работы под высоким давлением и в сверхагрессивных средах, лицензиар разрабатывает подробную документацию на основании западных стандартов, что приводит в итоге к увеличению доли импорта. Однако номенклатура теплообменного оборудования стандартного ряда – работающего в “стандартных” в понимании первичной нефтепереработки условиях – может быть полностью закрыта российскими поставщиками. Исключение составляют лишь пластинчатые теплообменники, где доля импорта традиционно высока – около 60 %. Пути решения проблем также сходны с описанными выше для группы емкостного оборудования.

Если говорить о динамическом оборудовании – насосах и компрессорах – здесь ситуация неоднозначная. С одной стороны, российские поставщики в целом способны полностью обеспечить заказчиков всей номенклатурой насосного оборудования, используемого на НПЗ, кроме центробежных насосов высокого давления, и таких «специфических» позиций, как, например, эбуляционные насосы для установок гидрокрекинга гудрона.

С компрессорным оборудованием, к сожалению, ситуация обстоит несколько хуже: группы центробежных и поршневых компрессоров зависимы от импорта как минимум на 80%. Причем как в случае центробежных, так и в случае поршневых компрессоров система управления для данных машин практически на 100% будет импортной.

В качестве конкретных путей решения вопросов зависимости от импорта можно предложить освоение изготовителями нестандартных рядов насосного оборудования, развитие производств компрессорного оборудования, а также создание собственных независимых решений в области систем управления, как аппаратных, так и программных.

Несмотря на общую высокую степень импорта, в нефтепереработке есть вид оборудования, по которому наблюдается реальная конкурентоспособность – российские поставщики и проектировщики способны спроектировать и поставить заказчику нагревательные печи, отвечающие всем самым жестким международным требованиям в области энергоэффективности, безопасности и экологии. В качестве исключения могут рассматриваться реакционные печи, которые лицензиар зачастую признает критическим оборудованием, а такие комплектующие печей – горелки со сверхнизким уровнем выброса оксидов азота и системы управления печными блокам. Ликвидация отставания должна быть прежде всего направлена на снижение зависимости от импорта в части поставки комплектующих.

Другой группой оборудования, в которой в настоящий момент российские поставщики способны практически полностью заместить иностранное оборудование, является запорная и регулирующая арматура, однако как и во всех предыдущих группах, существует исключение – прежде всего, это запорная арматура критических трубопроводов, которая должна быть изготовлена из материалов согласно спецификации лицензиара, арматура больших диаметров (Ду > 150), работающая под высоким давлением, арматура специального назначения, созданная для работы при высоких температурах и в агрессивных средах.

Единственный путь – целенаправленная работа отечественных производителей по освоению нестандартных рядов оборудования.

Помимо вышесказанного существует еще один аспект, который очень часто склоняет чашу весов по выбору поставщика в сторону зарубежных аналогов, даже несмотря на ценовое преимущество отечественного оборудования – качество изготавливаемой продукции. С сожалением приходится признавать, что проблемы с качеством преследуют очень многих российских поставщиков в различных сферах: качество материалов, качество обработки, соблюдение сроков, и т.д. Однако опыт Euro Petroleum Consultants доказывает, что при правильно поставленном контроле как со стороны заказчика, так и со стороны специализированных независимых организаций, качество изготовления отечественными подрядчиками может достигать конкурентного уровня в сравнении с традиционными импортными аналогами, а порой даже превышать его.

Для реализации планов Правительства российским поставщикам оборудования для нефтеперерабатывающей отрасли еще предстоит пройти долгий путь в сторону повышения собственной конкурентоспособности, результат которого будет зависеть в том числе и от деятельности смежных отраслей. Однако нет необходимости отрицать, что по широкому ряду позиций уже имеется серьезный задел, позволяющий строить позитивные прогнозы развития тяжелой промышленности и нефтегазового машиностроения.

In the last few years the idea of import substitution was taken by the Russian business community, penetrated almost into all spheres of the economy. The oil and gas industry is no exception: in November 2014, the Russian Government approved the action plan to reduce the dependence of fuel and energy complex on imports of goods and services. The plan assumes a decline in the share of imported equipment, technical devices and components for oil and gas production and services to foreign companies and software of foreign origin. As the plan is implemented and what are the chances that his goals are achieved?

Под контролем экспертов компании «Газпром нефть» крупнейшими российскими машиностроительными предприятиями произведена большая часть важнейших секций будущей установки.

Машиностроительный завод «Волгограднефтемаш» по специальному заказу «Газпром нефти» изготовил для будущего комплекса глубокой переработки нефти ОНПЗ колонну фракционирования высотой более 50 метров, диаметром 5,7 м и весом около 300 тонн, колонну отпарки продуктов, 16-метровый абсорбер, вес которого составляет 133 тонны, и два сдвоенных теплообменника общим весом 305 тонн, способных работать при сверхвысоком давлении до 200 атм.

Компания «Ижорские заводы» (Санкт-Петербург), входящая в группу «Объединенные машиностроительные заводы», произвела для комплекса глубокой переработки нефти четыре реактора гидрокрекинга и два сепаратора высокого давления общим весом более 1,4 тыс. тонн. Все агрегаты выполнены из устойчивой хромомолибденованадиевой стали и не уступают зарубежным аналогам.

Грузы с предприятий «Волгограднефтемаш» и «Ижорские заводы» в настоящее время консолидируются в морском порту Санкт-Петербурга, откуда впоследствии будут транспортированы в Омск.

Комплекс глубокой переработки нефти Омского НПЗ объединит в себе процессы гидрокрекинга, производства водорода и серы и обеспечит производство качественных нефтепродуктов из тяжелых остатков Ввод КГПН в эксплуатацию позволит заводу более чем на 6% увеличить показатель выхода светлых нефтепродуктов (авиакеросина и дизельного топлива стандарта Евро-5). Производственная мощность комплекса составит 2 млн тонн в год.

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ [7].

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ – AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока – ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 – 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год) [7].

Рис 1 – Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:

3, 4 и 5 – отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны;

7 и 8 – колонны стабилизации и вторичной перегонки;

/ – нефть, // и /// – углеводородный газ низкого и высокого давления;

IX – тяжелый компонент бензина (100-180 “С);

XIV – легкая газойлевая фракция (до 300 °С);

ВЦО и ПЦО -верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти – это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют [7]:

– топливо, сжигаемое в печах, – 35-38 кг/т (отдельно для AT -20-25 кг/т);

– вода оборотная для охлаждения технологических потоков -3-7 м3/т;

– электроэнергия – 7-8 кВт • ч/т;водяной пар – 100-150 МДж/т.

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 – 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 – 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 – 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 – 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 – 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 – С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ [6].

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 – C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 – 0,2%(мас.)]. Давление его – до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 – 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) – это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 – 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 – 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 – 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 – 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант – это отбор авиационного керосина – фракции 140 – 230 “С. Выход ее составляет 10 – 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 – 280 °С или 140 – 300 °С) составляет 14 – 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 – 26%(мас), если потоком А” отбирается авиакеросин, или 10 – 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240 – 380 °С, выход ее от нефти 3 – 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется [5].

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 – 500 °С (в отдельных случаях 350 – 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 – 25%(мас.) (или 26 – 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 – 14%(мас.)] и 420 – 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти – до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам [5]:

– как компонент тяжелых котельных топлив;

– как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

– как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

– как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ- это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико – 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 – 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 – 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 – 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара [5].

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум – до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Авторы: С.В. Винтилов (ООО «Техкранэкспертиза»), Д.А. Акишев, В.П. Жолобов (ЗАО НПО «Техкранэнерго»), В.И. Зайцев (ОАО «Славнефть-ЯНОС»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №6/2015

На многих НПЗ, в том числе и в ОАО «Славнефть-ЯНОС», участились случаи забивания технологического оборудования новыми видами отложений. Количество отложений создает реальную угрозу внеплановых остановов технологических установок.

Причины образования отложений можно разбить на две группы:

  • использование при добыче нефти хлорорганических соединений;
  • применение при добыче и транспортировке нефти поглотителей сероводорода.

В 90-х гг. прошлого века возникла проблема, связанная с выводом из строя оборудования из-за отложений, образующихся в результате применения реагентов, используемых при добыче нефти. В октябре 2001 г. Министерством энергетики РФ был издан приказ №294 «О запрещении применения хлорорганических реагентов в процессе добычи нефти», который отменен приказом №228 Министерства энергетики РФ в мае 2012 г. После этого проблема возникла вновь.

Рис. 1. Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204°С, ррм

Хлорорганические соединения гидрируются в реакторах гидроочистки с образованием хлористого водорода (НCl), который при взаимодействии с водой образует соляную кислоту. Соляная кислота является сильнейшим коррозионным агентом, кроме того, хлористый водород взаимодействует с аммиаком, образующимся при гидрировании соединений азота, которые традиционно присутствуют в нефти. В результате образуется хлорид аммония (NH4Cl) – белое порошкообразное вещество, которое забивает оборудование. За последнее время содержание хлорорганических соединений (рис. 1) в восточной нефти, поступающей на переработку, увеличилось в 6 раз (с 1 до 6…6,9 ррм), в ухтинской нефти – в 2–3,5 раза (с 1,0 до 2,0…3,5 ррм – данные ЦЗЛ). В результате оборудование установок гидроочистки, а также блоков предварительной гидроочистки сырья установок каталитического риформинга и изомеризации подвергается дополнительному изнашиванию из-за хлористоводородной коррозии и забивается отложениями хлористого аммония.

Рис. 2. Отложения в сырьевом теплообменнике Т-201 установки ЛЧ-24/7 (ремонт 2014 г.). Причина – наличие хлорсодержащих примесей в сырье установки

На рис. 2, 3 показан внешний вид сырьевых теплообменников Т-5N и Т-201 установок гидроочистки дизельного топлива соответственно Л-24/6 и ЛЧ-24/7. Такими же отложениями забиваются аппараты, трубопроводы и арматура блоков предварительной гидроочистки сырья установок каталитического риформинга Л-35/11, ЛГ-35/11 и Изомалк-2, увеличивая перепады давления в системе, вынуждая снижать производительность установок, вплоть до их остановки (рис. 4).

Рис. 3. Отложения в сырьевом теплообменнике Т-1/1 установки Л-35/11 (ремонт 2013 г.) Причина – наличие хлорсодержащих примесей в сырье установки

При определении химического состава отобранных отложений в ИЛ ЦЗЛ установлено, что образцы в основном представляют собой хлористый аммоний (70–90% мас.) с продуктами коррозии (5–30% мас.).

Рис. 4. Отложения в ХВ-201. 1-я секция установки Изомалк-2 (декабрь 2014 г., останов в межремонтный пробег)

Действующий в настоящее время ГОСТ на нефть предполагает нормирование содержания хлористых соединений во фракциях, выкипающих до температуры 204°С, а содержание органических хлоридов в сырье установок гидроочистки дизельного топлива и гидрокрекинга вообще не нормируется, что, безусловно, способствует бесконтрольному росту отложений на данных объектах.

Коррозионное изнашивание является одним из основных факторов, регламентирующих межремонтный пробег установки, срок и стоимость ремонта. В настоящее время ряд предприятий ОАО «НК «Роснефть», столкнувшись с необходимостью перерабатывать нефть с повышенным содержанием хлорорганических соединений, несут большие убытки. Так, в ЗАО «РНПК» после полуторамесячной работы на сырье с содержанием хлорорганических соединений на уровне 8…10 ррм были вынужденно внепланово остановить установку изомеризации из-за выхода из строя нескольких секций воздушных холодильников. С аналогичными проблемами сталкивались ОАО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», КременчугскийНПЗ и ряд предприятий НК «ЮКОС».

Эти отложения образуются на всех установках первичной переработки нефти нашего предприятия, в системе конденсации отбензинивающей колонны К-1, однако были случаи их образования в системе вывода продуктов из боковых стриппингов колонны К-2. Выходит из строя конденсатно-холодильное оборудование, вспомогательное оборудование на рефлюксных емкостях Е-1 (рН-метры, уровнемеры, клапаны-регуляторы уровня раздела фаз и др.); ухудшается теплопередача, ускоряются коррозионные процессы.

Рис. 5. Отложения в конденсаторе-холодильнике Х-1/4 установки АВТ-4 (ремонт 2014 г.). Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

На рис. 5–6 представлен внешний вид трубных пучков конденсаторов-холодильников Х-1/3,4 и корпуса конденсатора-холодильника Х-1/3 установки АВТ-4 с отложениями, обнаруженными в период капитального ремонта 2014 г. В настоящее время установки первичной переработки нефти АВТ – 3,4 и ЭЛОУ-АТ-4 вынуждены в период межремонтного пробега выключать из работы конденсатно-холодильное оборудование для чистки от отложений, что приводит к нерациональному использованию энергетических, материальных и трудовых ресурсов.

Рис. 6. Трубный пучок (а) и корпус Х-1/3 (б) установки АВТ-4 (ремонт 2014 г.). Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

Анализ отложений, проведенный в ОАО «Славнефть-ЯНОС» ЯГТУ, научно-исследовательской лабораторией «Колтек Интернешенл» в исследовательском центре фирмы «Клариант», показал, что отложения представляют собой продукт взаимодействия реагентов, вводимых в нефть при добыче и/или транспортировке с сероводородом и меркаптанами. Химический состав отложений определен в лаборатории фирмы «Клариант», основная масса состоит из соединений серы (до 90,1% мас.). Больренному изнашиванию оборудования, вызывая общую и язвенную коррозию, а физико-химические свойства обнаруженного вещества не позволяют нейтрализовать его негативное воздействие на стадии переработки нефти.

Рис. 7. Отложения в Т-15/1-4 и Т-15А установки ЭЛОУ-АВТ-6 Московского НПЗ. Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промысла

Подобные отложения в сентябре 2014 г. обнаружены в КХО установок первичной переработки нефти на Московском НПЗ (рис. 7, 8). Данные отложения забивают системы атмосферного блока установок АВТ, ухудшают теплопередачу при конденсации, что обусловливает снижение производительности и может привести к внеплановому останову объекта.

Рис. 8. Внешний вид трубной решетки Т-17/1-5 (головной погон К-2) установки ЭЛОУ-АВТ-6 Московского НПЗ
с отложениями и после чистки. Скорость коррозии трубок под слоем отложений достигает

0,85 мм/год. Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

Необходимо отметить, что вред, причиняемый продуктами взаимодействия поглотителей сероводорода с сероводородом, существенно больше, чем вред от самого сероводорода.

Специалистами ОАО «Славнефть-ЯНОС» установлено, что резкое увеличение количества отложений в технологическом оборудовании предприятия связано в основном с двумя основными причинами:

  • закачиванием в нефтяной пласт хлорорганических химических реагентов для повышения отдачи пласта;
  • добавлением в нефть поглотителей сероводорода при добыче и перекачивании нефти.

В связи с наличием критического количества отложений возникает реальная угроза внеплановых остановов технологических объектов предприятия.

В связи с изложенным следует рекомендовать:

  • обратиться в добывающие компании с просьбой принять меры по ограничению применения реагентов в процессе добычи и транспортировки нефти;
  • усилить контроль за состоянием оборудования, работающего под давлением, как со стороны служб НПЗ, так и со стороны экспертных организаций в период проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов;
  • внести изменения в государственные стандарты Российской Федерации (ГОСТ Р 51858–2002 «Нефть. Общие технические условия», ГОСТ Р 31378–2009 «Нефть.

Общие технические условия», ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Требования к химическим продуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли») с целью снижения содержания коррозионно-агрессивных веществ, в том числе поглотителей сероводорода и хлорорганических соединений.

Углеводороды | куплю мини нпз с документами

куплю мини нпз с документами

Теневая нефтянка существует параллельно легальной отрасли, – здесь есть свои нефтедобытчики, которые выкачивают “черное золото” из чужой трубы, нефтепереработчики, владеющие нелицензионными мини-НПЗ, сбытовики, на заправке которых можно залить в бак АИ-93.

Установки от экстрасенса 700х170

Картину дополняют покупатели – водители грузовых автомобилей, особенно дальнобойщики, небольшие сельскохозяйственные компании и экономные владельцы отечественных автомобилей. Все они стали объектами обширного исследования структуры теневого рынка нефти и нефтепродуктов, проведенного газетой РБК daily.

По дешевке и мелкими партиями

Самые мелкие криминальные нефте-денежные ручейки протекают от потребителя к потребителю. Топливо водителям грузовиков обычно оплачивает фирма, предоставляя для этих целей специальные талоны или отдельную пластиковую карту.

Схема подзаработать простая: договориться с кассиром на АЗС, который проведет платеж, к примеру, на 500 л, а по факту в бак заливается 420 л. Разница за недополученный дизель возвращается водителю на руки, “лишние” 80 л продаются за наличные какому-нибудь постоянному покупателю.

Водители бензовозов договариваются с заправщиками – залить цистерну не до отсечки, а по самое горлышко. По документам – один объем, а по факту – больше, расчет за наличные.

Этот канал правительство пытается перекрыть, продвигая идею контроля передвижения опасных грузов, для этого в том числе бензовозы оборудуют системой контроля передвижения ГЛОНАСС/GPS.

Присосаться к трубе

Настоящие “нефтяные реки, денежные берега” там, где тянутся магистральные трубопроводы “Транснефти”. Промышляют нелегальными врезками в нефтепроводы в основном в Поволжье и на Кавказе. В Дагестане врезку могли подарить на свадьбе в качестве приданого, утверждает один из сотрудников “Транснефти”. В 2010 году ущерб, причиненный незаконными проникновениями в магистральный нефтепровод, составил более 100 млн рублей.

“Транснефть” забеспокоилась, установили системы контроля, заключили договор с МВД и местным отделением вневедомственной охраны. Постепенно воровать стали меньше.

“Врезаться стали меньше, но и ловить стало труднее: врезаются в трубу под землей, так, чтобы падение давления в магистрали было в пределах нормы. Тянут отвод обычно либо сразу на мини-НПЗ, который также работает нелегально, либо в нефтехранилища. Последние с виду обычная дача: огороженный участок, домик, а под ним резервуары для нефти. Туда-то ночью и подъезжают бензовозы.

В среднем одна 20-тонная цистерна, груженная ворованной нефтью – это примерно 200 тысяч рублей прибыли. За ночь бандиты могли заработать до 3 млн рублей.

С ростом цен на топливо динамика краж нефти вновь приобрела тенденцию к росту. В 2010 году на магистральном нефтепроводе обнаружено 313 несанкционированных врезок, что на 13,8% больше аналогичного периода прошлого года, сообщают в “Транснефти”.

Кража в пути

В мае 2010 года на станции Горьковской железной дороги, вблизи которой расположен НПЗ “Лукойла”, была задержана преступная группа, длительное время похищавшая из цистерн бензин, сообщил начальник отдела охраны грузов ФГУП “Ведомственная охрана железнодорожного транспорта РФ” Юрий Никоноров. По его словам, за первое полугодие текущего года было зарегистрировано семь краж нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в пределах 3-5 тонн каждая.

В 2006 году в перечень охраняемых ведомственной охраной объектов внесли дизтопливо, тогда убытки от хищений доходили до 20 млн руб. в год, ежегодно совершалось до 100 краж. В 2009 году к списку прибавили еще и топливо для реактивных двигателей. В год сотрудниками охраны сопровождается около 1,5 млн цистерн.

Охота на НПЗ

С тех пор, как глава “Газпром нефти” Александр Дюков в начале 2010 года пожаловался на нерадивых переработчиков президенту Дмитрию Медведеву, Ростехнадзор проводит уже вторую волну проверок таких предприятий. Всего за время проверок Ростехнадзор оштрафовал мини-НПЗ на 7 млн рублей.

Самый распространенный способ уйти от проверки – не прислать официального представителя. Доказать, что завод работает на ворованной нефти, практически невозможно, но результаты многих контрольных проверок показывали: сырье завода тех же химических свойств, что и нефть в ближайшей трубе.

Стоимость создания проекта НПЗ может составлять от 3 млн до 35 млн рублей, а на согласование уходит до полугода. Плюс строительство – в среднем создание одного мини-НПЗ занимает год. Средняя цена мини-НПЗ объемом переработки 200 куб. м в сутки с резервуарами для хранения сырья и готовой продукции на семь-десять дней – около 68-110 млн рублей.

Это вызывает желание обойти закон и сэкономить, построив где-нибудь подальше от глаз “серый” заводик без всяких согласований, подыскать самого дешевого поставщика и хорошенько заработать.

Государство против краж

В ответ на вопрос, что делать, большинство собеседников издания сходятся на том, что человеческий фактор непобедим. По некоторым данным, “Татнефть” в свое время решила эту проблему так: если кого-то из сотрудников ловили на воровстве, увольняли не только его, но и всех членов его семьи.

Эффективным инструментом борьбы с хищениями является система материального поощрения лиц, предоставивших информацию, позволившую предотвратить или возместить ущерб активам компании. Вознаграждение может составить до 10% от суммы предотвращенного или возмещенного ущерба, говорят в компании ТНК-ВР.

В “Транснефти” также считают, что определяющим фактором является наличие криминального рынка нефти и нефтепродуктов. В условиях высоких цен на сырую нефть и продукты ее переработки практически вышла из-под контроля государства деятельность предприятий и организаций, занятых в сфере хранения, транспортировки и переработки углеводородного сырья.

Владимир Назаров рассказал о перспективах развития нефтепродуктовых проектов

Москва. 22 августа. INTERFAX.RU – Этой осенью “Транснефть” получит статус оператора товарных поставок на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ). Трубопроводная компания также планирует существенно увеличить объем перекачки топлива, вкладывается в реконструкцию имеющихся объектов и строительство новых продуктопроводов. О перспективах развития нефтепродуктовых проектов в интервью “Интерфаксу” рассказал заместитель вице-президента “Транснефти” – директор департамента транспорта, учета и качества нефтепродуктов Владимир Назаров.

– В чем суть статуса оператора товарных поставок “Транснефти” на СПбМТСБ? И как оцениваете его влияние на развитие топливного рынка России?

– Если говорить об официальной терминологии, то Оператор товарных поставок (ОТП) – это организация, получившая аккредитацию в ЦБ РФ на предоставление услуг по проведению, контролю и учету товарных поставок по обязательствам, возникшим в результате биржевых сделок и допущенным к клирингу.

Если объяснять простым языком: контрагенты в ходе биржевых торгов договариваются о покупке-продаже топлива, “Транснефть” получает уведомление об этом, формирует сопутствующую документацию по сделке, обеспечивает хранение оговоренного объема товара в своей инфраструктуре, а после оплаты гарантирует передачу товара покупателю.

То есть в качестве оператора товарных поставок “Транснефть” будет предоставлять услугу по хранению нефтепродуктов с гарантией передачи права собственности товара по итогам биржевой сделки.

При этом участники сделки получают преимущество в скорости завершения сделки – товар передается так же быстро, как проходят деньги. И еще значительное удобство – купить топливо покупатель может на конкретном базисе биржевой торговли, наиболее близком к нему. В настоящее время на территории России система “Транснефти” объединяет 16 нефтеперерабатывающих заводов, 46 различных нефтебаз, 5 аэропортов, в системе компании имеется 11 собственных наливных пунктов. Именно на базисах собственных автомобильных наливных пунктов “Транснефть” планирует обеспечить работу по принципу оператора товарных поставок.

ОТП для рынка, в первую очередь – это один из инструментов развития биржевой торговли. А, как трактует сама СПбМТСБ, чем больше инструментов она предоставит участникам рынка, тем выше ее ликвидность. Кроме того, “Транснефть” в статусе ОТП будет способствовать расширению возможностей покупки товара для независимых компаний и трейдеров. Таким образом, работа оператора товарных поставок очень позитивно скажется на внутреннем рынке, как с точки зрения роста объема биржевых торгов, так и с точки зрения сокращения монопольного влияния производителей топлива.

– Когда вы получите статус ОТП и приступите к выполнению соответствующих функций?

– Согласно плану-графику реализации проекта, в первой декаде ноября “Транснефть” должна иметь статус оператора товарных поставок, тогда компания и сможет официально приступить к оказанию услуги. Пока мы идем в графике, сейчас завершаем подготовительные мероприятия, касающиеся, в первую очередь, юридической стороны. “Транснефть” разработала типовые документы для оказания нового вида услуг. Сформирован также пакет документов, касающийся взаимоотношений “Транснефти” и СПбМТСБ с точки зрения клиринга, параллельно СПбМТСБ подготовила свои корректировки в правила клиринга с использованием ОТП.

Последним шагом станет подача заявления в ЦБ для получения аккредитации, разрешающей деятельность ОТП. Сделаем это уже в начале сентября. Рассчитываем, что к ноябрю ЦБ даст соответствующее разрешение, и “Транснефть” сможет выполнять функции ОТП на бирже. Сейчас решается вопрос, кто именно будет оказывать услуги клиринга на бирже – по-прежнему РДК или сама СПбМСТБ. Изначально мы готовили пакет документов, где прописаны трехсторонние правила работы (“Транснефть”, РДК и СПбМТСБ). Но в какой-то момент оказалось, что это будут двусторонние отношения (“Транснефть” и СПбМТСБ), документацию пришлось переделывать, но это не критично.

И что самое важное – “Транснефть” разработала специальный программный продукт, на базе которого будет осуществляться взаимодействие компании с клирингом, биржей, участниками сделок. Действующая схема работы предполагает по факту перехода права собственности от одного контрагента к другому необходимость подписания ряда бумажных документов, а участники сделки, “Транснефть” и биржа территориально находятся в разных местах. Наш программный модуль станет важным связующим инструментом, обеспечивающим оперативный электронный документооборот по сделкам.

На этой неделе мы начали тестовые мероприятия, чтобы проверить взаимодействие нашего программного модуля с биржей. Отработка сопряжения систем продлится до конца августа. Уверены, что к тому моменту, когда ЦБ выдаст нам аккредитацию для оказания услуг ОТП, мы будем полностью готовы к работе в этом статусе в полноценном режиме.

– И насколько рассчитываете увеличить число биржевых сделок на базисах “Транснефти” после получения статуса ОТП?

– Общий объем сделок по нефтепродуктам на СПбМТСБ в 2016 году вырос по сравнению с 2015 годом на 14% – до 5,8 млн тонн, прогнозируется, что по итогам 2017 года этот показатель на бирже также несколько увеличится.

На базисах “Транснефти” рост биржевых сделок с дизельным топливом в 2016 году составил 53%, достигнув 460 тыс. тонн. Мы рассчитываем на увеличение числа биржевых сделок более чем на 20% по итогам текущего года. При этом, если в общем объеме сделок СПбМТСБ доля биржевых сделок по дизельному топливу на базисах “Транснефти” в 2016 году занимала 8%, то за 7 месяцев 2017 года – уже почти 10%.

Если предположить, что в 2017 году темпы роста сохранятся, то после запуска проекта “Оператор товарных поставок” мы рассчитываем на увеличение в 2 раза количества биржевых сделок на базисах “Транснефти”. Это, конечно же, не значит, что увеличится сам рынок биржевых сделок, но мы надеемся сместить акценты в сторону сделок с использованием трубопроводной системы. “Транснефть” настроена занять здесь существенную долю, в перспективе работа компании в качестве ОТП будет способствовать увеличению доли биржевых сделок на базисах компании до 30% в общем объеме сделок в секции “Нефтепродукты” СПбМТСБ.

– А инфраструктура “Транснефти” готова к старту проекта ОТП?

– Существующая инфраструктура позволяет в полной мере удовлетворять спрос на услуги по хранению и наливу нефтепродуктов для потребителей внутреннего рынка в соответствии с перспективными планами транспортировки нефтепродуктов по системе магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП).

Мы все сделали для того, чтобы клиенту было комфортно на наших наливных пунктах, модернизировали и оптимизировали их. Сейчас продолжается ряд реконструкций на объектах, в частности, на наливных станциях московского региона, где действуют три станции – Володарская, Солнечногорская, Нагорная. Хотим нарастить мощности на них, потому что видим потенциал роста транспорта и налива в столице.

За счет проекта оператора товарных поставок мы, несомненно, надеемся активизировать использование наших конечных терминалов по хранению и наливу нефтепродуктов. А поскольку процессу хранения и налива нефтепродуктов предшествует их транспортировка, мы уверены, что участие “Транснефти” в процессе реализации биржевых сделок косвенно позволит нам, в том числе, нарастить и объем транспорта на внутреннем рынке.

– И насколько может вырасти транспортировка нефтепродуктов по системе “Транснефти” на внутренний рынок, в том числе, благодаря проекту ОТП?

– Есть один показательный пример: 2 года назад, когда нефтяные компании в основном использовали ж/д станции, а не наши пункты, как базисы биржевой торговли, объем биржевых сделок на нашей системе сильно сократился. Последние полтора года “Транснефть” совместно с СПбМТСБ и ФАС работали над тем, чтобы у компаний кроме опции железнодорожных поставок появилась опция отгрузки на условиях “франко-труба”. Что, в итоге, привело к увеличению объема налива в автоцистерны по биржевым сделкам в 2 раза.

Задача максимум компании – в 2 раза увеличить общий транспорт топлива по системе МНПП внутри России. Сколько из этого будет за счет услуг ОТП – трудно сказать, поскольку пока сложно оценить этот процесс технически. И тем не менее планируемый рост транспорта топлива на рынке РФ и, соответственно, рост отпуска на наших конечных пунктах вынуждает нас к активизации реконструкции наливных терминалов.

По факту в 2016 году транспорт нефтепродуктов по системе “Транснефти” на внутренний рынок составил 9,3 млн тонн. В 2017 году ожидаем увеличение до 9,6 млн тонн, предварительный прогноз на 2018 год – 13,4 млн тонн. А после завершения мероприятий по реконструкции наливных станций кольцевого московского нефтепродуктопровода (КМНПП) и наливного пункта “Сокур” перспективные объемы транспортировки нефтепродуктов на внутренний рынок РФ могут составить около 16 млн тонн.

– Считаете, что кратный рост объемов прокачки топлива внутри России будет востребован с учетом стабилизации производства светлых нефтепродуктов в стране?

– Основной продукт перекачки “Транснефти” на подключенных к системе НПЗ – это дизельное топливо. Действительно, производство ДТ в первом полугодии снизилось на 0,4 млн тонн по сравнению с соответствующим периодом 2016 года. Между тем, согласно прогнозу “Транснефти”, по итогам текущего года ожидается увеличение объемов транспортировки дизельного топлива по системе МНПП на 2,7% или на 0,8 млн тонн.

Хочу особо подчеркнуть, что сегодня система магистральных нефтепродуктопроводов “Транснефти” в России загружена на 100%. Зачастую мы вынуждены где-то ограничивать наших клиентов по приемке нефтепродуктов. Поэтому однозначно считаем – развитие должно быть.

Нефтяные компании продолжают модернизацию нефтеперерабатывающих заводов, наращивают глубину переработки. Мы видим потенциальную тенденцию к увеличению выпуска светлых нефтепродуктов. И надеемся, что “Транснефть” с расширением мощностей по транспорту находится как раз в тренде. Рассчитываем, что если предоставим нефтяникам новые свободные мощности транспорта, то они точно будут востребованы.

– Расширение мощностей внутреннего транспорта потребовало значительных капвложений?

– В целом в развитие системы магистральных нефтепродуктопроводов компания ориентировочно намерена инвестировать более 160 млрд рублей до 2020 года. Сюда входят все наши ключевые проекты: увеличение поставок дизельного топлива в порт Приморск (Ленинградская область) до 25 млн тонн в год, реализация проекта “Юг” с транспортом 6 млн тонн в направлении Новороссийска, расширение объемов поставки автобензинов и авиатоплива в московский регион. Также среди важных проектов – реконструкция наливной станции “Сокур” в Новосибирске, модернизация подводящих трубопроводов для обеспечения увеличивающегося приема с “ТАНЕКО” (входит в “Татнефть” ) и с Антипинского НПЗ.

– И как в итоге увеличится прокачка нефтепродуктов в целом по системе “Транснефти”?

– Объем перекачки нефтепродуктов по системе МНПП “Транснефти” в 2016 году вырос примерно на 2,5-3% – до 33,1 млн тонн. В 2017 году мы прогнозируем выдержать этот рост в 2-3% и перекачать чуть менее 34 млн тонн. Одна из стратегических целей “Транснефти” – увеличение объемов транспортировки светлых нефтепродуктов по системе МНПП в 2021 году до 50 млн тонн. Мы целенаправленно движемся к этой цели.

В ближайшие годы увеличение транспорта топлива будет обеспечено за счет реализации компанией ряда важных проектов. В первую очередь, это завершение в 2016 году мероприятий в рамках проекта “Север-15”, что позволило увеличить объемы перекачки в направлении порта Приморск до 15,2 млн тонн (рост в 2016г на 0,7 млн тонн по сравнению с 2015г). В 2017 году в данном направлении планируется транспортировка 16,7 млн тонн нефтепродуктов.

В этом году мы планируем завершить необходимые мероприятия по проекту “Север-25”, с тем, чтобы в 2018 году техническая возможность транспортировки дизельного топлива в порт Приморск увеличилась до 25 млн тонн в год. Этот рост на экспортном направлении с поставкой через порт РФ отражает выполнение “Транснефтью” задачи по наращиванию перевалки в российских портах.

Кроме того, ориентировочно в середине ноября мы планируем начать заполнение линейной части МНПП проекта “Юг” на участке “Волгоград – Тихорецк – Новороссийск”. И уже в декабре начнем прием и перекачку дизельного топлива ЕВРО-5 производства “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка” в направлении порта Новороссийск.

– Проект “Юг” – это введение совершенно новых транспортных мощностей. Уже понятно, о каких объемах перекачки по “Югу” может идти речь, и какие компании будут основными поставщиками в этот трубопровод?

– “Юг” общей мощностью 6 млн тонн перекачки будет реализовываться в два этапа. Первый – подключение Волгоградского НПЗ с объемом 4 млн тонн в год. Эта ресурсная база подтверждена “ЛУКОЙЛом” , и на этот объем мы планируем выйти уже с января 2018 года. Второй этап учитывает введение в конце 2018 года ж/д эстакады на головной перекачивающей станции (ГПС) “Тингута” рядом с Волгоградом мощностью 2 млн тонн в год. После запуска этой ж/д эстакады мы сможем принимать дополнительно по железной дороге дизельное топливо с тех заводов, которые не подключены к системе “Транснефти”. То есть “Юг” дает возможность реализации комбинированной схемы: 4 млн тонн принимать в трубу с Волгоградского НПЗ и еще 2 млн тонн по железной дороге с последующим транспортом по трубе.

К настоящему моменту в числе основных поставщиков, не подключенных к системе и заинтересованных в поставках через “Тингуту”, мы видим ресурсы до 1 млн тонн Орского НПЗ (основной актив “Фортеинвеста”), а также примерно 0,7 млн тонн Саратовского НПЗ (“Роснефть”). Потенциально можно рассматривать ресурсы Краснодарской группы заводов (частные владельцы) и избыточные ресурсы Уфимской группы (входят в “Роснефть”), которые зачастую транспортируются железной дорогой. Также учитываем вариант с использованием ЛПДС “Никольское”: от нефтеперерабатывающих заводов до “Никольское” трубопроводным транспортом, далее до “Тингуты” – ж/д перевозка.

Преимущества комбинированной схемы транспортировки (ж/д плюс труба) проекта “Юг” в том, что поставлять в порт Новороссийск дизтопливо с использованием трубопроводного транспорта смогут многие неподключенные к системе “Транснефти” компании. А сложность этой схемы в том, что она зависит от тарифной политики РЖД на южном направлении. Но “Транснефть” обсуждает этот момент с РЖД в части, например, установки сквозного тарифа. Думаю, что в какой-то форме возникающие вопросы вполне можно разрешить.

– “Транснефть” последние годы занималась перепрофилированием нескольких нефтепроводов под перекачку нефтепродуктов. Планируется продолжить эту работу?

– Да, в этом году мы реализовали проект трубопроводной поставки автобензинов от “НОРСИ” (Нижегородская область, “ЛУКОЙЛ”) до Москвы. Это бывший нефтяной трубопровод, который перепрофилирован под перекачку бензина. В июле завершили его заполнение и осуществили транспортировку пробных партий, в августе дооформим необходимые документы и, надеюсь, с сентября уже будет осуществляться полноценная перекачка с “НОРСИ” 95-го автобензина на московский рынок. По договоренности с “ЛУКОЙЛом” поставки продукта по этой трубе составят 2 млн тонн ежегодно.

Дальнейшее развитие проекта учитывает, во-первых, реконструкцию к IV кварталу 2018 года ЛПДС “Рязань” для транспорта в столичный регион бензинов с Рязанского завода “Роснефти” – это плюс еще 0,5 млн тонн. А, во-вторых, реконструкцию в течение 2018 года ж/д эстакады на “НОРСИ”, до которой по железной дороге будут доставляться бензины с других НПЗ, не подключенных к системе, затем сливаться в систему “Транснефти”, и уже трубопроводным транспортом доставляться в Москву. А это дополнительно еще до 1 млн тонн ресурсов. Итого, новый проект позволит в перспективе транспортировать в столицу 3,5 млн тонн бензинов трубопроводным транспортом.

Кроме того, мы готовим к перекачке топлива трубопровод “Горький – Ярославль”, связанный с проектом “Север-25”. Это нефтяная труба, которая в данный момент проходит очистку от нефтяных остатков. К концу 2017 года планируем ее запустить для перекачки нефтепродуктов.

Также ранее были перепрофилированы нефтепроводы “Тихорецк-Новороссийск-1” и “Ярославль-Кириши”. Считаем, что этого вполне достаточно, и в перспективе до 2020 года дополнительного перепрофилирования трубопроводов не запланировано.

– А что предполагает программа реконструкции мощностей, обеспечивающих доставку топлива в аэропорты московского авиаузла (МАУ)?

– Сегодня объем трубопроводного транспорта керосина в МАУ составляет около 2 млн тонн. Планируем в 2018 году увеличить этот показатель вдвое. Так, весной 2018 года завершим строительство и введем в эксплуатацию сливную ж/д эстакаду на ГПС Шилово-3 для приема авиационного керосина в систему МНПП для последующей транспортировки в аэропорты московского авиационного узла. Мощность эстакады составит 2,5 млн тонн в год. Считаем, что эти работы “Транснефти” в целом позволят разгрузить инфраструктуру московской железной дороги и обеспечить оперативную транспортировку авиакеросина в аэропорты МАУ.

Управление государственных доходов по Алмалинскому району Алматы информирует налогоплательщиков об изменениях в Налоговом кодексе за 2018 год, передаёт портал Matritca.kz.

Главный вопрос касается реализаторов алкогольной продукции, не использующих сервис “WiponPro”.

Иллюстративное фото из открытых источников

Согласно закону “О государственном регулировании производства и оборота алкогольной продукции” на территории республики запрещаются хранение и реализация алкогольной продукции без наличия приборов, определяющих элементы защиты учетно-контрольных марок или считывающих информацию с учетно-контрольных марок алкогольной продукции, подлежащей маркировке.

В целях реализации закона, а также в рамках борьбы с реализацией алкогольной продукции с марками неустановленного образца и минимизации продажи нелегальной алкогольной продукции Комитетом государственных доходов МФ РК” разработано приложение “Wipon Pro” для оптовых и розничных реализаторов алкогольной продукции. Программное обеспечение доступно для скачивания на официальном сайте www.wipon.pro.

Приложение “Wipon Pro” можно скачать как на персональный компьютер, так и на сотовый телефон. С помощью этой программы реализаторы алкогольной продукции могут определить подлинность учетно-контрольной марки и легальность поставляемой алкогольной продукции. За хранение и реализацию алкогольной продукции без наличия приборов, определяющих элементы защиты учетно-контрольных марок или считывающих информацию с учетно-контрольных марок алкогольной продукции, подлежащей маркировке учетно-контрольными марками, статьей 282 КоАП РК предусмотрена административная ответственность от 50 до 600 МРП.

Также немаловажным вопросом в текущем году является установка КПУ (контрольные приборы учета) владельцами АЗС.

Так, согласно закону “О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов” нефтепродукты должны производиться и реализовываться через контрольные приборы учёта (КПУ) с передачей данных в онлайн-режиме уполномоченному органу – Комитету государственных доходов МФ РК.

Вышеуказанные требования вступили в силу для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) и мини-НПЗ с 1 января 2017 года, а для нефтебаз и АЗС – с 1 января 2018 года. Однако в законодательство внесли поправки: обязательную установку КПУ для нефтебаз отменили, а для АЗС сроки были перенесены:

– с 1 января 2019 года – для АЗС, расположенных на территории столицы, городов республиканского, областного и районного значения;

– с 1 января 2021 года – для остальных АЗС.

Согласно подпункта 4) статьи 1 Закона, контрольные приборы учета – технические устройства, измеряющие количественные и качественные характеристики нефтепродуктов, для ведения учета с целью последующей передачи в режиме реального времени уполномоченному органу в области оборота нефтепродуктов посредством автоматизированной системы информации об объемах производства и (или) оборота нефтепродуктов, установленные на резервуарах производственных объектов производителей нефтепродуктов, баз нефтепродуктов и на автозаправочных станциях (кроме автозаправочных станций передвижного типа), допущенные к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений.

Хотим напомнить, что с 1 января 2019 года пунктом 5 статьи 281 Кодекса “Об административных правонарушениях” предусмотрен штраф от 100 до 300 МРП с конфискацией нефтепродуктов.

Обращаем ваше внимание, что к применению допускаются КПУ, зарегистрированные в реестре государственной системы обеспечения единства измерений и допущенные к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений.

Список зарегистрированных приборов в реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан, размещен на сайте РГП “КазИнМетр”.

При этом необходимо руководствоваться Постановлением Правительства Республики Казахстан от 16.03.2016 года №126 “Об утверждении Правила и требования по оснащению резервуаров производственных объектов производителей нефтепродуктов, баз нефтепродуктов и заправочных станций (кроме заправочных станций передвижного типа) контрольными приборами учета”.

Кроме того, сообщаем об утверждении “Технических требований к нефтеперерабатывающим заводам для организации системы сбора, обработки и передачи данных с контрольных приборов учета” утвержденным председателем правления АО “Национальные информационные технологии” от 23.09.2016 г.

В этой связи настоятельно рекомендуем владельцам всех автозаправочных станций установить КПУ, а также в случае технической готовности объектов подключится к Системе учета отдельных видов нефтепродуктов, составив договор с Акционерным обществом “Национальные информационные технологии”.

А также совершенствуя информационную технологию разработаны способы оплаты в онлаин режиме предоставляем информацию по регистрации:

Место предоставления услуги:

1. Перейти по кнопке “Заказать услугу онлайн”.

2. Заполнить и отправить заявку (ЭЦП не требуется). Сведения о задолженности появятся моментально после нажатия на кнопку “Отправить запрос”.

3. При наличии налоговой задолженности вы можете оплатить задолженность онлайн.

1. Передача в электронном виде сведений об отсутствии задолженности.

В век развитых технологий появился хороший вариант – можно оплатить налоги через интернет. Как на имущество, так и социальный, земельный , рентный и др.

Теперь не нужно тратить время и силы, даже не приходится выходить из дома или офиса, чтобы решать финансовые вопросы. Либо, наоборот, вдали от родных мест можно осуществлять необходимые платежи посредством глобальной сети. Это очень удобно, просто, комфортно и быстро.

Можно выбрать удобный способ, чтобы заплатить налоги, – через сайт, мобильное приложение или терминал. Более подробную информацию можно узнать на сайте Egov.kz.

Учитывая вышеизложенные изменения в налоговом кодексе в 2018 году, имеет место напомнить о переходе выписки счетов фактур полностью на электронную версию который вступит в силу с 01.01.2019г. доводим до Вашего сведения, что с 1 января 2019 года согласно Налоговому кодексу для всех плательщиков НДС предусмотрена обязательная выписка счетов – фактур в электронном виде при реализации товаров, работ, услуг. Так, в городе Алматы более 25 тысяч плательщиков НДС, из них на сегодняшний день зарегистрированы в информационной системе “Электронные счета – фактуры” более 19 тысяч налогоплательщиков.

Однако, порядка 6 тысяч плательщиков НДС не состоят в информационной системе “Электронные счета – фактуры” или 24%.

В связи с чем, Департамент государственных доходов по Алматы напоминает о том, что до конца года осталось менее 3-х месяцев, в связи с чем убедительно рекомендует всем плательщикам НДС заранее зарегистрироваться в информационной системе “Электронные счета – фактуры”.

Кроме того, обязанность по выписке ЭСФ возлагается с 1 января 2019 года на комиссионеров и экспедиторов, не являющихся плательщиком налога на добавленную стоимость, а также на налогоплательщиков, в случае реализации импортированных товаров.

Узнайте больше о технологиях разведки и добычи нефти, российских и международных проектах «Газпром нефти»

«Газпром нефть» реализует нефтепродукты, произведенные на собственных предприятиях: бензин, дизтопливо, автомобильные масла, авиакеросин, бункерное топливо и битумные материалы

Успешно выполняемая программа модернизации НПЗ компании обеспечивает высокую эффективность переработки нефти

Продукция «Газпром нефти» экспортируется в более чем 50 стран мира

Качественное топливо, сопутствующие товары и неизменно высокий уровень обслуживания

«Газпром нефть» поставляет широкий спектр нефтепродуктов для различных сфер применения

Все бренды «Газпром нефти» объединяет высокое качество продуктов и отличный сервис

Стратегия инновационного развития компании, техстратегия блока разведки и добычи

Разработка новых видов катализаторов, твердокислотное алкилирование

Зеленая сейсмика, высокоточная сейсмика и электроразведка, поиск новых нефтеносных регионов

Производство модифицированного битума и новых битумных продуктов

Технический предел, системы геонавигации и сопровождение бурения, роторные управляемые системы

Энергообеспечение активов, полезное использование ПНГ, геотермальные станции в Сербии, ветропарк NIS

Высокотехнологичное бурение, многостадийный гидроразрыв пласта

«Газпром нефть» и ее дочерние общества представляют собой вертикально интегрированную нефтяную компанию

Анализ и сравнение производственных и финансовых показателей

Операционные и финансовые данные с 1998 г. по настоящее время

Будьте в курсе всех IR событий компании

Данные для индивидуальных владельцев акций и держателей депозитарных расписок компании

Прозрачность финансовой информации — ключевой принцип компании

Все обновления официальных аккаунтов компании в едином агрегаторе

«Газпром нефть» успешно следует принципам устойчивого развития и социальной ответственности.

Комплексная программа социальных инвестиций «Газпром нефти»

«Газпром нефть» реализует масштабную программу по поддержке и развитию спорта.

Бережное отношение к окружающей среде — один из главных приоритетов компании.

Крупнейший в Европе детский хоккейный турнир

Компания последовательно работает над повышением эффективности программ кадрового развития, социальной поддержки сотрудников

Компания стремится обеспечить постоянное повышение уровня безопасности.

Фестиваль учрежден известным сербским режиссером Эмиром Кустурицей в 2013 году. «Газпром нефть» выступает генеральным партнером фестиваля.

Работая с нами, ты создаёшь результат, которым сможешь по праву гордиться!

Старт карьеры в «Газпром нефти» — это залог твоего будущего успеха и становления как профессионала нефтегазовой отрасли.

Работа в «Газпром нефти» — это участие в масштабных проектах и решение интересных профессиональных задач.

Узнайте, как стать поставщиком компаний Группы «Газпром нефть», какова структура закупочного процесса и порядок прохождения квалификации.

Информация для потенциальных покупателей невостребованного и неликвидного имущества.

Мы готовы выстраивать взаимовыгодные отношения на долгосрочной основе с надёжными ключевыми партнерами. Информация об организационной структуре закупочной функции поможет найти необходимые контакты и начать профессиональный диалог.

Сотрудничество с «Газпром нефтью» способно открыть новые возможности для поставщиков технологий и оборудования.

Углеводороды | очистка нефтяных резервуаров от нефтешлама

очистка нефтяных резервуаров от нефтешлама

Установки от экстрасенса 700х170

Метод расчета объемов образования отходов

Разработан: ИТЦ Компьютерный Экологический Сервис

Разработан: Центр обеспечения экологического контроля

Утвержден: ИТЦ Компьютерный Экологический Сервис 01.01.1999

СБОРНИК МЕТОДИК
ПО РАСЧЁТУ ОБЪЁМОВ
ОБРАЗОВАНИЯ ОТХОДОВ

Методика расчёта объёмов образования отходов

Нефтешлам, образующийся при зачистке резервуаров для хранения нефтепродуктов

разработана: □ Инженерно Техническим Центром «Компьютерный Экологический Сервис»

□ Центром обеспечения экологического контроля

Расчёт количества нефтешлама, образующегося от зачистки резервуаров хранения топлива может проводиться по двум вариантам.

Для резервуаров с дизельным топливом, относящимся к нефтепродуктам 2 группы, и для резервуаров с мазутом, относящимся к нефтепродуктам 3 группы, количество образующегося нефтешлама складывается из нефтепродуктов, налипших на стенках резервуара, и осадка.

Для резервуаров с бензином, относящимся к нефтепродуктам 1 группы, в расчёте допустимо пренебречь количеством нефтепродуктов, налипших на стенках резервуара.

Масса налипшего на внутренние стенки резервуара нефтепродукта рассчитывается по формуле:

где: Кн – коэффициент налипания нефтепродукта на вертикальную металлическую поверхность, кг/м2, для нефтепродуктов 2 – 3 группы

Площадь поверхности налипания вертикальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле:

Площадь поверхности налипания горизонтальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле:

L – длина цилиндрической части резервуара, м.

где: r – радиус цилиндрической части резервуара, м;

L – длина цилиндрической части резервуара, м;

а – длина образующей конической части резервуара, м.

для резервуаров со сферическими днищами:

где: r – радиус цилиндрической части резервуара, м;

L – длина цилиндрической части резервуара, м;

h – высота сферического сегмента резервуара, м.

Масса осадка в вертикальном цилиндрическом резервуаре определяется по формуле:

Масса осадка в цилиндрическом горизонтальном резервуаре определяется по формуле:

где: b – длина дуги окружности, ограничивающей осадок снизу, м;

а – длина хорды, ограничивающей поверхность осадка сверху, м.

h – высота осадка, м, (принимается по данным инвентаризации);

Расчёт количества нефтешлама, образующегося от зачистки резервуаров хранения топлива с учётом удельных нормативов образования производится по формуле:

где: V – годовой объём топлива, хранившегося в резервуаре, т/год;

k – удельный норматив образования нефтешлама на 1 т хранящегося топлива, кг/т,

· для резервуаров с бензином k = 0.04 кг на 1 т бензина,

· для резервуаров с дизельным топливом k = 0.9 кг на 1 т дизельного топлива,

· для резервуаров с мазутом k = 46 кг на 1 т мазута

► Бензин-растворитель (для лакокрасочной промышленности)

► Топливо дизельное экологически чистое «ДЛЭЧ-1»

► Топливо дизельное утяжелённого фракционного состава

► Термостабильное топливо для реактивных двигателей

► Масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей

Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке горизонтальных резервуаров, кг

Когда парафинистые нефти хранятся в резервуарных ёмкостях (особенно если те имеют большой объём), происходит образование и накопление донных отложений. Их количество в год иногда составляет до четверти полезного объёма резервуаров. Наличие на днищах подобных осадков приводит, во-первых, к недоиспользованию ёмкости нефтяных резервуаров и, во-вторых, к возникновению коррозионно-опасных водяных линз под осадком, а также к затруднению в обследовании состояния резервуара.

Накопление донных отложений, помимо снижения полезного объёма резервуара, становится причиной осложнения процесса эксплуатации резервуаров, увеличивает материальные затраты в системе транспорта и хранения. В итоге технико-экономические показатели работы нефтяных резервуаров и транспортной системы в целом снижаются. Чтобы повысить эффективность использования резервуарных ёмкостей, нужно бороться за сохранение полезного объёма нефтяных резервуаров, используя способы очистки резервуаров, в том числе, предлагаемые компанией buchengroup.ru.

Проблема очистки резервуаров имеет два решения.

Проведение работ по очистке резервуара.
Очистные работы имеет смысл проводить тогда, когда осадок со временем уплотняется и уже с трудом поддаётся размыву.

Принятие мер по предотвращению накопления осадка.
Они включают в себя использование одного из следующих видов оборудования:

электромеханических мешалок типа «Тайфун», НХ63.00.000;
струйных гидравлических смесителей;
веерных сопел.
ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродук­ты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение» устанавливает периодичность очистки резервуаров с нефтепродуктами. Согласно ему, нефтяные резервуары очищаются при необходимости (освобождение от высоковязких осадков; освобождение от прифорных отложений; проведение диагностики резервуара).

Способы очистки резервуаров и ёмкостей делятся на 3 вида: ручной способ; механический (механизированный) способ; механизированный способ с применением моющих средств.

При ручном способе очистки из ёмкости удаляют твёрдые остатки, затем пропаривают её, промывают горячей (30–50 °С) водой из пожарного ствола (при давлении 0,2–0,3 МПа). Промывочную воду, в которой присутствуют нефтешламы (нефтеостатки), откачивают с помощью насоса.

При механизированном способе очистки отмывание загрязнённых поверхностей происходит под горячей или холодной водой, которая подаётся под давлением через специальные моечные машинки – гидромониторы. Такой способ очистки ощутимо сокращает время очистки, а также уменьшает простой резервуара, снижает объём тяжелых и вредных для здоровья человека операций, и, наконец, снижает стоимость процесса очистки резервуара. Но механизированный способ очистки имеет и недостатки: большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды, а также сравнительно большие потери легких фракций и необходимость откачки загрязнённой воды на очистные сооружения.

Химико-механизированный способ очистки резервуаров с применением растворов моющих средств характеризуется незначительной степенью применения ручного труда и способствует повышению интенсивности процесса очистки и качества данной очистки. Но и этот способ имеет недостатки, которые ограничивают возможности его практического применения: это необходимость использования специального реагента и дальнейшая очистка растворов моющих средств от нефтешламов. При технологиях, когда в качестве моющего средства применяется нефть, решается проблема регенерации промывочного раствора, а вместе с тем и утилизации нефтеостатков (путём сбора их в системе транспорта нефти).

Технические моющие средства должны обладать следующими качествами:

обеспечивать в относительно короткое время высокое качество очистки поверхности металла;
иметь простую технологию проведения работ при высокой степени автоматизации;
многократно использоваться по системе замкнутого цикла;
быть негорючими и взрывобезопасными в условиях использования;
не вызывать коррозии металла;
способствовать регенерации промывочных растворов и утилизации отмытых нефтеостатков;
быть выгодными экономически и технологически;
обладать биологической разлагаемостью и нетоксичностью.
Если в качестве моющего средства используется нефть, то в целях пожарной и взрывобезопасности необходимо обеспечить насыщение углеводородов в резервуаре выше, чем предел взрывоопасности, а также исключить нарушение концентрации за счёт подсоса воздуха.

Размыв и удаление парафинистого осадка может осуществляться двумя способами: раздельным или совмещённым. Раздельный способ представляет собой последовательное осуществление операций по заполнению резервуара через систему и последующему его опорожнению через приёмо-раздаточный патрубок. В данном случае при заполнении резервуара через систему происходит взвешивание, а при опорожнении – удаление из резервуара донного осадка. Совмещённый способ представляет собой одновременное проведение этих двух операций (заполнение резервуара через систему и его опорожнение через приемо-раздаточный патрубок). В таком случае и взвешивание, и удаление осадка происходит в одно и то же время.

Какой способ предотвращения накопления и удаления парафинистого осадка лучше выбрать? Это зависит от особенностей проведения технологических операций приёма, хранения и откачки из резервуаров нефти. Раздельный способ рекомендуют применять тогда, когда перерыв между операциями приема и откачки не превышает 4–6 часов. Причём наибольший эффект достигается в том случае, когда размыв производится перед каждой откачкой или в ходе процесса откачки.

Бочки, цистерны, резервуары – что только в них не перевозится, не хранится и не перерабатывается! И не единожды, а многократно.

С течением времени все это оседает на днище и стенках, медленно накапливается, уменьшая полезный объём тары, разъедая коррозией корпус, сокращая ему продолжительность службы и ухудшая свойства товара.

Сколько человеческих трагедий происходит каждый год по всему миру в результате утечек химических веществ.

Значит, без помощи бригады специалистов-чистильщиков, умеющих работать на высшем уровне, не обойтись.

Ведь непрофессионализм или небрежность чреваты:

  • воспламенением;
  • взрывом;
  • отравлением ядовитыми парами.

Виды осадка разнообразны. Сырая нефть, гудрон, битум, мазут оставляют после себя нефтешлам – плотную массу из парафина, ржавчины, смол и грязи. Бензин, керосин, дизтопливо – минеральные загрязнения и влагу, а сжиженный газ ещё и примесь газового конденсата.
Поэтому необходима подготовительная работа, прежде чем приступить к исполнению основной.

В первую очередь обращается внимание на те контейнеры, которые:

  • находятся в аварийном состоянии;
  • быстро разрушаются из-за низкого качества стали;
  • служат более 20 лет.

Так как работа относится к категории повышенной опасности, на нее выдаётся наряд-допуск.

  • задача чистки (удаление остатков продукта, полный/частичный осмотр ёмкости, ремонт и пр.);
  • количество отложений;
  • их тип и химический состав;
  • конструкционные особенности емкости (форма, размер, наличие креплений для обмывающего оборудования и т.д.);
  • его срок эксплуатации.

На основе полученного анализа избирается один из способов действия:

Однако сначала из выбранной ёмкости в запасную насосом перекачивается последняя жидкость. Опустевшая цистерна дегазируется распылением в ней технического моющего средства (ТМС), чтобы снизить уровень взрывоопасности скопившихся газов. Дополнительная обработка раствором перманганата калия, уменьшающим в них содержание тетраэтилсвинца, нужна после хранения этилированного бензина.

Для принудительного проветривания устанавливается вентилятор, чтобы концентрация вредных испарений опустилась до приемлемой.

Затвердевший остаток вручную убирается инструментами (лопатками, скребками, щётками) – неметаллическими или выполненными из цветного металла.

Вода – обязательный атрибут при любом методе:

  • ею заливают застывший фосфор, разбивают его и выбирают вёдрами;
  • оставшуюся в баках кислоту нейтрализуют и промывают их большим объёмом воды;
  • горячей водой обмывают вагоны под сыпучие грузы и резервуары вообще, а затем сушат паром;
  • ТМС также на водной основе.

То, что не очистилось, пропаривается часа 2-3 (бывает и дольше), а затем смывается водяным напором и откачивается. Снова производится дегазация и замер газоанализатором концентрации токсических веществ.

Санитарные нормы паров (резервуар для нефтепродуктов):

  • 100 мг/м3 – бензина;
  • 10 мг/м3 – сероводорода;
  • 0,005 мг/м3 – тетраэтилсвинца.

После полной очистки от нефтепродуктов внутренняя часть резервуара может быть насухо вытерта мешковиной или сухими древесными опилками, которые также убираются по завершении процесса. Стоки направляются на утилизацию в отстойник. После этого может быть произведена переработка нефтепродуктов.

Механизирование существенно снижает долю человеческого труда, затраты времени на него и повышает безопасность и качество очистки.

Гидромонитор – специальный моечный аппарат, который нагретой водяной струёй высокого давления размывает твёрдые отложения и превращает их в жидкое месиво, пригодное для откачки.

Используется как отдельно, так и в составе современных передвижных сухопутных, плавающих очистных комплексов с закрытым, безотходным и экологически чистым циклом функционирования.

Роль человека сведена лишь к управлению им. Оптимальное давление подачи технического моечного средства на поверхность нефтяного слоя не создаёт брызг, которые могут насытиться статическим электричеством и вызвать взрыв.

Новые моющие растворы не только хорошо очищают поверхность, но и участвуют в переработке отходов, выдавая рыночный продукт. Мытьё одного лишь танкера может дать до 300 тонн нефти. Промытый и обеззараженный нефтешлам годится для строительства.

Есть несколько способов добычи природного газа. Подробнее о них вы можете прочитать в этой статье.

Загрязнение почвы может привести к вымиранию человечества. Почему этой так опасно, читайте по http://greenologia.ru/eko-problemy/zagryaznenie-pochvennogo-sloya.html ссылке.

По завершении всех операций составляется акт сдачи-приёмки работы. В нём указывается (как пример):

  • номер резервуара;
  • вид нефтепродукта, от которого очищали;
  • для какого предназначен;
  • оценка качества работы.

Даётся заключение о соответствии ёмкости ГОСТ 1510-84 и пригодности для наполнения продукцией. Вывоз отходов согласовывается с местными органами пожарной службы и санэпидемиологического надзора.

Как видим, занятие очисткой резервуаров – дело непростое, опасное для здоровья, а то и жизни. Не стоит относиться к нему легкомысленно!

Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 г:

  • полное обследование – 1 раз в 10 лет;
  • частичное – не менее 1 раза в 5 лет.
  • для ГСМ – раз в год;
  • для автобензина, парафина, дизтоплива – 1 раз в 2 года;
  • для бензинов: прямогонного, авиационного; масла и его составляющих; реактивного топлива – 2 раза в год.

Бесперебойная работа нефтебаз, автозаправочных станций, теплоэлектростанций и так далее зависит от чистоты резервуаров. Регулярная зачистка РВС и РГС от нефтешламов, донных отложений, нефтепродуктов, влаги, смоляных осадков и различных примесей обеспечит бесперебойную работу предприятия и АЗС.

От состояния резервуара зависит не только стабильная работа, но и качество нефтепродуктов. Кроме того контроль состояния резервуаров и их чистка является обязательным требованием при их эксплуатации.

Чистку проводят согласно нормативным документам регулирующим выполнение операции, а также согласно требованиям охраны труда и различных охранных инстанций.

Периодичность чистки резервуаров нефтепродуктов РГС и РВС определяется ГОСТ 1510-84. Зависит от вида хранимых нефтепродуктов, технического состояния цистерны и от условий хранения нефтепродуктов. Наиболее частая чистка проводится только для резервуаров, где хранится топливо, требующее высокие показатели чистоты. К такому топливу относится топливо для реактивных двигателей, прямогонные бензины, масла и компоненты масел, а также авиационные бензины. При таких условиях чистка должна проводиться не реже 2 раз в год.

Смазочные материалы и присадки нуждаются в чистке, периодичностью 1 раз в год. Еще реже подвергаются чистке цистерны, хранящие дизельное топливо, автомобильный бензин и парафин. Такие цистерны чистят с периодичностью один раз в два года. Резервуары с мазутом чистят по мере необходимости, для поддержания емкости в состоянии, регламентируемом нормативным документом.

Для каждого отдельного случая имеется перечень мер предосторожности, а также мер для зачистки резервуара.

Обслуживание РВС и РГС включает несколько этапов.

Прежде всего, процедуре зачистки должны подвергаться емкости, нуждающиеся в срочном обследовании. Этому способствует ряд причин:

  • аварийное состояние резервуара,
  • срок эксплуатации емкости превысил 20 лет,
  • резервуар выполнен из быстро разрушаемых материалов.

Сам процесс зачистки состоит из последовательно выполняемых операций, которые характерны при чистке резервуара хранящего определенный вид вещества.

Основные этапы при зачистке резервуара:

  1. Проводятся подготовительные работы;
  2. Удаляется нефтешлам;
  3. Проводят предварительную дегазацию емкости;
  4. Моют и зачищают внутренние стенки резервуара;
  5. Очищают резервуар от донных отложений;
  6. Проводят окончательную очистку емкости;
  7. Проводится контрольная проверка качества зачистки.

Дегазацию проводят для понижения взрывоопасности. Она осуществляется с помощью естественной или технологической вентиляции. Мойка внутренних стенок резервуара, довольно кропотливое дело, но специальные машины в разы его упрощают. Такие машины называются машинами-гидромониторами. Воду, которой мыли стены резервуара, выкачивают насосами. Затем очищают в отстойниках и утилизируют. Донные отложения, которые не удается выбрать насосом, очищаются вручную. Помощником в этом деле выступают специальные машины и механизмы.

Зачистка резервуара – ответственное и сложное дело. Для его выполнения оформляется наряд-допуск, который выполнен в виде письменного разрешения. Зачистка, сбор остатков нефтепродуктов, утилизация остатков нефтепродуктов и веществ используемых при зачистке должны выполняться специалистами, с аккредитацией в сфере пожарной безопасности.

К зачистке резервуаров допускаются только специализированные бригады, состоящие из квалифицированных и аккредитованных работников. В их обязанности входит не только зачистка резервуара, но и оценка технического состояния резервуара и его ремонт. Данные обследования фиксируются в отчете и документируются. После чего составляется заключение о техническом состоянии резервуара.

Модульный комплекс обслуживания АЗС (АЗК) «СОВа».

Углеводороды | купить модульный нпз

купить модульный нпз

Установки от экстрасенса 700х170

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

  • Закажите бесплатную цветопробу
  • Закажите сегодня, но оплачивайте в момент получения
  • Доставка “до двери”
  • Получите консультацию дизайнера
  • Мы используем только экологически безопасные чернила
  • Мы используем только акриловое стекло
  • Гарантия на постеры – 5 лет
  • У нас есть бесплатная доставка
  • Продажа постеров осуществляется физическим и юридическим лицам. Постеры на стену изготавливаются на заказ.

    Продажа постеров осуществляется физическим и юридическим лицам.Постеры на стену изготавливаются на заказ.

    Московский нефтеперерабатывающий завод был построен в 30-х годах прошлого века. С тех пор он стал крупнейшим предприятием топливно-химического профиля и поставщиком нефтепродуктов на отечественный рынок. Завод играет особенно важную роль в промышленной инфраструктуре Москвы и Московской области. Все это обуславливает высокие требования, которые предоставлены не только к качеству продукции, но и организации производства на предприятии.

    Сегодня Московский НПЗ поставляет на рынок столичного региона моторное топливо, топочный мазут, полипропилен, битум и другие нефтепродукты высочайшего качества. Объем его перерабатывающей мощности поражает своими масштабами — свыше 12 тысяч тонн в год. Благодаря этому, завод входит в десятку крупнейший российских предприятий подобного профиля.

    Но Московский НПЗ выделяется не только обширными объемами переработки нефти. Его основные характеристики — современность и экологическая безопасность. В настоящее время предприятие располагает высокотехнологичными установками, обеспечивающими высокий процент очистки и облагораживания топлива.

    Компания «Евро Снаб» сотрудничает с базой Московского НПЗ уже долгое время. Мы наладили непрерывную систему поставки и отгрузки нефтепродуктов, а это самым лучшим образом сказывается на стоимости товара и сроках его доставки.

    Контакты:
    Адрес: 109429, Москва, м-р Капотня, 2 квартал, д. 1, корп. 3
    ОАО «Газпромнефть – Московский НПЗ»
    Телефон: +7(495) 734-92-00

    Взрывозащищённые всепогодные настенные утепленные электрообогреваемые термошкафы ГТГ-ШКАФ предназначены для установки внутри них различного оборудования (расходомеров, датчиков давления и температуры, преобразователей, регуляторов и другого измерительного и аналитического), работающих в ограниченном температурном диапазоне, работающих во взрывоопасных зонах и в тяжёлых погодных условиях. Взрывозащищенные всепогодные утепленные электрообогреваемые настенные шкафы ГТГ-ШКАФ отвечают всем нормам, требованиям и правилам, предъявляемым к электрооборудованию в химической, нефтеперерабатывающей, горнодобывающей промышленности, а также в других отраслях, где присутствует взрывоопасная атмосфера, не содержащая едких паров и газов в концентрациях, вызывающих разрушение металла и изоляции.

    Температуру внутри термошкафа ГТГ-ШКАФ повышает нагреватель взрывозащищённого исполнения с дополнительным автоматическим устройством контроля температуры. Управление нагревательным элементом и ввод питания осуществляется через взрывозащищённые коробки КСРВ, при необходимости блоки управления подогревом устанавливаются снаружи обогреваемого термошкафа, экономя место внутри термошкафа под оборудование заказчика. Таким образом обеспечивается полная взрывозащита системы обогрева термошкафа. При изменении наружной температуры воздуха в диапазоне от -60°С до +45°С, температура внутри корпуса термошкафа, при включенном терморегуляторе, находится в пределах от +5°С до + 45°С без конденсации влаги.

    Для удобства использования крышки термошкафов крепятся к корпусу на петлях и закрываются замками.

    По требованию заказчика термошкафы ГТГ-ШКАФ могут быть оснащены смотровыми окноми. Размеры окон зависят от типа используемой коробки и места установки термошкафов.

    В зависимости от потребностей заказчика температура внутри термошкафа может регулироваться с помощью различных типов термостатов или с помощью автоматизированной системы на базе программируемого логического контроллера.

    Для обеспечения качественной теплоизоляции внутренние стенки термошкафа покрываются специализированным слоем сверхлёгкого теплостойкого металлизированного армированного утеплителя или для усиления теплоизоляции дополнительное покрытие экструзионным вспененным полимером.

    Взрывозащита обеспечивается за счет установки в корпус термошкафа взрывозащищенных компонентов.

    Область применения – взрывоопасные зоны помещений и наружных установок, и рудники, неопасные по газу или пыли, согласно маркировке взрывозащиты, ГОСТ 30852.13-2002 (МЭК 60079-14:1996) и зоны, опасные по воспламенению горючей пыли, по ГОСТ IEC 61241-3-2011, опасные производственные объекты I, II, III, IV классов опасности, поднадзорные Ростехнадзору РФ и национальным техническим надзорам стран ТС и СНГ.

    Со дня выпуска первой продукции.

    Первая пробная партия товарной продукции на Антипинском НПЗ, основном производственном предприятии ГК “Новый Поток”, была получена 12 лет назад. Торжественное мероприятие, приуроченное с этому событию, прошло на заводе.

    Как сообщили “Уралинформбюро” в пресс-службе New Stream Group, лучшим работникам пр были вручены почетные грамоты и благодарности руководства Антипинского НПЗ. Кроме того, торжественно была открыта обновленная доска почета с портретами 20 сотрудников, добившихся значительных успехов в производственной деятельности.

    С поздравительной речью перед коллективом выступил генеральный директор АО “Антипинский НПЗ” Геннадий Лисовиченко. Глава завода отметил, что одним из ключевых событий минувшего года стал успешный запуск производства автомобильного бензина.

    “Сегодня Антипинский НПЗ – современный динамично развивающийся завод, производственный флагман New Stream Group. За минувший год нам удалось достичь всех поставленных руководством Группы компаний целей и создать хороший задел на будущее. Уверен, что впереди нас ждут большие перспективы и новые победы, ведь с каждым производственным рекордом, с каждым реализованным инвестпроектом мы приобретаем бесценный опыт, совершенствуемся и развиваемся”, – подчеркнул Геннадий Лисовиченко.

    Группа компаний “Новый Поток” учреждена Дмитрием Мазуровым более 10 лет назад. В рамках стратегического партнерства в нее входят предприятия, осуществляющие нефтепереработку, транспортировку и реализацию нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынках. Кроме того, в New Stream Group входит компания, владеющая месторождениями в Оренбургской области.

    Базовым нефтеперерабатывающим предприятием New Stream Group является Антипинский НПЗ, установленная мощность переработки которого превышает 9 миллионов тонн в год, а глубина переработки достигла рекордных для России 98%, что позволило предприятию полностью отказаться от производства мазута. Завод подключен к магистральным нефтепроводу и продуктопроводу. Качество дизельного топлива, выпускаемого Антипинским НПЗ, соответствует стандарту Евро-5.

    Присоединяйтесь к нашему каналу в Telegram для быстрого доступа к новостям!

    Углеводороды | мини нпз звездочка

    мини нпз звездочка

    Установки от экстрасенса 700х170

    Задайте его! Персональный менеджер свяжется с Вами и поможет решить любую задачу

    Вы можете заказать данный отчёт в режиме on-line прямо сейчас, заполнив небольшую форму регистрации. Заказ отчёта не обязывает к его покупке. После получения заказа на отчёт с Вами свяжется наш менеджер.

    Если данный отчёт Вам не подходит, Вы можете:

    Предлагаем Вам услуги по написанию индивидуального бизнес-плана «СТРОИТЕЛЬСТВО МИНИ НПЗ».

    Детальная проработка проекта и соответствие требуемым стандартам позволит использовать бизнес-план для следующих целей:

    В качестве рабочего инструмента при реализации проекта;

    Для получения финансовых ресурсов от частных инвесторов;

     Для представления проекта в кредитные учреждения.

    Обращаем Ваше внимание, что Вы можете дополнительно согласовать сроки и стоимость разработки бизнес-плана.

    3.4.Характеристики закупаемого оборудования (техники)

    4.1.Обзор рынка продуктов производства НПЗ в СФО

    5.АНАЛИЗ РЫНКОВ СБЫТА ПРОДУКЦИИ И ЗАКУПОК СЫРЬЯ

    5.1.Рынок сырья, материалов и комплектующих

    6.1.Организационно-правовая форма реализации проекта

    6.4.Правовые вопросы осуществления проекта

    7.1.Условия и допущения, принятые для расчета

    7.2.4.Номенклатура и цены сырья, материалов и пр.

    7.2.5.Калькуляция прямых материальных затрат

    7.2.6.Численность персонала и заработная плата

    7.2.9.Нормы оборота текущих активов и пассивов

    7.5.Потребность в первоначальных оборотных средствах

    7.7.Расчет прибылей, убытков и денежных потоков

    7.8.Источники, формы и условия финансирования

    7.9.Оценка экономической эффективности проекта

    Приложение. Таблицы, графики, варианты расчетов, документы.

    1. Методологические комментарии к исследованию
    2. Обзор рынка пищевой соли в РФ, 2013гг.
    2.1. Общая информация по рынку:
    2.1.1. Основные характеристики рынка соли в РФ
    2.1.2. Объем рынка соли в РФ, 2013г.
    2.1.3. Емкость рынка РФ, 2013г.
    2.1.4. Оценка текущих тенденций и перспектив развития рынка
    2.1.5. Оценка факторов, влияющих на рынок

    2.2. Структура рынка:
    2.2.1. Структура рынка по производителям.
    2.2.2. Структура рынка по отраслям потребления/типу потребителей
    2.2.3. Структура рынка по федеральным округам

    3. Анализ внешнеторговых поставок пищевой соли в РФ, 2013 г.
    3.1. Объем импорта 2013 г.

    3.2. Структура импорта 2013 г.
    3.2.1. по странам-производителям (в натуральном и стоимостном выражении)
    3.2.2. по компаниям–производителям (в натуральном и стоимостном выражении)
    3.3. Объем и динамика экспорта 2013 г.
    3.4. Структура экспорта 2013 г.
    3.4.1. по странам-получателям (в натуральном и стоимостном выражении)
    3.4.2. по компаниям–производителям (в натуральном и стоимостном выражении)
    3.5. Баланс экспорта/импорта 2013 г.

    4. Анализ производства пищевой соли в РФ, 2013 г.
    4.1. Объем и динамика производств…

    Задайте его! Персональный менеджер свяжется с Вами и поможет решить любую задачу

    Вы можете заказать данный отчёт в режиме on-line прямо сейчас, заполнив небольшую форму регистрации. Заказ отчёта не обязывает к его покупке. После получения заказа на отчёт с Вами свяжется наш менеджер.

    Если данный отчёт Вам не подходит, Вы можете:

    Цель БП: Создание производства нефтепродуктов

    Бизнес – план содержит следующие основные блоки:

    2. Маркетинговый план открытия данного бизнеса

    5. Организационная структура предприятия

    Предлагаемый бизнес–план может являться основой для написания бизнес-плана для Вашего проекта.

    Создание производства нефтепродуктов мощностью по сырью 100 000 т/год.

    Объем производства основных нефтепродуктов в России в 2012 г. составил … млн. т., что на … млн. т. больше, чем в 2011 г.

    В 2012 г. на внутренний рынок было поставлено …. млн. т. автомобильного бензина, мазута и дизельного топлива, тогда как в 2011 г. значение показателя составляло…. млн. т., что на ….% меньше прошлогоднего значения.

    На начало 2012 г. осуществляли свою деятельность …. малые установки переработки нефти (МУПН), а также возводились …. МУНП. Большая часть мини-НПЗ располагается в…

    Долгосрочные и краткосрочные цели проекта

    Расчетный срок проекта – 3 года (36 месяцев).

    1 Введение 5
    2 Список использованных терминов 6
    3 1. Резюме проекта 7
    3.1 Суть проекта 7
    3.2 Долгосрочные и краткосрочные цели проекта 7
    3.3 Расчетные сроки проекта 7
    3.4 Резюме комплекса маркетинга (4P) продукции 7
    3.5 Стоимость проекта 7
    3.6 Источники финансирования проекта 8
    3.7 Выгоды и риски проекта 8
    3.8 Ключевые экономические показатели эффективности проекта: 8
    4 2. Описание товара/услуги 9
    4.1 Сегментация товара/услуги 9
    4.2 Стоимость товара/услуги. Принятая концепция ценообразования 9
    4.3 Перспективы развития товара/услуги 9
    4.4 Лицензии, патенты, государственная поддержка товаров/услуг 9
    5 3. Анализ рынка 11
    5.1 Анализ положения дел в отрасли 11
    5.1.1 Факторы, влияющие на отрасль 11
    5.2 Общие данные о рынке 11
    5.2.1 Объемы и емкость рынка 11
    5.2.2 Сегментация рынка 12
    5.3 Ценообразование на рынке 13
    5.4 Конкурентный анализ 13
    5.4.1 Количественная и качественная характеристика 13
    5.4.2 Тенденции основных производителей продукции 13
    6 4. Маркетинговый план 15
    6.1 Уникальные достоинства, позиционирование 15
    6.2 Ценовая политика 15
    6.3 Порядок осуществления продаж 15
    6.4 Концепция рекламы и PR. Программа по организации рекламы 15
    7 5. План продаж 16
    8 6. Производственная часть 17
    8.1 Описание производственного процесса. Технологическая схема производства продукции 17
    8.2 Требования к поставщикам 20
    8.3 Состав и стоимость оборудования 21
    8.3.1 Амортизация основных средств 23
    8.4 Оценка и обоснование необходимых ресурсов 24
    8.5 Емкость товарного парка рассчитана на складирование готовой продукции: 24
    8.6 Оценка постоянных и переменных затрат 24
    8.7 Оценка доходов 25
    8.8 6.1. Функциональное решение 26
    8.8.1 Выбор и обоснование типа предприятия 26
    9 7. Организационно-управленческая структура 28
    9.1 Организационная структура 28
    9.2 Специализация, количество и состав сотрудников 28
    9.3 Затраты на оплату труда 29
    10 8. Финансовый план 31
    10.1 Основные параметры расчетов 31
    10.2 Объем финансирования 31
    10.3 Основные формы финансовых расчетов (млн. руб.) 32
    10.4 Основные формы финансовых расчетов (руб.) 35
    10.5 Анализ чувствительности 36
    10.5.1 Показатели эффективности проекта 36
    10.5.2 Основные параметры бизнес-плана: 36
    11 9. Организационный план осуществления проекта 39
    11.1 План-график реализации проекта 39
    12 10. Нормативная информация 40
    12.1 Нормативная база: 40

    Таблица 1. Положительные и отрицательные факторы, влияющие на отрасль

    Таблица 2. Динамика производства основных нефтепродуктов в России в 2006-2012 гг., млн. т.

    Таблица 4. Состав и стоимость основного оборудования

    Таблица 5. Состав и стоимость офисного оборудования

    Таблица 6. Состав и стоимость систем безопасности

    Таблица 7. Размер амортизационных отчислений в 1 году, руб.

    Таблица 8. Размер амортизационных отчислений во 2 году, руб.

    Таблица 9. Размер амортизационных отчислений в 3 году, руб.

    Таблица 10. Постоянные затраты в месяц, руб.

    Таблица 11. Переменные затраты в месяц, руб.

    Таблица 12. План по доходам (1 год), тыс. руб.

    Таблица 13. План по доходам (2 год), тыс. руб.

    Таблица 14. План по доходам (3 год), тыс. руб.

    Таблица 17. Бюджет доходов и расходов, млн. руб. Свод доходы-расходы (1 год)

    Таблица 18. Бюджет доходов и расходов, млн. руб. Свод доходы-расходы (2 год)

    Таблица 19. Бюджет доходов и расходов, млн. руб. Свод доходы-расходы (3 год)

    Таблица 20. Отчет о прибылях и убытках 1 год

    Таблица 21. Отчет о прибылях и убытках 2 год

    Таблица 22. Отчет о прибылях и убытках 3 год

    Таблица 23. Показатели эффективности проекта

    Таблица 24. Показатели эффективности проекта при увеличении среднемесячной заработной платы на 1 %

    Таблица 25. Показатели эффективности проекта при увеличении ставки обязательных социальных отчислений на 1 %

    Таблица 26. Показатели эффективности проекта при увеличении цены на нефть на 1 %

    Таблица 27. Показатели эффективности проекта при увеличении цены на электрическую энергию на 1 %

    Схема 1. Цепочка производства нефтепродуктов

    Схема 2. Общая схема производства нефтепродуктов на мини-НПЗ

    Схема 3. Технологическая схема производства нефтепродуктов на мини-НПЗ

    Вы можете заказать данный отчёт в режиме on-line прямо сейчас, заполнив небольшую форму регистрации. Заказ отчёта не обязывает к его покупке. После получения заказа на отчёт с Вами свяжется наш менеджер.

    Если данный отчёт Вам не подходит, Вы можете:

    Разработка бизнес-плана мини НПЗ проведена на основе одного из реально осуществленных проектов аналитической группы Intesco Research Group. Бизнес-план подготовлен по международному стандарту UNIDO.

    К данному бизнес-плану прилагается автоматизированная финансовая модель в формате Excel.

    Для того чтобы произвести перерасчеты под новый проект, достаточно изменить базовые показатели в финансовой модели.

    Сервис, используемый в модели, настолько прост и удобен, что позволяет любому человеку без финансового образования успешно провести расчеты под собственный проект.

    Финансовая модель построена таким образом, что позволяет моментально наблюдать изменение показателей эффективности проекта. Благодаря гибкости финансовой модели, возможна адаптация данного бизнес-плана под новый проект в любом регионе России.

    привлечение инвестиционных средств для открытия мини НПЗ;

    обоснование экономической эффективности открытия мини НПЗ;

    разработка поэтапного плана создания и развития мини НПЗ.

    предназначенность земельного участка для возведения промышленных объектов;

    близость по отношению к потенциальным потребителям производимых нефтепродуктов;

    пригодность площадки для строительства и размещения предполагаемых объектов будущего нефтеперерабатывающего завода;

    аренда участка земли промышленного назначения площадью 2,5 Га;

    *** сотрудников с фондом заработной платы в *** тыс. руб. в месяц.

    Заключение договоров аренды, регистрация предприятия, получение разрешительных документов;

    Проведение строительно-монтажных работ, включая благоустройство территории и прокладку дороги;

    Покупка и монтаж оборудования для мини НПЗ;

    Резервуары вертикальные стальные 2000 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 400 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 200 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 100 м3.

    Оборудование слива-налива нефтепродуктов в автоцистерны;

    Автоматизированная система налива автоцистерн.

    Таблица. Цены на нефтепродукты мини НПЗ с НДС

    Наименование выпускаемой продукции. Стоимость за тонну, тыс. руб.

    Объем первоначальных вложений – 100,6 млн. руб.

    Чистый дисконтированный доход (NPV) – *** млн руб.

    Простой срок окупаемости (PB) – *** кварталов

    Дисконтированный срок окупаемости (DPB) – 3,15 года

    Точка безубыточности (BEP) – *** млн руб/квартал

    В 2011 году российскими производителями было выпущено на рынок *** млн. тонн бензина, что на ***% больше чем за год до этого. Постепенно стагнировавший в предыдущие годы темп роста сменился небольшим ростом отечественного производства.

    Крупнейшим регионом по производству бензина в России на протяжении 2006-2011 гг. являлась ***. Здесь в 2011 году было произведено *** млн. т продукта. Вторым по величине являлась Омская область (*** млн. т.). Третье место принадлежало производителям бензина *** области (*** млн. т).

    Некоторое сокращение производства дизельного топлива в 2009 году сменилось возобновлением роста в 2010 году. Всего за 2007-2011 годы производство выросло на *** млн. т или на ***%.

    В 2012 году более трети предприятий нефтеперерабатывающей отрасли сосредоточено в Центральном федеральном округе – ***%. Предприятия *** федерального округа оформили ***% в данной структуре. Порядка ***% предприятий пришлось на ***, Уральский, и *** федеральные округа. Согласно данным за 2012 год в Южном ФО находятся ***% производителей продуктов нефтепереработки.

    Средняя отпускная цена на бензин в России в 2011 году выросла на ***% и достигла уровня *** тыс.руб/т. За год средняя стоимость 1 т продукта увеличилась на ***%.

    В течение 2010-2012 гг. средние цены производителей дизельного топлива демонстрировали непрерывный рост. В июле 2012 года цена на дизельное топливо составила *** тыс. руб/т, в то время как два года назад в этом же месяце цена была на ***% ниже.

    Наибольших затрат потребует покупка оборудования для мини НПЗ (***%). На строительно-монтажные работы (административно-бытовое здание, насосная, склад, котельная и т.д.) приходится ***% всех затрат. На пополнение оборотного капитала и пуско-наладочные работы приходится по ***%, а на остальные статьи затрат отводится ***% от суммы всех инвестиций.

    4.3. Государственное регулирование рынка

    4.5. Российские производители нефтепродуктов

    Распределение предприятий по федеральным округам

    Российские производители нефтепродуктов по объемам производства

    Российские производители нефтепродуктов по объемам выручки

    5.2. Должностные обязанности сотрудников

    6.2. Каналы сбыта и потребители продукции

    9.1. Методика оценки эффективности проекта

    9.5. Дисконтированный срок окупаемости (DPB)

    ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ДОЛЖНОСТНЫЕ ОБЯЗАННОСТИ СОТРУДНИКОВ МИНИ НПЗ

    ИНФОРМАЦИЯ О КОМПАНИИ INTESCO RESEARCH GROUP

    1. Динамика производства бензина по годам в РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    2. Динамика производства дизельного топлива по годам в РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    3. Динамика производства мазута топочного по годам в РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    4. Динамика производства бытового печного топлива по годам в РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    5. Динамика средних цен производителей на бензин в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    6. Динамика средних цен производителей на дизельное топливо в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    7. Динамика средних цен производителей на мазут в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    8. Динамика средних цен производителей на печное топливо в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    9. Динамика средних потребительских цен на бензин автомобильный в РФв 2009-2011 гг., руб/л

    10. Динамика средних потребительских цен на бензин автомобильный по месяцам в РФ в 2009 – июль 2012 гг., руб/

    11. Динамика средних потребительских цен на дизельное топливо в РФ в 2009-2011 гг., руб/л

    12. Динамика средних потребительских цен на дизельное топливо по месяцам в РФв 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    16. Динамика выручки, валовой прибыли и прибыли до налогообложения мини НПЗ, тыс. руб.

    17. Динамика чистой прибыли мини НПЗ, тыс. руб.

    19. Остаток денежных средств на счету мини НПЗ, тыс. руб.

    21. Чистый дисконтированный доход (NPV) мини НПЗ, тыс. руб.

    22. Влияние уровня цен на NCF, % от уровня цен

    23. Влияние уровня цен на NPV, % от уровня цен

    24. Влияние уровня цен на PB, % от уровня цен

    25. Влияние уровня цен на DPB, % от уровня цен

    26. Влияние уровня цен на PI, % от уровня цен

    27. Влияние уровня цен на IRR, % от уровня цен

    1. Изменение структуры производства бензина по федеральным округам РФв 2007-2011 гг., %

    2. Изменение региональной структуры производства бензина в РФ в 2007-2011 году, %

    3. Изменение структуры производства дизельного топлива по федеральным округам РФ в 2007-2011 гг., %

    4. Изменение региональной структуры производства дизельного топлива в РФв 2007-2011 году, %

    5. Изменение структуры производства мазута топочного по федеральным округам РФ в 2006-2011 гг., %

    6. Изменение региональной структуры производства мазута топочного в РФв 2006-2011 году, %

    7. Изменение структуры производства бытового печного топлива по федеральным округам РФ в 2007-2011 гг., %

    8. Региональная структура производства бытового печного топлива в РФ в 2011 году, %

    9. Распределение предприятий нефтеперерабатывающей отрасли по федеральным округам РФ в 2012 году, %

    10. Доли крупнейших производителей бензина в РФ в 2009 году, %

    11. Доли крупнейших производителей дизельного топлива в РФ в 2009 году, %

    12. Доли крупнейших предприятий в структуре общероссийского производства мазута в 2009 году, %

    13. Доли крупнейших предприятий в структуре производства печного топливав 2009 году, %

    15. Структура использования площадей мини НПЗ, %

    16. Структура инвестиционных затрат в проект мини НПЗ, %

    17. Структура выручки по видам нефтепродуктов мини НПЗ, %

    18. Структура текущих расходов мини НПЗ, %

    19. Структура себестоимости нефтепродуктов на мини НПЗ, %

    20. Структура налоговых выплат мини НПЗ, %

    1. Цены на нефтепродукты мини НПЗ с НДС

    3. Объемы производимых нефтепродуктов в денежном выражении, тыс. руб.

    5. Объемы производимых нефтепродуктов в номинальном выражении

    6. Динамика производства бензина в федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    7. Объем производства бензина в регионах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    8. Производство дизельного топлива в федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    9. Объем производства дизельного топлива в регионах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    10. Динамика производства мазута в крупнейших федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    11. Объем производства мазута в регионах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    12. Динамика производства печного топлива в крупнейших федеральных округах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    13. Объем производства печного топлива в регионах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    14. Объем производства бензина по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    15. Объем производства дизельного топлива по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    16. Объем производства мазута по российским производителям в 2006-2009 гг., тыс. т

    17. Объем производства печного топлива по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    18. Российские производители светлых нефтепродуктов (в т.ч. бензин, дизельное топливо, печное топливо) по выручке в 2009-2011 гг., тыс. руб

    19. Крупнейшие российские производители мазута по выручке в 2009-2011 гг., тыс. руб

    20. Средние цены производителей на бензин в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    21. Средние цены производителей на дизельное топливо в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    22. Средние цены производителей на мазут в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    23. Средние цены производителей на печное топливо в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    24. Средние потребительские цены на бензин в 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    25. Средние потребительские цены на бензин в 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    27. Варианты стратегий ценообразования в зависимости от соотношения цена/качество производимых товаров

    31. Затраты на оборудование для мини НПЗ

    32. Объемы производимых нефтепродуктов в номинальном выражении

    33. Объемы производимых нефтепродуктов в денежном выражении, тыс. руб.

    34. Инвестиционные затраты по проекту, тыс. руб.

    37. Ставка страховых взносов на доходы персонала для организаций применяющих общий режим налогообложения

    39. Отчет о прибылях и убытках мини НПЗ, тыс. руб.

    40. Отчет о движении денежных средств мини НПЗ, тыс. руб.

    41. Бухгалтерский баланс мини НПЗ, тыс. руб.

    42. Расчет эффективности инвестиционного проекта, тыс. руб.

    44. Расчет точки безубыточности мини НПЗ, %

    Вы можете заказать данный отчёт в режиме on-line прямо сейчас, заполнив небольшую форму регистрации. Заказ отчёта не обязывает к его покупке. После получения заказа на отчёт с Вами свяжется наш менеджер.

    Если данный отчёт Вам не подходит, Вы можете:

    Разработка бизнес-плана мини НПЗ проведена на основе одного из реально осуществленных проектов аналитической группы Intesco Research Group. Бизнес-план подготовлен по международному стандарту UNIDO.

    привлечение инвестиционных средств для открытия мини НПЗ;

    обоснование экономической эффективности открытия мини НПЗ;

    разработка поэтапного плана создания и развития мини НПЗ.

    предназначенность земельного участка для возведения промышленных объектов;

    близость по отношению к потенциальным потребителям производимых нефтепродуктов;

    пригодность площадки для строительства и размещения предполагаемых объектов будущего нефтеперерабатывающего завода;

    аренда участка земли промышленного назначения площадью 2,5 Га;

    *** сотрудников с фондом заработной платы в *** тыс. руб. в месяц.

    Заключение договоров аренды, регистрация предприятия, получение разрешительных документов;

    Проведение строительно-монтажных работ, включая благоустройство территории и прокладку дороги;

    Покупка и монтаж оборудования для мини НПЗ;

    Резервуары вертикальные стальные 2000 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 400 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 200 м3,

    Резервуары вертикальные стальные 100 м3.

    Оборудование слива-налива нефтепродуктов в автоцистерны;

    Автоматизированная система налива автоцистерн.

    Таблица. Цены на нефтепродукты мини НПЗ с НДС

    Наименование выпускаемой продукцииСтоимость за тонну, тыс. руб.

    Объем первоначальных вложений – 100,6 млн. руб.

    Чистый дисконтированный доход (NPV) – *** млн руб.

    Простой срок окупаемости (PB) – *** кварталов

    Дисконтированный срок окупаемости (DPB) – 3,15 года

    Точка безубыточности (BEP) – *** млн руб/квартал

    В 2011 году российскими производителями было выпущено на рынок *** млн. тонн бензина, что на ***% больше чем за год до этого. Постепенно стагнировавший в предыдущие годы темп роста сменился небольшим ростом отечественного производства.

    Крупнейшим регионом по производству бензина в России на протяжении 2006-2011 гг. являлась ***. Здесь в 2011 году было произведено *** млн. т продукта. Вторым по величине являлась Омская область (*** млн. т.). Третье место принадлежало производителям бензина *** области (*** млн. т).

    Некоторое сокращение производства дизельного топлива в 2009 году сменилось возобновлением роста в 2010 году. Всего за 2007-2011 годы производство выросло на *** млн. т или на ***%.

    В 2012 году более трети предприятий нефтеперерабатывающей отрасли сосредоточено в Центральном федеральном округе – ***%. Предприятия *** федерального округа оформили ***% в данной структуре. Порядка ***% предприятий пришлось на ***, Уральский, и *** федеральные округа. Согласно данным за 2012 год в Южном ФО находятся ***% производителей продуктов нефтепереработки.

    Средняя отпускная цена на бензин в России в 2011 году выросла на ***% и достигла уровня *** тыс.руб/т. За год средняя стоимость 1 т продукта увеличилась на ***%.

    В течение 2010-2012 гг. средние цены производителей дизельного топлива демонстрировали непрерывный рост. В июле 2012 года цена на дизельное топливо составила *** тыс. руб/т, в то время как два года назад в этом же месяце цена была на ***% ниже.

    Наибольших затрат потребует покупка оборудования для мини НПЗ (***%). На строительно-монтажные работы (административно-бытовое здание, насосная, склад, котельная и т.д.) приходится ***% всех затрат. На пополнение оборотного капитала и пуско-наладочные работы приходится по ***%, а на остальные статьи затрат отводится ***% от суммы всех инвестиций.

    4.3. Государственное регулирование рынка

    4.5. Российские производители нефтепродуктов

    Распределение предприятий по федеральным округам

    Российские производители нефтепродуктов по объемам производства

    Российские производители нефтепродуктов по объемам выручки

    5.2. Должностные обязанности сотрудников

    6.2. Каналы сбыта и потребители продукции

    9.1. Методика оценки эффективности проекта

    9.5. Дисконтированный срок окупаемости (DPB)

    ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ДОЛЖНОСТНЫЕ ОБЯЗАННОСТИ СОТРУДНИКОВ МИНИ НПЗ

    ИНФОРМАЦИЯ О КОМПАНИИ INTESCO RESEARCH GROUP

    1. Динамика производства бензина по годам в РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    2. Динамика производства дизельного топлива по годам в РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    3. Динамика производства мазута топочного по годам в РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    4. Динамика производства бытового печного топлива по годам в РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    5. Динамика средних цен производителей на бензин в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    6. Динамика средних цен производителей на дизельное топливо в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    7. Динамика средних цен производителей на мазут в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    8. Динамика средних цен производителей на печное топливо в РФ в 2010-2011 гг., руб./т

    9. Динамика средних потребительских цен на бензин автомобильный в РФв 2009-2011 гг., руб/л

    10. Динамика средних потребительских цен на бензин автомобильный по месяцам в РФ в 2009 – июль 2012 гг., руб/

    11. Динамика средних потребительских цен на дизельное топливо в РФ в 2009-2011 гг., руб/л

    12. Динамика средних потребительских цен на дизельное топливо по месяцам в РФв 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    16. Динамика выручки, валовой прибыли и прибыли до налогообложения мини НПЗ, тыс. руб.

    17. Динамика чистой прибыли мини НПЗ, тыс. руб.

    19. Остаток денежных средств на счету мини НПЗ, тыс. руб.

    21. Чистый дисконтированный доход (NPV) мини НПЗ, тыс. руб.

    22. Влияние уровня цен на NCF, % от уровня цен

    23. Влияние уровня цен на NPV, % от уровня цен

    24. Влияние уровня цен на PB, % от уровня цен

    25. Влияние уровня цен на DPB, % от уровня цен

    26. Влияние уровня цен на PI, % от уровня цен

    27. Влияние уровня цен на IRR, % от уровня цен

    1. Изменение структуры производства бензина по федеральным округам РФв 2007-2011 гг., %

    2. Изменение региональной структуры производства бензина в РФ в 2007-2011 году, %

    3. Изменение структуры производства дизельного топлива по федеральным округам РФ в 2007-2011 гг., %

    4. Изменение региональной структуры производства дизельного топлива в РФв 2007-2011 году, %

    5. Изменение структуры производства мазута топочного по федеральным округам РФ в 2006-2011 гг., %

    6. Изменение региональной структуры производства мазута топочного в РФв 2006-2011 году, %

    7. Изменение структуры производства бытового печного топлива по федеральным округам РФ в 2007-2011 гг., %

    8. Региональная структура производства бытового печного топлива в РФ в 2011 году, %

    9. Распределение предприятий нефтеперерабатывающей отрасли по федеральным округам РФ в 2012 году, %

    10. Доли крупнейших производителей бензина в РФ в 2009 году, %

    11. Доли крупнейших производителей дизельного топлива в РФ в 2009 году, %

    12. Доли крупнейших предприятий в структуре общероссийского производства мазута в 2009 году, %

    13. Доли крупнейших предприятий в структуре производства печного топливав 2009 году, %

    15. Структура использования площадей мини НПЗ, %

    16. Структура инвестиционных затрат в проект мини НПЗ, %

    17. Структура выручки по видам нефтепродуктов мини НПЗ, %

    18. Структура текущих расходов мини НПЗ, %

    19. Структура себестоимости нефтепродуктов на мини НПЗ, %

    20. Структура налоговых выплат мини НПЗ, %

    1. Цены на нефтепродукты мини НПЗ с НДС

    3. Объемы производимых нефтепродуктов в денежном выражении, тыс. руб.

    5. Объемы производимых нефтепродуктов в номинальном выражении

    6. Динамика производства бензина в федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    7. Объем производства бензина в регионах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    8. Производство дизельного топлива в федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    9. Объем производства дизельного топлива в регионах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    10. Динамика производства мазута в крупнейших федеральных округах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    11. Объем производства мазута в регионах РФ в 2006-2011 гг., тыс. т

    12. Динамика производства печного топлива в крупнейших федеральных округах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    13. Объем производства печного топлива в регионах РФ в 2007-2011 гг., тыс. т

    14. Объем производства бензина по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    15. Объем производства дизельного топлива по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    16. Объем производства мазута по российским производителям в 2006-2009 гг., тыс. т

    17. Объем производства печного топлива по российским производителямв 2006-2009 гг., тыс. т

    18. Российские производители светлых нефтепродуктов (в т.ч. бензин, дизельное топливо, печное топливо) по выручке в 2009-2011 гг., тыс. руб

    19. Крупнейшие российские производители мазута по выручке в 2009-2011 гг., тыс. руб

    20. Средние цены производителей на бензин в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    21. Средние цены производителей на дизельное топливо в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    22. Средние цены производителей на мазут в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    23. Средние цены производителей на печное топливо в РФ по месяцам в 2010 – июль 2012 гг., руб./т

    24. Средние потребительские цены на бензин в 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    25. Средние потребительские цены на бензин в 2009 – июль 2012 гг., руб/л

    27. Варианты стратегий ценообразования в зависимости от соотношения цена/качество производимых товаров

    31. Затраты на оборудование для мини НПЗ

    32. Объемы производимых нефтепродуктов в номинальном выражении

    33. Объемы производимых нефтепродуктов в денежном выражении, тыс. руб.

    34. Инвестиционные затраты по проекту, тыс. руб.

    37. Ставка страховых взносов на доходы персонала для организаций применяющих общий режим налогообложения

    39. Отчет о прибылях и убытках мини НПЗ, тыс. руб.

    40. Отчет о движении денежных средств мини НПЗ, тыс. руб.

    41. Бухгалтерский баланс мини НПЗ, тыс. руб.

    42. Расчет эффективности инвестиционного проекта, тыс. руб.

    44. Расчет точки безубыточности мини НПЗ, %

    Углеводороды | микро нпз своими руками чертежи

    микро нпз своими руками чертежи

    Установки от экстрасенса 700х170

    Уважаемые посетители сайта «SAMODELKINDRUG» в представленной вашему вниманию статье речь пойдет, как вы уже наверное догадались из названия, о технологии создания аппарата для перегонки пластиковых бутылок и пластмассы в бензин, а так же дизельное топливо. На сегодняшний день цены на бензин и другие энергоносители растут не по дням, а по часам, нефтяные олигархи богатеют за счет простого народа, продавая ему его же богатство, данное от природы.

    Но не тут то было, «на каждую хитрую гайку, найдется болт с левой резьбой»:) Группа ученых интузиастов решила развенчать миф о том что бензин и диз-топливо можно получать только из нефти, а так же доказали на собственном примере, что бензин с легкостью можно получить из обычного пластика (пластиковой бутылки) Как всем сегодня известно что любая пластмасса и пластик делается непосредственно из переработанной нефти, а это значит что держа в руках пластиковую бутылку, вы держите твердую нефть «хотя мало кто об этом даже задумывался»

    Как у нас обычно поступают с пластиковой бутылкой после употребления содержимого? Правильно:) попросту выбрасывается куда попало, а между прочим эти самые бутылочки делаются из пластика самого высокого качества, потому как применяются в пищевой промышленности.

    И так с пластиком теперь немного понятно, что он является твердой нефтью, но как же ученым мужам удалось получить бензин в лабораторных условиях своими руками? Начнем с того что бензин и прочие виды топлива из нефти получают за счет её перегонки, или говоря научным языком (пиролиз) а говоря простым народным языком, процесс перегонки нефти проходит по тому же принципу, что и перегонка бражки в самогон:) (самогоноварение) В домашних условиях высокооктановый бензин получить конечно маловероятно, но для заправки бензопилы, мотоцикла, мотокосы, автомобиля вполне пригоден.

    И так для наглядности автор представил чертеж заветного аппарата для перегонки пластика в бензин. Такой самогонный аппарат «на раз соберет» любой уважающий себя Дедок 🙂 В первую очередь стоит позаботится конечно же о технике безопасности и окружающей среде. 1) Пиролиз.

    И так что же все таки такое (пиролиз) а это и есть тот самый перегонный процесс происходящий с пластиком под действием температуры и без доступа кислорода.

    Пластик помещается в емкость, которая в последствии будет предоваться нагреванию, в ходе данного процесса пластик начнет выделять газ, который дальше по трубке поднимется в холодильник и там произойдет конденсация-тое сть газ превратится в жидкость, а именно в бензин, который так всем хочется получить 🙂 Как и на промышленных заводах по получению бензина, Ученые мужи так же в процессе получают несколько фракций: бензин, диз топливо, что то похожее на мазут и сарбент. И вот на выходе получается бензин. Как было оговорено выше данный бензин с легкостью можно заливать в бак бензопилы, мотокосы, мотоцикла, автомобиля. Для лучшего восприятия прочитанного материала следует закусить 🙂 Извиняюсь! Закрепить просмотром видеоматериалом, который транслировался в Новостной программе НТВ. Приятного просмотра.

    Спасибо за внимание! Надеемся материал вам понравился, если есть какие то вопросы, или пожелания, напишите об этом в комментариях.

    Спрессованную смесь различных ингредиентов, называемую технопланктоном, можно изготавливать в домашних условиях. Это значительно уменьшает затратность рыбалки, поскольку стоимость фабричного технопланктона не отличается дешевизной.

    Средняя стоимость упаковки, состоящей из трёх брикетов — 200 рублей. На одну поездку нужно не меньше трёх упаковок.

    Работает технопланктон следующим образом: попадая в воду, брикет начинает размягчаться и выбрасывать в пространство прикормочную муть, напоминающую настоящий фитопланктон. Распад технопланктона происходит по-разному, от 20 минут до 2 – 3 часов. Рыба, привлечённая облачком, подплывает к брикету и начинает заглатывать прикормку, вместе с ней заглатывая крючки, находящиеся рядом.

    Несмотря на кажущуюся технологическую сложность производства технопланктона, некоторые умельцы начали изготавливать его дома практически сразу же после появления этой новинки в продаже. Сейчас технопланктон своими руками может сделать любой.

    Наибольшее приближение к уровню фабричного производства, изготовление технопланктона своими руками требует наличия специальной прессформы. Для её приобретения подходящая по диаметру металлическая трубка обрезается до 80 – 90 см. К ней подбирается соответствующего диаметра цилиндр. В его нижней части сверлится отверстие для штыря, закреплённого на нижней пробке. Пробка, в свою очередь с помощью резьбы наворачивается на нижнюю часть трубки.

    Вся конструкция хорошо просматривается на рисунке 1. Для полноты ясного представления чертёж пресса показан рядом с готовой формой и продукцией. Можно убедиться, что особой сложности изделие не представляет.

    Представляем вам наглядное видео по изготовлению технопланктона своими руками.

    Есть много различных разработок подобных прессформ. К примеру на рисунке 2 показан пресс для технопланктона своими руками, где прессование технопланктона производится непосредственно выталкивателем брикета, создавая дополнительное удобство производства.

    Чем больше заданное время спекания, тем дольше происходит распад брикета в воде. Оптимальное время — 20 – 30 секунд. Непосредственно при извлечении из микроволновки брикет ещё раз уплотняют и дают немного остыть, после чего выталкивают его поршнем.

    В этой вы найдете много полезной информации о нахлысте для начинающих.

    Таким образом, технопланктон своими руками в микроволновке становится хорошей альтернативой холодному прессованию. По свойствам брикет планктона, приготовленный в микроволновке, ничем не отличается от его холодного аналога.

    На рисунке 3 представлено использование шприца для изготовления технопланктона в микроволновке.

    Подбор ингредиентов для любой прикормки зависит от опыта и пристрастия рыболова. В этом отношении состав технопланктона не является исключением. Но есть одна особенность: в технопланктон обязательно должен входить компонент, создающий эффект гейзера, создающий распад смеси в воде.

    Для этого в него добавляют либо алкозельцер, либо смесь пищевой соды и лимонной кислоты, либо сухой квас. Только с этими ингредиентами получается шипучий распад бочонка технопланктона. Количество шипучей смеси составляет 1/6 часть от общей массы прикормки.

    В качестве конкретики можно привести рецепт, зарекомендовавший себя, как технопланктон для толстолобика своими руками, и более всего подходящий под эту характеристику.

    • 200 грамм кукурузной муки;
    • 200 грамм пшеничной муки;
    • 300 грамм овсяной муки;
    • 200 грамм манной муки;
    • 150 грамм шипучей смеси.

    Остаётся заметить, что шипучая смесь и остальной состав хранятся отдельно и смешиваются непосредственно перед спрессовыванием. А также и то, что этот рецепт не является единственным, а вариации и разночтения только приветствуются. Дерзайте, господа рыболовы.

    Интересует ловля осетра? Подробнее об этом читайте в нашей статье.

    Тут вы узнаете, какие снасти лучше использовать для ловли стерляди.

    Идея об использовании отработанного масла в качестве энергоносителя для обогрева зданий далеко не нова. Ввиду большого количества отработки на станциях техобслуживания автомобилей, особенно грузовых, возникла проблема с ее утилизацией. Неудивительно, что появились различные агрегаты как заводского, так и кустарного изготовления, позволяющие эффективно сжигать данную субстанцию и получать от нее тепловую энергию. Одно из подобных устройств — горелка Бабингтона на отработанном масле, ее мы и рассмотрим в данном материале, а также расскажем, как ее можно сделать самостоятельно.

    Конструкция горелки, работающей на дизельном топливе, была запатентована Робертом Бабингтоном в 1979 году. Однако, срок действия патента истек, после чего вся информация об устройстве и принципе действия агрегата стала общедоступной, как и чертежи горелки Бабингтона. В результате многие мастера смогли повторить данную конструкцию, только вместо солярки в них применялось отработанное автомобильное масло, а позже и другие виды жидких масел.

    Эффективно сжигать старые масла нелегко, так как отработка из того же автосервиса представляет собой смесь масел различной вязкости с большим количеством примесей. Также в малых долях там содержится бензин, дизельное топливо и даже антифриз. Все эти моменты учитывает конструкция горелок заводского изготовления, в них встроены фильтрующие элементы.

    Другое дело – горелка Бабингтона, для ее работы никакого фильтрования не требуется, и вот почему. Топливо в ней стекает по сферической поверхности, образуя тонкую пленку, а по центру этой сферы проделано небольшое отверстие (0.1—0.3 мм в диаметре) для подачи воздуха под давлением. Основной принцип работы горелки на отработке состоит в том, что воздух, пробивающийся из отверстия, отрывает часть стекающего по поверхности масла. В результате получается факел из топливовоздушной смеси, способной к воспламенению.

    Количество грязи в отработке влияет только на эффективность сжигания, горелка работает на отработке и не засоряется взвешенными в ней примесями, поскольку в топливном тракте нет узких проходов или отверстий с малыми диаметрами, как в форсунках. Отверстие здесь лишь одно, сквозь него проходит только воздух. Вместо сложной системы фильтрации устройство горелки на отработанном масле предусматривает подачу горючего на сферическую поверхность, а его излишки, не попавшие в факел, стекают вниз, в отстойник.

    Непременным условием качественного сжигания есть предварительный подогрев старых масел. Это необходимо по 2 причинам:

    • Повышение текучести. Благодаря этому субстанция хорошо обволакивает поверхность сферы и при подаче воздуха лучше распыляется, образуя устойчивый факел аэрозоля.
    • Снижение температуры вспышки. С помощью нагретого масла проще обеспечить розжиг для горелки Бабингтон, а при работе она максимально использует энергию топлива, выделяя больше тепла.

    Как функционирует данная горелка, наглядно показано на видео:

    Часто работу горелки с наддувом сравнивают с горением всем хорошо известной паяльной лампы. И действительно, их устройство имеет определенные сходства. А вот принцип действия абсолютно разный. В паяльной лампе бензин, находящийся в закрытой емкости, подвергается воздействию избыточного давления воздуха, создаваемого ручным насосом. Этот воздух не смешивается с горючим, а только выталкивает его в наверх, к форсунке. По пути бензин прогревается и испаряется в кожухе трубы, после чего поступает в жиклер форсунки. Выходя из него, горючее смешивается с воздухом и сгорает, образуя мощный факел пламени.

    Все происходит наоборот в вертикальной горелке Бабингтона на отработке. Через форсунку продувается воздух, а не топливо, при этом загрязненное масло не испаряется, а только подогревается до определенной температуры (не более 70 ºС). При этом жидкость сгорает не полностью, часть ее уходит в отстойник. Из-за того, что отработку испарить и подать сквозь форсунку в зону горения чрезвычайно сложно, изготовить горелку на отработке из паяльной лампы не представляется возможным. Как и заправлять бабингтоновский агрегат бензином, это не только неэффективно, но и просто опасно.

    Главное достоинство, из-за которого обрела широкую популярность самодельная горелка на отработке Бабингтон, — это ее всеядность, о чем уже говорилось выше. По сути, на сферическую поверхность можно лить какое угодно нагретое масло разумной степени загрязненности, правильно сделанная горелка будет все равно устойчиво работать. Не страшны ей и примеси бензина или антифриза, разве что их соотношение с маслом будет один к одному, тогда неизбежно возникнут проблемы. И то, это вовсе не повод избавляться от подобной смеси, для нормального функционирования горелки на отработанном масле ее потребуется хорошо разбавить «правильной» отработкой, а потом пускать в дело.

    Другое преимущество – это простота конструкции, из-за чего мастера – умельцы быстро освоили данное изделие. И правда, изготовить «сердце» аппарата из шара или полусферы, помещенного в корпус, достаточно просто. Несколько сложнее организовать топливоподачу и нагнетание воздуха, да еще настроить всю систему, чтобы горелка Бабингтона, сделанная своими руками, работала устойчиво и безопасно. Но зато здесь есть широкий простор для внедрения различных технических решений.

    Из серьезных недостатков агрегата бросается в глаза лишь один. Это постоянное наличие грязи в помещении, где функционирует горелка на жидком топливе. К сожалению, невозможно полностью исключить случайный разлив или просачивание загрязненного машинного масла через неплотности, даже если все сопряжения герметичны и установлена автоматика горелки Бабингтона. В той или иной степени грязно в помещении будет, с этим придется смириться.

    Благодаря своей популярности и простоте горелка для котла на отработке изготавливается мастерами в разных вариациях, мы же возьмемся описать самую простую конструкцию, которая будет доступна для повтора в домашних условиях. Для начала нужно подобрать необходимые материалы, вот их перечень:

    • Стальной тройник с внутренними резьбами диаметром 50 мм – для корпуса.
    • Сгон с наружной резьбой диаметром 50 мм – для сопла. Длина его принимается по желанию, но не менее 100 мм – для сопла.
    • Колено из металла ДУ10 с наружными резьбами – для подключения топливной магистрали.
    • Трубка медная ДУ10 необходимой длины, но не менее 1 м – на топливную магистраль.
    • Металлический шар или полусфера, свободно входящая в тройник – для рабочей части.
    • Стальная трубка не менее ДУ10 – на подключение воздушного тракта.

    Чтобы сделать горелку на отработке своими руками, надо произвести одну точную операцию – проделать отверстие по центру сферы. Диаметр отверстия – от 0.1 до 0.4 мм, идеальный вариант – 0.25 мм. Сделать его можно 2 способами: просверлить инструментом соответствующего диаметра либо установить готовый жиклер на 0.25 мм.

    Важно! Отверстие надо проделать строго по центру, а его ось должна быть параллельна стенкам корпуса (тройника), в котором будет установлена сфера. Отклонение допускается минимальное, иначе факел будет бить в сторону, что отразится на стабильной работе и расходе горелки.

    Проделать точно столь маленькое отверстие нелегко, тонкие сверла запросто ломаются. Инструкция, как это правильно сделать, показана ниже:

    Другой способ выполнить калиброванное отверстие в сферической части автономной горелки – вставить туда жиклер требуемого диаметра. Для этого просверливается отверстие, чей диаметр чуть меньше наружного диаметра жиклера, и обрабатывается разверткой. Жиклер запрессовывается внутрь и полируется, как рассказано на видео:

    Примечание. Если нужно изготовить горелки большой мощности, то диаметр жиклера можно увеличить до 0.4—0.5 мм либо просверлить 2 малых отверстия, соблюдая между ними расстояние не меньше 7 мм.

    Когда эта операция завершена, производим сборку горелки, опираясь на чертеж:

    Сбоку сопла надо выполнить отверстие достаточно широкое, чтобы производить розжиг агрегата. Спираль нагрева горючего не нужна большая, достаточно 2—3 витков. Готовое изделие можно закрепить на монтажной пластине и встроить в любой котел, в том числе и самодельный. По окончании работы нужно присоединить воздушную и топливную магистрали, а потом организовать подачу масла и воздуха. Простейший способ топливоподачи – самотеком, для этого емкость с отработкой подвешивают к стене выше горелочного устройства и прокладывают от нее трубку.

    Если же задействовать для перекачки масла насос, то впоследствии можно задействовать датчики контроля и блок управления, тогда у вас получится автоматическая горелка, которую эксплуатировать будет безопаснее. Подробная инструкция по подбору материалов и сборке устройства показана на видео:

    Если все сделано правильно и диаметр воздушного отверстия составляет 0.25 мм, то расход топлива у горелки не должен превышать 1 л в час. Черной копоти при горении быть не должно, нужно добиться ровного горения факела. Настройка осуществляется перемещением сферы вперед–назад или изменением давления воздуха. С его нагнетанием справится любой компрессор, даже от холодильника, так как рабочее давление не бывает выше 4 Бар.

    Сделать своими руками горелку Бабингтона – это хорошее решение для тех, кто имеет возможность недорого приобретать старые автомасла. Обладая некоторыми навыками, устройство нетрудно встроить в камеру сгорания с водяной рубашкой и дымоходом, тогда получится самодельный котел на отработанном масле с наддувом для отопления вашего дома.

    Пресс форма для технопланктона (ТП) позволяет своими руками изготавливать специальные приманки для ловли рыбы. ТП выглядит как цилиндр, в состав которого входят различные добавки, приманки, усилители вкуса. Вдоль центральной оси предусматривается отверстие для крючка.

    • Технопланктоном называют смеси из различных компонентов, которые прессуются в форму небольшого цилиндра;
    • Когда технопланктон оказывается в воде, состав постепенно вступает в контакт с ней, становится мягче, оставляет мутную дорожку из корма;
    • Рыба, которая чувствует приятные запахи, начинается двигаться к технопланктону, заглатывает и оказывается на крючке;
    • Скорость распада технопланктона может составлять от 15-20 минут до нескольких часов;
    • Распад зависит от того, из чего изготовлен состав, и какие компоненты в него вошли.

    Приобретать технопланктон для ловли рыбы в специализированных магазинах очень дорого. Цена никак себя не оправдывает. При этом сложностей изготовления специального пресса своими руками нет совершенно. Предлагаем вам разобраться, как выполнить сборку пресса и получить бюджетный инструмент для приготовления высокоэффективной прикормки.

    Сложные чертежи для сборки пресса вам не потребуются. Вы можете подстраховать себя чертежами, посмотреть обучающие видео, что пойдет только на пользу при создании качественной формы.

    Главными нюансами сборки является грамотный расчет комплектующих и выбор эффективного прессовального устройства. В роли последнего прекрасно себя показывает самый обычный домкрат для автомобилей бутылочного типа.

    Ориентировочные размеры элементов конструкции для технопланктона следующие:

    • Полая цилиндрическая форма, куда будут загружаться ингредиенты. Стенки металлической трубки выбирайте толщиной около 5 мм, а высоту цилиндра — 60 мм. Внутреннего диаметра в 27 мм вполне хватит для приготовления прикормки;
    • Опорные пятаки. Их следует делать с внутренней округлой поверхностью. Чтобы опора оказалась надежной, предусмотрите размер на 4-6 мм больше, нежели рабочий цилиндр. В центре сваркой присоединяется шток, необходимый для формирования продольного отверстия в ТП. Обычно длина составляет 5 см;
    • Верхний элемент пресса. Цилиндр выбирайте с наружным диаметром порядка 27 мм, в зависимости от внутреннего диаметра полого цилиндра. То есть они должны оказаться одинаковыми.

    Если грамотно подобрать все комплектующие конструкции, которые будут идеально подходить друг к другу, у вас получится технопланктон великолепного качества. Вы сможете производить приманку ровной, красивой, достаточно плотной для удачной ловли рыбы. Для сравнения, цена готового пресса составляет 1000 рублей.

    Чтобы приготовить технопланктон своими руками, имея в распоряжении специальные пресс формы, нужно соблюдать несколько простых рекомендаций, последовательно выполнять все операции.

    1. Выберите подходящий состав для приготовления будущей приманки. Рецептов огромное количество, потому подбирать состав конкретно для вашего региона, водоема придется экспериментальным методом. Либо посоветуйтесь с опытными рыбаками, узнайте, на что лучше всего клюет рыба. Это уже ваша задача.
    2. В роли основы для приготовления ТП обычно используют манку или кукурузную муку. Чтобы состав оказался более плотным, добавьте немного сахара или меда.
    3. Приготовленный состав загружается в рабочий цилиндр.
    4. Засыпав состав, немного утрамбуйте его и накройте верхней крышкой.
    5. Установите ваш бутылочный автомобильный домкрат штоком вверх. При этом не забывайте про необходимость использования опорной стальной пластины.
    6. Чтобы технопланктон получился достаточной плотности, достаточно надавить на цилиндр с усилием до 5 тонн. Если усилие окажется выше, вы можете повредить собранную пресс форму. Это еще один весомый аргумент в пользу сделанных прессов своими руками. Новички часто не рассчитывают нагрузку, из-за чего новенькое изделие ломается. Приходится вновь выкладывать порядка 1000 рублей на то, чтобы сделать прикормку для рыбы.
    7. Гладкие края пресс-станка обеспечивают свободный выход готового технопланктона их цилиндра. Иногда есть смысл смазать края ароматизированным маслом. Оно точно не даст технопланктону застрять в цилиндре, плюс придаст дополнительную привлекательность приманке в глазах рыбы.

    Технопланктон преимущественно используется для ловли следующих видов рыбы:

    При этом на технопланктон вполне можно наловить ряд других представителей подводного мира. Сделав цилиндрическую приманку меньшего размера, на нее легко пойдет лещ, красноперка, карась и пр.

    Есть несколько приемов, которые позволяют рыбаку быть более уверенным в том, что с рыбалки он вернется не с пустыми руками.

    1. Используйте активаторы клева при ловле рыбы. Многие не доверяют современным средствам, основанным на применении различных добавок, готовых смесей для прикормки. На практике их производство основывается на анализе поведения рыбы, ее реакции на всевозможные компоненты. Ярким примером является то, насколько активизируется лов при использовании прикормки с ароматом шоколада.
    2. Применяйте оснастку повышенной чувствительности при клеве рыбы. Когда вода неспокойная, либо ловится достаточно хитрая рыба, рыбак не всегда замечает начало поклевки из-за грубой оснастки. Повысив чувствительность поплавка, процент сорвавшейся с крючка рыбы резко упадет.
    3. Не используйте слишком большие крючки. Многие рыбаки в погоне за крупным уловом делают ставку на большой крючок. Они считают, что маленькие крючки не смогут удержать крупный трофей. На деле это действует обратно. Небольшой крючок позволяет ловить рыбу различных размеров. Главное, чтобы она заглотила наживку, вы правильно подсекли, и леска выдержала вес улова.
    4. Феромоны великолепно стимулируют рост активности. Еще один пример современных разработок для рыбной ловли. Что самое главное, они прекрасно работают. Главное подобрать феромон, подходящий именно для той рыбы, которая водится в водоеме. Или рыбу, на которую вы нацелились, отправляясь на рыбалку.

    Чтобы цилиндры приготовленного технопланктона работали эффективно, прислушайтесь к нескольким советам по ловле рыбы на эту приманку.

    • Изучая различные рецепты для приготовления технопланктона, можно сделать вывод, что универсального состава не существует. Потому с составами следует экспериментировать;
    • Плавучесть технопланктона — один из основных моментов, на которые стоит обратить внимание;
    • При ловле рыбы со дна в технопланктон следует добавлять отруби или нарезанную мелко пробку от вина;
    • Если технопланктон планируется использовать для ловли рыбы под поверхностью, используйте в составе больше муки. Это позволит технопланктону оставлять за собой более мутный след, привлекающий рыбу;
    • При ловле толстолоба летом и в жаркие дни, используйте при приготовлении состава технопланктона ароматизаторы или натуральные ингредиенты чеснока, меда;
    • Осенью и весной рыба лучше клюет на запахи травянистых компонентов. Потому добавляйте их в технопланктон.

    Рыба — это не главное в рыбалке. Но кто не захочет, отправившись на рыбалку, вернуться с целым садком рыбы?! Для этого вам потребуется эффективная приманка и немного везения.

    Углеводороды | мини нпз солнечнодольск

    мини нпз солнечнодольск

    Установки от экстрасенса 700х170

    Организация «Газпром газораспределение Ставрополь» обеспечила поставкой газа компанию по переработке углеводородной продукции. Как известно, комплекс «Интеройл» перерабатывает нефть, производит и продаёт дизтопливо, мазут, масло, бензин дизтопливо оптом, а также другие продукты нефтяной промышленности. В поселке Солнечнодольске Изобильненского района уровень производительности по переработки нефтяного сырья составляет 100 тысяч тонн в год. При переводе комплекса на газ будет отмечаться значительная оптимизация трат на энергетические ресурсы. Ежегодно организации для полноценной работы потребуется около 3,5 млрд. газа.

    Поставка газа будет производиться на основе использования полиэтиленового трубопровода, проходящего под землей. Он будет иметь высокое давление, и протяженность 2 километра. Будет монтировано два газораспределительного пункта шкафного типа.

    При прокладке газопровода возникли некоторые сложности в районах пересечения железнодорожной и автомобильной линий. В данной области был использован закрытый способ возведения с применением наклонно-направленного бурения. Подобные мероприятия имеют статус высокого уровня сложности. Была осуществлена основательная инженерная подготовка места строительства.

    По сообщению заместителя генерального директора АО «Газпром газораспределение Ставрополь» Алексей Александрова, отправка газа и ввод газопровода в эксплуатацию будет осуществляться профессионалами структурного подразделения АО «Газпром газораспределение Ставрополь». Возникает вопрос: «Повлияет ли это на стоимость дизтоплива в России«.

    При разработке программы развития отрасли до 2030 года Правительство РФ озвучило приоритеты нефтепереработки в экспортно-ориентированных регионах России, к которым относится и Краснодарский край.

    Во исполнение программы Правительства РФ по вопросам развития топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности в июле 2011 года ООО «Ильский НПЗ» заключил с федеральными органами исполнительной власти «Соглашение о реализации инвестиционной программы, направленной на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей ООО «Ильский НПЗ» (реконструкцию действующего нефтеперерабатывающего завода), предусматривающий увеличение производственных мощностей и поэтапный переход на производство нефтепродуктов, соответствующих европейским стандартам (ЕВРО-4 и ЕВРО-5) и увеличения глубины переработки нефти».

    Соглашение включает конкретные этапы ввода в эксплуатацию новых объёмов переработки, выработку продукции с качеством Евро-5 с разбивкой по годам.

    В соответствии с соглашением первая очередь глубокой переработки предусматривает ввод в эксплуатацию в 2019 году комбинированной установки глубокой гидроочистки средних дистиллятов, в том числе установка глубокой гидроочистки и установка получения серы. Кроме того, планируется запуск в эксплуатацию блока гидроочистки, риформинга и изомеризации.
    Вторая и третья очереди.

    В конце 2020 году планируется завершение строительства и пуск в эксплуатацию вакуумного блока, гидрокрекинга вакуумного газойля, установки получения водорода и газофракционирующей установки.
    Четвертая очередь.

    В 2022 году планируется завершение строительства и пуск в эксплуатацию установки замедленного коксования. В итоге реализации четвертой очереди строительства позволит дополнительно глубину переработки и получить кокс из нефтяных остатков. Глубина переработки сырья составит более 95%, а индекс сложности Нельсона – 8,81.

    В результате Ильский НПЗ по указанным показателям сможет выйти на уровень мировых НПЗ.

    В настоящий момент программа модернизации обеспечена ресурсами в части энергоснабжения и сырья.

    ООО “Оптимус Конекшн” (ранее “Газтрейд”) добилось в суде компенсации за счет госбюджета в размере 11,34 млн грн за действие таможенных органов, которые в августе-октябре 2017 года отказывались оформлять привезенные аффилированной компанией 17,2 тыс. тонн газового конденсата из Алжира. Соответствующее решение 24 сентября принял Хозяйственный суд Днепропетровской области, передает enkorr.

    Этот газовый конденсат импортировала компания “Химпродторг Лтд”. В октябре 2017 года она передала право требования компенсации аффилированной компании “Газтрейд”, после чего ушла в процедуру банкротства.

    В августе 2017 года ООО “Химпродторг Лтд” поставило в порт Николаева танкер с 17,2 тыс. тонн газового конденсата из Алжира для переработки на мини-НПЗ “Трейд Коммодити” в Каменском.

    Однако местная таможня квалифицировала этот товар как легкий дистиллят (бензин) и наложила штраф за попытку уклонения от уплаты акциза.

    Продукт был растаможен только в конце октября на основании решения суда, который признал действия таможни противоправными.

    Стоимость 17,2 тыс. тонн конденсата по контракту с поставщиком Petro Energy Group Limited составляла $7,3 млн ($423,54 за тонну) или 191,39 млн грн по тогдашнему курсу.

    Согласно судебным материалам, из этого конденсата планировалось производство бензина “моторного топлива альтернативного А-80А-ДЗ”, который ООО “Газтрейд” обязался поставить для нужд Министерства обороны. В итоге срок поставки был смещен.

    ООО “Оптимус Конекшт” требовало через суд компенсировать 13,9 млн грн. Эта сумма состояла 5 млн грн убытков за простой танкера, рассчитанной по ставке $16 тыс. вдень. Еще 6 млн грн компания потребовала за сверхнормативное хранение товара, которое истец оценил в 80 дней и на сумму $245,14 тыс.

    Также компания заявила требования 2,47 млн грн за потерю стоимости товара в результате естественной убыли за период хранения в порту, которая согласно выводу торгово-промышленной палаты, составила 232,18 тонны. Остальные 300 тыс. грн включают в себя плату за вывод торгово-промышленной палаты, стоимость независимого лабораторного исследования и прочего.

    Требования компании о компенсации были удовлетворены, поскольку ранее суд признал действия таможни противоправным и это решение уже вступило в силу.

    При этом суд частично удовлетворил требования по компенсации за простой танкера, сократив основанный срок простоя с 17 до 9 дней, и за сверхнормативное хранение товара с 80 до 59 дней. Следовательно, сумма компенсации за простой уменьшилась с 5 млн до 3,76 млн грн, а за сверхнормативное хранение — с 6 млн до 4,72 млн грн.

    К судебному процессу было привлечено Государственное казначейство. Резолютивная часть решение предусматривает взыскание из государственного бюджета 11,34 млн грн через управление Госказначейства в Николаевской области.

    Напомним, ООО “Химпродторг ЛТД” было учреждено 6 ноября 2015 года в Днепре. Компания начала импорт топлива в апреле 2017 года, поставив за все время деятельности 16,75 тыс. тонн дизельного топлива, 24,9 тыс. тонн авиационного топлива и 17 тыс. тонн газового конденсата.

    Компания один раз участвовала в тендере “Укрзализныци”. 22 августа 2018 года это юридическое лицо ликвидировано через процедуру банкротства.

    ООО “Оптимус Конекшн” учреждено 1 ноября 2016 года. На момент создания компания называлась ООО “Раптория” и сменила название на “Газтрейд” в декабре 2016 года. В “Оптимус Конекшн” она была переименована 31 мая 2018 года.

    Впервые на государственных тендерах “Газтрейд” заявился в феврале 2017 года, однако в 2018 годау участие в тендерах уже не принимал. За 11 месяцев 2017 года компания приняла участие в 52 тендерных процедурах, заключив по их результатам 30 договоров на сумму 3,07 млрд грн. Она побеждала в тендерах 4 структур: Минобороны, “Укрзализныци”, ГосЧС и Госрезерва.

    В конце 2017 года вместо “Газтрейда” в гостендерах начали участвовать аффилированные с “Трейд Коммодити” ООО “Торум” и “Фирма Фидея”.

    Все этим компании входят в группу “Трейд Коммодити”, которая стала активным участником гостендеров в начале 2016 года.

    По результатам 2017 года на нее приходилось 60% всех поставок топлива Минобороны и 50% — “Укрзализныце”.

    В октябре 2017 года бизнесмен Андрей Адамовский, ранее известный своим сотрудничеством с нардепом от БПП Александром Грановским, заявил, что является “одним из инвесторов” этой компании. Вторым инвестором был назван Владимир Трофименко. На данный момент он, как и учредитель “Трейд Коммодити” Вадим Майко, находятся под следствием НАБУ.

    МОСКВА, 10 окт – РИА Новости/Прайм. Отгрузки нефтепродуктов с нефтеперерабатывающего завода Брод в Боснии и Герцеговине возобновятся 11 октября, однако сроков возобновления работы самого завода после взрыва пока нет, сообщил РИА Новости представитель “Зарубежнефти”.

    Сильный взрыв произошел на НПЗ Брод около 21​​​.30 (22.30 мск) во вторник. Он был слышен на хорватском берегу реки Савы в городе Славонски-Брод. При аварии погиб один и ранены десять человек. Шестеро из них с различными травмами находятся в больнице города Добой.

    “Аварийная ситуация локализована. С сегодняшнего дня будет проводиться аудит оборудования, участвовавшего в аварии, затем будет принято решение о сроке возможного возобновления работы завода. Отгрузка нефтепродуктов с завода возобновится завтра, речь идет об уже готовых нефтепродуктах, произведенных до аварийной ситуации и находящейся в хранилище”, – сказал представитель “Зарубежнефти”.

    По его словам, в среду была создана комиссия по расследованию причин взрыва, в которой принимают участие как местные уполномоченные органы, так и представители “Зарубежнефти” и НПЗ Брод.

    “Предварительных выводов о причинах произошедшего нет, сейчас рассматриваются все версии. В четверг комиссия начнет работу и, думаю, ближе к понедельнику можно будет говорить о том, когда расследование может быть завершено”, – заключил собеседник агентства.

    В 2007 году дочерняя компания “Зарубежнефти” – ОАО “НефтегазИнКор” из Москвы приобрела 80% акций государственной нефтекомпании “Петрол” со штаб-квартирой в Баня-Луке со 79 АЗС. В модернизацию было вложено свыше 19 миллионов евро. В настоящее время компания производит нефтепродукты на НПЗ Брод, масла и смазочные материалы на НПЗ Модрича и владеет 87 АЗС.

    Углеводороды | мини нпз самарской области список

    мини нпз самарской области список

    Установки от экстрасенса 700х170

    Собственники ООО “Виктория” выставили на продажу мини-НПЗ в Отрадном, пишет “Самарское обозрение”.

    Компания зарегистрирована в 2012 г. в Тольятти предпринимателем Михаилом Поповичем и его партнером. В феврале 2014 г. ООО получило в аренду участок площадью 1,6 га в промзоне-1 Отрадного под размещение малогабаритной нефтеперерабатывающей установки. В феврале 2015 г. предприятие сменило собственника; 100% долей в уставном капитале фирмы перешло в равных частях Сергею Воробьеву и Виталию Паклину.

    Несмотря на то что вплоть до осени 2015 г. предприятие формально считалось нефункционирующим, с момента оформления участка в аренду и установки там оборудования его деятельность стала привлекать внимание контролирующих органов. Претензии были связаны преимущественно с подозрением в осуществлении “Викторией” вредных выбросов, которые происходили по выходным дням или ночью в будни. После безрезультатных попыток зафиксировать нарушения экологических норм в процессе плановых выездных проверок деятельность мини-НПЗ была пресечена по другим, имевшим более серьезные последствия, основаниям.

    В сентябре минувшего года начальник ГУ МВД по Самарской области Сергей Солодовников сообщил, что полиции удалось пресечь деятельность нелегального мини-НПЗ в Отрадном. По данным газеты, речь шла именно об ООО “Виктория”. По версии сотрудников полиции, на протяжении 2015 г. на заводе велась незаконная деятельность по приобретению, переработке, хранению и реализации нефтепродуктов без какой-либо разрешительной документации. При этом нарушались санитарные, экологические и противопожарные нормы и требования, а сумма незаконно полученного дохода составила 6,5 млн рублей. В начале текущего года по вскрывшимся фактам по статье УК РФ “Незаконное предпринимательство” было возбуждено уголовное дело, которое оценили как одно из самых громких и крупных в регионе. Его расследование продолжается до сих пор.

    Кому и как придется ответить за незаконную эксплуатацию НПЗ, пока неизвестно. Однако уже понятны планы собственников “Виктории” – они решили “завязать” с нефтепереработкой и теперь пытаются избавиться от проблемного актива. В июле на сайтах о продаже бизнеса появились объявления о реализации имущественного комплекса мини-НПЗ в Отрадном. Параметры и фотоизображения актива соответствуют техническим данным, которыми обладает объект “Виктории”. К реализации предлагаются производство мощностью 25-35 тысяч тонн в год, емкостной парк 900 куб. м и арендуемая земля площадью 1,6 га. Продажа объекта осуществляется путем передачи покупателю 100% долей в ООО. Из текста объявления понятно, что собственникам так и не удалось обзавестись лицензией на право эксплуатации пожароопасного объекта: вместо нее они готовы передать покупателю лишь проект мини-НПЗ. Стоимость актива изначально оценивалась в 39 млн руб., но в настоящее время снижена до 35 миллионов.

    По оценке экспертов “СО”, реализовать производство в Отрадном его владельцам будет непросто. “Негативная репутация однозначно отразилась на цене актива. Кроме того, надо учитывать отсутствие возможности сразу заняться легальной деятельностью”, – поясняет генеральный директор КГ “ДСТС Финанс Консалтинг” Дмитрий Цибизов. По его мнению, максимально возможная цена продажи мини-НПЗ в Отрадном, скорее всего, будет близка к рыночной стоимости активов с учетом амортизации. “К тому же следует учесть, что новым собственникам придется получать лицензию в условиях пристального внимания к деятельности мини-НПЗ со стороны как Ростехнадзора, так и силовых структур”, – добавляет эксперт.

    В первом квартале 2006 года ООО “Газсервис” (Самара) планирует ввести в эксплуатацию пункт слива и налива нефти в г. Похвистнево Самарской области (строительство идет с сентября 2005 года). Большое количество нефти, которое добывается в Самарской и Оренбургской областях, отгружается по железной дороге по причине того, что нет возможности сдать нефть в систему трубопроводов ОАО Транснефть. И стоимость неподготовленной нефти, естественно ниже чем подготовленной и соответствующей ГОСТу.

    Пункт слива и налива нефти позволит согласно Договору с ОАО «Самаранефтегаз» не только сдавать неподготовленную нефть и получать подготовленую, но и сдавать нефть «в трубу».

    Пункт слива непосредственно примыкает к УКОН «Похвистнево» ОАО «Самаранефтегаз», расстояние от железнодорожной станции Похвистнево, Куйбышевской железной дороги составляет примерно 3 км. Расстояние до ЛПДС «Похвистнево» ОАО «Транснефть» примерно такое же. Землеотвод для пункта слива отведен площадью 0,25 га.

    ООО “Газсервис” планирует построить мини-НПЗ мощностью переработки 30 тысяч тонн сырой нефти в год (2,5 тысячи тонн в месяц). Землеотвод площадью 0,5 га оформляется на участке, примыкающем к пункту слива и налива нефти и к УКОН «Похвистнево» ОАО «Самаранефтегаз». На первом этапе планируется перерабатывать нефть, получаемую с пункта налива и уже подготовленную для процессинга. В дальнейшем планируется подписать договор с ОАО «Транснефть» и подключить НПЗ непосредственно к трубе Транснефти. Узел учета планируется спроектировать и построить мощностью не 30 тысяч нефти в год, а 1 миллион тонн в год с тем, чтобы была возможность использовать его для перевалки западно-сибирской нефти из трубы на железную дорогу.

    Трубопроводы ОАО «Транснефть» не позволяют прокачивать на экспорт всю добываемую нефть, поэтому многие компании экспортируют огромные объемы нефти по жд. Используются перевалочные пункты Кротовка, Медведица и ряд других. Плата за перевалку из трубы на жд в настоящее время составляет $7-10 долларов США за каждую тонну.

    Оборудование НПЗ включает установку по переработке нефтешлама, что позволит получить соответствующую лицензию и включить предприятие в реестр производителей Минпромэнерго.

    Таблица 1. Экономика мини-НПЗ (цены приведены на октябрь 2005 года)

    К продаже предлагается имущественный комплекс – мини-нефтеперерабатывающий завод, расположенный в географически выгодном месте (Самарская область, г. Отрадный, 80 км. от Самары).

    Земельный участок – 1,6 Га в долгосрочной аренде, с правом выкупа. Здания и сооружения в собственности.

    Технические характеристики: Мощность предприятия 25 000 – 35 000 тонн в год (в зависимости от сырья). Емкостной парк 900 куб. м. – сырье, 350 куб. м. под светлые нефтепродукты, 400 куб. м. – мазут. Территория огорожена, имеются двое въездных ворот, освещение по периметру территории. Своя скважина, наливная эстакада, операторная, насосный парк, хозяйственно-бытовые вагончики, ремонтно-сварочный участок, пост охраны. Выход продукции: Нефрас (прямогонный бензин октановое число 60-65); дизельное топливо (практически с любыми характеристиками); мазут марки М – 40.

    Средства производства: Малогабаритные нефтеперерабатывающие установки, две ректификационные колонны: 1)МНПУ – 2М (производительность 60-80 тонн/сутки); 2) МНПУ – 2М (производительность 30-50 тонн/сутки). Колонны производства нефтяной компании “К-ОЙЛ” г. Горячий Ключ, Краснодарский край. После монтажа, на месте были модернизированы, для получения более качественной продукции. 2 печи с горелками для подогрева углеводородного сырья, градирня – 2 штуки.

    Имеются лабораторные исследования и санитарно-эпидемиологическое заключение о концентрации допустимых загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест. Есть возможность получить лицензию на эксплуатацию взрыво-пожароопасного объекта (Ростехнадзор). Проект мини НПЗ прилагается. Также можно лицензироваться как нефтебаза.

    Все правоустанавливающие и правоподтверждающие документы оформлены надлежащим образом. Территория земельного участка позволяет провести модернизацию и расширение производства в любом из направлений.

    Http://www. avito. ru/samara/gotoviy_biznes/imuschestvennyy_kompleks_mini-npz_929233375

    Обеспечивать на постоянной основе внутренний рынок Самарской области качественными нефтепродуктами по оптимальной цене.

    Потребность в оптимальных по цене и качеству нефтепродуктах: бензин для промышленных целей, топливо печное светлое, мазут.

      Высокая рентабельность инвестиций. От 97% до 130% годовых на вложенный капитал. Низкие затраты на транспортировку сырой нефти до переработчика. Поставщик нефти и переработчик находятся в одном регионе; Высокое качество нефти. Плотность при 20% 0,819, содержание серы 0,684, вода отсутствует, выход фракций при 340 град. 65%; Высокое качество готовых нефтепродуктов, благодаря хорошо налаженным производственным процессам у переработчика; Перспективный рынок сбыта и клиенты, готовые покупать сегодня до 90% всего объема произведенных нефтепродуктов. Качество нефтепродуктов высокое. Паспорта на готовые нефтепродукты прилагаются к настоящей презентации; в Самаре действуют три крупных НПЗ (Самарская группа) – ОАО Куйбышевский НПЗ, ОАО Новокуйбышевский НПЗ, ОАО Сызранский НПЗ, принадлежавшие ранее ЮКОСУ, а сейчас Роснефти. Также в Самаре действуют восемь мини НПЗ, в том числе и тот, накотором планируется реализовывать проект. Тем не менее, до 50% нефтепродуктов, продаваемых на рынке самары завозится из Башкирии и Татарстана компаниями, которые работают по давальческой схеме с группой Уфимских НПЗ; Есть предварительная договоренность с поставщиком нефти о возможном снижении цены на 15% при объеме закупок 5 000 тонн и выше. Хорошая рыночная конъюнктура в Самарском регионе.

    5000 тонн переработки сырой нефти в месяц. Выход нефтепродуктов составляет 96%.

    Производство в Самарской области, реализация в Самарской области, Саратовской области, Пензенской область.

    Темпы роста производства нефтепродуктов в России существенно отстают от спроса. Многие заводы не загружены на полную мощность. Связано это с тем, что госкорпорациям, таким как Роснефть, Газпромнефть выгоднее отправлять сырую нефть на экспорт, чем производить нефтепродукты на внутреннем рынке.

    В самарском регионе находится один из крупнейних нефтедобывающих кластеров в России. Еще со времен СССР известно, что переработку сырой нефти географически выгодно осуществлять либо в регионе нахождения нефтедобывающих компаний (транспортные издержки на перевоз нефти и нефтепродуктов достаточно высоки), либо в регионе перспективного рынка сбыта.

    Организации и предприятия Самары. Компаниии поставщики энергетики, топлива, нефти, бензинов, жидкого топлива в Самаре и Самарской области.

    Торговля оптовая твердым, жидким, газообразным топливом и подобными продуктами. Строительство жилых и нежилых зданий. Разборка и снос зданий. Аренда и управление собственным или арендованным.

    Оптовые поставки бензина и дизтоплива Компания Oil Market реализует нефтепродукты (бензин, дизтопливо) и нефтехимию, производимые на мини нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ), который расположен.

    Торговля дизельным топливом. Гибкие цены и индивидуальные условия работы. Приглашаем к сотрудничеству представителей отделов снабжения.

    Компания «АльфаХим» предлагает к реализации следующую продукцию: ДТ А-80 А-92 А-95 М-100 РТ Производитель: ОАО «ОРСКНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» Форма оплаты: Предоплата 100% Аккредитив (банковская комиссия.

    ПРОДАЖА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА И АИ-92 из Республики Башкортостан. ОПТОМ. Топливо для двигателей внутреннего сгорания, неэтилированный бензин марки АИ-92 по цене 29400 руб/т и дизельное топливо.

    Продажа нефти, бензина, дизельного топлива и сопутствующих нефтепродутов, оказание агентских услуг.

    Продажа Нефтепродуктов, мазута, бензина, дизельное топливо, печное топливо, смт

    Торговля нефтепродуктами (опт): – ДТ, бензины, печное топливо, керосин, мазуты, битум – отгрузка авто, жд – собственная база нефтепродуктов

    ООО ГК «Арслан-Ойл» – это успешное работающее предприятие на российском рынке поставки горюче-смазочных материалов. Главная и основная задача нашей компании при работе с поставщиками и клиентами.

    Оптовая продажа дизельного топлива для фермерских хозяйств Самарской области.

    Производим доставку топлива для: Автотранспортных предприятий и прочих транспортных баз; Котельных; Печей; Сушильных камер; Для промышленных предприятий и фабрик; Сельхозтоваропроизводителей; Спецтехники; АЗС; АБЗ.

    Компания “Куйбышев Нефть” непрерывно осуществляет поставку топлива разных марок по всему Поволжью от Самарских НПЗ

    Производство, поставки всех видов топлива на российский рынок, большой опыт работы. Стратегия развития: финансовая безопасность наших клиентов. Работаем только с надёжными, проверенными производителями.

    ООО “Международная нефтяная компания” является оптовым поставщиком светлых нефтепродуктов. Группа компаний МНК (ООО “Международная нефтяная компания”) присутствует на рынке.

    Http://samara. regtorg. ru/comps/benziny-zhidkoe-toplivo/

    ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ КИНЕЛЬСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД

      Масла моторные Топливо автомобильное для бензиновых двигателей с октановым числом не менее 98, но менее 100 Топливо дизельное арктическое с содержанием серы не более 10 мг/кг Воск буроугольный очищенный Изобутан (фракция изобутановая) Составы восковые различного назначения прочие Конденсат газовый стабильный с массовой долей воды не более 0,1 %, хлористых солей – не более 10 мг/дм3, механических примесей – отсутствие Жидкости смазочно-охлаждающие эмульгируемые Битумы нефтяные специального назначения прочие Битумы нефтяные строительные, кровельные, изоляционные и аналогичные высокопластичные

    ООО “КИНЕЛЬСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” , дата регистрации — 9 апреля 2007 года, регистратор — Межрайонная ИФНС России №4 по САМАРСКОЙ области. Полное официальное наименование — ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ КИНЕЛЬСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД. Юридический адрес: 446430, САМАРСКАЯ область, г. КИНЕЛЬ, ул. ВАТУТИНА, д. 2А. Основным видом деятельности является: “Производство нефтепродуктов”. Компания также зарегистрирована в таких категориях как: “Сжижение и регазификация природного газа для транспортирования”, “Разделение и извлечение фракций из нефтяного (попутного) газа”. Директор — Таразанов Леонид Ефремович. Организационно-правовая форма (ОПФ) — общества с ограниченной ответственностью. Тип собственности — частная собственность.

    Деятельность органов государственной власти субъектов Российской Федерации, осуществляющих свои полномочия в городах и районах

    Обработка металлов и нанесение покрытий на металлы; обработка металлических изделий с использованием основных технологических процессов машиностроения

    Оптовая торговля лесоматериалами, строительными материалами и санитарно-техническим оборудованием

    Деятельность прочих общественных организаций, не включенных в другие группировки

    446442, САМАРСКАЯ область, г. КИНЕЛЬ, рп. УСТЬ-КИНЕЛЬСКИЙ, ул. ТРАНСПОРТНАЯ, д. 2А

    Оптовая торговля автомобильными деталями, узлами и принадлежностями

    445003, САМАРСКАЯ область, г. ТОЛЬЯТТИ, шоссе КОМСОМОЛЬСКОЕ, д. 39, кв. 1

    445359, САМАРСКАЯ область, г. ЖИГУЛЕВСК, пер. МЕХАНИЧЕСКИЙ, д. 7, комн. 49

    © 2012-2018 Справочник компаний “ОКАТО. net”, последнее обновление – март 2018 года.

    Любое копирование материалов возможно только при наличии активной обратной ссылки на соответствующую страницу этого портала.

    Http://kinel. okato. net/company/ooo_kinelsky_neftepererabatyvayuschy_zavod_maiq

    Самаратранснефть-Терминал, дочка ПетРоНефти, готовится к подключению своего нефтеперерабатывающего завода ( НПЗ ) в Самарской области к системе магистральных нефтепроводов (МНП) Транснефти.

    Сначала Ан типинский НПЗ заявил о своих серьезных намерениях, 3 февраля 2017 г случилась модернизация НПЗ Анжерской нефтегазовой компании (АНГК) в Кемеровской области, и вот теперь заявил о себе независимый Николаевский НПЗ в Самарской области.

    Независимыми НПЗ называются те, которые не относятся к ВИНКам и совсем не имеют сырья для работы НПЗ или имеют в недостаточном количестве.

    Поэтому, есть определенные риски в работе таких НПЗ. А вдруг на определенном этапе добывающие компании откажутся поставлять нефть? властей

    Без твердой поддержки властей такие проекты выглядят чрезвычайно рискованными.

    Между тем, по договоренности с Самаратранснефть-Терминалом, Транснефть объявила конкурс на строительство узла подключения к МНП Муханово – Куйбышев.

    Работы стоимостью 48,2 млн руб/год будут проходить с мая по ноябрь 2017 г.

    Оплату работ по подключению полностью берет на себя Самаратранснефть-Терминал.

    Самаратранснефть-Терминал будет получать 1 млн т/год нефти с содержанием серы 2,7%.

    Транснефть эта договоренность устраивает, поскольку укладывается в планы по улучшению качества нефти в системе.

    Самаратранснефть-терминал с уставным капиталом 8,4 млн руб располагается неподалеку от села Николаевка.

    ПетРоНефть владеет долей участия 99 % Самаратранснефть-терминал, Р. Трошев – 1 % .

    Дочками Петронефти также являются Самаратранснефть, Самаранефть-Сервис, ПСК НефтеГазСтрой.

    ПетРоНефть, бенефициар Р. Трошев, активно развивает нефтеперерабатывающие активы, основным из которых является НПЗ в с Николаевка Волжского района Самарской области.

    В 2014 г на НПЗ Самаратранснефть-Терминала была запущена 1 я технологическая очередь мощностью 250 тыс т.

    Сейчас предприятие завершает возведение 2 й очереди комплекса, включающей установку ЭЛОУ АТ 250/500 и 2 установки ЭЛОУ АВТ 1,5 млн.

    До 2020 г на НПЗ будет смонтированы установки гидроочистки дизельного топлива и установки риформинга и изомеризации бензина.

    Это даст возможность производить на комплексе автомобильные топлива класса Евро-5 .

    С переходом к вторичным процессам переработки нефти и выпуску бензинов и дизельного топлива Евро-5 перед ПетРоНефтью встает вопрос о сбыте.

    Дизтопливо предприятие будет сдавать в трубу системы Транснефть-Дружба, а бензин планирует реализовать на розничном топливном рынке Самарской области.

    Для этого компания намерена создать собственную сеть современных автозаправочных комплексов (АЗС) как путем приобретения небольшой действующей сети заправок, так самостоятельного строительства.

    ​Р. Трошев намерен этим заняться плотнее ближе к 20 18 г, когда наладится производство евробензина.

    В непосредственной близости от НПЗ расположен н ефтеналивной терминал (узел слива и компаундирования нефти).

    Он принимает нефть различного состава, доставляемого автотранспортом из Самарской области, юга Ульяновской области и севера Оренбургской области.

    Поставки нефти на НПЗ осуществляют Ойл Групп, Татнефть, Газпром нефть, ННК.

    Также компания не исключает возможности покупок у других компаний – Роснефти и ЛУКОЙЛа.

    Для упрощения логистики по сырью и продукции также строится грузовая железнодорожная станция Николаевка на обводной железнодорожной ветке Кинель – Безенчук на 1,5 млн т/год.

    Идет подготовка к строительству железнодорожного терминала мощностью 1 млн т сыпучих грузов в год.

    В 2013 г у него были какие – то судебные дела в Красноярском крае.

    Известно, что за высокие показатели в служебной деятельности и большой вклад в развитие физической культуры и спорта в ноябре 2016 г в рамках торжественного ритуала приведения к Военной присяге новобранцев спортрот ЦСКА он был награжден Медалью «За укрепление боевого содружества».

    В г Тольятти вновь открытие – силовики пресекли деятельность подпольного мини-НПЗ, который находился в черте города и спокойно занимался подпольными делами в плане выпуска нефтепродуктов.

    Как сообщили 17 апреля 2017 г региональные СМИ, подпольный заводик по производству нефтепродуктов был обнаружен сотрудниками ФСБ РФ.

    Подпольный мини-НПЗ находился на территории бывшего предприятия «Фосфор».

    В ходе обыска силовики нашли на предприятии 5 аппаратов по переработке углеводородов, систему очистки и охлаждения, а также 50 емкостей объемом более 60 т каждая, предназначенных для хранения.

    Лицензии на эту деятельность у завода, как ни странно, не оказалось.

    По оценке специалистов Ростехнадзора, которые позже провели осмотр, предположили, что такой мини-НПЗ способен перерабатывать до 3х тыс т нефти в месяц.

    Производимые бензин и дизельное топливо продавали на территории Самарской области.

    По предварительной оценке, сумма незаконно полученного дохода преступной группы могла достигать более 20 млн рублей в месяц.

    Что ж, несмотря на наличие НПЗ Самарской группы Роснефти в регионе, подпольные заводики здесь не редкость.

    Буквально в марте 2017 г силовики обнаружили крупный завод по переработке нефти, который находился в ангаре в селе Узюково Ставропольского района, на 17 км автодороги Тольятти–Димитровград.

    Незаконный завод работал с размахом, которому могут позавидовать многие крупные нефтепереработчики.

    В ангаре, при обыске, сотрудники спецслужбы обнаружили 16 малогабаритных нефтеперерабатывающих установок.

    Под землей были спрятаны 20 цистерн для хранения сырой нефти и уже получившихся после переработки нефтепродуктов.

    Http://ripar. ru/sobyitiya/v-samarskoj-oblasti-fsb-rf-presekla-rabotu-eshhe-1-go-podpolnogo-neftepererabatyivayushhego-zavoda. html

    В Самарской области региональное отделение ФСБ России пресекло деятельность незаконной подпольной нефтебазы.

    Подпольный мини-НПЗ находился в ангаре в селе Узюково Ставропольского района, на 17 км автодороги Тольятти–Димитровград.

    Незаконный завод работал с размахом, которому могут позавидовать многие крупные нефтепереработчики.

    В ангаре, при обыске, сотрудники спецслужбы обнаружили 16 малогабаритных нефтеперерабатывающих установок.

    Под землей были спрятаны 20 цистерн для хранения сырой нефти и уже получившихся после переработки нефтепродуктов.

    О качестве топлива, производимого на данном НПЗ говорить будут эксперты, но то, что бизнес был поставлен на поток, говорят данные о сбыте.

    В месяц с этой нефтебазы отправляли до 1 т мазута, дизельного топлива, бензина марок АИ-92 и АИ-80.

    Нефтепродукты окольными путями поставлялись на автомобильные заправочные станции (АЗС) на территории Самарской, Волгоградской, Тамбовской и Московской областей.

    В результате оперативных мероприятий представители ФСБ задержали 50-летнего жителя г Тольятти, которого подозревают в организации мини-НПЗ.

    ФСБ России изъяли финансово-хозяйственную документацию о деятельности мини-НПЗ.

    Сейчас решается вопрос о возбуждении уголовного дела по статье – Незаконное предпринимательство.

    Сотрудники самарского регионального управления ФСБ ликвидировали крупную нефтеврезку. Она была сделана в нефтепроводе «Нижневартовск-Курган-Куйбышев». Нелегальная труба, длинной около 2 километров, была проложена к базе ООО УК «Лагуна», расположенной в городе Похвистнево. Там силовики обнаружили 2 емкости на 2 тысячи тонн

    Пятеро жителей Самарской области предстанут перед судом по обвинению в покушении на кражу нефти. В октябре 2016 года сотрудники нефтекомпании обнаружили на своей трубе врезку.

    «По версии следствия, в Борском районе обвиняемые соединили действующий и выведенный из эксплуатации нефтепроводы, принадлежащие одной

    В начале недели цена на нефть эталонного класса Brent достигла своего максимального уровня в период с июля 2015 года. На торгах лондонской биржи сырьё этой марки продавалось по $58,44 за баррель, что на $1,58 или почти 3%выше уровня, достигнутого в

    Мировые цены на нефть после недавнего повышения начали снижаться. По данным торгов, баррель марки «Брент» упал на 0,17% и сейчас стоит чуть меньше 54 долларов. А фьючерсы на нефть WTI упали на 0,15%, и сейчас составляют $48 за баррель.

    В России для нефтеперерабатывающих заводов разработают систему бенчмаркинга, которая поможет экономить при производстве бензина и дизтоплива. Созданием схемы уже занимается государственный Всероссийский НИИ по переработке нефти. После анализа полученных данных исследователи определят ряд эталонных нефтезаводов. Для НПЗ, испытывающих проблемы, сформируют

    Оперативниками ФСБ закрыт подпольный нефтезавод. Он действовал на территории промышленной площадки бывшего завода «Фосфор» в Тольятти.

    По оценке специалистов Ростехнадзора, здесь могло перерабатываться до трех тысяч тонн нефти в месяц. Незаконная деятельность пресечена в ходе оперативно-розыскных мероприятий управления Федеральной службы

    Жители села Большая Раковка обратились в управление экономической безопасности и противодействия коррупции ГУ МВД РФ по Самарской области с жалобой на то, что с открытием в селе мини-НПЗ у них начались проблемы со здоровьем. По их версии, предприятие отравляет окружающую среду. Проверка установила, что НПЗ функционировал нелегально.

    Мини-НПЗ начал работу в ноябре 2011 года. Эксплуатацию завода осуществляет ООО «СпецТехника», ди¬ректором которого является Денис Илющенко. Земельный участок и саму нефтебазу предприятие арендует у собственника – жителя села Сергея Басякина.

    Проверка установила, что мини-НПЗ работал без ли¬цензии на эксплуатацию взрывоопасного производственного объекта. В настоящее время проводится реви¬зия финансово-хозяйственной деятельности ООО «СпецТехника» с целью установления суммы полученного дохода от незаконной предприниматель¬ской деятельности.

    Проверка также выявила отсутствие проекта обоснования санитарно-защитной зоны и санитарно-эпидемиологического заключения. Кроме того, предприятием не представлен проект предельно допустимых выбросов загряз¬няющих веществ, отсутствуют данные по проведению производственного контроля над соблюдением санитарных норм.

    Санитарное состояние тер¬ритории мини-НПЗ признано неудовлетворительным, отходы производства и потребления хранятся на площадках, не имеющих искусственного водонепроницаемого покрытия, отсутствуют документы, подтверждающие вывоз отходов в специально установленные места.

    По итогам проверки мини-НПЗ решается вопрос о возбуждении уголовного дела по статьям 171 («Незаконное предпринимательство») и 247 («Нарушение правил обращения экологически опасных веществ и отходов») УК РФ. Решением суда Красноярского района деятельность предприятия приостановлена на 30 суток.

    Сейчас оперативно-розыскная часть по собственной безопасности областного ГУ МВД РФ проводит служебную проверку в отношении руководителя Красноярского РОВД Юрия Дорохова. Основанием для проверки стало недостаточное внимание, уделенное господином Дороховым фактам нарушения прав жителей села Большая Раковка.

    «Роснефть» изучает возможность продажи Сызранского, Куйбышевского, Саратовского, Новокуйбышевского НПЗ как один из вариантов развития бизнеса, но такого решения пока не приняла, сказал Reuters источник в финансовых кругах, знакомый с планами компании. «Роснефть» также обсуждает судьбу Ангарского НПЗ, сказал агентству источник, близкий к компании.

    Представитель «Роснефти» Михаил Леонтьев отказался комментировать РБК возможную продажу.

    Мощность четырех заводов «Роснефти» — 29 млн т, но глубина переработки небольшая: на Саратовском заводе этот показатель составляет 73%, на НПЗ Самарской группы — 68%.

    Маржа российских НПЗ снизилась в 2016 году из-за налогового маневра и низких цен на нефть, при этом больше всего пострадали НПЗ с низкой глубиной переработки. В результате в 2016 году «Роснефть» сократила инвестиции в нефтепереработку. С 2017 года в России выросла до 100% экспортная пошлина на мазут, и доходы заводов с низкой глубиной переработки упадут еще больше. С другой стороны, маржу НПЗ поддерживают растущие цены на нефть.

    По оценкам аналитиков Vygon Consulting, если в 2014 году маржа НПЗ в России при цене нефти $97,6 за баррель была 6,3%, то в 2015 году она упала до 1,8%, в 2017 году сократилась до нулевого уровня при цене на нефть около $50 за баррель.

    В октябре 2016 года «Роснефть» купила 50,08% «Башнефти», которая владеет одним из лучших нефтеперерабатывающих комплексов в стране, глубина переработки — 87%. Это заводы «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ» и «Башнефть-Новойл», объем переработки — больше 18 млн т в год.

    Производственных лицензий лишились восемь малых НПЗ

    Инициированная с подачи президента России Дмитрия Медведева компания по закрытию мини-НПЗ может привести к закрытию 8-ми из 22-ти подобных предприятий, действующих на территории региона.

    По инициативе Ростехнадзора 5 из них в судебном порядке лишены лицензий на право производственной деятельности, а еще у трех заводов закончился срок действия разрешений. Масштабная ревизия деятельности малых НПЗ в Самарской и Ульяновской областях началась весной этого года в рамках аналогичной всероссийской компании. Ее инициатором стал президент России Дмитрий Медведев. Внеплановой проверке Ростехнадзора на предмет соответствия требованиям промышленной безопасности были подвергнуты 22 организации, занимающиеся переработкой моторного топлива. Нарушения выявились более чем на 80% из них. Для 19-ти НПЗ это обернулось приостановкой деятельности на срок от 30 до 90 суток и штрафами. Однако этим ситуация не закончилась. Летом Ростехнадзор инициировал судебные тяжбы с требованием аннулировать производственные лицензии тех заводов, которые не устранили выявленные нарушения. Первым лишился права осуществлять деятельность Клявлинский НПЗ, который сейчас пытается оспорить решение суда в высших инстанциях. Но КНПЗ оказался не единственным пострадавшим. Как заявил «СО» руководитель Средне-Поволжского управления Ростехнадзора Валерий Сафронов, «решением суда в настоящее время аннулированы лицензии на эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов у пяти организаций – ЗАО «Клявлинский НПЗ», ООО «Шугур», ЗАО «Грант», ООО «Индекс-В» и ООО «Ключиковский НПЗ». Еще трем организациям удалось отбиться от претензий Ростехнадзора с помощью суда, а судебные споры по еще двум заводам пока не завершены.

    К заводам, оставшимся без разрешительных документов, примкнули также ЗАО «НС– Ойл», ООО «Новые нефтегазовые технологии» и ООО «Форус». У них к настоящему моменту закончился срок действия лицензий, и, как сообщили в Ростехнадзоре, чтобы в ближайшее время получить новые лицензии, заводам необходимо провести модернизацию производств. По мнению экспертов, сделать это будет очень сложно, так как это потребует значительных инвестиций. Между тем вынужденные простои существенно подорвали финансовое положение НПЗ. Многие из них («Форус», «Шугур», «Клявлинский НПЗ», «Гранд») уже находятся в процедуре банкротства. На самих НПЗ ситуацию официально предпочитают не комментировать. По словам источника «СО» на одном из них, ведется целенаправленная зачистка рынка от малых НПЗ. Аналитики с этим мнением не согласны. «В погоне за деньгами и укреплением своих позиций многие миниНПЗ стали хуже относиться к промышленной безопасности, чаще нарушают экологическое законодательство, не соблюдают прочие нормы и правила», – считает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов.

    Углеводороды | мини нпз переработка угля

    мини нпз переработка угля

    Установки от экстрасенса 700х170

    Среди основных источников для получения энергии выступают сейчас такие природные ресурсы, как нефть, газ и уголь. Со временем соотношение этих видов топлива меняется, но сегодня первые позиции по запасам занимает уголь. Основной проблемой при использовании этого горючего материала является большое содержание остаточных продуктов горения. Решением этого вопроса стало искусственное получение из него жидкого топлива. Этот вид синтетического топлива представляет собой гораздо более удобную форму для сжигания, а также избавлен от большинства вредных для окружающей среды компонентов.

    Уже в середине прошлого века в России и ряде европейских стран начали перегонять твердые углеводороды в жидкое состояние и использовать как альтернативный источник энергии. Самое большое внимание развитию этой технологии уделяется в азиатских странах, где преобладают месторождения именно твердых ископаемых. Китай, определив в своей стране процесс преобразования «черного золота» как приоритетное направление, уже достиг серьезных объемов производства.

    Жидкое топливо из угля: при определенных условиях в жидкую форму переходит почти весь каменный уголь

    Если говорить о каменных углях, то в настоящее время для производства синтетического жидкого топлива используют марки Д, Г, ОС, СС, Т и А. Остальные чаще сжигаются для получении электричества (ТЭС). Наиболее перспективны для переработки бурые угли – их запасы значительны, а из-за небольшой теплотворной способности для отопления или производства электроэнергии покупают их неохотно. Если же в непосредственной близости от месторождения расположить мини завод, то транспортные расходы можно свести к минимуму. Перегонять можно самые мелкие и даже пылеобразные фракции. Ведь для достижения лучшего результата сырье специально измельчают в пыль. Так что затраты на сырье также незначительны: эти сорта имеют низкую стоимость.

    Самые серьезные вложения потребуются на строительство (аренду) помещения и приобретение оборудования. Но что хорошо: современные установки требуют минимального вмешательства человека. В котел засыпаются исходные материалы, через некоторое время на выходе появляется продукция.

    В зависимости от состава исходного сырья и особенностей проведения процесса можно получить: бензин, керосин, солярку, мазут. Выделяемые в процессе газы могут идти на обеспечение требуемой температуры гидрогенизации (сжижения) или на другие нужды. Так что затраты на электроэнергию тоже невелики. Неплохим примером мини завода по переработке бурого угля в жидкое топливо отечественного производства является установка пиролиза «Прометей».

    По химическому составу соотношение в составе нефти водорода к углероду несколько выше, чем у угля (у нефти – 11-15%, у углей – 4-8%). Целью ожижения является достижение более высокого соотношения за счет доноров водорода.

    Получаемый химическим путем жидкий уголь может использоваться в качестве котельного топлива (аналог мазута из нефти), метанола и моторного топлива (аналог бензина). Сегодня технология успешно прошла все необходимые испытания и принесла результаты. Но нужно учесть, что полученные продукты содержат органические соединения (азот, кислород, серу и т.д.) и без дополнительной очистки использоваться не могут.

    Если говорить коротко, то технология такова: в измельченное до порошкообразного состояния сырье при высокой температуре (от 400 до 500 o C) и соответствующем давлении (до 300 кг/см 2 ) подают водород. Как источник водорода могут быть использованы отходы переработки нефти или некоторая часть выработанного ранее продукта. При создании таких условий почти все твердое топливо переходит в жидкое состояние (без добавления источников водорода преобразуется не более 10%).

    Есть еще один процесс. Эта технология является термической переработкой. Она сводится к предварительной сушке с последующим ожижением с помощью угле-масляных смесей. Просушенное сырье постепенно нагревают без доступа кислорода до 450-550 o C. При таких условиях начинается распад угля на составляющие нефтяные фракции. Эта стадия еще называется газификацией. Далее газообразные фракции отбираются и сжижаются, а пиролизный газ и оставшиеся твердые фракции направляются в топку для обеспечения требуемой температуры процесса. То есть эта технология сама обеспечивает себя энергией для нагрева.

    Из чего бы не было сделано горючее, важно чтобы было оно хорошего качества, а стоило недорого

    Сегодня ситуация такова, что большая часть моторного топлива изготавливается на нефтеперегонных заводах, но все более активно начинает развиваться и альтернативное его производство. На нынешнем этапе усовершенствуются старые технологии и разрабатываются новые. Особенно перспективна для нашей страны переработка бурого угля: залежи его велики, а эффективность сжигания для получения тепла не самая высокая. Согласно мнению экспертов рынок синтетического жидкого топлива начнет свое бурное развитие в скором будущем на фоне неизбежного сокращения запасов нефти и газовых месторождений. Если говорить об отоплении, то котлам на жидком топливе все равно из чего оно получено. Главное чтобы качество было высоким. А если при надлежащем качестве платить за топливо для котла нужно будет меньше, нас это только обрадует.

    Большая часть добываемого ископаемого угля становится химическим сырьем, подвергаясь при этом переработке при высоких температурах. В результате такой переработки, которая называется пирогенетической, из угля получаются ценные вторичные продукты, назначение которых может быть топливным или химическим. Основные процессы переработки: пиролиз, газификация и гидрогенизация угля.

    При процессе, называемом пиролизом (или сухой перегонкой), угли без доступа воздуха нагреваются, что приводит к получению из них продуктов в разных состояниях (твердом, жидком и газообразном). Смотря на время, при котором проходит пиролиз и его конечный продукт, можно выделить два типа процесса: низкотемпературный (полукоксование) и высокотемпературный пиролиз (коксование).

    Полукоксование – температурная переработка ископаемых углей. В специальных печах уголь нагревают до 500-550 °С. В результате получается полукокс, первичный горючий газ и смолы. Для полукоксования предпочтителен выбор угля с высоким выходом летучих веществ (каменного или бурого), чтобы выход первичных смол был больше. Основные стадии низкотемпературного пиролиза:

    • 1- Интенсивное выделение паров смол, газа и образование пластической массы (температура – 320-480 °С)
    • 2- Дальнейшее разрушение твердых остатков, выделение смолы и газа и образование полукокса (температура – 480-550 °С).

    Продукты полукоксования используются в разных областях. Полукокс – твердый остаток, который имеет свойство легко загораться и бездымно гореть. Используется как топливо в промышленности и быту и в качестве добавки к шихте при коксовании. Особенно ценен полукокс, полученный из Бурого угля. Он широко применяется как «облагороженное» энергетическое топливо и добавка в шихту. Смолы служат сырьем для переработки в различные жидкие топлива. Первичный газ используется в качестве топлива с большой теплотой сгорания и применяется для химического синтеза.

    Гидрогенизация – также процесс высокотемпературной переработки ископаемого угля, его отличие от пиролиза в том, что он проходит под действием водорода и катализаторов. Также этот процесс называют сжижением/ожижением. В результате присоединения к углю дополнительного количества водорода получается синтетическое жидкое топливо. Для гидрогенизации предпочтительно использование неокисленного бурого угля и каменного угля низкой степени химической зрелости.

    Перед процессом уголь сильно измельчают и сушат, далее наносят на него катализатор в виде порошка или эмульсии. При повышении температуры уголь переходит в состояние углемасляной пасты с выделяющимся газом. Температура в ходе процесса может достигать 400-500 °С. В итоге получаются жидкие продукты (до 80 %) и газ.

    Газификация – еще один способ переработки ископаемых углей при высоких температурах. Основывается он на том, что под влиянием кислорода, водяного пара, диоксида углерода и водорода (окислители) органическая часть угля полностью превращается в газообразные продукты (горючий газ). Газификации могут подвергаться любые ископаемые угли, начиная с бурого угля и заканчивая Антрацитами, не обращая внимания на процент содержания золы, летучих веществ, влаги и пр. Результат процесса газификации – горючий газ – может быть любого состава: чистый водород, метан, смесь газов и генераторный газ. К слову, генераторный газ изначально называли «светильным», так как в XIX веке его основным предназначением было – освещение улиц и площадей.

    Сам процесс проходит в газогенераторах, которые бывают трех основных типов. Различие их в том, как уголь взаимодействует с поддувом.

    В газогенераторе типа Лурги слой кусков угля размером 5-30 мм продувается смесью пара и кислорода снизу. Температура процесса начинается от 900 °С.

    В газогенераторе типа Копперс-Тогцек используется угольная пыль, которая, смешиваясь с паром и кислородом, движется с ними в одном направлении. Температура процесса – 1400-1600 °С.

    В газогенераторе типа Винклера уголь дробят до состояния мелкого зерна в 2-10 мм, кипящий слой которого продувают смесью пара и кислорода. Температура процесс – 900-950 °С.

    В финале газификации установку покидает сырой газ, который содержит некоторое количество примесей. После его подвергают очистке и охлаждению.

    Существует и подземная газификация, где ископаемые угли перерабатывают в газ в недрах земли. К залежам угля бурятся скважины для подвода поддува и отвода полученного газа. Далее в пласте создаются каналы (между скважинами), по которым прожигается пласт. Процесс горения регулируется поддувом. Полученный газ отводится и очищается.

    Мировые запасы ископаемого угля выше запасов нефти и газа. А способы переработки позволяют в перспективе стать ископаемому углю одним из основных видов топлива и сырья для производства вторичных продуктов.

    Первый форум межрегионального сотрудничества России и Узбекистана

    Семинар «Мадридская система международной регистрации товарных знаков и Гаагска.

    До конца 2018г. всем работодателям необходимо провести спец.оценку условий труда

    Инженерно Технологическая Группа объединяющая усилия инженерно-технологических и научных коллективов Урала и Сибири на протяжении 5-ти лет ведет работы по изучению современных технологий переработки углеводородов. Успешно отработана и доведена до промышленного внедрения технология ожижения бурого угля для получения СЖТ ((Синтетического Жидкого Топлива аналог искусственной нефти или мазута М100), который далее на мини-НПЗ разгоняется на дизтопливо и бензин ).

    На данную технологию был получен патент, на его основе была изготовлена и более 2-х лет успешно действовала опытно – лабораторная установка переработки бурых углей мощностью до 200кг\сутки. Получен лабораторный сертификат на произведенное дизтопливо, которое соответствует ГОСТу. На основе эксплуатации опытной установки можно утверждать, что из 1 тн. бурого угля с зольностью 10% выход СЖТ составляет до 700кг или 70% от массы угля. Примерная производственная себестоимость получаемого СЖТ составляет около 4 руб\кг

    На первом этапе предлагается создать опытно промышленную установку небольшой производительности (20тн.\сутки мазут М100) для отработки техпроцессов на угле Заказчика. Сметная стоимость данной установки составляет 25 миллионов рублей. Проектирование, изготовление и пуско-наладка займет 7 мес.

    На втором этапе возможно приступить к изготовлению установки мощностью до 100 тонн СЖТ в сутки с получением на выходе Дизтоплива и прямогоного Бензина в строгом соответствии с ГОСТами . Сметная стоимость данной установки составит 80 миллионов рублей. Проектирование, изготовление и пуско-наладка займет 12 месяцев.

    Техническим результатом заявленной технологии ожижения угля (посредством его гидрирования), является: 1) повышение степени конверсии угля, 2) получение легких фракций жидких углеводородов, 3) снижение капитальных затрат на технологическое оборудование, 4)снижение капитальных энергозатрат на гидрирование, 5) реализация непрерывности процесса. Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе ожижения каменного угля, основанном на измельчении и активации угольной массы с водой явлениями сопровождающими кавитацию и дальнейшем ожижении (гидрирование) в среде органических растворителей, согласно изобретению, измельчение, активация и ожижение угля в органическом растворителе осуществляются одновременно в реакторе импульсными электрическими разрядами с присутствием воды. Полученную смесь разделяют на ожиженный уголь, который направляют в перегонную колонну (подобную нефтяной), и нерастворенный уголь, который возвращают на обработку электрическими импульсными разрядами.
    Технология ожижения угля относится к области переработки каменного угля в жидкое нефтеподобное состояние, из которого экстракцией и последующей перегонкой, подобной перегонки нефти, получают жидкие моторные топлива, битумные материалы и другие жидкие углеводороды. Технология ожижения каменного угля, основанный на измельчении и активации угольной массы с водой явлениями сопровождающими кавитацию, и дальнейшее ожижение в среде органических растворителей, отличающийся тем, что измельчение, активация и ожижение угля в среде органических растворителей осуществляют одновременно в реакторе импульсным электрическим разрядом в присутствии воды, полученную смесь разделяют на ожиженный уголь и нерастворенный уголь, который возвращают на обработку импульсным электрическим разрядом. Технология позволяет повысить конверсию бурого угля до 80%, не требует высоких давлений и водорода, что снижает капитальные затраты на оборудование и энергозатраты. Основным процессом, приводящим к положительному эффекту активации угля, являются процессы сопровождающие явление кавитации. При кавитации рождаются газовые пузырьки, при функционировании которых возникают плазменные явления, импульсные давления и пр

    Мини-завод ПРОМЕТЕЙ непрерывного действия по переработке мелкой фракции угля на основе высокотемпературного пиролиза (газификация) в.

    18 мар 2015 . Там были шахты, рядом стояли металлургические заводы и между . GTL, так называемые мини-GTL, используют микроканальные реакторы и . Итак, есть два этапа глубокой переработки угля, первый — это.

    В проекте предусматривается строительство мини-завода с отечественным оборудованием, способным перерабатывать 300 т угля в сутки. Режим.

    Мини НПЗ по переработке угля. мини НПЗ. Продукты, получаемые на установке – бензин, дизельное топливо, полукокс. Производительность установок.

    Но прежде чем открыть мини завод по производству древесного угля следует . производство древесного берёзового угля потребует переработки 8 куб.

    18 май 2017 . На этой неделе ТОО «Институт химии угля и технологий» . Наш минизавод по глубокой переработке угля мощностью на 5 тонн угля.

    Мини-завод по брикетированию угля БЕЗ СВЯЗУЮЩИХ ДОБАВОК! . проблем в регионах угледобычи за счёт переработки угольных отходов в местах.

    Мини-завод ПРОМЕТЕЙ “Потрам-Дизель” по переработке любого . для установок скоростного пиролиза по получению жидких нефтепродуктов из угля.

    Предлагаем строительство мини завода по переработке нефти и . оборудования с производителем с запуском на буром угля на 30-50 тонн в сутки.

    Мини завод по переработке мусора. Оборудование предназначено для отбора полезных вторично используемых материалов (пластик, пленка, стекло.

    На мини-заводе местный уголь перерабатывают в буроугольный кокс, . Не могу не спросить: технологии переработки угля развивались в Европе.

    Как организовать свой бизнес по производству древесного угля. . как будет организован процесс переработки древесины, а также от того, какое сырье . В данном случае задачей предпринимателя будет убедить завод выгодно.

    Технология производства жидких моторных топлив из газа (или угля), мягко говоря . по подобной переработке отходов биомассы (не путать с производством . Возможность создания мини-заводов GTL рассматривается и у нас в.

    12 ноя 2014 . Правительство Забайкальского края предложило китайским инвесторам стать участниками строительства завода по переработке угля.

    Установки для переработке мазута, угля, отработанных масел, тяжелых . нефтеперерабатывающий мини – завод, для переработки сырья прямо на.

    Так что затраты на электроэнергию тоже невелики. Неплохим примером мини завода по переработке бурого угля в жидкое топливо отечественного.

    Мини заводы по утилизации и оборудование для переработки: шин, . в ликвидные продукты — сажу, активированный уголь, мазут, дизель и бензин.

    Процесс переработки строительного мусора представляет четыре стадии: . Представляет сепарацию материала не способного переработки и.

    Путь по сайту: Главная / Торговая площадка / МИНИ-ЗАВОДЫ / Производство угля / Угольная пыль из бурого и каменного угля: переработка.

    Завод способен перерабатывать в год 65 тысяч тонн угля Каражыринского . строительство мини-завода по выпуску синтетического жидкого топлива.

    11 май 2006 . Американская Dow Chemical строит в Омане новый завод, который . Да отдача при переработке угля в жидкое топливо весьма низкая.

    6 дек 2016 . Процесс переработки ,бурого угля в дизельное топливо разработанный конструкторским бюро Климова. Мини-завод “ПРОМЕТЕЙ” на.

    3 дн. назад . В ближайшие 4 года Узбекистан планирует построить завод по производству синтетического жидкого топлива из угля (процесс CTL.

    Технология ожижения угля относится к области переработки каменного угля в жидкое нефтеподобное состояние, из которого экстракцией и.

    21 апр 2016 . Переработки угля в жидкое топливо и газ. Mini-refinery from coal to gas and liquid fuel. igor proekt. Loading. Unsubscribe from igor proekt?

    (2 дюйма). Самые современные и многообещающие изменения в обогащении угля касаются . Такое оборудование может обогащать уголь до размера 35мм. . В Кыргызстане заработает новый завод по переработке томатов . Оборудование · Линии производства · Мини заводы · Заводы · Услуги в Китае.

    «Шубарколь комир» — акционерное общество, является одним из крупнейших в . охватывает карьеры по добыче строительного камня, переработку угля, . На базе углей Шубаркольского месторождения работает завод по . переработки угля — коксовый газ, сжигается на местной мини-ТЭС (ГПУ).

    . пиролиза для переработки бурого угля и получения конечного продукта: -бензина, . Процесс получения моторных топлив из угля путём пиролиза был . На сегодня заводы где применяется подобный процесс успешно работает.

    грамма развития кластера «Комплексная переработка угля . самый мощный в СНГ завод по переработке отходов тепло- . АПК, мини ТЭЦ и ТЭЦ.

    мини-заводы переработка автомобильных шин нефти масел. . информация: Концепция создания мини-заводов по переработке угля (торфа, сланцев.

    Для продукции компосита, подобные схемы облечения можно использовать как ценные справки которые могут сделать вас иметь грубую идею конструкции схемы, модельного выбора машин, конструкции, деятельности и доходов облечения для ваших будущих проектов. Мы считаем, что наши сайты клиентов могут принести вам ценную информацию, которая вам нужна.