мини нефтеперерабатывающий – cccp-online.ru

мини нефтеперерабатывающий

Переработка нефти делится на первичную переработку и вторичную переработку полученных продуктов.

На рисунке приведена упрощенная блок схема переработки нефти

Углубленная переработка нефти на Мини НПЗ имеет ряд особенностей.

  • Как правило в отличие от крупных НПЗ, Мини НПЗ используют не постоянное по физико-химическим характеристикам сырье. Часто в процессе поиска сырья происходит перенастройка оборудования с внесением изменений в существующую технологию производства.
  • Использование высокотехнологичных процессов каталитического крекинга и высокоэффективных катализаторов требует развитой инфраструктуры и стабильного по физико-химическим характеристикам сырья. Поэтому стоимость введения новой технологии превосходит стоимость существующего завода в разы. В результате этого производственные затраты становятся выше по сравнению с крупными заводами, так как на долю себестоимости существенно сказывается показатель низкой производительности. Данное производство становится не рентабельным.
  • Процессы углубления переработки нефти для Мини НПЗ должны быть дешевыми и простыми. Не должно быть высоких требований к качеству получаемых топлив в результате вторичных процессов. К таким процессам можно отнести — висбрекинг, термокрекинг, Бимт технология, технологии битумного производства, магнитные резонаторы.
  • В зависимости от качества используемого сырья должна выбираться необходимая дальнейшая технология. Вот несколько направлений, повышения глубины переработки нефти на Мини НПЗ.

  • Основные направления переработки в зависимости от показателей качества сырья)

  • Введение процесса вакуумной перегонки мазута в технологическую схему первичной переработки нефти с целью получения вакуумного газойля и гудрона.

Как видно из схемы сырье условно можно разделить на две группы: высокопарафинистое и высокосмолистое.

Для переработки высокопарафинистого сырья на Мини НПЗ применимы технологии деструктивных процессов, задачей которых является повышение выхода светлых компонентов.

Процесс каталитического крекинга с использованием дешевых катализаторов

Данный процесс может быть использован на Мини НПЗ в разрезе повышения глубины переработки
на 15-20%. Основным оборудованием является реактор периодического заполнения. Использование двух и более реакторов позволяет производить регенерацию катализатора без остановки основного процесса. Регенерация катализатора производится за счет подачи в него дозированного количества кислорода. Так называемое выжигание. В качестве катализатора может быть использованы цеолит содержащие катализаторы

Как правило сырьем для такой установки служит не мазут, а вакуумный газойль, который получается при разгонке мазута под вакуумом. К сожалению можно пересчитать по пальцам Мини НПЗ использующие вакуумную колонну.

Минусом данного процесса является повышение селективности в сторону образования бензиновых фракций и газа. Таким образом селективность используемого катализатора существенно влияет на рентабельность производства.

Процесс термического крекинга может использоваться на Мини НПЗ при переработке высокопарафинистого низкосернистого сырья. К такому сырью относятся нефти месторождений Республики Калмыкия, Республики Дагестан, Казахстана, ряда месторождений Краснодарского края.

Большое количество парафинов позволяет вести процесс с высокой селективностью в сторону образования керосино-дизельных фракций. Для использования этого процесса нет необходимости в катализаторе, что существенно упрощает технологию. Повышение глубины переработки на 15-20%

Данный процесс может быть задействован при переработке высокопарафинистого сырья с целью снижения вязкости получаемого при первичной переработке мазута. Побочным продуктом в результате термодиструкции является бензино-керосиновая фракция. Поскольку получаемый продукт является целевым отличным от первичного состояния, глубина переработки может определятся в пределах 95 %, однако данное определение некорректно, и определяющим является выход светлых компонентов. Таким образом глубина процесса висбрекинга не выше 5-10%.

Рентабельность процесса висбрекинга зависит от соотношения стоимости исходно мазута с высоковязкими характеристиками и продукта полученного в результате обработки.

Процесс коксования является одним из перспективных направлений развития отрасли Мини НПЗ, поскольку позволяет обеспечить переработку практически любого сырья вплоть до нефтешламов. Глубина переработки процесса позволяет поднять общую глубину переработки на НПЗ до 85-90%. К сожалению данный процесс наименее развит в промышленности даже крупных НПЗ. Поэтому его применение на Мини НПЗ на сегодняшний день остается только в перспективе. Однако к сведению, в Дагестане используется технология коксования примитивным способом.

Одним из ограничивающих факторов для использования термодеструктивных процессов является качество получаемых продуктов. В результате деструкции длинных цепочек углеводородов получаются непредельные углеводороды, которые в дальнейшем подвергаются осмолению и полимеризации. Также катализатором процесса осмоления является содержание высокого количества серы. В результате качество полученных топлив снижается за несколько дней (происходит осмоление). На крупных НПЗ для остановки процессов ухудшения качества топлив использую вспомогательный процесс гидроочистки, который позволяет насытить непредельные углеводороды атомами водорода. Как правило водород содержащий газ используемый в данном процессе получают либо паровой конверсией метана либо от установки каталитического реформинга.

Таким образом видно, что использование процессов гидроочистки для малых НПЗ сложно доступно.

Поэтому из вышеперечисленных процессов наиболее вероятными процессами которые могут быть задействованы в производстве являются процессы термического крекинга и висбрекинга, с определенными ограничениями.

Нашим предприятием разработана технология на основе процессов прямой термической деструкции совмещенной с преобразованием получаемых продуктов на катализаторе изомеризации . По сути это совмещение процесса висбрекинга, термокрекинга с процессом каталитической изомеризации с дальнейшей перегонкой продуктов на установке первичной переработки нефти. Качество получаемых продуктов позволяет использовать данную технологию для повышения рентабельности производства.

Для переработки сырья с высоким содержанием смол и асфальтенов процессы термической деструкции малоэффективны, поскольку качество получаемых продуктов еще хуже чем при переработке высокопарафинистого сырья. Поэтому одним из перспективных направлений является технология производства битума . Для производства битума наиболее подходят высокосмолистные нефти, а вот содержание парафина существенно снижает качество и уменьшает спектр получаемых продуктов.

Использование технологии производства битума в структуре Мини НПЗ позволяет поднять глубину переработки до 80-85%. НОУпром уже реализовано несколько объектов на базе установок модельного ряда МБУ. В состав данных установок входит модуль вакуумной разгонки мазута, позволяющий использовать в качестве сырья для установки мазут полученный на установке первичной переработки нефти.

Магнитные резонаторы:

Одним из направлений предлагаемом сегодня на рынке является использование систем позволяющих обрабатывать исходное сырье магнитным полем высокой частоты. Такой процесс нельзя отнести ко вторичным процессам, поскольку обработка происходит до первичной перегонки нефти. Производители оборудования заявляют, что обеспечивают повышение уровня выхода светлых фракций от 5 до 15%. С нашей точки зрение, такое явление возможно за счет улучшения реологических свойств нефти под воздействием магнитного поля. Так называемая «дефрагментация диска» если сравнивать с терминами компьютерного мира. Однако не всегда молекулы в исходном сырье расположены настолько хаотично, чтобы воздействие магнитного поля оказало существенное влияние на реологию . Поэтому и разброс выхода светлых компонентов очень велик.

Кавитаторы:

Данный процесс наименее изучен наукой. На сегодня есть несколько ученых которые занимаются данным процессом. В основу входит та же деструкция углеводородов за счет разрыва длинных цепей. Изобретенный способ основан на эффекте сопла Лавалля либо на использовании центробежной силы и сил поверхностного напряжения, образующихся между ротером и статором. К сожалению такие процессы не решают проблему качества получаемых топлив, а всего лишь находят способ альтернативы термодеструктивным процессам.

Таким образом наиболее перспективными направлениями в области углубления переработки Мини НПЗ являются 3 основных:

ООО “РЕОТЕК” поможет решить большинство проблем, стоящих на пути к этой цели

Грядёт ли бум мини-НПЗ? Отраслевые журналы накрыла волна публикаций на эту тему. При всей видимой привлекательности собственного производства нефтепродуктов, не все малотоннажные НПЗ рентабельны. Как быть успешным в этом с виду простом бизнесе? Специалисты «РЕОТЕК» считают, что основа эффективности мини-НПЗ начинается с проекта.

Кому нужны мини-НПЗ?

Мини-НПЗ – это нефтеперерабатывающие заводы мощностью до 1 млн т сырья в год. Само название «мини-НПЗ» указывает на доступность деятельности в этой сфере широкого круга предпринимателей. Людей привлекает возможность заработать, вложив сравнительно небольшие средства (в простых случаях – от 3 до 30 млн долларов) и надеясь на соразмерно сниженные риски по сравнению с традиционной нефтепереработкой.

Правильно организованный мини-НПЗ – стабильный и прибыльный бизнес. А учитывая растущую роль нефтепродуктов в экономике любой развитой страны, он будет прибыльным ещё долгое время.

Мини-НПЗ – легальное предпринимательство. Нефть можно приобрести на законных основаниях. ООО «РЕОТЕК» имеет партнёров в разных регионах России, и мы с уверенностью можем сказать, что вертикально интегрированные нефтяные компании также готовы продавать сырую нефть на российском внутреннем рынке.

При соблюдении действующих санитарных норм и правил промышленной безопасности мини-НПЗ не наносят ущерба окружающей среде. Персоналу не угрожают профессиональные хронические заболевания, не страдает наследственность.

Для федеральной и местной власти мини-НПЗ нужны, так как они обеспечивают население – рабочими местами, бюджет – поступлением налогов и акцизов, потребителей – нефтепродуктами, ЖКХ – битумом для дорожных работ, газом, мазутом для котельных.

И ещё один важный аспект данного вопроса. Мини-НПЗ после сдачи в эксплуатацию, налаживания поставок нефти и сбыта продукции может быть выгодно продан.

Какой мини-НПЗ предпочесть?

Конечно, это выбор каждого. Но можно посмотреть на проблему шире, чем это принято.

В промышленности существует несколько направлений переработки нефти. Различают НПЗ топливного, топливно-масляного и нефтехимического профиля.

До сих пор известны мини-НПЗ только топливного профиля. В настоящей статье не ставится задача разобраться в причинах такого перекоса, но нужно отметить, что именно мини-НПЗ дают возможность наиболее полно использовать особенности каждого вида сырья для производства какого-либо специфического нефтепродукта. Высокосернистые, парафинистые нефти, а также с нафтеновым основанием могут перерабатываться на мини-НПЗ, принося максимальную выгоду.

Для реализации проекта мини-НПЗ можно ограничиться только установкой атмосферной перегонки, а можно включить в него 8-10 различных процессов, добиваясь высокого качества продукции и глубины нефтепереработки.

ООО «РЕОТЕК» работает над проблемой мини-НПЗ с 1991 г., за этот период накоплен значительный опыт.

И, на наш взгляд, для успешности проекта мини-НПЗ и оптимизации инвестиционных затрат необходимо учитывать следующее.

Во-первых, технологическое оборудование мини-НПЗ должно быть недорогим и компактным, чтобы после устаревания и износа его легко можно было бы заменить новым.

Во-вторых, залогом стабильности бизнеса является гибкая технологическая схема мини-НПЗ для переработки в топливо любых нефтей.

В-третьих, конечно, должны выполняться требования ГОСТа на автомобильное горючее, причём не только действующее сегодня, но и на то, которое будет вводиться на протяжении ближайших пяти лет.

Исходя из этого оптимальным для мини-НПЗ топливного профиля мы считаем следующий набор процессов:

• ЭЛОУ-АВТ, производство битумов;

• термокрекинг мазута или вакуумного газойля для углубления нефтепереработки, увеличения выхода светлых нефтепродуктов;

• каталитический риформинг бензина, гидроочистка средних дистиллятов для получения автомобильных топлив, соответствующих современным требованиям.

Ассортимент производимых нефтепродуктов – это бензин автомобильный АИ-80, 92 и 95, дизельное топливо марок Л и З (содержание серы – по Евро-4), дорожный битум, печное топливо, мазут и другие.

Мини-НПЗ, расположенным в непосредственной близости к нефтепромыслам, хорошо бы иметь в своём составе газофракционирующую установку (ГФУ). Это позволит комплексно решать вопрос утилизации попутного нефтяного газа. В этом случае ассортимент продукции пополнится сухим отбензиненым газом (СОГ) и технической смесью пропана-бутана (СПБТ).

Какова цена вопроса?

Опыт ООО «РЕОТЕК» в строительстве мини-НПЗ подтверждает – в основе экономической эффективности кроме технологической схемы лежит сумма инвестиционных издержек (то есть стоимость строительства мини-НПЗ).

Если принять, что срок эксплуатации всех вновь построенных мини-НПЗ одинаков (например, 10 лет), то сумма инвестиций в течение этого периода должна быть равномерно перенесена на себестоимость производимой продукции. При этом валовая прибыль не может быть нулевой, иначе зачем сооружать мини-НПЗ? Следовательно, чем ниже стоимость строительства, тем короче срок окупаемости и больше прибыль.

Чтобы сравнивать эффективность вложений в НПЗ, пользуются таким показателем, как отношение годовой мощности по сырой нефти к сумме инвестиционных издержек (стоимость 1 т мощности в год, долл.). К примеру, для установок атмосферной перегонки нефти производительностью от 100 до 500 тыс. тонн в год у американских производителей данный показатель равен 29-50 долларам, у российских – 24-37 долларам.

Простой расчёт показывает, что, если инвестор хочет окупить вложенные средства через три года после запуска мини-НПЗ в эксплуатацию, стоимость 1 т мощности (первичная переработка нефти) должна быть не более 125 долларов. При этом в расчёт берётся вся сумма затрат – расходы на технологическое оборудование по всем процессам, объекты общезаводского хозяйства, зарплату персонала за период сооружения мини-НПЗ и т.д.

Чтобы строить недорого, нужно строить быстро. Оптимальным сроком, включая проектирование, экспертизы, изготовление оборудования и прочее, считается 15-18 месяцев. Если вы не ввели мини-НПЗ в эксплуатацию через два года после начала работ, есть опасность, что уже не введёте никогда. За это время проект устаревает, появляются новые требования к его оформлению, составу, безопасности и т.д. Возникает необходимость корректировки – и так по кругу до бесконечности…

Как строить мини-НПЗ?

Процесс строительства предполагает следующие стадии: проектирование, комплектацию оборудования, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, сдачу в эксплуатацию.

Одной из самых непредсказуемых стадий по срокам и стоимости, а особенно по последствиям для дальнейшей эксплуатации объекта является проектирование. Проектировщик, углубляясь в процесс принятия технических решений, не волнуется об их стоимости для инвестора. Более того, в тех случаях, когда оплата проектных работ исчисляется в процентах от ориентировочной сметной суммы всего объекта, проектировщик напрямую заинтересован в увеличении стоимости строительства.

Можно заложить в проект дорогое либо дешёвое оборудование (насосы, задвижки и т.д.), применять простые или очень сложные технологические схемы, «навешать» КИП по нормам или в соответствии со здравым смыслом и производственной необходимостью.

Такое положение вещей пугает инвестора количеством проблем и полной неопределённостью относительно конечной стоимости строительства. Большинство предпочитает отказаться от сооружения мини-НПЗ. Другие начинают изучение технологии нефтепереработки, чтобы самим иметь возможность участвовать в принятии решений.

В настоящее время проектные институты перегружены работой, за НПЗ малой мощности берутся неохотно, поэтому стоимость проектных работ и самого строительства завышается в несколько раз.

Особо нужно отметить неопределённость, вносимую в данный процесс особенностями отношений инвестора с подрядными организациями.

Идеальной была бы схема, когда проектирование, монтаж и пусконаладка выполняются одной организацией (хотя бы по одному разделу проекта). В этом случае срок выполнения работ минимальный, неувязки отсутствуют (или только со смежными разделами проекта), исполнитель заинтересован в конечном результате – функционирующей котельной, насосной, технологической установке и т.д. На практике такое бывает редко. Проектируют одни, монтируют другие, запускают третьи. Инвестору во всём разобраться крайне сложно, а порой, просто невозможно, требуется штат своих строителей, сантехников, электриков, технологов и т.п., причём классных, знающих и проектирование, и СМР, и наладку. Результатом может быть превышение фактической стоимости строительства над сметной. Причём 20% превышения считается в порядке вещей (но бывает в два и более раз).

В тяжёлых случаях ошибки проектировщиков, помноженные на невысокое качество работ строителей, оборачиваются превращением строящего мини-НПЗ в «памятник». Виноватых не найти, все винят друг друга.

При применении проектировщиком блочно-комплектного оборудования технические риски снижаются. Изготовитель блочных котельных, локальных очистных сооружений, технологических установок избавляет инвестора от ошибок проектировщиков и вреда от «халтуры» строителей. К изготовителю можно предъявить претензию за неработающие объекты, к проектировщику или строителю – гораздо труднее. Изготовитель блочного оборудования по закону обязан обеспечить гарантию его работоспособности на срок не менее 12 месяцев.

Описанные особенности отношений инвестора с подрядными организациями показывают, что при устаревшей схеме выполнения работ (и с учётом российской специфики) инвестор несёт неоправданно высокие риски – технические, технологические и, как результат, финансовые.

Почему решение проблемы утилизации попутного нефтяного газа пробуксовывает? Потому что стоимость предлагаемых проектных вариантов вынуждает нефтедобывающие предприятия ждать 15-20 лет, пока их вложения окупятся.

Как воздух нужны новые решения, оборудование и технологии! Для сокращения сроков строительства необходимы новейшие технологии проектирования, подходы к нефтегазопереработке, доведенные до уровня типовых технологических схем мини-НПЗ и мини-ГПЗ.

Применение блочно-комплектного оборудования, имеющего 100-процентную заводскую готовность, значительно уменьшает производительность и стоимость всех стадий строительства.

Комплектные технологические установки, поставляемые в сборе с завода-изготовителя и прошедшие предварительные испытания, сокращают срок монтажа и пусконаладки с нескольких лет до двух – трёх месяцев. Такое оборудование имеет полный набор эксплуатационной документации и разрешение на применение Ростехнадзора, что упрощает задачу проектировщику. Ему не нужно каждый раз вновь проектировать технологическую установку, достаточно лишь привязать уже готовую и прошедшую все испытания.

Каждая блочно-комплектная установка, технологическая линия являются своего рода кирпичами, из которых проектировщик собирает технологическую схему объекта. Специалисты ООО «РЕОТЕК» считают, что будущее – за блочно-комплектным оборудованием.

Подход к нефтегазоперерабатывающему оборудованию, как единому технологическому комплексу, поставляемому со 100-процентной готовностью к работе – концепция оборудования «РЕОТЕК».

Результатом многолетней научно-исследовательской и опытно-конструкторской деятельности стали нефтеперерабатывающие установки атмосферной переработки нефти серии Н (ТУ 3647-003-10246819-2004). ООО «РЕОТЕК» выполняет изготовление и поставку всего оборудования, монтаж, пусконаладку и сдаёт действующую установку заказчику.

Уже сегодня наши специалисты работают над технологиями топлив, которые будут востребованы и через пять, и через 10 лет. На очереди – блочно-комплектные установки вакуумной перегонки и термоконверсии мазута, утилизации попутного нефтяного газа, гидроочистки дизтоплива, битумные и др.

Если вы решили строить мини-НПЗ и вам нужен надёжный партнёр – обращайтесь в ООО «РЕОТЕК», г. Ставрополь, ул. 3-я Промышленная, 7в.

Из чего делают бензин? Технология производства бензина. Нефтеперерабатывающий завод

Если рассматривать вопрос о том, из чего делают бензин, то, конечно, многие сразу могут сказать, что из нефти. Это утверждение верно, однако это лишь верхушка айсберга, а реальный процесс производства топлива гораздо сложнее.

Итак, сразу стоит сказать, что процесс производства бензинового топлива – это длительный, требующий терпения и знания химии процесс.

Производством бензина в России занимаются 32 нефтеперерабатывающих завода. Такое количество промышленных мощностей позволяет Российской Федерации поддерживать высокую марку топлива. Из чего делают бензин? Конечно же, начальным сырьем для производства этого горючего топлива является сырая нефть. Для примера можно взять 1 баррель нефти. Чтобы было понятнее, 1 баррель – это 159 литров. Также важно отметить, что при переработке сырой нефти ее объем постоянно увеличивается и достигает 168 литров. В итоге из этого объема можно получить следующее количество топлива:

  • 102 литра обычного бензина.
  • 30 литров дизельного топлива.
  • 25 литров топлива, используемого авиацией.
  • 11 литров нефтезаводского газа, который получается путем перегонки нефти.
  • 10 литров вторичного продукта – нефтяного кокса.

Для того чтобы получить топливо, необходимо провести некоторое количество операций с сырой нефтью. Все дело в том, что начальный продукт состоит из смеси различных углеводородов. Также важно понимать, что каждая молекула этого вещества содержит различное количество именно атомов углерода. Если объяснять просто, то каждая из этих молекул имеет свой рост и вес.

Чтобы получить молекулы бензина, которые являются наиболее простыми и легкими, необходимо нагревать сырую нефть до тех пор, пока более сложные и тяжелые частицы не разорвутся до более простых – бензиновых. Другими словами, если отвечать на вопрос о том, как делают бензин, можно сказать, что его получают путем термообработки сырой нефти. Однако к этому процессу стоит добавить еще некоторые более мелкие процессы, вроде очистки и переработки.

Если ответить на вопрос о том, из чего делают бензин, простым ответом – из нефти, то это не совсем верное утверждение, так как в этом топливе имеются и некоторые примеси, однако об этом позже.

Для получения топлива в первичном виде необходимо подвергнуть сырье первичной обработке. Под этой обработкой понимают очистку нефти от солей, а также примеси воды. Эти процессы осуществляются под воздействием электрического поля. Результатом этой процедуры является отделение воды от нефти, а также обессоливание до необходимого показателя. После окончания этой процедуры переходят к термической обработке нефти. Именно после таких процедур получаются такое топливо – бензин, газ, дизель.

Далее следует процедура каталитического риформинга. В течение именно этой процедуры полученный бензин после первичной обработки превращают в топливо, характеризующееся высоким октановым числом. Однако такие марки бензина, как 92-й или 95-й, получают путем смешивания разных компонентов, которые были получены в результате разных процессов переработки сырой нефти.

Если с вопрос о том, из чего делают бензин, стало все более-менее понятно, то, что такое октановое число знают совсем немногие. Всем известно, что название каждой марки бензина содержит буквенное, а также цифровое обозначение. Такие буквы, как А или же АИ, и указывают на метод определения октанового числа. А – моторный процесс, АИ – исследовательский. А вот цифры, которые идут после, и показывают на количественное содержание октанового числа в топливе.

Всем известно, что и нефть, и бензин – взрывоопасные вещества. Так как бензин из нефти получается путем ее переработки, то это свойство никуда не девается. Октановое число указывает на стойкость топлива к детонации. Другими словами, чем оно выше, тем выше безопасность марки топлива. Однако стоит понимать, что показатель этот относительный, и любая искра все равно станет причиной взрыва.

К основным свойствам бензина можно отнести такие его характеристики, как химический состав, а также способности к испарению, горению, воспламенению. Кроме этого можно еще выделить стойкость к детонации и активность коррозии.

Важно знать, что все физические и химические свойства бензинового топлива будут изменяться в зависимости от того, какое количество углеводородов и каких именно углеводородов в нем содержится. Для более наглядного примера можно взять за основу температуру замерзания для бензина. При обычной обработке показатель замерзания этой жидкости составляет -60 градусов по Цельсию. Однако при использовании дополнительных компонентов, эта цифра может достигать -71 градуса по Цельсию. Температура же испарения бензина – это 30 градусов. Чем выше поднимается этот показатель, тем быстрее будет происходить испарение. Также важно отметить, что количество паров топлива от 74 граммов до 123 граммов и более на один кубический метр уже будут образовывать взрывоопасную смесь.

Для того чтобы рассматривать химические свойства и их стабильность у бензина, необходимо основываться на важнейшем показателе – времени, которое эти свойства остаются неизменными. Этот показатель является наиболее важным, так как при длительном хранении топлива наиболее легкие углеводороды начинают испаряться, что сильно снижает эксплуатационные характеристики жидкости в целом. По государственным стандартам Российской Федерации следует, что химический состав любой марки бензина от 92-й до 98-й оставался без изменений в течение пяти лет. Данный срок прописан с учетом хранения взрывоопасного топлива по всем правилам.

В настоящее время вопрос с производством и покупкой топливо стоит достаточно остро, так как ресурсы истощаются, а из-за этого цена на этот продукт все время увеличивается. В свете этих событий возникает вопрос, что же выгоднее покупать – бензин и другое топливо – или производить его самостоятельно. Важно понимать, что для большинства предприятий и компаний и расходы на топливо являются наиболее обширными. Именно в такой ситуации многие и приходят к рассмотрению идеи о мини-НПЗ. Этот вариант не кажется таким уж плохим, особенно если учитывать стоимость топлива и стоимость мини-НПЗ. Приобрести такой мини-завод может практический каждый крупный предприниматель, что уже говорить о, допустим, регионе целой страны.

В настоящее время на рынке можно приобрести мини-завод по переработке нефти практически любого типа. Это является наиболее важным критерием, так как эксплуатировать эти промышленные мощности приходится в самых различных климатических условиях. По этой причине рынок насыщен самыми разными видами НПЗ. Присутствуют любые экземпляры, начиная от жаровыносливых и коррозионностойких, до “арктических” установок. Большой выбор среди мини-НПЗ позволяет осуществлять переработку сырого продукта практически в любых условиях.

Стоит отметить, что сами по себе нефтеперерабатывающие заводы также могут работать на разном топливе. Для их функционирования можно использовать природный или сжиженный газ, дизельное топливо, мазут, сырую нефть. Такой выбор топлива для работы самой фабрики предоставляет широкий спектр возможностей для эксплуатации объекта, а также позволяет удовлетворить какие-либо индивидуальные предпочтения по выбору рабочего горючего продукта.

Обобщая многочисленные запросы потенциальных потребителей мини-нефтеперерабатывающих установок о соотношении цены и качества продукции, специалисты компании ЗАО НПП “ЛИНАС-ТЕХНО” подготовили следующее сообщение.

С уважением, генеральный директор Бекетов Олег Егорович.

Российский рынок мини-нефтеперерабатывающих установок:
соотношение цены и качества

В настоящее время на российском рынке возник устойчивый интерес к малотоннажным нефтеперегонным установкам. В связи с этим появилось достаточно большое количество предложений по их изготовлению. Установки предлагают как российские, так и зарубежные производители. При этом наблюдается сильный разброс по ценовым характеристикам установок, что вызывает затруднения у потенциальных покупателей, мало знакомых с профессиональной нефтепереработкой.
Цель этого небольшого обзора – показать, в чем причина такого разброса по ценам, и на что может рассчитывать покупатель, приобретая тот или иной тип установки.

Мини-НПЗ (малотоннажный нефтеперерабатывающий завод) – это производственный комплекс, включающий в себя нефтеперегонную установку с объемом переработки сырья до 150 000 тонн в год, емкостный и насосный парк, сливо-наливные эстакады, котельную, систему спутникового обогрева трубопроводов, здания и сооружения для размещения персонала и оборудования, системы управления технологическими процессами, системы противоаварийной защиты, факельную установку, системы надежного энергообеспечения, системы сбора и утилизации промышленных отходов, ремонтную службу, установку пожаротушения, лабораторию контроля качества продукции. Мини-НПЗ относится к особо опасным промышленным объектам.
Нефтеперегонная (нефтеперерабатывающая) установка – установка, на которой производится атмосферная перегонка сырой нефти, газового конденсата или другого углеводородного сырья с получением 2-3 топливных фракций.
Госгортехнадзор России – федеральный орган, уполномоченный Правительством РФ осуществлять разрешительные, контрольные и надзорные функции в области промышленной безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве и эксплуатации любых нефтеперегонных установок и заводов. В соответствии с “Правилами промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств” ПБ 09-310-99, утвержденными Госгортехнадзором России, к мини-НПЗ предъявляются те же требования, что и к большим промышленным нефтеперерабатывающим предприятиям.
Промышленная безопасность опасных производственных объектов – состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.
Авария – разрушение сооружений и/или технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и/или выброс опасных веществ.
Взрыв – быстропротекающий процесс высвобождения внутренней энергии, создающий избыточное давление; взрыв может происходить с горением или без него.
Сертификация продукции – процедура подтверждения соответствия, посредством которой независимая от изготовителя и покупателя организация удостоверяет, что продукция соответствует установленным требованиям. Сертификация осуществляется в целях:

  • содействия покупателям в компетентном выборе продукции;
  • защиты покупателя от недобросовестного изготовителя;
  • контроля безопасности продукции для окружающей среды, жизни, здоровья и имущества.

Установки, предлагаемые на российском рынке можно условно разделить на три класса.

Первый класс – “чеченский” вариант.
Стоимость до 25.000-40.000 USD.
Установки такого типа представляют собой простой перегонный куб. Процесс перегонки нефти ведется в периодическом режиме. В куб заливают порцию нефти, нагревают его открытым огнем. Пары светлых фракций – сначала прямогонный бензин, затем дизтопливо – отводят по длинной трубе, которая одновременно является воздушным холодильником. Затем установку охлаждают, остаток перегонки (мазутная фракция) сливается из куба, как правило, прямо на землю.
Качество получаемых фракций крайне низкое. Это самый дешевый и недолговечный вариант установки.
Статус установки – нелегальный.

Второй класс – простейшие нефтеперегонные установки непрерывного действия, работающие по принципу фракционирования нефти.
Производительность до 10-20 тысяч тонн нефти в год.
Стоимость от 80.000 до 150.000 USD. По сути, это перегонные кубы, в которых производится несколько циклов испарения и конденсации паров нефти. Иногда предпринимаются попытки оснастить такие установки неким подобием ректификационных колонн. Но это только внешнее сходство, не имеющее отношения к внутренней сути работы колонны. Такие установки могут иметь перекачивающие насосы и холодильники, нагрев сырья производится с помощью мазутной или дизельной горелки.
Существуют различные варианты удешевления поставки:

  • аппараты выполняются из дешевой конструкционной стали с рабочим ресурсом 1-2 года;
  • комплектация водоохлаждаемыми холодильниками;
  • отсутствие автоматического регулирования.

Покупатель может получать комплект аппаратов без трубопроводов и без арматуры, или арматура поставляется дешевая водопроводная, а трубы сварные шовные. Все это категорически запрещено в нефтепереработке из соображений промышленной безопасности.
Все проблемы по обвязке, доукомплектованию и запуску установки, как правило, приходится решать самому покупателю. Установки такого типа могут работать только в теплом климате.
Статус установки – полулегальный. То есть такие установки не могут быть допущены к постоянной эксплуатации из соображений промышленной безопасности региональными органами Госгортехнадзора и/или органами надзора за качеством нефтепродуктов. Покупатель может организовать работу установки только на свой страх и риск, не имея никаких перспектив полностью легализовать свою работу.
Качество получаемых топливных фракций низкое.
В связи с массовым закрытием такого класса установок в 2001-2002 году органами государственного надзора возник вторичный рынок предложений оборудования установок. Например, в настоящее время на территории Краснодарского края практически не осталось таких работающих мини-установок. Они опломбированы специалистами Управления Северо-Кавказского округа Госгортехнадзора России (телефон для справок: отдел химнадзора 8-8612-596126).

Третий класс – промышленные малотоннажные нефтеперегонные установки.
Производительность от 10 до 150 тысяч тонн нефти в год.
Стоимость от 400.000 USD до нескольких миллионов USD.
Установки этого класса выполняются в соответствии со всеми нормами промышленной безопасности и имеют соответствующие разрешения на выпуск и применение, выдаваемые Федеральным Госгортехнадзором России. С органами Госстандарта проводятся работы по сертификации. То есть имеют они легальный статус.
Такие установки оснащены настоящими ректификационными колоннами, позволяющими получать качественные топливные фракции (прямогонный бензин, дизтопливо, мазут). Все аппараты и трубопроводы выполняются из специальных легированных сталей, проходят рентгенографический контроль и другие виды спецконтроля. Это гарантирует высокую надежность и безопасность работы в любых климатических условиях.
Срок службы основного оборудования не менее 10 лет. Установки комплектуются сертифицированным покупным оборудованием и арматурой, системами автоматики и противоаварийной защиты.

4. Технические характеристики установок и их влияние на эксплуатационные показатели

Промышленная безопасность
Все применяемое оборудование и устройства в установке должно иметь качество, которое подтверждается “Разрешениями на применение” Госгортехнадзора России. Проектно-конструкторская документация на установку должна пройти экспертизу в организации, аккредитованной в Госгортехнадзоре России, и получить положительное экспертное заключение.
С точки зрения промышленной безопасности в соответствии с “Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств” ПБ 09-170-97 установка должны быть снабжена следующими системами:

  • противоаварийной автоматической защитой, предупреждающей возникновение аварийных ситуаций;
  • автоматического контроля и регулирования параметров технологического процесса;
  • продувки аппаратов азотом;
  • аварийного освобождения установки от нефтепродуктов в аварийный резервуар.

Для перекачки нефти и бензина рекомендуется использовать герметичные насосы.

Исполнение для холодно-климатических условий
Эксплуатация установок в северных широтах накладывает свои специфичные требования, связанные с надежностью эксплуатации при низких температурах.
Для этих целей установки снабжают автономными системами обогрева трубопроводов и трубопроводной арматуры, технологического оборудования и помещений для персонала, используя тепло отходящих дымовых газов и электрообогрев. Оснащают стационарными системами: продувки азотом, аварийного и дренажного слива. Используют воздушное охлаждение, вместо водяного.
С целью выполнения условий по хладостойкости снабжают трубопроводами, выполненными из бесшовных труб, и стальной трубопроводной арматурой, выдерживающей низкотемпературные условия внешней среды. Аппараты также должны быть изготовлены из сталей, соответствующих условиям эксплуатации.

Экологические требования
В состав мини-НПЗ должны входить блоки по переработке газообразных и жидких отходов. В связи с тем, что основным источником отходов является нефтеперерабатывающая установка, существует целесообразность снабжать ее автономной системой сбора и утилизации отходов.
Для выполнения экологических требований должны выполняться следующие функции:

  • сбор и очистка воды, содержащейся в нефти, и ливневых сточных вод;
  • утилизация или сброс неконденсирующегося прямогонного газа;
  • использование герметичных разъемных соединений.

Допустимые нормативы выбросов и сбросов должны быть согласованы с органами государственного надзора.

Надежность комплектующего оборудования
В связи с эксплуатацией мини-установок, как правило, в отдаленных регионах, где не всегда есть условия для проведения значительного перечня работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, к установкам должны применяться достаточно жесткие требования по надежности. Надежность влияет и на безопасность эксплуатации, потому что выход из строя практически любого устройства установки вызывает необходимость экстренной остановки установки.
Изготовление основных аппаратов установки из легированных сталей, например нержавеющей стали, определяет степень коррозионной стойкости: ориентировочный срок службы 10 лет. В условиях отсутствия постоянного контроля за качеством поступающего сырья (в отличие от крупных установок) – это является надежной защитой от воздействия хлористых солей и серосодержащих соединений, содержащихся в нефти.
При проектировании установок предусматриваются дублирующие функции, например, перекачивающие насосы ставят парами – один из насосов всегда находится в резерве на случай выхода из строя основного насоса.
Установки комплектуют стальной герметичной трубопроводной арматурой, не требующей обслуживания во время всего срока ее эксплуатации.
Оснащают АСУТП и ПАЗ высоконадежными сертифицированными контроллерами и комплектующими.

Монтаж, пуск, обучение
Учитывая сложность и наличие многих нюансов при монтаже, пуско-наладочных работах и обучении персонала Заказчика желательно получить при поставке мини-установки сервисные услуги “под ключ”. Только разработчик технологии и оборудования знает все ее особенности, может с наименьшими усилиями довести работы до конечного результата и дать Покупателю гарантии в течение срока эксплуатации.
При этом для сокращения сроков монтажа и пуско-наладочных работ на месте эксплуатации установки целесообразно проведение в заводских условиях контрольной сборки, обвязки трубопроводами, испытаний на герметичность блоков и установки в целом.
Для эксплуатации возможен заблаговременный заказ изготовителю комплектации ЗИП, например, для работы в течение 1 года.

Необходимая документация
Для проектирования площадки мини-НПЗ, проведения процедуры сертификации и эксплуатации установки покупателю установки необходимо получить:

  • от разработчика технологии – технологический регламент на проектирование и производство;
  • от разработчика конструкции – разрешения на применение покупных комплектующих изделий Госгортехнадзора России; утвержденную программу и методику испытаний установки; проектно-конструкторскую документацию в объеме, необходимом для эксплуатации, включая инструкции по монтажу, эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту оборудования установки;
  • от изготовителя нестандартного оборудования – разрешения на выпуск и применение Госгортехнадзора России, паспорта и протоколы испытаний нестандартного оборудования.

Консультирование Покупателя
Покупатель вправе настаивать на участии разработчиков технологии и проектно-конструкторской документации установки в приемочных испытаниях установки и проведении процедуры сертификации.
Для решения вопросов по сертификации необходимо заручиться консультационной поддержкой территориальных органов Госстандарта.
Покупатель по возможности должен получать консультации разработчиков по вопросам проектирования площадки мини-НПЗ и подготовки производства к эксплуатации.
Для покупателя выгодно включать в условия договора гарантийное консультирование разработчика по эксплуатации установки в течение не менее 1 года.

Установки компании ЛИНАС-ТЕХНО относятся к третьему классу промышленных малотоннажных нефтеперегонных установок и характеризуются высокой четкостью ректификации, надежностью и адаптированностью к эксплуатации в различных условиях, значительным перечнем сервисных услуг.
Например, наша ректификационная колонна обладает практическими показателями четкости ректификации по величине температурного интервала между температурой выкипания 95% фракции прямогонного бензина и температурой выкипания 5% фракции дизельного топлива: delta t = t95%бенз÷ t5%диз = 5÷8 о С.
Оснащаются АСУТП и ПАЗ высоконадежными сертифицированными контроллерами и комплектующими компании СИМЕНС. На экране монитора компьютера отображается мнемосхемы установки со всеми технологическими параметрами, срабатывание систем автоматизации и сигнализации, протоколы состояния параметров технологического процесса в графической и табличной формах, и многие другие функции.
Импортные горелки, оснащенные системами самотестирования исправности и автоматическим пуском, значительно повышают надежность во время пуска и эксплуатации.
Применение центробежных герметичных бессальниковых насосов, по сравнению со всеми другими видами насосов, придает установке повышенную степень пожаровзрывозащищенности.
Установки комплектуются импортной стальной герметичной трубопроводной арматурой, не требующей обслуживания во время всего срока ее эксплуатации.
Установки оснащены стационарными системами автономного спутникового подогрева трубопроводов и емкостей.
Конструкция топки и трубчатого испарителя предусматривает применение стандартных труб вместо змеевика, требующего ежегодной дорогостоящей замены.
На установках компании ЛИНАС-ТЕХНО используются следующие природоохранные инженерные решения:

  • дренажный самотечный сбор жидких отходов;
  • высокотемпературное обезвреживание сточной воды;
  • высокотемпературное сжигание неконденсирующегося прямогонного газа;
  • использование горелок с пониженным содержанием в выбросах окислов азота;
  • использование дизельного топлива, имеющего более низкое содержание серы, чем мазут или нефть;
  • исключение воды для охлаждения из технологического цикла.

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий