Мини нпз евро 5 – Технологии и товары

Производство Нефтепродуктов. Установка Н – 60 ( 60 тонн нефти в сутки. Производительность – 20 тыс. тонн в Год)

Установка Н-150 (130 тонн в Сутки. производительность -50 тыс. тонн в Год)

Н-60 Самая малогабаритная Нефтеперерабатывающая установка в мире Н-60, производительность – 60 тонн нефти /. сутки (20 тыс тонн в год), и производит 3 фракции – Бензин, Дизельное топливо и Мазут, и Газовый конденсат 36 тонн/сутки.

Климатические условия эксплуатации от – 60 до + 45. Электрическая мощность 53 кВт. Вид топлива для нагрева сырья – Мазут, дизтопливо, газ. Расход топлива на нагрев сырья не более 52 кг/ч. Ресурс -12 лет. Количество Обслуживающего персонала – 2 человека в смену.

Принцип работы – Поступающее на установку сырье нагревается в трубчатом подогревателе и затем разделяется в модуле ректификации на несколько фракций: бензиновую, дизельную и мазут. Из всех видов энергоносителей установка потребляет электроэнергию и мазут (сжигается в подогревателе.)

А также Нефтеперерабатывающие установки мощностью по нефти от 10 тыс. тонн до 1 млн. тонн. Установкивакуумной переработки мазута мощностью 50-300 тыс. тонн в год

Установки модифицированного термокрекинга мазута мощностью от 30 до 200 тыс тонн в год

Газопереработка – Установки переработки ПНГ мощностью 10-200 млн. нм3 в год

Установки сжижения природного газа производительностью 2-18 тонн СПГ в час

Установки регенерации метанола производительностью до 40 тыс тонн в год

Http://nizhniytagil. flagma. ru/mini-npz-ustanovka-neftepererabotki-evro-5-o3657984.html

Регламент, поправки к Техническому регламенту Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» делают неопределенными перспективы топливных присадок на основе ароматических аминов.

Возможно придется пожертвовать в пользу дальнейшего развития российского топливного рынка и индустрии глубокой нефтепереработки. Новые поправки к Техническому регламенту Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» делают неопределенными перспективы топливных присадок на основе ароматических аминов. Скорее всего, ими придется пожертвовать в пользу дальнейшего развития российского топливного рынка и индустрии глубокой нефтепереработки.

Автомобильный бензин требования авиационный, дизельное топливо, мазут регламент таможенного союза. Продажа нефтепродуктов — нефтехимия и нефтепродукты, нефтепереработка. Рынок нефтепродуктов — Бензин, дизельное и судовое топливо, июнь 2011 года, Минэнерго представило на суд отраслевых экспертов и организаций новый проект Технического регламента таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту».

Бензол нефтяной и моторные масла. Новые поправки к регламенту в разрезе интересов нефтехимической отрасли можно было бы и не заметить, если бы не компания «НПФ Технохим», которая обратила внимание на пункт 11 статьи 4 «Требования безопасности» — в автомобильных бензинах класса «Евро-5» не должно в качестве антидетонационных присадок содержаться ароматических аминов, в том числе составов на основе N-метиланилина (ММА).

Данное требование приведет к «новому коллапсу на топливном рынке» и «резкому росту цен на топливо.

Переход на автобензины класса «Евро-5» («класс 5» в официальной терминологии) должен состояться 1 января 2015 года.

Сопоставив аргументацию автора материалов с обоснованиями Министерства энергетики, которые можно найти в письме заместителя министра энергетики Сергея Кудряшова в адрес участников отрасли ММА, «Рупек» пришел к выводу, что подобное вряд ли возможно, а роль ММА на рынке топлив сильно преувеличена.

Отказ от ароматических аминов в бензинах класса «Евро-5» продиктован прогрессивным сценарием развития российской нефтепереработки, при котором повышение октановых чисел топлива реализуется через модернизацию и внедрение на НПЗ современных углубляющих и облагораживающих процессов.

Попробуем взвесить аргументацию автора статьи и Минэнерго. Мы не будем заниматься перечислением всех фактов за или против тех или иных видов топливных присадок – заинтересованные могут в изобилии найти подобные публикации в сети и в профильных СМИ

Из предоставленных материалов можно сделать вывод о том, что Минэнерго решило отказаться от ароматических аминов в бензинах класса «Евро-5» рассмотрев инициативу общественной организации «Зеленая волна», которая давно борется за ограничения применения ММА в бензинах из-за его токсичности. Между тем, в статье содержится ремарка, что «ученые утверждают: до сих пор канцерогенных свойств N-метиланилина не выявлено».

Реальная физиологическая активность N-алкилированных анилинов сотрудник кафедры химической энзимологии Химического факультета МГУ Михаил Савельев пояснил: «Его токсическое действие заключается в окислении железа в гемоглобине крови и нарушении функции печени посредством ингибирования микросомальных монооксигеназ». Напомним, что гемоглобин крови участвует в процессах дыхания, а изменение степени окисления железа приводит к нарушениям усвоения организмом кислорода. В свою очередь, системы микросомальных оксигеназ печени человека реализуют важнейшую функцию этого органа и участвуют, например, в таких важных процессах, как биотрансформация посторонних веществ, токсинов и ядов.

В статье также прогнозируется резкое отрицательное влияние требований пункта 11 статьи 4 техрегламента на российский рынок автобензинов. Логика следующая: переход на бензины высоких экологических стандартов с высокими октановыми числами возможен в случае существенной модернизации отечественной переработки, устранения дефицита на НПЗ мощностей вторичных процессов, которые и производят высокооктановые компоненты топлив.

Однако в статье говорится, что, например, риформинг, алкилирование, изомеризация – дорогие установки, оснастить которыми свои заводы могут крупные участники нефтеперерабатывающей отрасли. Между тем, отмечает компания со ссылкой на Федерацию автомобилистов России, на российском рынке бензинов порядка 30 процентов занимают так называемые мини-НПЗ. Очевидно, что у владельцев таких заводов нет достаточных ресурсов для внедрения на своих производствах современных установок вторичных процессов, поэтому для выпуска продукции с достаточными октановыми числами они могут двигаться по пути исключительно компаундирования базовых углеводородных смесей разного рода присадками, в том числе ММА и другими.

Минэнерго — применение присадок для кардинального увеличения октановых чисел – не путь: «модернизация нефтеперерабатывающей отрасли в Российской Федерации и увеличение мощностей нефтепереработки, в том числе по выпуску высокооктановых бензинов, могут быть осуществлены нефтяными компания только за счет внедрения на НПЗ набора стандартных технологий, включающих такие процессы, как алкилирование, изомеризация, каталитический рифроминг и каталитический крекинг».

В письме замминистра, не отражены перспективы запрета на использование ММА в бензинах класса «Евро-5» для мини-НПЗ. Тут можно только согласиться с автором статьи. Однако ничего нового тут нет, такова осознанная политика ведомства, которое в вопросе повышения качества топлива делает ставку только на крупные НПЗ. И это связано, кстати, не с чьими-то личными предпочтениями, а с тем фактом, что по данным Минэнерго доля мини-НПЗ в мощностях первичной нефтепереработки не превышает 4 процентов — это явно не флагман развития отрасли.

Мини-НПЗ за счет отсутствия вторичных процессов не могут, как правило, обеспечить приемлемую глубину переработки нефти (55 процентов в 2010 году) и высокий процент выхода светлых нефтепродуктов (6,2 процентов в 2010 году). Для сравнения, на НПЗ ВИНК средняя глубина переработки нефти в 2010 году составляла 71,5 процентов, выход светлых – 48,6 процентов.

Светлые нефтепродукты производства мини-НПЗ это, как правило, сырьевые бензины-полуфабрикаты (с октановым числом по исследовательскому методу не выше 60), либо же сырьевые газойли с высоким (за счет отсутствия гидропроцессов) содержанием серы. Так что нам кажется, что оценка доли мини-НПЗ на рынке автобензинов в 30 процентов, приводимая автором статьи, является завышенной именно по той причине, что готовых топливных бензинов современных стандартов такие заводы, как правило, и не производят.

Кризис. Мощностей производителей альтернативных присадок (конкретно – метил-трет-бутилового эфира – МТБЭ) не хватит, чтобы удовлетворить потребности всех желающих, а запрет на использование ароматических аминов приведет к уходу с рынка ряда независимых производителей топлив. Ссылаясь на президента Федерации автомобилистов России Сергея Канаева, в статье прогнозируется вызванный запретом ММА дефицит присадок как таковых, и рост цен на бензины на 5-15 процентов. В итоге делается вывод, что «желание Минэнерго поддержать производителей … [других топливных присадок — Рупек] обернется еще одним топливным кризисом».

Рынок топлив (или та его часть, где применяются антидетонационные присадки) поделен между приверженцами ММА и адептами МТБЭ, соответственно, запрет применения ММА приведет к уходу первых с рынка.

Совокупный объем производства ММА в России не превышает 50-60 тыс. тонн в год, причем участников отрасли только двое: «Волжский оргсинтез» и «Пигмент» из г. Тамбов (планы по созданию аналогичных мощностей были еще у 2-3 компаний, но они пока не реализованы). В статье говорится о том, что оптимальной дозой использования ММА в бензинах является 1,3 процентов по объему. Иными словами, в тонне бензина с плотностью по ГОСТ Р 51866-2002 может содержаться 17 кг ММА. Соответственно, текущих объемов производства этой присадки достаточно для компаундирования 3-3,5 млн тонн бензинов, что эквивалентно лишь 8-10 процентов всех бензинов, произведенных в России в 2010 году.

Мощности по производству самой популярной топливной присадки – МТБЭ – составляют порядка 1 млн тонн в год. Казалось бы – на порядок больше. Но с учетом нормы применения МТБЭ в топливах на уровне 15 процентов по объему, на каждую тонну автомобильного бензина приходится 148 кг присадки. Соответственно, текущих мощностей производителей МТБЭ достаточно для компаундирования 6,0-6,8 млн тонн бензинов, или 17-19 процентов от объема производства в 2010 году. Тоже не сильно много. Причем, строго говоря, эта оценка является завышенной, так как значимые объемы МТБЭ российскими нефтехимиками экспортируется, например, в Финляндию, Нидерланды, Украину и т. д.

Производители МТБЭ и ММА совокупно могут обеспечить продукции для компаундирования менее 30 процентов всех автомобильных бензинов в России.

Наличие или отсутствие каких-то типов топливных присадок не оказывает решающего воздействия на топливный рынок в силу незначительных долей.

Модернизация НПЗ связана с установкой новых крупных мощностей каталитического крекинга, одним из продуктов которой является смесь изомерных бутанов и бутенов. А одним из наиболее эффективных и доступных способов переработки этой продукции является как раз получение трет-бутиловых эфиров, поскольку параллельно в ходе синтеза происходит селективное выделение изобутилена из смесевой фракции С4, а сама реакция реализуется при обычных условиях на несложном оборудовании. Так что есть все основания предполагать, что модернизация НПЗ приведет к росту мощностей по выпуску присадок на основе трет-бутилового эфира. Можно назвать условную цифру дополнительных мощностей, которые позволят закрыть нишу ММА в случае его запрета. Это порядка 350 тыс. тонн в год (при норме применения в бензинах 10 процентов по объему). Очевидно, что к 2015 году заполнить эту нишу более чем реально.

Крупными НПЗ с низкой глубиной переработки топлив и мини-НПЗ потребителями ММА являются и производители контрафактной продукции. Это беспокоит Минэнерго, поскольку «бесконтрольное применение различных топливных присадок» будет оказывать отрицательное влияние на внутренний рынок топлив, «вовлекая в процессы производства и продажи нефтепродуктов недобросовестных конкурентов и тем самым способствовать снижению взятых нефтяными компаниями обязательств по модернизации и строительству нефтеперерабатывающих производств».

Запрет на применение ММА в бензинах класса «Евро-5»? Логика следующая. Переход на высокие экологические стандарты будет возможен благодаря модернизации НПЗ, когда высокооктановые углеводородные и эфирные компоненты бензинов будут производиться за счет углубления переработки нефти. Это автоматически приведет к сокращению спроса на ММА, что повлечет перетекание этих невостребованных объемов в нелегальную сферу топливного производства, суть которого как раз и заключается в компаундировании дешевых прямогонных фракций октаноповышающими присадками. Именно поэтому Минэнерго настаивает на запрете содержания ММА в бензинах класса «Евро-5» и предлагает рассмотреть возможность перепрофилировать часть избыточных мощностей по производству ММА на другие виды продукции.

Главный мотив ведомства проступает в следующей фразе: «в связи с отказом европейских импортеров осуществлять закупку автобензинов с содержанием ММА, применение монометиланилина на территории Республики Беларусь [как члена Таможенного союза и активного экспортера автобензинов – «Рупек»] в настоящее время уже запрещено». Иными словами, Россия может отказаться от ММА просто потому, что в Европе и США это вещество не применяется (к слову сказать, производство ММА впервые было налажено в Советском Союзе для нужд оборонной отрасли, в мире же это вещество особого распространения в топливной промышленности не получило). Логика в этом есть: зачем заведомо снижать экспортную конкурентоспособность российских производителей топлив, тем более, если они смогут обеспечивать аналогичные европейским экологические стандарты?

Мини-НПЗ и отставшие от модернизации средние и крупные заводы с вводом более высоких стандартов на топлива вполне могут переориентироваться на экспорт сырьевых нефтепродуктов, которые на мировых рынках пользуются устойчивым спросом. Поэтому от запрета ММА небольшие нефтепереработчики, скорее всего, не особо пострадают, по крайней мере, на порядок меньше, чем в целом от поэтапного ввода высоких экологических стандартов на топлива.

Производители ММА, в свете перспективы потери российского рынка, можно тоже задуматься об экспорте. Ведь, несмотря на то, что в Европе это вещество широкого применения не нашло, существуют еще растущие рынки бывших союзных республик, где пока дела с промышленной выработкой высокооктановых бензинов обстоят еще хуже чем в России, а вот потребность в топливах растет, поэтому государства готовы мириться с экологическими и экономическими издержками применения этого продукта.

Cтроительство 2-х установок для выполнения требований тех. регламента: МТБЭ и алкилирования.

Для производства МТБЭ будет использовано 2 вида сырья: ББФ каткрекинга и фракция БДФ пиролиза. Отработанное сырье МТБЭ будет использоваться как сырье установки алкилирования.

Селективное гидрирование бутадиена в БДФ до бутена. Экстрактивная ректификация бутадиена из БДФ полимеризационный чистоты для продажи на сторону.

Первый вариант расширит сырьевую базу установки алкилирования, второй уменьшит.

Заводы, НПЗ в ЕС, посмотрите внимательно, сильно ли они отличаются по противопожарным разрывам от заводов, НПЗ РФ. Знаете на что смотрит страховщик, когда приходит на завод, на сколько далеко друг от друга находятся установки. Вы правы, правила тут несколько иные и знаете почему? В нормах проектирования в большинстве случаев используется и (или), задача проектировщика используя знания и опыт чаще пользоваться «или», так вот тут «или» используется чаще.

Цены на СМР и 110 процентов, а разве кто то заставляет работать именно из 110 процентов, неужели нет рынка и нельзя найти подрядчика за меньшие деньги.

Насчет Вашего утверждения, что не в РФ, стоимость СМР 30-40 процентов, я бы не был так категоричен, т. к непосредственно связан не в РФ с этим процессом от префизибилити и первого колышка до пуска

В базовом проекте лицензиар указывает необходимую площадь установки с расстановкой оборудования. Далее базовый попадает генеральному проектировщику (стадия П и РД), где площадь установки в среднем увеличивется 20-50 процентов (противопожарные проезды и т. д.) из-за наших старых норм, а это в свою очередь увеличение капзатрат. Капитальные затраты в среднем увеличиваются в 2 раза от начала инвестиционной проработки до получения проектной документации.

Стоимость СМР в России очень завыщена, наш Генпроектировщик закладывает 110 процентов от стоимости оборудования, для сравнения за рубежом 30-40 процентов.

Замечания господина Кукушкина, что http://www. rupec. ru/news/?ID=2851#comments хотя данные о строительстве в нефтехимии и нефтепереработке и ежегодно публикуются по платной подписке Oil@Gas — строительство.

По моему Андрей, вы и сами публиковали (лень искать) стоимость строительства «Северного потока» нашими и не нашими строителями. Вы проверяете мое знание вашего форума…хорошее знание

Чем дороже строительство, тем лучше, это уже обсуждали, а отдельные товарищи из Сибура и Минэнерго даже обосновывали, а вы это вешали. Ссылочки указать.

Сергей, В прилагаемой табличке содержание изобутилена и амилена в продуктах каткрекинга (проценты от сырья), вы можете вычислить и МТБЭ и ТАМЕ.

Мы имеем совмещенную установку МТБЭ и ТАМЕ, сейчас продуцируется МТБЭ, если олефины в бензине подойдут к норме, из за амиленов, переключим на ТАМЕ.

Каткркенг из блендинга бензинов, работает в жестком бензиновом режиме выход бензина 56 процентов, поэтому там изобктилена маловато около 2 процентов

1 млн. тонн по сырью дает выход на FCC (DCC в России нет) около 1.5 процентов изобутена из которого можно сделать до 25 тыс. тонн МТБЭ. Хотя может на новых установках как-то по другому.

ТАМЭ возможно больше, но даже в составе представленного Вами бензина оно почемуто не используется.

2. Лукойл крекинг на ВНП не запустит в 2013 году как показано в таблице. В 2013 году будет гидрокрекинг, а каткрекинг «на втором этапе»

В таблице ввод МТБЭ — 877 тыс. тонн, для этого потребуется изобутилена около 550 тыс. тонн — столько изобутилена можно получить разве что со всех FCC России (и то если выход и-бутена более 2.3 процентов). Столько изобутилена можно получить разве что с дегидрирования изобутана (ведь сейчас основная масса МТБЭ производится именно через этот метод).

3. Мощности какткрекинга считаются по сырью, и ввод 5.1 млн тонн каткрекинга не значит что будет получаться столько же бензина каткрекинга. Теперь отбросим отсюда 1.5 по Лукойлу получится 3.6, возьмем выход 60 процентов — 2.2 АИ-92. Что такое 2.2 млн тонн в масштабах России показано в основной части статьи.

Если кризис не повторится, то только прирост потребления бензинов к 2015 в России может составить более 2.2 млн. тонн.

4. Андрей, честно говоря я не знаю какая общая мощность по риформингу в России, но каткрекинга (после ввода на ННОСе) гдет около 21 млн. тонн по сырью. А то что большинство НПЗ направлено на производство дизелей — и много гидрокрекингов, так это таки да. Подтверждением является таблица где вводятся в основном гидрокрекинги.

Каткрекинг а 1 млн тонн сырья это автоматически 50 тыс тонн МТБЭ, а если ТАМЕ, то гораздо больше, так как амиленов в бензине каткрекинга до 20 процентов, а толку от них нет.

Каткрекинг от миллиона тонн сырья и выше 2,3,4 (больше я не знаю) строится 2 года, а МТБЭ или ТАМЕ укладывается в этот срок и не сопоставимо по затратам.

А сколько осталось до 2015? По моему времени больше чем достаточно.

Наверное в других странах как Китай и Индия с минимумом бюрократии и строят каткрекинг за 2 года, а в России на это уйдет минимум года 4 в лучшем случае. Старые нормы и отсутствие квалифицированных проектировщиков, строителей отодвинут эти сроки.

Хочется выйти на евро-4 после 2015 года. Каткрекинг построят Роснефть и Лукойл. Перечень объектов строительства по отрасли — установки первичной переработки нефти, Процессы вторичной переработки, Облагораживающие процессы. Переработка нефти в России в 2009—2015 годах — планы. Процессы вторичной переработки Строительство установок, свод по отрасли.

Http://www. himsnab-spb. ru/announce/29-06-2011/

Google Тренды это диаграмма для отслеживания сезонности ключевых слов. Этот график позволяет лучше понять сезонное изменение полулярности запросов по определенной тематике.

Значения приведены относительно максимума, который принят за 100. Чтобы увидеть более подробную информацию о количестве запросов в определенный момент времени, наведите указатель на график.

Http://rankw. ru/k/%D0%BC%D0%B8%D0%BD%D0%B8+%D0%BD%D0%BF%D0%B7+%D0%B5%D0%B2%D1%80%D0%BE+5/

Все НПЗ крупнейшей российской нефтекомпании "Роснефть" теперь будут производить топливо исключительно стандарта "Евро-5". В следующем году компания собирается выпустить более 10 млн тонн бензина и 16 млн тонн дизтоплива высшего экологического класса.

"Роснефть" в пятницу объявила, что на всех ее перерабатывающих предприятиях закончен масштабный комплекс технико-технологических работ, позволяющий перейти на выпуск для внутреннего рынка автомобильных бензинов и дизельного топлива только класса "Евро-5".

Как отмечено в сообщении "Роснефти", техрегламент Таможенного союза предусматривает переход к обороту топлив "Евро-5" с 1 января будущего года, и компания своевременно выполнило обязательство перейти на выпуск бензина и дизтоплива этого класса.

Уточняется, что сейчас переход к производству нефтепродуктов высшего экостандарта закончили предприятия компании, расположенные в Сибири – это Ангарский и Ачинский НПЗ. На других заводах "Роснефти": Комсомольском, Куйбышевском, Новокуйбышевском, Сызранском, Саратовском НПЗ и Рязанской нефтеперерабатывающей компании (РНПК), – этот процесс был осуществлен ранее.

В течение этого года на нефтеперерабатывающих заводах "Роснефти" был введен в эксплуатацию ряд крупных объектов. В частности, запущены установки изомеризации на Куйбышевском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ и РНПК. Также были реконструированы установки каталитического риформинга на Сызранском НПЗ и риформинга на Куйбышевском НПЗ.

В "Роснефти" планируют, что в 2016 г. НПЗ компании выпустят более 10 млн тонн бензинов и почти 16 млн тонн дизтоплива "Евро-5" (плановые показатели не учитывают объемы "Славнефти").

О том, что"Роснефть" переведет все свои НПЗ настандарт качества "Евро-5" до конца 2015 года, OilCapital. ru передавал месяц назад (со ссылкой на "ДВ-Росс"). Тогда отмечалось, что, согласно отчету "Роснефти" за третий квартал 2015 г., доля топлив "Евро-4" и "Евро-5" в переработке компании за год выросла c 56% до 80%, а доля выпущенных светлых нефтепродуктов в минувшем квартале превысила 55%.

Крупнейший перерабатывающий актив "Роснефти" Рязанский НПЗ завершил переход на выпуск моторных топлив "Евро-5"с 1 декабря, сообщала ранее компания. Тогда РНПК перешла на 100-процентный выпуск бензина Аи-92 высшего экострандарта. Дизтопливо 5-го класса завод стал выпускать с января.

Напомним, "Роснефть" среди нефтяных компаний России является владельцем самого большого количества НПЗ: у нее девять крупных предприятий. Также компания владеет 50% в ОАО "Славнефть-ЯНОС" и 95% в украинском Лисичанском НПЗ (ЧАО "ЛИНИК"). Согласно материалам "Роснефти", суммарная проектная мощность основных НПЗ компании, расположенных в РФ, превышает 95 млн тонн нефти в год.

Кроме того, у "Роснефти" есть доли в нескольких российских мини-НПЗ и доли в четырех НПЗ в Германии. У компании есть свое нефтехимическое производство, осуществляемое на нескольких площадках.

Http://oilcapital. ru/news/downstream/18-12-2015/npz-rosnefti-gotovy-vypuskat-benzin-i-diztoplivo-tolko-standarta-evro-5

На Московском НПЗ «Газпром нефти» введены в эксплуатацию установка гидроочистки бензинов каталитического крекинга и установка изомеризации легкой нафты. Это позволило заводу уже в 2013 году полностью перейти на выпуск бензинов 5 экологического класса Техрегламента РФ по качеству моторных топлив.

Установка изомеризации легкой нафты мощностью 650 тыс. тонн в год позволяет выпускать высокооктановый компонент бензинов с нулевым содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов. Смешение изомеризата с другими компонентами бензинов уменьшает содержание в них ароматики, бензола, олефинов, повышает их октановые характеристики и снижает воздействие на окружающую среду. За счет внедрения установки изомеризации легкой нафты в технологическую схему МНПЗ увеличатся объемы выпуска бензинов Аи-95 5 экологического класса. Инвестиции в строительство установки составили 10,9 млрд руб.

Мощность установки гидроочистки бензина каталитического крекинга, предназначенной для выпуска бензинов со сверхнизким содержанием серы, составляет 1,2 млн тонн в год. Производимое установкой топливо соответствует стандарту Евро-5, содержание серы в нем снижено в 15 раз по сравнению с бензином 3 экологического класса, разрешенным на сегодняшний день к обороту в России. Объем инвестиций в строительство объекта составил 5,7 млрд руб.

Ввод в эксплуатацию установки гидроочистки бензина каталитического крекинга и установки изомеризации легкой нафты стал завершающим шагом в реализации первого этапа модернизации Московского НПЗ «Газпром нефти», направленного на повышение качества продукции. На следующем этапе планируются масштабные проекты для увеличения глубины переработки нефти, объема переработки нефти и выпуска светлых нефтепродуктов.

Председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков отметил: «Завершение первого этапа модернизации Московского НПЗ является знаковым событием для «Газпром нефти». С этого момента все нефтеперерабатывающие активы компании, на 2,5 года опережая требования Техрегламента, перешли на выпуск топлив стандарта Евро-5. Повышение качества бензина и дизельного топлива производства Московского НПЗ позволит обеспечить жителей Москвы и центрального региона России топливом, соответствующим европейским стандартам, сократить количество вредных выбросов в атмосферу и существенно улучшить экологическую ситуацию. Реализация следующего этапа модернизации МНПЗ, направленного на увеличение объемов переработки нефти, будет способствовать наращиванию поставок высококачественного топлива на московский рынок».

«Газпромнефть–Московский НПЗ» – дочернее предприятие «Газпром нефти». Установленная мощность завода составляет 12,15 млн тонн нефти в год. Предприятие производит автомобильные бензины, дизельное, судовое и авиационное топливо, мазут, высокооктановые добавки к автомобильным бензинам, битумы и газы различного назначения. Завод обеспечивает порядка 40% потребностей Московского региона в нефтепродуктах. С 2009 года на Московском НПЗ реализуется масштабная программа модернизации, суммарный объем финансирования которой до 2020 года превысит 130 млрд рублей. Реализуемая программа модернизации направлена на улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов, увеличение глубины переработки нефти, повышение производственной и экологической эффективности предприятия.

Http://sdelanounas. ru/blogs/37095/

Источник дохода сайта – реклама где-то внизу страницы, пожалуйста, отключите блокировщики рекламы

Товарищи, запущена Яндекс Дзен лента нашего ресурса. Если не сложно, прошу подписаться и “лайкать” новые статьи.

Под понятием обессерить топливо понимается удаление серу, а не то что можно подумать в отношении этого словообразования)))

Так как предложенное направление вообще не из моей тематики, пришлось плотно заняться разбором этой кухни…..мда-с господа….скажу я Вас я не завидую владельцам дизельных двигателей…..реально не завидую. Раньше я даже глаз клал на некоторые дизельные авто….

Технически требовалось получить дизельное топливо класса Евро 5. Кто не понимает, что это такое…поясню…это плюнуть в сторону монстров нефтепереработки Газпром, Роснефть, Лукойл, Татнефть….ну и иже с ними…..и не просто плюнуть, а снять штаны и показать монстрам обнаженное сидалище)))

Вначале все было достаточно безоблачным…ну Евро-5, так Евро-5…. В реалии после изучения деталей и документации оказалась достаточно грустная ситуация…

Итак, поехали \готовим платочки и салфетки для утирания слез и соплей\:

Почитаем для начала Виктора Давидовича Резникова и его коллегу по ВНИИ НП, Аркадия Мироновича Бакалейника:

Общее содержание остальных соединений серы в топливе ограничивают предельной нормой показателя «массовая доля серы». Ужесточение норм по этому показателю требует углубления очистки от серы и, соответственно, дополнительных затрат на производство топлива, повышает его стоимость, сокращает ресурсы. Поэтому в определенном количестве сера присутствует во всех коммерческих топливах.

Т. е. нас как баранов Евро 5 притянуло на закупку присадок для дизтоплива. Встал ребром вопрос, а как узнать, что эти самые присадки закуплены НПЗ и введены в топливо.

Вопрос: если присадка в топливо введена мы живем и радуемся….вроде ни чего страшного…а если НПЗ не введет присадку сэкономит на нас((.

Все таки данное интервью на научное обоснование…а разгулялись парни выпили лишнего и их понесло….чего не бывает.

Жесткие требования по содержанию серы в дизельном топливе (Евро-4, Евро-5) обусловлены прежде всего тем, что образующиеся при сгорании топлива оксиды серы Блокируют рабочую поверхность каталитических нейтрализаторов отработавших газов. Снижение содержания серы в дизельном топливе с 49 до 6 мг/кг приводит к повышению конверсии NOx почти в 2 раза.

Срок эффективного действия каталитической системы по очистке отработавших газов должен соответствовать сроку службы автомобилей, т. е. обеспечивать пробег 25-300 тыс. км.

Снижение содержания серы в дизельном топливе с 0.9-1.25% до 0.18% приводит к снижению точки росы продуктов сгорания в двигателе с 90-130 ºС до 58 ºС. При высокой точке росы возможно образование серной кислоты, что приводит к коррозии. Но следует заметить, что износ деталей двигателя на топливе с Sобщ=0.9% в 2-4 раза больше, чем при использовании топлива с Sобщ=0.18% и значительно ухудшается термическая стабильность топлив при 150 ºС.

Но не смотря на все перечисленные плюсы, глубокое обессеривание дизельного топлива приводит к резкому снижению его термоокислительной стабильности.

Следовательно, ради того, чтоб не забивался катализатор сгоревшей серой все эти манипуляции.

Кто то на сайте утверждал, что присадки это ерунда и пахнет самодеятельностью…типа эффекта от присадок нет…..очень хочется надеяться что у оратора в авто дизельный мотор….

Http://www. oilchoice. ru/viewtopic. php? t=2867

Заметим, что Газпромнефть, ни на шаг не отстаёт от Роснефти, отпустившей потребителям буквально накануне (26 апреля 2013 г) с Сызранского нефтеперерабатывающего завода 1-ю партию бензина Премиум-95, соответствующего стандарту Евро-5.

Выпуск дизтоплива 5-го класса, которое существенно превосходит по экологическим характеристикам аналоги более низких классов, начато на 2,5 г раньше сроков, предусмотренных Техрегламентом.

С июня 2013 г стандарту Евро-5 будет соответствовать весь дизель, поставляемый Московским НПЗ на российский рынок.

Выпуск дизеля стандарта Евро-5 начат после завершения на МНПЗ реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000 мощностью 2 млн т в год.

В рамках реализации проекта была проведена замена основного технологического оборудования, введена в эксплуатацию новая печь гидроочистки с КПД, равным 90%, что позволяет увеличить межремонтный период до 4-х лет.

Его ввод в эксплуатацию позволил снизить содержание серы в производимом топливе до 10 ppm, что в 35 раз ниже, чем в топливе 3-го класса, разрешенном в настоящее время к обороту в РФ.

С апреля 2012 г МНПЗ выпускает моторные топлива не ниже 4-го класса.

Газпром нефть активно ведет модернизацию Московского НПЗ, значительно повышая качество производимого топлива.

Переход на выпуск нефтепродуктов 5-го класса позволит обеспечить потребителей центральных регионов страны дизтопливом самых высоких стандартов, сократив количество вредных автомобильных выбросов и улучшив экологическую ситуацию в крупных городах.

В 2013 – 2015 гг Газпром нефть инвестирует в модернизацию предприятия более 50 млрд руб, что позволит реализовать масштабные проекты для улучшения качества выпускаемых нефтепродуктов, увеличения глубины переработки нефти, снижения экологической нагрузки на окружающую среду и повышения энергоэффективности НПЗ.

В рамках среднесрочной инвестиционной программы в 2013 г планируется ввод в эксплуатацию установки изомеризации легкой нафты и установки гидроочистки бензинов каталитического крекинга.

Именно в рамках этой инвестиционной программы предусматривалось завершение 2-го этапа реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000.

В результате полной реализации программы Московский НПЗ полностью перейдет на выпуск бензинов, соответствующих 5 классу Технического регламента РФ.

Доля дизельного топлива 5 класса превысит 75 % от всего объема дизтоплива, производимого на МНПЗ.

«»Уже в ближайшее время мы расширим ассортимент выпускаемых заводом топлив высоких экологических классов, начав производства бензина Евро-5, – отметил заместитель гендиректора по переработке и сбыту Газпром нефти А. Чернер.

Газпромнефть–Московский НПЗ – дочернее предприятие компании Газпром нефть.

Установленная мощность завода составляет 12,15 млн т нефти в год.

Предприятие производит автомобильные бензины, дизельное, судовое и авиационное топливо, мазут, высокооктановые добавки к автомобильным бензинам, битумы и газы различного назначения. Завод обеспечивает порядка 40% потребностей Московского региона в нефтепродуктах.

С 2009 года на Московском НПЗ реализуется масштабная программа модернизации, суммарный объем финансирования которой до 2020 г превысит 130 млрд руб.

Реализуемая программа модернизации направлена на улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов, увеличение глубины переработки нефти, повышение производственной и экологической эффективности предприятия.

Http://neftegaz. ru/news/view/110267-Moskovskiy-NPZ-nachal-vypusk-dizelnogo-topliva-standarta-Evro-5

12 Декабря 2016 1234 Экономика, Бизнес, Право Бензин, Евро-5, ЗападныйКазахстан, производство

Алматы. 12 декабря. Центр информации. Первые партии казахстанского бензина класса Евро-5 поступили в продажу в Западно-Казахстанской области (ЗКО), передает пресс-служба АО «Банк развития Казахстана».

«АО «Конденсат» запустило коммерческое производство автомобильного топлива экологического класса Евро-5. Церемония отправки первого бензовоза на автозаправки (АЗС) компании состоялась сегодня в г. Аксай (Западно-Казахстанская область, ЗКО). Введенные в эксплуатацию нефтеперерабатывающие мощности (свыше 200 000 тонн бензина в год) стоимостью свыше 26 млрд тенге позволят покрыть потребности западных регионов Казахстана в качественном высокооктановом бензине, а также экспортировать другие продукты нефтепереработки, в частности, газойль и гудрон», – говорится в сообщении пресс-службы в понедельник.

Сообщается, что до конца года предприятие планирует завершить строительно-монтажные работы в секции вакуумной перегонки, что позволит перерабатывать тяжелые нефтепродукты и повысить выход светлых и осветленных нефтепродуктов до 90%, тем самым улучшая экономику проекта.

Общая стоимость проекта на базе АО «Конденсат», финансируемого дочерней структурой Холдинга «Байтерек» – АО «Банк Развития Казахстана» (БРК), составляет 56,5 млрд тенге. БРК предоставил свыше 70% необходимого финансирования, срок займа – до 11 лет. Проект финансируется банком в рамках Государственной Программы индустриально-инновационного развития РК на 2015-2019 гг. (ГПИИР-2).

«Финансовое участие в расширении и модернизации нефтеперерабатыващих мощностей Казахстана соответствует миссии БРК содействовать в развитии несырьевой экономики. На сегодняшний день Банк финансирует модернизацию двух из трех существующих в стране крупных нефтеперерабатывающих заводов – Атырауского и Павлодарского. Отрасль нуждается в долгосрочных и недорогих кредитных ресурсах, которые банк в настоящее время может предоставить. Новый производственный комплекс на базе АО «Конденсат» станет еще одним вкладом в дело обеспечения в полном объеме потребностей внутреннего рынка в высококачественном моторном топливе казахстанского производства», – подчеркнул заместитель председателя правления БРК Абай Саркулов.

АО «Конденсат» планирует ежемесячно поставлять бензин на собственные 4 АЗС, расположенные в ЗКО, 15 000 тонн – АИ-92, 2 000 тонн – АИ-95. В 2017 году на предприятии планируется произвести 487 301 тонн нефтепродуктов, в том числе бензина марки АИ-92 – 139 517 тонн, АИ-95 – 26 836, дизельного топлива – 23 224 тонн, фракции газойлевой прямогонной – 157 115, вакуумного газойля – 68 443 тонн, гудрона – 16 076 тонн, котельного топлива – 14 591 тонн.

Введенные на базе АО «Конденсат» мощности включают в себя ряд установок гидроочистки, риформинга, изомеризации нафты, аминовой очистки, производства серы, нагрева и охлаждения гликоля. Основное технологическое оборудование с применением новейших технологий компаний «UOP Limited» (Великобритания) и «Axens» (Франция) было спроектировано и изготовлено компанией «Ventech Fabrication Services LLC» (США). В рамках проекта осуществлена установка паровой котельной, азотной станции, электрической подстанции, технической химической лаборатории и резервуарного парка, проведена модернизация нефтебазы и системы газоснабжения предприятия.

Проектная мощность производства высокооктанового бензина класса Евро-5 составит 200 000 тонн в год: АИ-92 – 114 000 тонн, АИ-95 – 86 000 тонн в год. На новом заводе будут производиться другие виды нефтепродуктов: фракция газойлевая прямогонная (сырье для установок гидроочистки дизельного топлива) – до 198 000 тонн, вакуумный газойль (сырье для установок каталитического и гидро-крекинга, производства масел) – до 104 000 тонн, гудрон (сырье для производства битума) – до 75 000 тонн в год.

По данным пресс-службы, АО «Конденсат» было создано в июне 1992 года для строительства и эксплуатации малотоннажного завода по переработке нестабильного газового конденсата мощностью 400 000 тонн в год на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении. Производство было запущено в эксплуатацию в августе 1998 года. В 2008 году предприятие увеличило проектную мощность до 600 000 тонн в год.

Http://ic24.kz/news/mini-npz-v-zapadnom-kazakhstane-nachal-vypusk-benzina-standarta-evro-5-u21848

Две недели назад Министерство нефти и газа Казахстана предложило не лицензировать деятельность малотоннажных нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ).

«По мини-заводам мы вводим в законодательство позицию, что дальше даже не собираемся их лицензировать. Единственное требование – мини-завод должен производить топливо в соответствии со стандартом Евро-2, а в будущем – Евро-4 и Евро-5. Не можешь производить – комитет технического регулирования обязан будет закрыть», – заявил глава профильного министерства Сауат Мынбаев. По его мнению, ни одна малотоннажная установка не производит Евро-2, они лишь делают полупродукты, которые в основном идут на экспорт.

Таким образом, правительство решило продолжать выбранный курс для данного сектора нефтепереработки, что выражается, мягко говоря, в отсутствии гос-поддержки.

Еще в 2009 году компанией ТОО «Мунай сервис ЛТД» в Актюбинской области было начато строительство мини-НПЗ мощностью 150 тыс. тонн нефти в год, который бы создал до 270 новых рабочих мест. Ввести его в эксплуатацию планировалось в 2010 году, и завод даже был презентован первому вице-премьеру Умирзаку Шукееву.

Но уже к лету, обвиняя мелкие НПЗ в том, что они не насыщают рынок, а занимаются лишь экспортом, нефтегазовое ведомство повернуло «на 180 градусов».

«На нашем рынке значительной продукции мини-НПЗ нет, тем более что по сравнению с прошлым годом объемы переработки на мини-НПЗ значительно упали. Если в прошлом году заявлялось порядка 5 тыс. тонн, то по итогам I полугодия произошло практически 10-кратное снижение объемов переработки на мини-НПЗ», – заявил Асет Магауов, вице-министр нефти и газа. По мнению чиновника, это было во многом связано с введением стандарта Евро-2. А, как известно, с 2010 года большинство продукции мини-НПЗ были запрещены к обороту на внутреннем рынке.

Немного истории. Известно, что в Казахстане проектировочными работами занималась лишь казахстанская проектная организация «Монтажинжиниринг», основанная на базе главного управления Министерства монтажных и специальных строительных работ СССР. В свое время были даже выделены целевые средства на научно-техническую программу по строительству малотоннажных установок. И с конца 90-х годов более 10 заводов было спроектировано и введено в эксплуатацию.

Из-за внесистемного подхода, ситуационного реагирования, заключавшегося в ликвидации внутреннего дефицита определенного вида нефтепродуктов, увеличения соответствующих пошлин, по мнению экспертов, и появились эти «серые» схемы с участием мини-НПЗ.

Путем манипулирования со ставками по различным нефтепродуктам предприятия добивались значительного сокращения налогового бремени, используя небольшой уровень передела или вовсе его не используя. Кроме того, казахстанские мини-НПЗ использовались для обхода таможенных пошлин Российской Федерации. Самым знаменитым делом по подобным проектам стало расследование деятельности ТОО «Вернал Ойл Казахстан».

А на сегодняшний день общий объем производства мини-НПЗ в Казахстане составляет около 28 тыс. тонн моторного и 365 тыс. тонн в год дизельного топлива. Это составляет менее 1% и около 8%, соответственно, от всего объема производства.

Более того, из существующих ныне в Казахстане 32 мини-НПЗ, по словам директора ТОО «Ынсап инжиниринг» Алмата Джапарова, по разным причинам работает лишь половина.

Участники рынка сегодня серьезно обеспокоены заявлением министра. Хотя очевидно, что теперь такой этап, как лицензирование, будет устранен, но требования к качеству остались теми же. Не исключено, что все может пойти по российскому пути.

В феврале прошлого года состоялось совещание в Омске по вопросам развития энергетики, где обсуждались вопросы мини-НПЗ. По словам главы компании «Газпром нефть» Александра Дюкова, из 200 российских заводов лишь 80 были зарегистрированы и сертифицированы.

Российские предприниматели сталкиваются с тем, что регистрация имеет очень длительный и трудоемкий характер. Например, известен случай, когда регистрация завода в Пермском крае затянулась на 2 года. Поэтому нередко приходится выбирать между работой без лицензии и полным провалом проекта. Кроме того, районные администрации отказывают в выделении территории для производства, а также в выдаче сопутствующих разрешений на строительство без объяснения причин.

Таким образом, по его мнению, кроме описанных выше «серых» схем, не зарегистрированных производств, прозванных «чеченскими самоварами», опасаться не стоит. Но другие объяснения «неприязни» правительства к заводам найти сложно.

Эксперты едины во мнении (причем, настроены оптимистично), что малые НПЗ, в основном, направлены на решение локальных задач обеспечения топливом, и на уровне республиканского рынка они не могут быть конкурентами крупных НПЗ. И, соответственно, по словам ведущего сотрудника Института экономики МОН РК Олега Егорова, региональные мини-НПЗ, скорее всего, будут приветствоваться.

По мнению начальника управления активов УК ФГ БКС Николая Солабуто, к мини-НПЗ эти требования не относятся, так как они не выпускают топливо, подпадающее под стандарты Евро-2.

Несмотря на то, что с 2010 года были введены требования по Евро-2, количество «малотоннажек» выросло. Еще год назад, по сведениям министерства, их было на пять меньше – 27. Но, как уже говорилось ранее, большая часть из них – в нерабочем состоянии.

Главным преимуществом мини-заводов специалисты называют намного меньший по сравнению с крупнотоннажными заводами срок эксплуатации – в среднем, около 10 лет. Следует, учесть, что при непрерывной эксплуатации этот период значительно сокращается. Но даже в этом случае мини-НПЗ выходит на самоокупаемость.

Кроме того, как говорят сами участники рынка, лучший по сравнению с Россией инвестиционный климат привлекает производителей, а некоторые представители сегодня готовы перенести производство в Казахстан. Но, кроме бензина и дизельного топлива, у мини-НПЗ есть и другие продукты, которые могут обеспечить рентабельность.

Также примечательны проекты по вторичной переработке нефтепродуктов, такие, как производство зимнего дизельного топлива из летнего. Предприятия, имеющие большие объемы отработанных смазочных масел, которые их просто утилизируют, такие как «Казахстан темир жолы», могут перерабатывать их и снова пускать в дело. Но эти технологии находятся в разработке.

«До сих пор на этом рынке много предложений непроверенных и зачастую не работающих решений», – говорит эксперт из «Ынсап инжиниринг» про поставщиков и проектировщиков мини-заводов. В основном это связано с тем, что рентабельных установок для вторичной переработки нефти для мини-НПЗ нет. Это и становится поводом для рекламы «революционных», но неработающих систем.

Если рассмотреть сегодняшние мини-НПЗ в Казахстане в разрезе используемых технологий, то можно отметить, что почти все действующие на сегодняшний день мини-НПЗ страны ограничиваются лишь технологическим процессом атмосферной ректификации с получением трех фракций: прямогонного бензина, дизельного топлива и мазута.

Разработчики сегодня разделены на два лагеря. Одни считают, что нужны инновации, другие – что классические схемы, применяемые на крупных НПЗ, реализуемы и на малых заводах. Но при расчетах последних получалось, что окупаемость проекта будет происходить около 20 лет, что в два раза превышает срок эксплуатации завода.

Г. Когалыме. Это был некоммерческий проект, направленный на реализацию программы социальной ответственности бизнеса. Хотя он был построен с участием крупных проектировочных организаций, его существование доказывает возможность технической реализации вторичной переработки на мини-заводах. Вопрос является вполне разрешимым. Так, за 90-е годы, когда был своеобразный бум малотоннажного строительства, был решен вопрос об атмосферной ректификации.

По мнению Джапарова, если вопрос с разработкой малотоннажных вторичных установок будет решен, то мини-НПЗ ввиду своих малых мощностей смогут быстрее переориентироваться на выпуск продукции стандарта Евро-3 и Евро-4, чем крупнотоннажные заводы, которые требуют больших средств и времени.

Но в апреле 2008 года сотрудниками финансовой полиции в городе Актобе от состава поезда был отцеплен 21 вагон-цистерна с сырой нефтью. Вагоны были отправлены со ст. Кандыагаш и направлялись на ст. Лиепая Пассажиеру (Латвия). По таможенным документам, в принадлежавших ТОО «КНПЗ-Трейд» был дистиллят, который был получен на мини-НПЗ компании ТОО «Вернал Ойл Казахстан».

На самом деле ввозимая нефть не перерабатывалась, вагоны-цистерны только перепломбировались пломбами Республики Казахстан, сырье оформлялось как композит и отправлялось в дальнее зарубежье (Иран, Латвия), далее – назначением в третьи страны. Ущерб, нанесенный государству, был оценен в 5,5 млрд тенге.

Http://www. kursiv. kz/news/tendencii-weekly/medvezhya-usluga-dlya-mini-npz/

На Сызранском нефтеперерабатывающем заводе проводится масштабная программа модернизации. Предприятие уже сейчас досрочно перешло (по техническому регламенту это станет обязательным с 1 января 2016 года) на выпуск автомобильного топлива экологического стандарта Евро-5. Это позволит увеличить глубину переработки нефти и повысить промышленную и экологическую безопасность.

Не буду вдаваться в тонкости химико-физических процессов и попытаюсь простым и понятным языком рассказать о том, что происходит на нефтеперебатывающем заводе. Несмотря на огромные площади, резервуары, реакторы, печи и трубопроводы — в целом в процессе переработки нефти нет ничего сложного. Самое главное тут – безопасность. Например, на территории завода можно находиться только в спецодежде и обязательно иметь на плече персональный противогаз (плюс обязательный инструктаж).

3. Несколько раз в день с каждой установки забирают пробы в лабораторию. При производстве топлива проводится самый жесткий контроль качества как компонентов, так и товарной продукции.

4. Переходим непосредственно на производство. Нефть поступает на завод по нефтепроводу и проходит предварительную подготовку — очистку от механических примесей и обезвоживание на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). После этого нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку, где разделяется на фракции: бензиновую, керосиновую, дизельную и остаток перегонки — мазут. Проще говоря — нефть нагревают, и при различных температурах кипения происходит ее разделение на фракции.

5. Самые легкие фракции собираются вверху, самые тяжелые внизу. Вся суть первичной переработки нефти сводится к тому, чтобы наиболее полно разделить нефть на отдельные узкие фракции, которые являются сырьем для остальных процессов переработки.

6. Бензиновая фракция, выделенная из нефти на установке ЭЛОУ-АВТ-6, направляется на установки каталитического риформинга. Их на заводе несколько. Это процесс каталитической ароматизации нефтепродуктов (процесс образования ароматических углеводородов в результате реакций ароматизации). Основной продукт риформинга — стабильный катализат с октановым числом не менее 95 пунктов по исследовательскому методу, используемый как основной компонент для производства товарных высокооктановых бензинов.

7. Процесс нефтепереработки замкнут и непрерывен, часть продукции с одной установки поступает на другую, с целью повышения качества и улучшения свойств продукции. Территория завода – это сложнейшая система трубопроводов, по которым подается нефть, вода (используется для охлаждения) и продукты нефтепереработки.

8. На фото – установка каталитической изомеризации, предназначенная для производства высокооктанового изомеризата из прямогонной бензиновой фракции.

9. Изомеризат не содержит ароматики, бензола и олефинов, что позволяет производить бензин с высокими экологическими характеристиками.

10. Это комплекс установки по производству водорода. Он нужен для выпуска топлива Евро-5.

11. Это — блок выделения бензолсодержащей фракции (БСФ). Он предназначен для снижения содержания бензола в товарных бензинах с целью доведения их до уровня, определенного техническим регламентом.

12. Объединение в единый комплекс блока выделения БСФ и изомеризации — уникальное решение для отечественной нефтепереработки. Выделенная на риформинге фракция используется в качестве сырья для изомеризации, что увеличивает общий выход автомобильных бензинов.

14. Кроме дистанционного контроля операторы должны регулярно проводить визуальный осмотр всего оборудования на работающей установке.

15. На многих технологических установках НПЗ в качестве побочного продукта получается сероводосодержащий газ, который направляется на установку по производству серной кислоты методом мокрого катализа. В результате получается ценнейший продукт химической промышленности — концентрированная техническая серная кислота. Она применяется в нефтехимии, деревообработке, металлургии, сельском хозяйстве.

16. Резервуары также являются частью производственного цикла. Готовая продукция, к слову, в них не задерживается, а достаточно оперативно отгружается потребителям.

17. Примечательно, что на СНПЗ ведется модернизация без остановки производства. В разной степени готовности — ряд новых установок.

18. Одна из них — установка каталитического крекинга FCC (флюид каталитический крекинг). Тут будет использоваться мелкий порошковый катализатор, взвешенный в нефтяных парах или газе, действующий как жидкость. Крекинг происходит в подводящей трубе (райзер), по которой смесь катализатора и паров углеводородов проходят через реактор.

20. Также на заводе строится установка по производству элементарной серы (в дополнение к установке по производству серной кислоты).

21. Строительство новой единой операторной. Все вновь возводимые операторные на территории НПЗ бункерного типа, то есть полностью изолированы от окружающего мира, не имеют окон, а вход осуществляется через гермозатворы.

22. На заводе скоро появится современная установка гидроочистки дизельного топлива.

23. Для доставки двух реакторов, каждый весом около 550 тонн и длиной 30 метров был построен причал и дорога к нему.

24. Что в итоге? Завод непрерывно совершенствуется: растет глубина переработки нефти, снижается уровень выбросов. Они и сейчас, кстати, не превышают нормативы.

25. Но на природу меньше воздействует не только сам завод. То самое топливо по стандарту «Евро-5», которое производит завод, при использовании на транспорте обеспечивает гораздо более «чистый» выхлоп от двигателей.

26. Топливо класса Евро 5 позволяет говорить об очищении воздуха городских пространств от выхлопов. Другой вопрос — готов ли автотранспорт наших городов к высокоочищенному топливу, или в ряде случаев Бензин Евро 5 словно микроскоп для тех гвоздей, что пытаются им забить. Впрочем, это вопрос уже не к нефтянникам.

Ну и для самих двигателей автомобилей это тоже благо — бензин и дизтопливо самого высокого качества. Так что выигрывают от такой модернизации и автомобилисты и пешеходы, дышащие не загрязненным выхлопными газами воздухом.

Http://victorborisov. livejournal. com/266912.html

Поделиться ссылкой: