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:
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.
Http://fb. ru/article/334655/iz-chego-delayut-benzin-tehnologiya-proizvodstva-benzina-neftepererabatyivayuschiy-zavod
– Изготовлены так, что один оператор может перезапустить завод с холодного состояния, и уже менее чем через 1 час завод будет работать в полную мощность.
– Полностью автоматизированы, как только оператор устанавливает все точки управления, все температуры производящейся продукции, потоки ее движения контролируются автоматически. Если происходит утечка какого-либо рода переходит в режим безопасной работы или отключается. Сигнал “Первое отключение” сообщает причину остановки с выдачей звукового и светового сигнала.
– Имеют только плоскую область посадки, или бетонную плиту, без закрепляющих болтов для установки завода.
– Специальный реагент для обработки сырья с высоким содержанием серы.
– Гидраторы для керосина, топлива реактивных самолетов и дизельного топлива для удаления серы из продуктов.
– Реформеры для производства бензина с высоким содержанием октана.
– Стабилизаторы бензина для уменьшения давления пара моторных топлпв.
– Вакуумные асфальтные установки для создания американского асфальта спецификации АС-10.
– Сероперерабатывающпе заводы для удаления серы из паров, выбрасываемых в воздух, включая ампновый завод, серный завод и завод для заключительной переработки газа.
– Переносные лаборатории и сооружения для управления необходимым оборудованием.
Три комплекта документации, содержащих чертежи оборудования, технические данные, список запасных частей и руководство по эксплуатации оборудования. – Четыре комплекта чертежей циркуляции потока, электрические схемв1, спецификация оборудования для обслуживания завода.
– Три комплекта инструкций по эксплуатации завода, содержащие рекомендации по его запуску н работе.
– Минн лабораторию, и инструмент для сборки и технического обслуживания.
– Двухгодичный комплект рекомендуемых запасных частей изготовителя.
Все выходящие наружу трубопроводные соединения выполнены приблизительно на 320см выше бетонной основы в одном из узлов перерабатывающей платформы. Ввод электропитания выполнен на перерабатывающей платформе со стороны нагревателя.
Сырая нефть подогревается на теплообменниках от следующих потоков:
Затем сырье подается на грубый нагреватель, где нагревается и частично выпаривается.
Сырой (грубый) нагреватель – нагреватель открытого сгорання, разработанный таким образом, чтобы выжечь газ, природный газ пли жидкое топливо. Постоянная температура нагревателя поддерживается автоматически. Частнчно выпаренная сырая нефть от сырого (грубого) нагревателя подается в зону вспышки в ректификационную колонну, где пар отделяется от жидкости. Пар поступает вверх башни, где охлаждается и частично сжимается (конденсируется) обратным потоком, а затем образует продукт побочного потока. Жидкость соединяется с верхней жидкостью из первого поддона под зоной вспышки и попадает в секцию уменьшенного сырья в основании ректификационной колонны.
1. Насос для подачи сырвя для производства – центробежнвш с изменяемым числом оборотов. Нормалвная работа управляется путем контроля числа оборотов насоса при помошн датчика потока, местным клапаном контроля и чтением диаграммы о норме потока.
2. Автоматический температурный датчик управляет температурой нагревателя.
3. Поток дизельного побочного продукта управляется автоматическим температурным датчиком.
4. Автоматический температурный датчик управляет температурой в верхней зоне колонны и частотой обратных потоков.
5. Автоматический температурный датчик управляет температурой повторного кипячения дизеля.
6. При минусовой температуре воздуха, температура воздушного охладителя управляется вручную открытием и закрытием заслонок вентиляции и циркуляции воздуха и регулировкой обдува с помошью датчика потока.
Http://www. azsneftebazstroy. ru/npz-k. htm
Проектирование мини-НПЗ (включая проекты строительства мини-НПЗ, реконструкции мини-НПЗ и модернизации мини-НПЗ) — является одним из главных направлений деятельности нашего проектного института нефтегазовой промышленности.
Проектом на мини-НПЗ называют проекты строительства, реконструкции и модернизации малотоннажных заводов (мини-НПЗ) по переработки сырой нефти или вторичной переработке нефтепродуктов (мазута, битума, газойля) с небольшой производительностью до 500 000 тонн/год.
Проектирование мини нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ) выполняется институтом ООО «ПриволжскНИПИнефть» с учетом пожеланий заказчика и условий размещения объекта.
Проект мини-НПЗ состоит из проектной документации (стадия П) — которая проходит государственную или негосударственную экспертизу проектной документации, а также рабочей документации (стадия РД) и специальных разделов:
— ИТМ гражданской обороны, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций,
— охрана окружающей среды (ООС), оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проектируемых и действующих объектов;
— выполнение расчетов и разработка норм предельнодопустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду, размещение отходов;
Проектный институт нефтегазовой промышленности ООО «ПриводскНИПИнефть» также осуществляет:
— автоматизация оборудования малотоннажных нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ);
Проект малотоннажного мини-НПЗ или мини нефтеперерабатывающего комплекса включает в себя:
УПН — установка по переработке нефти (стандартный набор оборудования УПН: реактор, печь нагрева сырья, рекуперативный теплообменник, ректификационная колонна, газожидкостный сепаратор, теплообменник, воздушный холодильник-конденсатор, насос рабочий (сырьевой, откачки продуктов), насос резервный, емкость сырьевая, емкость для кубового остатка, емкость рефлюксная, ресивер газов крекинга, циркуляционный компрессор),
И другие инфраструктурные объекты: сливная эстакада для приема сырой нефти по железнодорожному транспорту, резервуарный парк хранения сырой нефти, резервуарный парк хранения готовой продукции (резервуарный парк бензина, резервуарный парк дизельного топлива, резервуарный парк мазута и битума и других побочных продуктов), автомобильная наливная эстакада и железнодорожная наливная эстакада для налива переработанной на мини-НПЗ нефти.
Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» для своих заказчиков предлагает различные перерабатывающие установки, позволяющие выпускать топливо согласно ГОСТ или регламента ЕВРО-3,4,5.
Для соблюдения действующего в России регламента на топливо (оно должно быть качеством не менее ЕВРО-4) наш институт при проектировании мини НПЗ применяет установки по переработке нефти (УПН) с использованием вторичной переработки.
Представляем типовой ряд мини НПЗ по их производительности тыс. тонн в год:
Получение товарного моторного топлива, соответствующего требованиям любых стандартов
Мини-НПЗ по производству моторного топлива (нефтепродуктов) представляют собой полностью укомплектованные модульные установки(заводы), пригодные для немедленного монтажа на рабочей площадке и предназначенные для того, чтобы быть полностью готовыми к эксплуатации в течение трёх недель после прибытия оборудования на подготовленную строительную площадку.
НАФТА (ПРЯМОГОННЫЙ БЕНЗИН С МИНИ НПЗ) – Типичная температура конца кипения нафты – от 110°C до 185°C. Эта углеводородная фракция разделяется УМТ на две составляющие – нафту и нефрас. Нафта в дальнейшем используется в качестве базового компонента при производстве высокооктановых бензинов.
ДИЗЕЛЬНАЯ ФРАКЦИЯ (ДИСТИЛЛЯТ С МИНИ НПЗ) – Типичный температурный диапазон кипения этого продукта находится в пределах приблизительно от 185°C до 340°C. Продукт подвергается дополнительной ректификации для разделения керосина (лигроина) и дизельного топлива. В зависимости от желания заказчика может вырабатываться арктическое, зимнее или летнее дизельное топливо.
ОСТАТОЧНАЯ ФРАКЦИЯ (ПРЯМОГОННЫЙ МАЗУТ С МИНИ НПЗ) – это фракция после первичной разгонки, которая тяжелее дистиллята, с температурой начала кипения приблизительно 320°C. Этот продукт обычно используют при производстве различных марок флотских топлив и мазутов.
При переработке обычной сырой нефти на мини НПЗ с удельной плотностью до 0,865 установка будет работать при номинальной мощности, и на ней будет производиться приблизительно 20% объемн. нафты и лёгкого бензина (нефрас), 30% объемн. среднего дистиллята (керосин и дизельная фракция) и 50% остаточной фракции (прямогонный мазут). Фактическая производственная мощность мини НПЗ, выходы продуктов в процентах и их температуры кипения меняются в зависимости от специфических характеристик используемой сырой нефти поставляему на мини НПЗ. После получения данных о составе сырой нефти необходимо предоставить выходы продуктов, которые могут быть произведены на мини НПЗ и осуществить модификацию мини НПЗ для удовлетворения особых потребностей и требований к проектированию.
Проектный институт «ПриволжскНИПИнефть» готов обеспечить проектирование любого дополнительного оборудования для дальнейшей переработки потоков продуктов, например, установки гидроочистки средних дистиллятов, каталитического риформинга, вакуумной перегонки и стабилизации нафты.
Поставка запасных частей, рассчитанных на два (2) года работы установки
Технадзор при пуске и техническое обучение персонала – 1 человек на 30 дней
Мини НПЗ проектируются по индивидуальному заказу для удовлетворения специфических требований конкретного заказчика. Выход моторного топлива меняется в соответствии с конкретными характеристиками перерабатываемой сырой нефти. Обычно установки могут эксплуатироваться с минимальной производительностью, составляющей 70% от максимальной производительности.
Мини НПЗ поставляется из технологических модулей в полностью собранном виде со всем необходимым оборудованием, трубной обвязкой, электрооборудованием и оборудованием КИПиА, в том числе:
Отдельно от модулей поставляется сырьевая печь для монтажа рядом с модулем мини НПЗ.
По желанию заказчика главная панель управления и электрическая панель управления располагаются в отдельном здании – операторной мини НПЗ. Панели поставляются с готовой внутренней проводкой, причем провода и кабели выполняются так, чтобы обеспечить их легкое соединение на месте.
Отдельно для монтажа мини НПЗ на месте поставляются следующие элементы:
Лестницы, платформы и изоляция атмосферной колонны и отпарных колонн мини НПЗ
Все технологические схемы с трубопроводами и КИП, однолинейные схемы электрических соединений, типовые схемы нагрузок на фундаменты и инструкции по монтажу, необходимые для осуществления полной сборки (монтажа) мини НПЗ.
Печь для нагрева сырья, подаваемого в колонну атмосферной перегонки нефти мини НПЗ
СПЕЦИАЛЬНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ИСПОЛНЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ МИНИ НПЗ
Исполнение для работы с использованием водяного пара – Это исполнение предназначено для случаев, когда владелец предпочитает использовать водяной пар для эксплуатации установки. Может использоваться проект по специальному заказу для предоставления технологической системы, в которой требуется водяной пар для отпарки или для нагревания.
Исполнение для работы в холодном климате – Такое исполнение предназначается для установок, работающих в суровых зимних условиях. Специально разработанные установки могут эксплуатироваться в районах с температурой ниже -39°C. Для таких установок применяются специальные металлы, электрооборудование в арктическом исполнении, рециркуляционные аппараты воздушного охлаждения, обогрев электрическими теплоспутниками и системы промывки. Технологические модули выполняются закрытыми, с тепловой изоляцией, обеспечивается обогревом и вентиляцией. Выполненные съемными для работы в летнее время, стенки модуля при транспортировке на площадку обеспечивают дополнительную защиту установки.
Исполнение с дополнительным охлаждением продукта – Для охлаждения продукта перед его подачей на хранение используется аппарат водяного охлаждения. Если требуется дополнительное охлаждение в летнее время и в районах с жарким климатом, в схему после концевых холодильников с водяным охлаждением могут быть добавлены аппараты воздушного охлаждения, которые эксплуатируются в периоды максимально высоких температур.
Исполнение для использования дистиллята в качестве топлива в печи – Применяется там, где топливного газа нет в наличии. Сырьевая печь может быть модифицирована для обеспечения возможности сжигания в ней в качестве топлива мазута с УМТ.
Исполнение с применением конструкционных материалов, рассчитанных на сырье с высоким содержанием серы – Стандартная установка рассчитана на переработку сырой нефти с содержанием сернистых соединений от 1,5% масс. и выше. Если перерабатываемое сырье имеет более высокое содержание серы, печь, трубопроводы, колонна и некоторое другое оборудование изготавливается из легированных сталей.
Исполнение для сырой нефти с высоким содержанием солей – В том случае, если в сырой нефти содержится большое количество солей, в проекте технологической установки могут быть использованы аппарат электростатического обессоливания нефти и специальное материальное исполнение оборудования
Мини НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) предназначен для производства высококачественного товарного топлива. Установка сооружается с обеспечением соответствия требованиям норм и правил ГОСТ и СНиП РФ. Мини НПЗ оснащается необходимым оборудованием КИПиА так, чтобы во время эксплуатации требовался минимальный контроль со стороны операторов. При проектирвоание модульное оборудование установлено на НПЗ таким образом, чтобы обеспечить легкий и удобный доступ к узлам и компонентам установки во время проведения тех. обслуживания. Мини НПЗ запроектирован с учетом обеспечения максимальной энергетической эффективности. Все вырабатываемые на установке продукты охлаждаются до температуры, требуемой при хранении.
Все насосы и теплообменники типа «труба в трубе» устанавливаются на модульной конструкции.
Колонна атмосферной перегонки сырой нефти и колонна д/фракции поставляются смонтированными на модулях в соответствующем для их перевозки положении. На рабочей площадке заказчика будет необходимо развернуть колонну атмосферной перегонки сырой нефти и колонну дизельной фракции в их вертикальное положение.
Конструкционные материалы, используемые для изготовления установки, рассчитаны на переработку малосернистой нефти и изготавливаются в основном из углеродистой стали. Исключение составляют регулирующие клапаны, имеющие покрытие из легированной стали и трубы печи, изготавливаемые из сплава с 5% содержанием хрома. При изготовлении установок для переработки сырья с высоком содержанием серы, используются еще более высококачественные конструкционные материалы.
Оборудование может поставляться в зимнем или арктическом исполнении для регионов с холодным климатом и в тропическом исполнении для стран с жарким климатом.
Проектирует, изготавливает и монтирует на модульном основании всю трубную обвязку между теплообменниками и насосами.
Все трубы, фитинги и клапаны выполняются из углеродистой стали или, при необходимости, легированных сплавов.
Все трубопроводы на модульной установке проходят гидравлические испытания до отгрузки установки.
Для управления работой электродвигателей насосов и аппаратов охлаждения в составе технологического модуля поставляется щит электрических пускателей.
Система освещения установлена на технологическом модуле, колонне атмосферной перегонки нефти и на модуле ёмкости / аппарата охлаждения.
В комплекте оборудования поставляет все оборудование КИПиА, указанное на схемах трубопроводов с приборами.
Оборудование КИПиА поставляется пневматического или электрического типа по выбору заказчика.
В комплекте предоставляется также панель управления горелками сырьевой печи для обеспечения безопасной и эффективной эксплуатации печи.
Все трубы и оборудование модуля покрываются грунтовкой и снабжаются слоем теплоизоляции в соответствии со схемами трубопроводов с обвязкой КИПиА.
Все трубы и оборудование в пределах модуля, не требующие установки теплоизоляционного слоя, покрываются грунтом и красятся.
Мини завод по производству нефтепродуктов спроектирован таким образом, что обеспечивается возможность быстрого и простого монтажа. Мини НПЗ по производству моторного топлива обычно может быть полностью смонтирована и введена в эксплуатацию с производством соответствующего Техническим условиям моторного топлива в течение трёх недель после прибытия оборудования на подготовленную строительную площадку. Три модуля, в состав которых входит технологическое оборудование, колонна атмосферной перегонки сырой нефти и колонна дизельной фракции, спроектированы таким образом, чтобы они располагались рядом друг с другом и соединялись болтами. Все соединительные трубопроводы между модулями заводского изготовления и снабжены фланцами для удобства монтажа.
Два (2) комплекта информации поставщиков комплектующих изделий, включая оригинальные чертежи, технические данные, перечни запасных частей и руководства по эксплуатации оборудования.
Два (2) комплекта документации (руководств) по эксплуатации установки. В этих руководствах подробно изложен порядок операций, осуществляемых при пуске и эксплуатации установки.
Два (2) комплекта чертежей технологической схемы установки, чертежей трубопроводов с обвязкой КИПиА, однолинейных схем электрических соединений, компоновочных чертежей, а также всех строительных чертежей, компоновки трубопроводов, механических, КИПиА, и электрических чертежей, необходимых при проведении технического обслуживания и эксплуатации установки.
Земельный участок, здания и фундаменты установки, включая подготовку строительной площадки;
Системы обеспечения энергоносителями, необходимые для эксплуатации мини НПЗ
Резервуары, ёмкости, бойлеры и другое оборудование, не включенное в описание стандартного НПЗ
Все трубные и кабельные перемычки между стандартной установкой и вышеупомянутым оборудованием
Очистные сооружения мини НПЗ, которыми необходимо дополнить мини НПЗ с целью удовлетворения требований федерального, республиканского или местного законодательства, а также иных норм или административных разрешений по защите окружающей среды
Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей — этот процесс называется первичной сепарацией нефти[1].
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.
Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти
Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.
Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:
Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.
Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.
Каталитический риформинг — каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[2]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.
Каталитический крекинг — процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.
Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).
Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.
Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.
Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.
Http://neftegazproekt. com/proektirovanie-mini-npz/
Проект реализован в рамках соглашения с АО «Корпорация развития Дальнего Востока», объем инвестиционных вложений составил 550 тысяч рублей.
Московский экспортный центр запускает пилотный проект по продвижению продукции столичных производителей на мировых электронных торговых площадках. Об этом объявил руководитель Департамента науки, промышленной политики и предпринимательства г. Москвы Алексей Фурсин на конференции «Москва – территория экспорта», прошедшей 16 апреля в Цифровом деловом пространстве.
Эта армия роботов разбирает более 200 000 посылок в день. Ошибки при сортировке исключены на 100%. Роботы сканируют код на посылке и определяют ее место назначения. Подзаряжаются роботы самостоятельно, так как сортировка идет 24 часа в сутки.
13 апреля на базе Технопарка АО «НПО «ЦНИИТМАШ» (входит в машиностроительный дивизион Росатома – Атомэнергомаш) пройдет совместное заседание межведомственного координационного совета коллегии ВПК РФ по развитию производства медицинских изделий в организациях оборонно-промышленного комплекса и Экспертного совета при Комитете Госдумы по экономической политике
Группа GEFCO, мировой поставщик услуг по обслуживанию цепей поставок для промышленных предприятий и европейский лидер в сфере автомобильной логистики, празднует 15 лет деятельности в России. За это время компания стала одним из ведущих игроков рынка автомобильной логистики, получила лицензию таможенного брокера, расширила спектр услуг с перевозки готовых автомобилей и компонентов до организации ко.
В столице Вьетнама Ханое начала свою работу 28-я ежегодная международная отраслевая выставка Vietnam Expo 2018, в которой Россия участвует на правах почетного гостя.
Http://promvest. info/ru/industrialnyiy-mir/mini-npz/
С вступлением России в ВТО 22 августа 2012 года, у нашей страны появились определенные обязанности, в том числе обязательная направленность на улучшение экологии окружающей среды и качества товарной продукции по мировым стандартам. В связи с этим, как одной из мер, к году, наша страна должна перейти на экологическое чистое и высококачественное топливо стандарта Евро 5, которое позволит снизить количество выхлопных газов в воздухе и окружающей среде в целом. Но этот переход затруднен нынешним положением российских нефтеперерабатывающих заводов, которые не в состоянии выпускать топливо надлежащего качества. Для этого необходимы кардинальные изменения в технологиях производства с колоссальными финансовыми затратами, которые сравнимы с построением нового нефтеперерабатывающего завода. Встает определенный вопрос: "Как решить данную проблему с наименьшими издержками?".
Для решения этой проблемы, были исследованы инновационные разработки в нефтеперерабатывающей сфере, не только России, но и стран запада, которые позволят обеспечить выпуск топлива Евро 5. Так как данные инновации для экономики России – новшество, в рамках исследования был проведен тщательный анализ данного предприятия: выявлены преимущества и недостатки перед крупным НПЗ, произведен полный экономический расчет производственного процесса, рассчитана и проанализирована эффективность такого предприятия.
Как известно, на территории России действуют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода. В настоящее время только три из них перешли на производство топлива Евро 5 и достигли глубину переработки нефти 90%. В 2012 году, на совещании, которое проводил премьер-министр Владимир Путин в Киришах, были озвучены следующие мировые показатели глубины переработки: в США она составляет 95,5%, в Западной Европе — 85—90%, в Китае — 85%, в то время как в России не превышает 72%. Действительно, ситуация в нашей стране в нефтяной переработке очень "печальная". Так, по данным за прошлый год, Россия заняла 1 место в мире по добыче нефти (добыли свыше 500 миллионов тонн) и второе место по ее экспорту. Согласитесь, так не должно быть!
Что касается Красноярского края, то можно сказать о том, что только один из тридцати двух нефтеперерабатывающих заводов расположен в нашем регионе. Это Ачинский нефтеперерабатывающий завод. Его мощность составляет 7,5 млн. тонн нефти в год. Также, в Красноярском крае запланировано строительство нового нефтеперерабатывающего завода с мощностью переработки 3 млн. тонны нефти в год и суммарными инвестициями в 35 млрд. рублей, при этом его чистая прибыль составит около 5 млрд. в год, срок окупаемости – 5 лет, под строительство нужен участок площадью 1 м2.
К счастью, научно-технический прогресс не стоит на месте. Новейшие разработки мини нефтеперерабатывающих заводов позволяют достигнуть глубины переработки нефти 90% и выпускать топливо стандарта Евро 5 [1], по качеству не уступая крупным нефтеперерабатывающим заводам, но по наименьшим капитальным вложениям в развитие производства.
Так, строительство мини нефтеперерабатывающего завода с глубиной переработки 90% и мощностью 1 млн. тонн нефти в год, обойдется в 8,5 млрд. рублей, при этом срок окупаемости составит 2,8 лет, участок должен иметь площадь м2, а чистая прибыль составит 3,1 млн. рублей в год.
Также, немаловажная проблема – это цены на горючее, которые растут в России с завидной стабильностью. Казалось бы, рост мировых цен на нефть должен, несомненно, привести к падению их на российском внутреннем рынке за счет той прибыли, которую наша страна получает от экспортных поставок. Однако ничего подобного не наблюдается, и причиной тому является отсутствие конкурентной среды. Ведь в России несколько крупных компаний держат в своих руках практически все нефтеперерабатывающие предприятия и, соответственно, диктуют ценовую политику. Наряду с проблемой модернизации устаревших нефтеперерабатывающих заводов, выделяется еще одна проблема – неконкурентоспособный рынок нефтегазовой промышленности.
Для сравнения, в США доля мини нефтеперерабатывающих заводов составляет 60%, а в России лишь 4,3%, поэтому для создания "здоровой" конкуренции внутреннего рынка нефтепродуктов необходимо строительство новых предприятий, способных осуществлять производство бензина, дизельного топлива и другой продукции по заявленным стандартам. При этом такие предприятия должны охватывать всю территорию нашей страны.
Говоря о преимуществах мини нефтеперерабатывающего завода, можно выделить такие как: компактность и простота технологии изготовления, меньшие удельные капитальные вложения на тонну перерабатываемого сырья, короткие сроки строительно-монтажных работ, простота управления и обследования при максимальной автономности работы установки в виде замкнутого технологического процесса и возможность гибкой коррекции технологических параметров, максимальная экологическая безопасность, которая обеспечивает незначительно экологическую нагрузку на регион, значительно меньшая пожарная безопасность и рациональное использование сырья при более простой транспортной развязке, суперкислотность гетерогенного катализатора, обеспечивающая степень селективности целевого продукта, меньший срок окупаемости, ниже отпускная цена за тонну топлива, чем у крупных нефтеперерабатывающих заводах, малая площадь, занимаемая заводом и другое.
Кроме того, такие малотоннажные установки являются доступными для широкого круга бизнес-проектов благодаря своей выгодной цене. Также, для России продажа вторичных нефтяных продуктов более экономически выгодна, чем экспорт сырой нефти за рубеж.
Сегодня, по мнению экспертов, в России сложились именно такие условия, которые позволяют малым перерабатывающим предприятиям достигать значительных показателей рентабельности.
Таким образом, строя в нашей стране мини нефтеперерабатывающие заводы, можно решить такие проблемы как: наименее затратный переход на топливо стандарта Евро 5, улучшить состояние окружающей среды, развить вторичный рынок переработки нефти, и как следствие экспортировать не чистую нефть, а ее продукцию, по более высоким ценам, также, на мой взгляд, можно решить не маловажную проблему нефтеперерабатывающей промышленности, а именно монополизацию бензинового рынка России.
1. "Разработка высокорентабельных схем для проектирования малых НПЗ с глубиной переработки нефти более 90%". Статья в журнале "Территория Нефтегаз" № 2, 2010г.
Http://pandia. ru/text/78/620/11953.php
Нефтеперерабатывающий завод – это, прежде всего, объект с хорошо продуманной инфраструктурой, сложный комплекс сооружений, оснащенный различными инженерными системами, в том числе – системами пожарной и промышленной безопасности. Поэтому проектирование нефтеперерабатывающих заводов должно сопровождаться тщательной конструкторской проработкой и выполняться исключительно профессионалами, имеющими серьезный опыт реализации таких проектов.
В целом проектирование нефтеперерабатывающих заводов осуществляется следующим образом.
После обращения заказчика к специалистам, выполняющим проектирование нефтеперерабатывающих заводов “от и до”, создается рабочий проект НПЗ. Этот проект включает в себя несколько стадий.
В первую очередь формируются основные цели создания предприятия по переработке нефти и проводится инвестиционный анализ.
Следующий этап проектирования нефтеперерабатывающих заводов – выбор участка под строительство НПЗ и получение разрешений на это строительство.
Затем следует непосредственно проектирование нефтеперерабатывающего завода.
Далее комплектуется необходимое оборудование и выполняются строительно-монтажные работы, после которых наступает черед пусконаладочных работ.
Проектирование нефтеперерабатывающих заводов выполняется с обязательным учетом глубины переработки нефти.
От этого параметра зависит выбор технологий, применяемых для получения желаемых нефтепродуктов.
А рациональный выбор технологий и подходящего оборудования наилучшим образом оптимизирует производственный процесс и значительно его удешевляет.
При выборе участка под строительство НПЗ берутся во внимание требования нормативной документации, где указываются определенные ограничения. В частности, сотрудник компании, осуществляющей проектирование нефтеперерабатывающих заводов, должен быть осведомлен о том, что расстояние предприятия по переработке нефти до жилых кварталов должно составлять не меньше 1 км; от установки категории Ан до территории смежного предприятия от, не входящего в состав завода – не меньше 200 м и также не менее 200 м – до берегов водоемов.
Как правило, специалист, ведущий проектирование нефтеперерабатывающих заводов, сначала создает эскизный вариант проекта, где размещаются необходимые объекты с учетом всех противопожарных разрывов.
И только после этого начинает оформление участка выбранного размера и конфигурации.
Помимо прочего проектирование нефтеперерабатывающих заводов включает в себя разработку документации, которая предоставляется заказчику как в бумажном, так и в электронном виде. Отдельные документы – к примеру, задание на проектирование нефтеперерабатывающего завода составляется совместно с заказчиком. Однако большая часть документов: от пояснительной записки до графически оформленного проекта организации строительства разрабатывается сотрудником проектного отдела.
Если вас интересует качественное исполнение любой услуги, будь то проектирование нефтеперерабатывающих заводов или изготовление оборудования для НПЗ, мы будем рады видеть вас в офисе нашей компании.
Ответственный поход к делу, внимательное отношение к пожеланиям заказчика вкупе с многолетним и успешным опытом проектирования нефтеперерабатывающих заводов – гарантия эффективного результата для наших новых и постоянных клиентов.
– акт выбора участка для строительства мини-НПЗ (уже имеющийся и согласованный);
– ситуационный план земельногоучастка радиусом 1,2км (уже имеющегося и согласованного);
– инженерно-геодезический отчет с топографическим планом участка М 1:500;
– технические условия на подключение к сетям инженерно-технического обеспечения (предоставляется организациями, осуществляющими эксплуатацию сетей);Возможно предоставление уже в процессе проектирования
– отчет инженерно-геологических изысканий площадки под строительство;
– задание на проектирование – приложение к договору на проектирование.
– письмо от Гидрометеорологии со справкой от них о фоновых концентрациях вредных веществ и других характеристиках в районе строительства
Более подробный список документов потребующихся в процессе проектирования определяется на момент заключения договора на проектирование.
С 2009 года вышел новый законодательный акт разделяющий стадии проектирования на проектную и рабочую документацию и определяющий состав проектной документации подвергающийся Государственной экспертизе.
Предприятие разрабатывает стадию П и стадию Р. Ниже приведен перечень проектной документации полностью обеспечивающий полноценную сдачу проекта на экспертизу.
– Внутриплощадочные сети электроснабжения (в. ч молниезащита и заземление)
Объём полноценного проекта – это более 1000 чертежей и более 15 томов описательной части.
ГОСЭКСПЕРТИЗА принимает проект на рассмотрение и выдает свое заключение согласно
Нормативному сроку через 3 месяца. В течении одного месяца устраняются ошибки допущенные
При проектировании и обосновываются неправомерность замечаний экспертизы.
После этого экспертиза выдаёт своё положительное заключение, на основании которого
Сегодня мы выполняем проектирование и изготовление нефтеперерабатывающего
Оборудования, позволяющее увеличивать глубину переработки нефти до 95%.
Http://a2-promsnab. ru/oborudovanie/82-ooo-a2-promsnab/111-mini-neftepererabatyvayushchie-zavody
«Российская газета» в рамках спецвыпуска «Нефть и газ» №6769 опубликовала статью «Самовар выкипел. Малый бизнес способен решать широкий круг задач в нефтепереработке», посвященную деятельности МСБ в нефтегазовой отрасли.
Как пишет издание, малый бизнес может стать полноценным участником отрасли нефтепереработки и решать важнейшую задачу обеспечения топливом локальных рынков, но для этого нужны серьезные инвестиции, желание руководителей малых компаний соблюдать законодательство, соответствовать стандартам качества, предъявляемых крупными нефтяными компаниями.
Газета обратилась за комментарием по теме к Члену Правления, Исполнительному директору АКГ «ДЕЛОВОЙ ПРОФИЛЬ» (GGI) Ксении Архиповой:
Какую роль, на ваш взглЯд, в российской экономике играют мини-нефтеперерабатывающие заводы? Какие задачи они могут решать?
Мини-НПЗ призваны составить конкуренцию крупным промышленным компаниям, сделав доступным бизнес на рынке нефтепереработки для мелких предпринимателей. Однако сегодня этот рынок в основном наводнен полулегальными и теневыми мелкими производителями, которые используют наиболее простые механизмы и технологии переработки сырой нефти. Качество нефтепродуктов, производимых такими НПЗ, конечно очень низкое, однако готовая продукция часто пользуется спросом у иностранных НПЗ для дальнейшей переработки в качественное топливо.
Легализация мини-НПЗ требует высоких капитальных затрат на выполнение норм промышленной безопасности и сертификацию готовой продукции, при этом стоимость оборудования сертифицированных промышленных малотоннажных нефтеперегонных установок может повышается в несколько раз, что делает бизнес уже низкорентабельным.
Однако основной целью развития отечественной системы мини-НПЗ является повышение территориальной доступности нефтеперерабатывающих производств, которые сегодня сконцентрированы в основном возле крупных городов. Мини-НПЗ, благодаря своей компактности, могли бы размещаться в труднодоступных районах. Но низкое качество производимой ими продукции, не дает им возможности заполнить пустующую нишу.
Мини НПЗ могут производить лишь прямогонный бензин, мазут (или газойль). Поэтому потребителями их продукции чаще всего являются другие, уже крупные НПЗ осуществляющие ее дальнейшую глубокую переработку. Отсюда вокруг любого крупного НПЗ сконцентрированы несколько мини-НПЗ, выполняющих «черную работу» по низкой глубинной переработке нефти. По такому принципу в России официально действуют около сотни мини установок. Количество нелегальных и неучтённых производств гораздо больше.
Является ли мини-НПЗ прибыльным бизнесом? Приблизительно, сколько нужно инвестиций, чтобы построить и запустить мини-НПЗ?
Объемы переработки нефти, осуществляемые средним мини НПЗ составляют всего 20-50 тыс. тонн в год, что в сотню раз ниже производства среднего нефтеперерабатывающего завода. Если строительство «самоваров» (кустарных полулегальных производств) обходится в несколько десятков тысяч долларов, то сертифицированные легальные производственные комплексы стоят от полумиллиона долларов и выше. Низкие цены на нефть существенно снижают рентабельность мини-производств, повышая сроки окупаемости до 20-25 лет, что делает легальный бизнес уже непривлекательным.
Ксения Архипова, Старший партнер. Исполнительный директор АКГ «ДЕЛОВОЙ ПРОФИЛЬ» , 18.09.2015
Http://www. delprof. ru/press-center/articles/2855/
Проблема сбыта, подготовки и переработки нефти на малодебитных месторождениях решается очень медленно, да и вряд ли крупные компании пойдут на допуск владельцев небольших объемов нефти к ее подготовке, приему в товарные парки и дальнейшей прокачке по трубе. Вместе с тем, обеспечение отдаленных регионов качественными нефтепродуктами до настоящего времени решается в основном путем их дорогостоящего сезонного завоза. Поэтому наличие сырья в этих районах, и потребность в готовых нефтепродуктах является веским аргументом в пользу строительства и эксплуатации мини НПЗ. Мини НПЗ не находят широкого применения потому, что проекты, которые предлагаются для строительства или устаревшие и выдающие некачественную продукцию, но имеющие приемлемую цену, или производящие неплохие нефтепродукты, но имеющие очень высокую цену и довольно большие мощности, которые не всегда можно загрузить имеющимся сырьем. Ни то, ни другое не является стимулом для развития малотоннажной переработки нефти.
Стратегией энергетического развития России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003г. № 1234-р (раздел VI-2), предполагается строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах – малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.
В Украине под эгидой ГП НИИНП «МАСМА» разрабатывается программа производства на мини НПЗ альтернативных видов топлива (содержание компонентов из возобновляемых источников сырья не менее 30%).
Для мини-НПЗ невозможно использовать уменьшенные копии проектов, используемые на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях как для атмосферной так и для вакуумной перегонки. Более того, если проекты атмосферных установок существуют, то установок малой производительности для вакуумной переработки просто нет. Поэтому все мини-НПЗ имеют только атмосферную перегонку нефти, при которой глубина переработки довольно низкая, а попытки увеличить глубину за счет повышения температуры переработки резко снижают качество дизельного топлива. Так же большой проблемой для мини НПЗ является подготовка нефти. Ведь наличие солей и мехпримесей очень быстро выводит из строя оборудование и негативно влияет как на сам производственный процесс, так и на качество нефтепродуктов.
Разработанная нами технология позволяет эффективно решать все перечисленные проблемы.
Высокоэффективная схема подготовки и переработки сырья позволяет использовать наши заводы непосредственно на месторождениях, а высокая глубина переработки дает высокую рентабельность, что снижает сроки окупаемости.
Нами построены и успешно работают заводы в г. Саки, г. Николаев, г. Кагарлык, г. Ладыжин.
Принципиально процесс превращения нефти, газового конденсата и их смеси в конечные продукты на предлагаемом нами комплексе представляет собой следующую схему (показанное на фото оборудование установлено на заводе ООО «Горизонт ОЙЛ» г. Ладыжин):
При переработке мазута на вакуумной установке получается гудрон и вакуумный газойль.
В наших установках предусмотрена подготовка сырья, что позволяет применять их непосредственно на месторождениях. Атмосферная перегонка сырья осуществляется в атмосферных колоннах, каждая из которых имеет производительность 50 тонн в сутки, что позволяет построить комплекс нужной производительности или перерабатывать объемы в зависимости от потребности.
Следующий этап переработки происходит на вакуумной колонне, которая технологически включена в схему и позволяет перерабатывать мазут или параллельно с атмосферной переработкой или автономно.
Возможно также включение установки смешения для доведения полученного прямогонного бензина (октановое число 50-60) до товарной продукции путем добавления высокооктановых добавок или производство альтернативного топлива с применением биоэтанола.
* примечание: выход светлых нефтепродуктов и мазута зависит от фракционного состава нефти и определяется в каждом конкретном случае лабораторным способом.
Мини-НПЗ располагается на площадке, имеющей водоснабжение и электроснабжение. Для удобства работы желателен резервуарный парк, позволяющий хранить десятидневный запас сырья, а также готовую продукцию (в зависимости от потребности). Технологическое оборудование изготавливается и доставляется на площадку, где производится его установка и обвязка трубопроводами. При необходимости мы имеем возможность оборудовать резервуарный парк.
Площадка для размещения НПЗ должна находиться на расстоянии не менее 1000 м от жилого массива. Прочие требования определяются на проектной стадии и аналогичны требованиям, предъявляемым к складам ГСМ.
Ориентировочная площадь, занимаемая непосредственно установкой производительностью 30 тыс. т/год составляет 200 кв. м. Размеры площадки для нефтеперерабатывающего комплекса в целом с его инфраструктурой составляют примерно 0,5 га.
В проекте предусмотрен дистанционный контроль параметров переработки, аварийная сигнализация критических параметров, автоматическая аварийная защита оборудования.
Все средства контроля и автоматики производства стран СНГ и имеют сертификаты соответствия и разрешения на применение во взрывоопасных установках.
Управление установкой ведется из операторной, расположенной вне взрывоопасной зоны.
Для электроснабжения применяется промышленная трехфазная сеть. Для нагрева сырья используется топливо, вырабатываемое на самой установке. Предусматривается аварийная система энергоснабжения – дизельгенератор, поскольку нефтеперерабатывающие предприятия должны иметь два независимых источника энергоснабжения.
Аналитический контроль процесса осуществляется стандартными методами анализов по ГОСТ, на обычном лабораторном оборудовании с обычными методами отбора нефтепродуктов.
Http://donhim. ucoz. ua/publ/mini_npz/1-1-0-3
Грядущее вступление в силу технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» сегодня заставляет многих экспертов говорить об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки. Судя по всему, этот тернистый путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях. Более того, если будут реализованы все стартовавшие на сегодняшний день проекты, то доля моторных топлив от мини-НПЗ на российском рынке к 2012 году может достичь 20%. Теоретически.
Формирование сектора малой переработки нефти в России началось после распада СССР Сейчас большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. При этом, установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс. твг принято относить к малотоннажным установкам (МТУ), тогда как установки мощностью 1-2 млн твг – к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином «мини-НПЗ».
Большинство экспертов сошлись во мнении, что существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на уровни, и переход на каждый последующий ее уровень позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции.
Проанализируем технологическую составляющую мини-НПЗ, находящуюся на разных уровнях пирамиды. Вначале рассмотрим два нижних уровня .
Принципиальные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. твг не будет превышать 10%, что говорит о низкой привлекательности таких проектов как отдельного бизнеса. В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%. резко повышая инвестиционную привлекательность, что обусловлено ростом глубины переработки сырья приблизительно с 50 до 80%.
На обоих уровнях мини-НПЗ возможна выработка исключительно прямогон-ного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье. Разумеется, говоря о рентабельности первых двух групп мини-НПЗ, мы исходим из возможности реализации вырабатываемой ими продукции, что уже в ближайшем будущем не будет представляться возможным.
Третий уровень пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.
Четвертый уровень мощности — некое переходное состояние. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности, переходя в группу средних НПЗ. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.
Мини-НПЗ четвертого уровня мощности хоть и требуют немалых инвестиций, но в случае, если потенциальному владельцу важна прозрачность бизнеса, а основным способом сбыта нефтепродуктов станет оптово-розничная реализация, видятся оптимальным вариантом. Мини-НПЗ этой группы еще называют региональными, так как они потенциально способны покрывать потребности в нефтепродуктах удаленных регионов страны.
Часто встречающееся заблуждение — недооценка разницы между глубиной переработки сырья и качеством вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но она отнюдь не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки. К примеру, термический крекинг, применимый на большинстве мини-НПЗ, дает значительный выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки. Вопрос октанового числа автобензинов неоднозначен. Его можно повышать риформингом, но требования Евро-4, которые будут действовать в нашей стране с 2010 года, значительно ограничат содержание риформата в автобензинах.
Анализ распределения действующих мини-НПЗ по федеральным округам выявляет концентрацию малой переработки в районах, в которых большая переработка представлена недостаточно или не представлена вовсе. Так, на территории Приволжского ФО находятся почти половина больших и меньше четверти мини-НПЗ, что в абсолютных цифрах дает нам соответственно 12 и 19 предприятий. В то же время, в УрФО нет ни одного большого НПЗ, зато официально работают 13 мини-заводов.
Из картины регионального распределения следует, что Мини-НПЗ процветают там, где высок спрос на нефтепродукты, который по разным причинам не может быть полностью обеспечен поставками крупных предприятий .
Очевидно, что на трети действующих мини-НПЗ не применяется даже термокрекинг мазута, и они представляют собой исключительно малотоннажные установки атмосферной перегонки нефти. Данный факт свидетельствует о явно специфическом предназначении большинства действующих установок. В частности, это Задача снабжения пусть даже низкокачественным, но дешевым топливом удаленных предприятий. Иную картину дает статистика строящихся мини-НПЗ. В этом случае мы наблюдаем рост числа мини-заводов с увеличением мощности. Так, проектная мощность почти половины строящихся мини-НПЗ превышает 500 тыс. твг (12 предприятий), а четверть строящихся мини-заводов обладают мощностью от 200 до 500 тыс. твг. Соответственно, почти на 3/4 строящихся мини-НПЗ потенциально возможен выпуск высокооктановых марок автобензинов и качественного дизельного топлива .
Стремятся ли к этому владельцы мини-НПЗ? С полной уверенностью утверждать это вряд ли возможно, однако верить в ориентацию будущих предприятий на производство качественного моторного топлива, безусловно, хочется.
С другой стороны, видно, что рынок в целом не вполне согласен с позицией министра В. Христенко, который обозначил свое отношение к вопросу следующим высказыванием: «У меня нет предубеждения относительно мини-НПЗ, есть сомнения, что это экономически оправдано для инвесторов». По его мнению, с экономической точки зрения целесообразно строить НПЗ мощностью не менее 7 млн твг, тогда как мы видим бурное и, насколько можно судить, экономически оправданное развитие строительства более мелких заводов.
Позицию министра можно понять разве что, глядя на действительность глазами ВИНК – собственно так, как это не перестает делать российское правительство с самого зарождения рынка. На протяжении последних лет мы были свидетелями громких покупок ВИНК весьма успешных малых независимых нефтедобывающих предприятий, но при этом наши эксперты не назвали ни одного факта покупки действующего успешного мини-НПЗ крупной нефтяной компанией. Отсутствие интереса с их стороны к покупке такого рода активов не только подчеркивает специфическую нишу малой переработки нефти, но главное — разные «весовые категории» большой и малой переработки нефти. Эта отрасль ТЭК, имеющая очевидные преимущества и при адекватных инвестициях способная решать задачи обеспечения качественными нефтепродуктами отдаленных районов, похоже, так и останется уделом именно независимого сегмента.
Существующая структура вырабатываемых на мини-НПЗ продуктов еще раз подтверждает в целом безрадостную картину технологического оснащения малой нефтепереработки, но при этом подчеркивает специфику отрасли. Ведь В России дизельное топливо в основном потребляет не частный автотранспорт, а грузовая техника и различные промышленные установки. Таким образом, мы получили еще одно подтверждение тезиса о специализации мини-НПЗ на снабжении удаленных предприятий дешевым и преимущественно дизельным топливом. О нацеленности этих заводов на розничный рынок нефтепродуктов в подавляющем большинстве случаев речи не идет.
Беспристрастный анализ статистических данных не позволяет вменить в вину мини-заводам проблему некачественного моторного топлива на заправках. Полпроцента автобензина, официально производимого на мини-НПЗ — это капля в море, которая объективно никак не может повлиять на рынок моторного топлива. Доля выработки дизельного топлива на легально действующих мини-НПЗ, составляющая 2,4%, почти в 4,5 раза превышает показатель по автомобильному бензину, но и она не может быть ощутимой в масштабе топливного рынка страны.
Если весь прямогонный бензин, выработанный известными статистике мини-НПЗ в 2007 году, попадет на розничный рынок, то его окажется всего лишь порядка 680 тыс. т, а 27 больших НПЗ за этот же период времени произвели без малого 35 млн т автобензина. То есть: доля российского бензина, приходящаяся на малую нефтепереработку, незаметна в общем объеме. Поэтому корни проблемы значительного количества фальсифицированного топлива на заправках, ориентируясь на официальные факты, следует искать не в существовании мини-НПЗ, а в иных источниках. Более вероятной причиной видится «самоварный» бизнес, процветающий в южных регионах страны, и «разбодяживание» на нефтепродуктовых базах, то есть незаконные и уголовно преследуемые деяния.
Таким образом, российская малая нефтепереработка — явление локальное, роль которого как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах страны сильно преувеличена. Мини-НПЗ в сегодняшнем состоянии, конечно, могут оказывать влияние на рынки моторного топлива некоторых отдаленных регионов России с малой численностью населения и малым потреблением горючего, но, скорее, по причине низкой цены нефтепродуктов, а не их качества. Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов — если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.
Как известно, 5 сентября 2008 года в силу вступает специальный технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Согласно документу, выпуск бензина стандарта Евро-2 будет разрешен до 31 декабря 2008 года. Евро-3 – до 31 декабря 2009 года, Евро-4 – до 31 декабря 2012 года. Очевидно, что Подавляющее большинство действующих мини-НПЗ не сможет вырабатывать соответствующие регламенту нефтепродукты и легально их реализовывать на розничном рынке уже с начала 2009 года .
Призывы установить дифференцированные требования к качеству моторного топлива в зависимости от региона страны не обоснованы. Принятый регламент, хоть и в жесткой форме, все же определяет стратегическое направление развития российской нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в направлении повышения качества и ужесточения экологических требований. Ввод же дифференцированных стандартов, скорее всего, в массовом порядке будет воспринят как легальный повод для переноса сроков модернизации производственных мощностей.
Возникает вопрос: какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Очевидно, что с наступлением 2009 года продолжат работать мини-заводы мощностью более 200 тыс. твг, оснащенные комплексом риформинга и гидроочистки, а с наступлением 2010 года – только региональные мини-НПЗ, находящиеся на вершине пирамиды мощности. Этот сегмент малой переработки нефти определенно имеет перспективы —даже в свете вступления в силу регламента, но при условии адекватных вложений в развитие производственных мощностей и выработки нефтепродуктов современного качества. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. твг.
Два нижних уровня пирамиды уже с сентября этого года будут испытывать трудности с выпуском нефтепродуктов для розничного рынка. Учитывая же, что Значительная часть таких мини-НПЗ принадлежит крупным предприятиям и выполняет функцию по удовлетворению собственных потребностей в дешевом моторном топливе, судьба данного сегмента малой переработки нефти будет зависеть от принципиальной позиции правительства и контролирующих органов.
Если же говорить о сегодняшней букве закона, то никаких шансов на продолжение выпуска в оборот продукции двух нижних уровней нашей «пирамиды» не предусматривается. Ситуацию может изменить лишь принятие поправок, откладывающих вступление в силу очередных этапов «европеизации» российского топливного рынка с учетом явного отставания как малой, так и крупной переработки. По нашим оценкам и по оценкам опрошенных нами экспертов, такой вариант развития событий вполне возможен.
На полный цикл создания мини-НПЗ требуется в среднем 2-3 года, следовательно, к 2011-2012 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать 25% действующих в настоящее время и 54% строящихся мощностей. По оценкам ЛУКОЙЛа, общая мощность крупных НПЗ к 2012 году в России должна составить около 294 млн твг. К этому же году общая мощность мини-НПЗ ориентировочно составит 28.2 млн твг, то есть около 10% от суммарной мощности «большой» нефтепереработки. При 90%-ной загрузке мощностей ежегодный суммарный объем переработки нефти на мини-НПЗ может достичь уровня 25,4 млн твг.
Большинство строящихся мини-НПЗ 4-го уровня ориентированы как минимум на 85%-ю глубину переработки нефти, следовательно, из 25,4 млн т переработанной нефти потенциальный выход светлых фракций будет составлять около 21,6 млн т. Суммарное содержание бензиновых, керосиновых и дизельных фракций можно ориентировочно оценить в 17,5 млн т, из которых около 16 млн тонн будет приходиться на бензины и дизельное топливо.
Таким образом, если по средневзвешенному прогнозу ЛУКОЙЛа потребление моторного топлива на российском рынке при оптимистическом росте ВВП в 2012 году составит около 80 млн твг, то Доля участия малой переработки в этом рынке может достичь 20%. И, хотя в нынешней ситуации ручаться за абсолютные цифры топливного прогноза не приходится, динамика представляется абсолютно очевидной. По всей видимости, мы доживаем последние годы недооценки мини-НПЗ.
Http://au92.ru/msg/20080508_8050813.html
К вспомогательным производствам нефтеперерабатывающего завода относятся те, которые обеспечивают улучшение работы и повышению производительности основных производств. К ним относятся снабжение топливом (происходит циркуляция мазута, газа и др. по всему заводу с отбором их на установки), сжатым воздухом, инертным газом, водяным паром, электроэнергией. В качестве инертной среды на установках НПЗ используется азот, получаемый из воздуха горением метана по реакции:
Полученный азот используется не только как инертная среда, но также для регенерации закоксившихся катализаторов, для создания азотных подушек в резервуарах (для устранения взрывоопасных смесей).
Водяной пар на НПЗ является одним из основных теплоносителей. Он используется при создании вакуума, пожаротушении, снижении парообразования лёгких углеводородов. На производстве используется водяной пар при трёх давлениях: 0,3-0,5 МПа – пожаротушение; 1,0-2,0 МПа – для вакуума и при повышенных температурах; свыше 4,0 МПа – в приводах мощных насосов, компрессорах, при получении электроэнергии.
Снабжение электроэнергией по технике безопасности происходит от двух независимых источников – электростанций, также имеется третий автономный источник, который включается при отказе первых двух для постепенной остановки производства. Потребляемое напряжение колеблется от 220В обычной сети, 380В – для обычных насосов и до 6-10 кВ для насосного оборудования, 30кВ – для установки ЭЛОУ [1].
К вспомогательным производствам относятся также и процессы водоподготовки и очистные сооружения. Так как на НПЗ используется достаточно большое количество воды, то весь её объём невозможно брать из естественных источников. Использование водных ресурсов на предприятии происходит по замкнутому кругу. По периметру всего завода расположены трубопроводы, и вода поступает на установки. Лишь небольшая часть воды берётся из близлежащих источников для компенсации потерь (например, естественное испарение).
Для обеспечения контроля химии производства, регулировки качества продукции, проверки и настройки измерительных приборов существуют службы КИП, аналитического контроля, службы главного механика и главного метролога. Но кроме этих вспомогательных служб и производств существуют и другие не менее важные.
Не секрет, что добывание и переработка нефтепродуктов является одним из существенных столпов, на коих держится вся экономика нашей страны. Можно немало дискуссировать о том, полезность или вредность ей доставляет такая ярко выраженная сырьевая направленность, но в любом случае на настоящее время нефтяная область играет первую роль в структуре общенародного хозяйства. Огромную долю нефтепродуктов, которая попадает на рынок Российской Федерации, перерабатывается на немалых фирмах, большинство из которых были выстроены еще во времена Советского союза. Но в последние годы замечается устойчивая заинтересованность к НПЗ. Спрос, как говорят, рождает предложение, и посему на рынке РФ существуют очень разнообразные малогабаритные станции переработки нефтепродуктов как российского, так и заграничного производства. Малогабаритный нефтеперерабатывающий завод (мини-НПЗ) – это станция обработки нефти, представляющая из себя полноценный комплекс оснастки: установка для перегона нефти, наливные и сливные установки, цистерны и насосы, устройства для управления, энергоснабжения, проверки уровня, собирания и уничтожения шлака и многое другое. Что касается группирования НПЗ, то их можно распределить на три существенные категории: первый – “чеченский вариант”, упрощенные нефтеперерабатывающие станции и установки переработки нефтепродуктов промышленного класса.
Упрощенные нефтеперерабатывающие установки работают на основе принципа разложения нефтепродукта и являются агрегатами постоянного воздействия. По устройству они не сильно совершеннее “чеченского варианта” и обеспечивают несколько циклов выпаривания и конденсации. Отдельные изготовители такого рода приборов даже стараются оборудовать их маленькими ректификационными колоннами, разнообразным трубным и насосным оснащением, а также холодильниками. Тем не менее, такая станция перерабатывания нефти также не имеет возможности обеспечить высоченное качество бензина и дизельного топлива. Кроме того, экологическая безвредность простейших нефтеперерабатывающих систем чрезвычайно невелика, также как их ресурс и надежность.
Малотоннажные установки перерабатывания нефтепродуктов индустриального класса соответствуют практически всем существующим нормам и стандартам, имеют надобные заключения и дозволения Российского технического надзора. В их состав входят полноценные ректификационные колонны, что дает возможность обеспечивать должное качество обретаемых продуктов перегонки. Безотказность и безвредность производства работы такого рода НПЗ завоёвывается за счет применения при их производстве легированных сталей, минувших сильный контроль уровня, а время службы такого установки превышает десять лет. Кроме этого, индустриальные малогабаритные устройства обработки нефти комплектуются противопожарными и антиаварийными автоматическими системами. Многие НПЗ, использующиеся на территории России, обязаны иметь соответствующее дозволение на применение, отпускаемое органами Российского технического надзора. Так как малотоннажные системы обработки нефтепродуктов являются особенно тяжелыми производственными объектами, то они должны также соответствовать “Общественным правилам взрывобезопасности для взрывоопасных и пожароопасных химических, нефтяных и нефтеперерабатывающих предприятий” ПБ 09-170-97. Кроме того, существует число требований, касающихся НПЗ, которые используются в холодных погодных условиях. Они должны располагатьсистемой обогрева трубной арматуры и трубопроводов, воздушное, а не водяное, остужение, а также системы аварийного и дренажного слива. Трубопроводы таких НПЗ обязаны в целях обеспечения безвредности делаться только из труб без швов и из металлов, каковые отменно противостоят влиянию малых температур окружающей среды.
Http://studfiles. net/preview/4520358/page:5/