Нефтеперерабатывающий завод проект

Нефтеперерабатывающие (НПЗ) и нефтехимические (НХЗ) заводы представляют собой сложные промышленные предприятия, которые состоят из множества инженерных сооружений различного назначения, к которым относятся технологические установки и цеха, металлоконструкции для приемки, хранения и выдачи сырья и товарной продукции, энергетические службы.

Строительство новых заводов и расширение действующих осуществляется на основании проектно-сметной документации (ПСД), качественное составление которой является важной ответственной задачей и требует профессионального подхода.

ПСД представляет собой комплект графической (чертежи) и текстовой информации, состоящей из пояснительных записок, технических указаний, общих данных, спецификаций, локальных смет и др. Проектные разработки позволяют выявить оптимальную модификацию будущего предприятия, а проектно-сметные документы в необходимой минимальной степени детализируют как будущий завод в целом, так и его составляющие в отдельности.

Ключевые задачи проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов

Суть задач проектирования НПЗ и НХЗ заключается в следующем – необходимо разработать проектно-сметную документацию, на основании которой будет построено предприятие по выпуску заданной продукции высокого качества при оптимальных затратах труда, материалов, сырья и топливно-энергетических ресурсов и минимальных капитальных затратах с учетом санитарно-гигиенических требований по охране труда и окружающей среды, а также по промышленной и пожарной безопасности. Эти задачи содержатся в техническом задании на проектирование, разработанном Заказчиком, и включают:

    Технологические задачи – оптимизация чертежей и технологических схем, выбор и размещение оборудования, определение мощности производственных процессов, технических и экономических показателей. Экономические задачи – определение объемов и стоимости выпускаемого сырья и вырабатываемой продукции, расчет финансовых затрат на строительство или расширение объекта. Задачи по организации производства – выбор производственных цехов и подразделений и формирование их функциональности, разработка и построение структуры управления, современная организация труда.

Имеем все необходимые разрешения, сертификаты и лицензии на ведение проектной деятельности

Последовательное проектирование нефтехимических и нефтеперерабатывающих заводов состоит из следующих этапов:

Формирование основных целей и задач создания объекта нефтехимической промышленности и проведение инвестиционного анализа.

Выбор земельного участка для строительства с учетом региональных особенностей и получение разрешительных документов.

Разработка и создание эскиз-проекта НПЗ/НХЗ и утверждение оптимального варианта заказчиком.

Разработка и создание рабочего проекта завода, в состав которого входят генеральный план, архитектурные решения, решения по организации транспортной инфраструктуры, инженерные коммуникации, мероприятия по ГО и предотвращению ЧС и прочие разделы, предусмотренные в техническом задании.

«КСВ проект» обладает более чем 20-летним опытом комплексного промышленного проектирования, в том числе предприятий химической и нефтехимической промышленности, которое выполняется квалифицированными инженерами-проектировщиками на высоком профессиональном уровне. Наши специалисты несут полную ответственность за свою работу и обеспечивают полное сопровождение проекта от стадии предпроектной подготовки до авторского надзора за строительством объекта.

Задайте вопрос ведущему специалисту и получите бесплатную консультацию

Многолетний опыт работы «КСВ проект», штат высококвалифицированных инженеров, сотрудничество с надзорными органами позволяет нам осуществлять проектирование складов нефти, нефтепродуктов и ГСМ качественно и в сроки, предусмотренные договором.

Проектов получили положительное заключение вневедомственной экспертизы

Более 20 лет наша компания оказывает услуги по комплексному проектированию, проектированию инженерных систем, а также разработке и внедрению АСУ ТП на различных промышленных объектах, таких как: химические и нефтехимические предприятия, склады ГСМ и нефтебазы, сливно-наливные эстакады, резервуарные парки, различные объекты энергетики.

Разработаем эскиз-проект, готовим проектную и рабочую документацию, получаем разрешение на строительство после прохождения экспертизы и согласования в надзорных органах.

Мы руководствуемся действующими нормативными документами, строго придерживаясь всех правил современного промышленного проектирования без нарушения законов РФ.

Получаем положительные заключения и необходимые разрешения в максимально сжатые сроки благодаря длительному тесному сотрудничеству с согласующими инстанциями.

Штат нашей компании составляет команда высококвалифицированных инженеров, которые имеют обширный опыт профессиональной деятельности и регулярно проходят специальное обучение, совершенствуя свои знания, умения и навыки.

Применение новейших компьютерных программ, таких как EPLAN, SCAD Office, AutoCad, ПК ГрандСмета, ТехЭксперт, позволяют оптимизировать процесс проектирования и выполнить его на высоком профессиональном уровне.

Используем корректные проектные решения, которые включают грамотные планировки и подбор материалов и на практике показали себя как наилучшие и самые выгодные, что позволяет уменьшить затраты на строительство и эксплуатацию объекта.

Отправьте нам заявку для расчета проекта онлайн или просто позвоните по телефону

Http://ksvpro. ru/project/refinery/

Разработка проекта нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) включает в себя создание комплекта проектно-сметной документации (ПСД), включающей в себя текстовую и графическую информацию по объекту. В ПСД описывается архитектура и конструктив объекта, инженерные коммуникации и оборудование, которое подбирается с учетом технологии производства, входят пояснительные записки, чертежи со всеми техническими данными, спецификации, локальные сметы. В нашей компании вы можете заказать проектирование НПЗ «под ключ», а также услуги по комплексному строительству и оснащению объекта. Все проектные работы в нашей компании выполняются высококвалифицированными специалистами, что гарантирует соответствие документов отраслевым стандартам, строительным и санитарным нормам.

Для того, чтобы обеспечить эффективность и экономичность работы нефтеперерабатывающего предприятия, команда специалистов по проектированию прорабатывает различные варианты строительства нового объекта или реконструкции функционирующего предприятия. Затем выбирается тот вариант, который наиболее соответствует поставленным целям и задачам. Основными задачами проектирования НПЗ являются подбор конструктивных и технологичных решений с учетом конкретной планируемой номенклатуры выпускаемых товаров и уровня их качества, а также оптимизации затрат на строительство оснащение производства. Проект разрабатывается с учетом промышленной безопасности и охраны труда, санитарной и пожарной безопасности. Для того, чтобы поставить конкретную задачу на разработку проекта, от заказчика необходимо получить техническое задание, включающее номенклатуру НПЗ, планируемую мощность предприятия, требования к техническим и экономическим показателям производства, оптимальных технологическим схем и др.

К основным экономическим задачам относятся определение экономически целесообразной мощности будущего предприятия (в натуральном выражении), определение себестоимости продукции, расчет сметы на капитальное строительство, реконструкцию или переоснащение производства. Организационными задачами являются определение функциональности производственных и вспомогательных помещений, подбор оптимальных технических параметров цехов, складов, проработка логистических процессов, организация эффективной работы – с учетом инновационных технологий, нормативов действующего трудового законодательства.

Разработка проекта нефтеперерабатывающего предприятия осуществляется по таким основным этапам:

Определение основных целей и задач Сбор данных и проведение анализа экономики и инвестиционной привлекательности будущего объекта. Подбор оптимального места расположения НПЗ. Разработка эскизных вариантов предприятия, выбор наиболее подходящего варианта. Получение ТУ от государственных и ресурсосодержащих организаций. Разработка проекта в стадии П. Получение положительного заключения о промышленной безопасности будущего объекта от государственных экспертных организаций. Разработка рабочей документации НПЗ, включающей генплан, архитектурные и конструктивные решения, инженерные сети и инфраструктуру объекта, очистные сооружения, ИТМ, объекты общезаводского хозяйства, технологию производства и другие разделы, определенные в ТЗ от заказчика.

Обращаясь в нашу компанию для разработки проекта НПЗ, вы можете быть уверены в соответствии документов отраслевым стандартам, требованиям к экономичности и эффективности всех производственных процессов.

Http://phct-agro. ru/kompleksnye-uslugi/proektirovanie/reshenie-po-proektirovaniyu/neftepererabotka/

Классические способы перегонки углеводородного сырья в России отличаются высокой металлоемкостью и требуют глубокой модернизации. Традиционные НПЗ чувствительны к колебаниям состава сырья, поэтому качество продукции варьируются от партии к партии. Средняя глубина переработки невысока — чуть более 71%. По Прогнозу развития энергетики России ИНЭИ РАН при Правительстве РФ, к 2040 году нас ждет незначительный рост средней глубины переработки нефти до 85% с долей выхода светлых нефте-продуктов до 73%.

Цель проекта — строительство завода глубокой переработки с использованием уникальной технологии, позволяющей использовать любое углеводородное сырье (нефть, газовый конденсат, их смеси, мазут, газойль, нефтешламы) не зависимо от его состава с получением товарных продуктов, соответствующих самым жестким мировым экологическим требованиям. Это позволит извлекать 76,3% светлых нефтепродуктов при глубине переработки сырья 92,8%. С использованием данной технологии успешно введено в эксплуатацию 8 различных установок (на территории Казахстана, Украины, Венесуэлы, Индонезии). В России это первый подобный реализуемый проект (на фото — НПЗ в Украине).

— Площадку 4,5 Га. Участок находится в собственности городской администрации. У нас есть все необходимые согласования на его использование.

— Пройдена первичная экологическая экспертиза. Для данного проекта имеется проектировщик с необходимым опытом и допусками.

— Проект выиграл общероссийский конкурс «Регионам — устойчивое развитие».

— Администрация города получила одобрение от Фонда развития моногородов на финансирование инфраструктуры проекта на сумму около 150 млн. руб. При подписании протокола намерений между администрацией ГО и инвестором (либо доверенным лицом инвестора) будут выделены денежные средства.

— Область и район в лице администрации и отдельных должностных лиц готовы оказывать посильную поддержку в рамках компетенции. Мы видим несколько вариантов такого сотрудничества, которые готовы обсудить в ходе трехсторонней встречи, совместно с главой городского округа.

—Технологические решения, которые будут применяться при строительстве завода защищены патентным правом Российской Федерации и ряда других стран.

• Разница между ценой одной тонны сырья и одной тонны получаемых из него нефтепродуктов выше традиционной рентабельности в 3,5 раза.

• Получаемые высокооктановые присадки не имеют аналогов в России и позволяют поднять октановое число бензинов на 21 ед., не ухудшая экологических параметров.

Мощность завода — 50 тыс. тонн в год по сырью, что составит 2,5% от областного потребления Поэтому планируется 100%-ный сбыт продукции. Основным фактором выбираемой мощности НПЗ стал объем денежных средств, которым располагал инвестор при составлении бизнес-плана. Имеется возможность изготовить завод любой мощности (например, 200 тыс. тонн в год или 1 млн. тонн в год) с требуемыми показателями эффективности. Модульный принцип позволяет быстро собрать отдельные модули воедино. При установке дополнительной линии производства масел (моторных, трансмиссионных и других) и получении франшизы от ведущих мировых брендов на использование логотипа их компании, возможна реализация продукта отличного качества по высоким ценам.

• главный инженер с опытом строительства и эксплуатации промышленных объектов.

Проект реализуется в г. Березовском Кемеровской области. Красноярская инвесткомпания при необходимости готова «на месте» осуществлять контроль за ходом строительства, финансовыми потоками и т. п. Производственный цикл завода состоит из двух этапов переработки сырья — общей и глубокой. Общая сумма привлекаемых инвестиций составляет 690 млн. р. Имеется бизнес-план, финансовый план, генеральный план и другие документы.

Ваши данные в полной безопасности. Они видны только автору объявления.

Http://www. beboss. ru/investments/projects/1029-neftepererabatyvayuschiy-zavod-glubokoy-pererabotki-novogo-pokoleniya

Рациональное, экономное использование капитальных вложений в строительстве в значительной степени зависит от качества проектирования и уровня разработки проектно-сметной документации для строительства.

В процессе проектирования закладываются основы экономической эффективности будущего предприятия.

Работы по созданию проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов могут быть разделены на два вида – проектирование технологических установок и проектирование общезаводского хозяйства, отличающиеся по объему и содержанию выполняемой технической документации.

Ниже, в самостоятельных главах будут освещены вопросы, касающиеся технологической и других частей проектов установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

В последние годы обязанности проектных организаций значительно расширились — им поручено составление заказных спецификаций на оборудование и комплектация заводов генерального проектирования оборудованием и материалами, ведение авторского надзора за строительством и участие в пуске производств.

Резко возросли требования к качеству проектно-сметной документации.

Нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы (НПЗ и НХЗ) представляют собой сложные многоотраслевые предприятия, в состав которых входят различные инженерные сооружения технологические цеха и установки, объекты приема и хранения сырья и товарной продукции, многочисленные энергетические службы и сооружения.

Ежегодно на этих предприятиях вводятся новые производственные мощности. Постоянно осуществляется строительство новых и расширение действующих заводов. Обеспечение строительства высококачественной проектно-сметной документацией представляет собой задачу большой государственной важности.

Целью данного курсовой работы является ознакомиться с технико-экономическим проектированием нефтеперерабатывающего завода.

Проект является одним из важнейших звеньев научно-технического прогресса, связывающего науку, современную технику и технологию с производством.

Проектно-сметная документация (ПСД) представляет собой сумму текстовых и графических – материалов, которые описывают и изображают с минимально необходимой степенью детализации будущее предприятие в целом и его составные части в отдельности.

ПСД предназначается для капитального строительства и технического перевооружения предприятий. Только на основе проектных разработок можно выявить оптимальный вариант будущего завода. Образно говоря, созданию предприятия в натуре предшествует его «строительство на бумаге».

Строительно-монтажные организации осуществляют на основе ПСД возведение объектов в точном соответствии с замыслами проектировщиков. С помощью ПСД производственный персонал организовывает надежную и безопасную эксплуатацию предприятия.

Проектирование новых, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих предприятий могут осуществляться только на основе утвержденных схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и отраслей промышленности, а также схем развития и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.

Это условие – первое из тех, которые дают право на разработку ПСД, но не единственное. Решение о строительстве новых, особо крупных и сложных предприятий принимается Правительством. Руководствуясь указанными схемами развития и размещения, Министерство энергетики РФ составляет, согласовывает с Госпланом РФ и утверждает перечни вновь начинаемых строительством предприятий, а также перечни действующих предприятий, намечаемых к реконструкции и расширению.

На базе этих перечней аналогично составляются, согласовываются и утверждаются титульные списки строек и титульные списки проектно-изыскательских работ. На основании последних заказчик готовит, согласовывает и выдает генеральному проектировщику утвержденное задание на проектирование. Вышестоящая инстанция включает данную работу в тематические планы проектно-изыскательских работ проектных институтов, которым предстоит участвовать в проектировании. Генеральный проектировщик заключает договоры с заказчиком и субподрядными проектными институтами на выполнение проектно-изыскательских работ.

Таким образом, в системе Министерство энергетики РФ основанием, дающим право на разработку ПСД для строительства конкретного объекта, является сумма документов, в каждом из которых должен фигурировать данный объект:

1) утвержденная схема развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с обосновывающими материалами, а также схема развития и размещения производительных сил экономического района;

2) постановление Правительства о проектировании и строительстве (в случае крупного и сложного предприятия);

5) тематический план проектно-изыскательских работ проектного института;

6) договор между заказчиком и проектным институтом на выполнение проектно-изыскательских работ.

При двухстадийном проектировании основанием для разработки ПСД на второй стадии (рабочей документации) служат:

1) утвержденный проект (разработанный на первой стадии проектирования);

2) внутрипостроечный титульный список капитального строительства;

Утвержденные схемы развития и размещения и четыре последних документа являются достаточным основанием для разработки ПСД на техническое перевооружение.

Схема развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности выполняется по поручению Министерство энергетики РФ головным проектным институтом с привлечением других проектных институтов. Схема составляется на период 10 – 15 лет, согласовывается с Госпланом РФ и утверждается Министерством энергетики РФ. Через каждые пять лет схема уточняется на новый пятнадцатилетний период и утверждается заново.

В дополнение к схемам разрабатываются материалы с необходимыми расчетами, обосновывающие целесообразность проектирования, строительства, реконструкции или расширения предприятий, определяется расчетная стоимость строительства (реконструкции) и другие основные технико-экономические показатели. Схемы развития и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам разрабатываются территориальными проектными институтами РФ.

Ответственным за разработку задания на проектирование является заказчик проекта. Непосредственная разработка задания осуществляется генеральным проектировщиком по поручению заказчика. Задание на проектирование составляется на основе: утвержденной схемы развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, а также схемы развития и размещения производительных сил того экономического района или союзной республики, на территории которой намечается строительство предприятия; утвержденного акта по выбору площадки строительства; материалов, собранных, разработанных и согласованных в период выбора площадки строительства.

При строительстве предприятия по очередям, задание составляется на первую очередь строительства. На каждую последующую очередь составляются и утверждаются отдельные задания на проектирование.

Необходимо отметить, что приводимые в задании технико-экономические показатели не должны быть ухудшены по сравнению с аналогичными для данного объекта, утвержденными в составе генеральной схемы развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Объем исходных данных зависит от характера намечаемого строительства (новостройка, расширение, реконструкция) и состава проектируемого объекта.

1) утвержденная схема развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с обосновывающими материалами, а также схема развития и размещения производительных сил того района, где намечается строительство;

3) отчеты о научно-исследовательских работах, связанных с разработкой новых технологических процессов на проектируемом предприятии;

4) данные органов Госнадзора о состоянии атмосферы, водоемов и почв в районе площадки строительства;

5) технические условия на присоединение проектируемого предприятия к источникам энерго – и водоснабжения, транспортным и инженерным коммуникациям;

6) отчет – об инженерных изысканиях, проведенных на площадке строительства;

8) каталоги местных строительных материалов, конструкций, деталей и полуфабрикатов?

Утвержденные схемы развития и размещения, а также каталоги на оборудование, изделия и приборы генеральный проектировщик получает в установленном Министерством энергетики РФ порядке. Остальные исходные данные должен представить заказчик до начала проектирования. Однако часто в практике проектно-изыскательских работ сбор и подготовку большинства исходных данных по поручению заказчика выполняет генеральный проектировщик.

На проектирование нового и расширение действующего предприятия, связанных с застройкой новых территорий, дополнительно требуются:

1) документация, собранная и разработанная генеральным проектировщиком в процессе выбора и согласования размещения площадки строительства;

На реконструкцию и техническое перевооружение действующего предприятия дополнительно необходимо иметь:

1) описание действующих производств либо проектную документацию, на основании которой эти производства были построены, с указанием внесенных в процессе строительства и эксплуатации дополнений и изменений;

3) заключение о техническом состоянии оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций.

При двухстадийном проектировании в состав основных исходных данных на второй стадии проектирования дополнительно входят:

2) замечания и рекомендации организаций, проводивших экспертизу проекта;

3) замечания и рекомендации организаций, осуществлявших согласование проекта.

Разрабатывая ПСД, следует стремиться к тому, чтобы построенное или реконструированное по этой ПСД предприятие было технически передовым, обеспечивало выпуск заданной продукции высокого качества при минимально возможных затратах труда, сырья, материалов и топливно-энергетических ресурсов, удовлетворяло санитарно-гигиеническим и безопасным условиям труда, не загрязняло окружающую среду отходами производства. Капитальные затраты при этом должны быть сведены к обоснованному минимуму.

Для достижения указанных целей в ПСД необходимо закладывать последние достижения науки и техники, передовой отечественный и зарубежный опыт, изобретения, безотходную технологию производства, установки большой единичной мощности и высокопроизводительное оборудование, рациональное использование природных, трудовых, материальных и топливно-энергетических ресурсов, механизацию и автоматизацию производственных процессов, автоматизацию управления предприятием (АСУП) и технологическими процессами (АСУТП) безопасные условия труда, кооперирование вспомогательных производств, инженерных сооружений и коммуникаций, экономичную транспортную схему завоза сырья, материалов и вывоза готовой продукции, наиболее совершенные объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений, индустриальные методы строительства и эффективные формы его организации,. высокую эффективность капитальных вложений.

Технологические процессы, оборудование, приборы и материалы, впервые примененные в проекте, должны проверяться на патентную чистоту и патентоспособность.

Сметная стоимость строительства объекта не должна быть выше, а его основные технико-экономические показатели ниже утвержденных в схеме развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Основные требования к ПСД. Разделы ПСД должны быть изложены четко и лаконично. Материалы ПСД, представляемые на экспертизу и утверждение, разрабатываются в минимальном объеме и составе, достаточном для обоснования принимаемых проектных решений, определения объемов основных работ, стоимости строительства, потребности в оборудовании, конструкциях материалах.

Приводимые в ПСД показатели и итоговые данные должны оформляться в основном в табличной форме. Представляемые на экспертизу и утверждение в составе ПСД чертежи. должны, как правило, выполняться с максимально возможным совмещением графического изображения проектных решений различных частей проекта (например, генеральный план и планы инженерных коммуникаций архитектурно-строительные чертежи и расположение технологического оборудования). В состав ПСД не включаются выполненные проектировщиками расчеты (обычно они хранятся в архиве проектной организации).

Одним из критериев оценки качества ПСД при ее экспертизе и утверждении является соблюдение перечисленных выше требований.

Текстовые и графические материалы рабочей документации, разрабатываемые для непосредственного строительства, оформляются в соответствии с государственными стандартами «Системы проектной документации для строительства» (СПДС). Разрабатывая ПСД на строительство предприятия, следует типизировать проектные решения по основным производствам, а для вспомогательных зданий и сооружений применять типовые проекты.

Если какую-либо технологическую установку предполагается использовать на нескольких предприятиях отрасли, то индивидуальный проект такой установки для первого предприятия разрабатывается в соответствии с требованиями, предъявляемыми к типовому проекту. Это делается для того, чтобы многократно использовать разработанную ПСД при строительстве технологической установки на остальных заводах, и для того, чтобы сэкономить время и средства на проектные работы в целом. Если нормативная продолжительность строительства предприятия превышает двухлетний период, то предприятие строится по очередям, для каждой из которых разрабатывается и утверждается отдельный проект (рабочий проект). Выше указывалось, что в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности нормативная продолжительность строительства отдельной очереди предприятия может превышать два года. В этом случае рабочая документация разрабатывается не в целом на всю очередь, а только на планируемый годовой объем строительно-монтажных работ. По крупным стройкам с длительным сроком проектирования рабочая документация на объем строительно-монтажных работ первого года строительства может разрабатываться до утверждения проекта, но только с разрешения Министерства энергетики РФ после принятия правительственного решения о строительстве предприятия и при наличии схемы его генерального плана.

Директивные и нормативные документы для руководства при проектировании. При проектировании следует руководствоваться:

1) Постановлением Правительства РФ «О мерах по дальнейшему улучшению проектно-сметного дела»;

3) нормативными документами на проектирование и строительство, утвержденными Госстроем РФ;

4) нормативными документами на проектирование и строительство, утвержденными органами Госнадзора или министерством (ведомством), для которого разрабатывается ПСД (эти документы должны иметь согласование Госстроя РФ);

6) нормативными материалами по научной организации труда, утвержденными Госкомтруда РФ, Госстроем РФ;

7) инструкцией СН 202–99 «О составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений».

Стадийность проектирования. Проектирование технически несложных объектов, а также объектов, строительство которых будет вестись по типовым и повторно применяемым проектам, осуществляется в одну стадию под названием «Рабочий проект со сводным сметным расчетом стоимости».

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности одностадийное проектирование целесообразно применять в следующих случаях:

1) техническое перевооружение, реконструкция или расширение отдельно взятого производства на действующем предприятии;

2) создание нового производства или строительство второй и последующих очередей действующего предприятия при условиях, что это производство или очередь создается на базе известных технологии и оборудования, стоимость его строительства не превышает 25 млн. руб., а нормативная продолжительность строительства менее двух лет.

Во всех остальных случаях целесообразно прибегать к двухстадийному проектированию. Состав «Проекта со сводным сметным расчетом стоимости». Для удобства разработки и дальнейшего пользования проект разбивается на разделы. Каждый раздел делится на подразделы, именуемые частями проекта.

Раздел I — «Общая пояснительная записка», содержит три части: общая; технико-экономическая; генеральный план и транспорт.

Раздел II — «Основные решения по технологии производства», в зависимости от сложности проекта может включать в себя до шести частей: монтажно-технологическая; автоматизация и контроль производства; электроснабжение; теплоснабжение; связь и сигнализация; организация труда и управление производством (в том числе АСУП и АСУТП).

Раздел III — «Основные строительные решения», состоят из четырех частей: архитектурно-строительная; водоснабжение и канализация; отопление и вентиляция; мероприятия по охране окружающей среды.

Раздел IV — «Проект организации строительства предприятия» (ПОС), содержит: сведения о генеральном подрядчике; категорию строительной сложности объекта; сведения о потребностях в строительных конструкциях, изделиях, деталях, полуфабрикатах, материалах и оборудовании для строительства объекта; сведения о строительно-монтажных объемах работ; календарный план производства работ; сведения о потребностях в рабочей силе, строительных машинах и механизмах. В ПОС даются основные решения по организации и продолжительности строительства, временном энергоснабжении на период строительства.

Раздел V — «Жилищно-гражданское строительство», разрабатывается только в том случае, когда намечаемое строительство нового или расширение действующего предприятия вызывает необходимость создания нового города (поселка) или развития существующего. Проектирование объектов жилищно-гражданского строительства имеет свою специфику, поручается всегда специализированным проектным организациям Госстроя РФ и здесь не рассматривается.

Раздел VI — «Сметная документация», включает в себя: сводный сметный расчет; сводку затрат (составляется в том случае, когда по проектируемому предприятию выделяются средства на строительство объектов жилищно-гражданского назначения, базы стройиндустрии, объектов городского наземного пассажирского транспорта, дорог, путепроводов и т. п.); объектные и локальные сметные расчеты; сметы на проектные и изыскательские работы; ведомость сметной стоимости строительства объектов, входящих в пусковой комплекс (очередь строительства).

Раздел VII — «Паспорт проекта», составляется по утвержденной форме и комплексно характеризует технико-экономические параметры будущего предприятия. В паспорте обязательно отражаются: производственные мощности; потребности в сырье, реагентах, топливе и энергоресурсах; ассортимент и качество продукции; сметная стоимость строительства и т. д. Паспорт разрабатывается после утверждения проекта.

Проект, выполненный с обоснованными отступлениями от действующих норм, правил и инструкций, подлежит согласованию в части этих отступлений с органами Госнадзора и организациями, утвердившими эти нормы, правила и инструкции.

Изменяемые в процессе проектирования решения, утвержденные при выборе площадки строительства, также подлежат дополнительному согласованию с заинтересованными организациями, участвовавшими в выборе площадки. Проекты на строительство наиболее крупных и важных предприятий, а такими являются все новые НПЗ и НХЗ, согласовываются с Госпланом РФ, проходят экспертизу Министерство энергетики РФ, Госкомитета РФ по науке и технике, Госкомитета РФ по ценам, Госстроя РФ и утверждаются Правительством РФ. Сметы на строительство объектов, составленные по рабочим чертежам, согласовываются с генеральной подрядной строительной организацией и утверждаются заказчиком-застройщиком. Стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) для капитального строительства определяется по утвержденному Госстроем РФ сборнику цен, включающему в себя:

1) общую часть — указания о порядке определения стоимости проектных работ;

2) часть I, содержащую цены на изыскательские работы, а также указания о порядке определения стоимости этих работ и применения цен;

3) часть II содержащую укрупненные комплексные цены на разработку проектных заданий (проектов) на строительство предприятий, зданий и сооружений;

4) часть III, содержащую укрупненные комплексные цены на разработку рабочих чертежей (рабочей документации) предприятий, зданий и сооружений.

Части II и III состоят из 27 разделов, в которых приводятся цены на проектные работы по отраслям народного хозяйства и видам строительства.

Стоимость проектных работ для объектов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности определяется по разделу 8 части II и III.

Некоторые специфические виды проектных работ не учитываются сборником цен. Поэтому такие работы, как проектирование трубчатых нагревателей, нестандартизированного оборудования (технологического, электротехнического, КИПиА) оцениваются по соответствующим справочникам.

2.1 СОВРЕМЕННЫЕ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ

Разработка рациональной технологической схемы нефтеперерабатывающего завода с подбором технологических установок и определением наиболее целесообразного варианта эксплуатации установок является наиболее важным этапом проектирования предприятия.

В нашей стране нефтеперерабатывающие заводы строят в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. В прошлом местонахождение перерабатывающего предприятия обусловливалось наличием сырья — именно так возникли центры нефтепереработки в Баку, Уфе, Грозном. Однако в дальнейшем стало ясно, и это подтвердили технико-экономические расчеты, что гораздо рентабельнее транспортировать сырье (нефть) к местам концентрированного потребления, чем перевозить нефтепродукты с заводов, расположенных вблизи промыслов. Поэтому, начиная с 1950-х годов нефтеперерабатывающие заводы строятся в точках, удаленных на тысячи километров от источников сырья.

Технологическая схема НПЗ определяется потребностью в нефтепродуктах того или иного ассортимента, качеством перерабатываемого сырья, состоянием разработки тех или иных технологических процессов. Решающим фактором является потребность в нефтепродуктах района, где находится предприятие (так называемая плотность потребления). Территория РФ условно разбита на зоны тяготения, каждая из которых обеспечивается нефтепродуктами с одного-двух близлежащих заводов.

Балансом производства и потребления нефтепродуктов предусматриваются постоянные или временные перевозки нефтепродуктов из одного района в другой по схеме, обеспечивающей минимум затрат. Рациональными в пределах Европейской части страны считаются перевозки – нефтепродуктов из восточных районов, где имеются избыточные мощности по переработке нефти, в районы с концентрированным потреблением нефтепродуктов.

Качество сырья не имеет такого решающего значения, как это было ранее, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать основные сорта нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, практически из любой нефти. Однако для производства таких продуктов, как битумы, нефтяной кокс, отдельные сорта смазочных масел требуются специальные виды сырья. Например, при современном уровне технологии из высокопарафинистых нефтей весьма сложно получить нефтяные битумы, а из высокосернистых нефтей – малосернистый электродный кокс.

Существует несколько вариантов технологических схем переработки нефти. Однако в общем виде эти схемы могут быть сведены к трем-четырем основным типам:

На заводах, работающих по первым двум схемам, вырабатываются, в основном различные топлива — бензин, авиационный и осветительный керосины, дизельное; газотурбинное, печное и котельное топлива. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40–45%, а выработка котельного топлива достигает 50–55% в расчете на исходную нефть.

Предприятия с неглубокой переработкой нефти проектировались и строились в 1950–80-х годах в тех районах, где отсутствуют такие источники энергии, как каменный уголь, природный газ и где в связи с этим для энергетических установок использовалось котельное топливо нефтяного происхождения (мазут).

Заводы топливного профиля с глубокой переработкой нефти сооружены в районах Урала и Сибири, а за рубежом – в США, на Ближнем и Среднем Востоке. В США, где особенно велика потребность в бензине и в других светлых нефтепродуктах, имеются заводы, на которых отбор светлых достигает 72–75/0, а котельное топливо вырабатывается только в количествах, необходимых для обеспечения собственной потребности предприятия.

В ближайшем будущем будет реализована программа проектирования и строительства установок глубокой переработки нефти на многих предприятиях, – в том числе и на тех, которые были первоначально запроектированы как заводы с неглубокой переработкой нефти.

На рис. 2.1.1 приведена схема потоков НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти, а на рис. 2.1.2 – с глубокой переработкой нефти.

Заводы топливно-масляного профиля (рис. 2.1.3) проектируются таким образом, чтобы обеспечить получение заданного количества смазочных масел. Попутно с производством масел вырабатываются парафины и церезины. На базе асфальтов и экстрактов, являющихся побочными продуктами установок очистки масел, получают битумы и нефтяной кокс.

Ассортимент продукции значительно расширяется, если включить в состав НПЗ нефтехимические производства. Нефтехимические производства используют такие виды сырья, как прямогонный бензин, индивидуальные легкие парафиновые углеводороды, ароматические углеводороды (бензол, толуол), смеси высших алканов (жидкие и твердые парафины). Как правило, нефтехимические цеха являются частью крупных производственных объединений, в состав которых входят и нефтеперерабатывающие заводы. Сырье с нефтеперерабатывающей на нефтехимическую часть передается по трубопроводам. Так запроектированы, в частности, предприятия в Перми, Ангарске, Салавате. В отдельных случаях нефтехимические производства функционируют независимо от НПЗ и получают сырье по железной дороге или магистральным продуктопроводам (например, по этиленопроводу). Головным производством НХЗ в большинстве случаев является пиролиз с получением этилена, пропилена, бутилен-дивинильной фракции, жидких продуктов, в которых содержится 60–90% (масс.) ароматических и 10–40% (масс.) неароматических углеводородов (в основном, диенов, олефинов и циклоолефинов). На основе полученных продуктов осуществляется широкая гамма нефтехимических синтезов. На рис. 2.1.4 приведена примерная схема материальных потоков нефтехимического завода, на котором вырабатываются различные кислородсодержащие соединения, полиолефины, полистирол и т. д.

Рис. 2.1.1. Схема потоков НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти.

Рис. 2.1.2. Схема потоков НПЗ топливного профиля с глубокой переработкой нефти: I – легкий бензин; II – легкий газойль; III – тяжелый бензин; IV – фракция выше 350°С; V – фракция 280-420°С; VI – фракция выше 420°С; VII – легкий алкилат; VIII – тяжелый алкилат.

2.2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА

Разработка технологической части проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ведется на основании комплекса данных, которые выдаются отраслевыми научно-исследовательскими институтами. Эти данные могут быть условно разбиты на несколько групп.

В первую группу входит характеристика исходного сырья, которое предполагается использовать на проектируемом заводе, Данные о количестве и качестве промежуточных и товарных продуктов, которые могут быть получены из этого сырья.

Вторую группу составляют показатели отдельных технологических процессов, используемых при переработке для получения определенного ассортимента товарных продуктов. В отдельную группу выделяются данные о мероприятиях, которые должны быть предусмотрены для охраны – водного и воздушного бассейнов и почвы от загрязнений вредными выбросами.

Перед началом проектирования должен быть определен головной, научно-исследовательский институт по выдаче данных для проектирования. Обязанности головного института при проектировании НПЗ обычно выполняются Всероссийскимм научно-исследовательским институтом по переработке нефти (ВНИИНП) или Грозненским научно-исследовательским институтом по переработке нефти (ГрозНИИ). Головной научно-исследовательский институт самостоятельно или с привлечением других НИИ проводит детальное исследование представительных образцов сырья. Сырье подвергается переработке на полупромышленных или промышленных установках, воспроизводящих реальные технологические процессы, намечаемые к осуществлению на проектируемом заводе. В тех случаях, когда реальное сырье по каким-либо причинам отсутствует и провести его исследование не представляется возможным, выдаются данные, полученные при изучении близкого аналога.

Ниже приводится краткая характеристика основных технологических процессов переработки нефти и нефтехимического синтеза и их места в схеме завода.

Обессоливание и обезвоживание. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей. В зависимости от степени подготовки на промыслах установлено три группы нефти, отличающиеся содержанием воды (0,5; 1%) и хлоридов (до -100, 100-300, 300-1800 мг/л). Все нефти, поступающие на НПЗ, должны быть обезвожены и обессолены до остаточного содержания солей 3-5 мг/л. Обезвоживание и обессоливание проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок первичной перегонки. Рекомендации по проектированию установок обессоливания выдаются ВНИИНП и содержат сведения о температуре и давлении процесса, расходе промывной воды и деэмульгатора.

Первичная перегонка предназначена для получения нефтяных фракций, которые используются как сырье для последующей переработки или в качестве компонентов товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (AT) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Первичная перегонка на современных НПЗ комбинируется с обессоливанием нефти и вторичной перегонкой бензинов, целью которой является, получение узких бензиновых фракций для производства ароматических углеводородов и высокооктанового бензина. В табл, 2.2.1 приводится перечень получаемых на установках первичной перегонки различного типа фракций и направления их дальнейшего использования. Исследовательские данные для проектирования установок первичной перегонки выдаются БашНИИНП и содержат рекомендации по выбору технологической схемы, ассортименту получаемых фракций, расходу водяного пара в атмосферную и вакуумные колонны, рекомендации по защите оборудования от коррозии.

Каталитический риформинг. С помощью этого процесса на современных НПЗ получают высокооктановые базовые компоненты автомобильных бензинов, а также индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы. Наилучшим сырьем при производстве высокооктановых бензинов являются прямогонные бензиновые фракции 85–180°С и 105–180°С, для получения ароматических углеводородов используются узкие бензиновые фракции 62–85°С, 85- 105°С, 105- 140°С или их смеси. Разработка процесса риформинга ведется в НПО «Лен-нефтехим». Исследовательская часть объединения выдаёт проектному подразделению следующие основные сведения о процессе:

· выход и состав газообразных продуктов, рекомендуемые режимы работы в цикле реакции (температура, давление, кратность циркуляции водородсодержащего газа, объемная скорость подачи сырья, температурный перепад по реакторам)

Таблица 2.2.1. Перечень получаемых при первичной перегонке фракций и направления их использования.

Для установок риформинга, имеющих в своем составе блок экстракции ароматических углеводородов, выдаются, кроме того, рекомендации по выбору типа экстрагента, температура и давление процесса, массовое соотношение растворитель: сырье, количество рисайкла в % к сырью, данные по регенерации растворителя и вторичной ректификации ароматических углеводородов.

Гидроочистка предназначена для снижения содержания серы в дистиллятах. На НПЗ строятся установки гидроочистки прямогонных бензиновых фракций (обычно комбинируются с установками риформинга), керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, вторичных бензинов. Одновременно с удалением серы уменьшается содержание в продуктах непредельных и смолистых соединений. Процесс гидроочистки разработан во ВНИИНП. Для проектирования установок выдаются следующие данные: характеристика сырья и продуктов очистки, тип катализатора, рекомендуемые режимы работы в циклах реакции (температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа, содержание водорода в циркулирующем газе, продолжительность цикла реакции, срок службы катализатора, тепловой эффект реакции) и регенерации.

Замедленное коксование служит для получения нефтяного кокса, дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжелых остатков. Детальное исследование процесса проводится БашНИИНП, а разработка проектов новых и реконструкции старых установок ведется Башгипронефтехимом.

Каталитический крекинг получил широкое распространение в связи с намечаемым осуществлением мероприятий по углублению переработки нефти. С помощью каталитического крекинга из тяжелых газойлевых фракций получают высокооктановый компонент бензина, сырье для производства технического углерода, ценные олефинсодержащие газовые фракции. Исследования в области каталитического крекинга проводятся во ВНИИНП, ГрозНИИ, Институте нефтехимического синтеза АН Азербайджанской ССР.

Гидрокрекинг предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов каталитическим разложением тяжелого сырья в присутствии водорода. В зависимости от сырья и продуктов, которые необходимо получить, используются одноступенчатые и двухступенчатые схемы, системы с неподвижным, движущимся и суспендированным катализатором. Процесс изучается во ВНИИНП.

Газофракционирование. В состав НПЗ включаются установки Цля получения легких углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырья газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов, по технологической схеме на установки абсорбционного и конденсационно-компрессионного типов. Рекомендации по составу сырья, схемам очистки газов, фракционирования выдаются проектным организациям Всроссийским научно-исследовательским институтом углеводородного сырья (ВНИИУС).

Алкилирование изобутана олефинами позволяет получить из легких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) высокооктановые компоненты автомобильных и авиационных бензинов. Исследования в области алкилирования олефинов изобутаном сосредоточены в ГрозНИИ. На отечественных НПЗ в качестве катализатора применяется концентрированная серная кислота, а за рубежом — серная кислота и фтористый водород.

Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, легкокипящих бензиновых фракций) применяется для выработки высокооктановых компонентов автомобильного бензина и получения сырья для производства синтетического каучука. Существуют различные модификации процесса, которые различаются по типу применяемого катализатора, требованиям к СБФЬЮ, условиям проведения процесса. В РФ эксплуатируются установки высокотемпературного типа, намечается внедрение получившей распространение за рубежом низкотемпературной изомеризации. Научно-исследовательские данные, необходимые для проектирования, выдаются в том же объеме, как при проектировании установок каталитического риформинга, НПО «Леннефтехим».

Производство масел. Современная схема производства масел из восточных парафинистых нефтей включает очистку с применением избирательных растворителей (деасфальтизацию гудрона, селективную очистку деасфальтизата и вакуумных дистиллятных фракций, депарафинизацию рафинатов селективной очистки) и гидрогенизационную или контактную доочистку депарафинированных масел. Для проектирования установок очистки с применением избирательных растворителей необходимы следующие данные: выход продуктов в расчете на сырье, состав растворителя, температура и давление процесса, соотношение между растворителем и сырьем на различных ступенях извлечения и т. д. Эти данные выдаются ВНИИНП, а по отдельным процесеам – ГрозНИИ и Институтом нефтехимического синтеза АН Азербайджане.

Производство парафинов. Производство жидких и твердых парафинов включает две стадии: выделение и очистку. Жидкие парафины выделяют из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией и адсорбцией на молекулярных ситах. Твердые парафины получают, обезмасливанием гача — побочного продукта установок депарафинизации масел, а также из дистиллятов высоко-парафинистых нефтей методом фильтрпрессования и потения. Доочистка парафинов проводится сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационн. ым методом. Изучение проблем, связанных с производством парафинов, выдача необходимых научно-исследовательских данных для проектирования установок возложена на ГрозНИИ.

Производство битумов. Для производства битумов применяются глубокая вакуумная перегонка мазута и окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре. В зависимости от типа перерабатываемой на НПЗ нефти, наличия различных видов сырья (гудрона; асфальтов и экстрактов, получаемых при производстве масел) головной институт по проблеме производства битумов — БашНИИНП — выдает рекомендации по схеме получения битумов на предприятии, ассорти-менту вырабатываемой продукции, а при необходимости проектирования специальной установки — по схеме и технологическому режиму этой установки.

Получение низших олефинов. Головными производствами нефтехимических комплексов и заводов являются установки получения низших олефинов, состоящие из отделений пиролиза углеводородного сырья, газоразделения, переработки жидких продуктов пиролиза. Исследования в области пиролиза и газоразделения ведутся Всероссийским научно-исследовательским институтом органического синтеза (ВНИИОС), а в области переработки жидких продуктов пиролиза — ВНИИОС, Институтом горючих ископаемых, ВНИИОлефин, а также НИИ сланцев. Для проектирования процесса пиролиза выдаются следующие данные: характеристика сырья и состав продуктов пиролиза, температура процесса, время пребывания сырья в зоне реакции (время контакта), расход водяного пара, парциальные давления углеводородов в зоне реакции. При разработке проекта отделения газоразделения используют рекомендации по очистке пирогаза от сероводорода, двуокиси углерода, ацетилена и диеновых углеводородов, осушке газа, последовательности выделения легких углеводородов.

Оксосинтез. Процессы оксосинтеза включаются в схемы НХЗ для получения различных кислородсодержащих соединений — спиртов, альдегидов, кислот. В этих процессах используются реакции гидроформилирования — взаимодействия ненасыщенных соединений с окисью углерода и водородом в присутствии катализаторов, из которых в настоящее время наиболее широко используются, карбонилы кобальта. Методом оксосинтеза в РФ получают бутиловые спирты (через масляные альдегиды), спирты С7–С9. Намечается организовать производство высших спиртов, пропионовой кислоты и других продуктов. Современные установки производства бутиловых, спиртов методом оксосинтеза состоят из отделений приготовления катализатора (кобальти-аации), гидроформилирования, разложения и регенерации катализатора (декобальтизации), гидрирования альдегидов в спирты, ректификации. В состав установки включают также производство синтез-газа: (смеси окиси углерода и водорода) на базе природного или нефтезаводского газа. Новыми направлениями развития оксосинтеза являются процессы гидрокарбоксилирова-ния олефинов (взаимодействия с окисью углерода и водой) с получением кислот, гидрокарбалкоксилирования олефинов (взаимодействия с окисью углерода и спиртами) с получением эфиров и др. Исследования в области оксосинтеза проводятся в НПО «Лен-нефтехим».

2.3 СОСТАВЛЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНЫХ БАЛАНСОВ ПРОИЗВОДСТВА И СХЕМ МАТЕРИАЛЬНЫХ ПОТОКОВ ЗАВОДА

Руководствуясь данными научно-исследовательских институтов и материалами типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектов – технологических установок, составляют схему материальных потоков предприятия, в которой увязываются между собой (по сырью и товарной продукции) все установки и производства. В результате составления схемы материальных потоков определяется количество и качество отдельных компонентов товарной продукции, рассчитывается качество товарных продуктов с учетом имеющихся в наличии компонентов, и, наконец, составляется сводный материальный баланс предприятия в целом.

При составлении технологических схем и материальных балансов НПЗ, следует учитывать ряд соображений, некоторые из которых приводятся ниже.

1. Производительность установок или секций обессоливания должна обеспечивать обессоливание и обезвоживание всей нефти, поступающей на завод. Расчет материального баланса НПЗ ведется на обессоленную нефть, и в плановых и проектных документах всегда указывается мощность завода по подготовленной нефти.

2. При составлении баланса по прямогонным бензинам следует предусматривать полное использование бензиновых фракций (кроме легкого бензина н. к. — 62° С) для каталитического риформирования. При этом фракции 62–85°С и 85–105°C направляются на установку риформинга с блоком экстракции ароматических углеводородов и применяются для получения, соответственно, бензола и толуола. Поскольку потребность народного хозяйства в бензоле значительно выше, чем в толуоле, при составлении балансов следует предусматривать первоочередное использование фракции 62–85°С. Остаток фракции 85–105°С, а также фракции 105–140°С, 140– 180°С направляются на установки риформинга для получения высокооктанового компонента автобензина. Использование на установках риформинга, работающих в режиме облагораживания, фракции 62–85°С нецелесообразно, так как при ее вовлечении в сырье не удается получить катализатор с октановым числом выше 90 пунктов (по исследовательскому методу).

3. Мощность завода по гидроочистке должна обеспечивать получение дизельного топлива с содержанием серы ниже 0,2% (масс.). Рациональная схема материальных потоков НПЗ предусматривает получение дизельного топлива смешением неочи-Ценной легкой дизельной фракции 180–230°С, в которой обычно содержится не выше 0,3% (масс.) серы, и гидроочищенной фракции 230–350°С. Следует иметь в виду, что такое решение не только позволяет более рационально использовать мощности гидроочистки, но и улучшает защитные свойства дизельных топлив за счет вовлечения неочищенного компонента.

4. Выработка авиакеросина на НПЗ обычно оговаривается в задании. Исходя из заданного объема, на производство этого продукта частично отвлекаются бензиновые и дизельные фракции.

5. Дизельное топливо зимнее получают депарафинизацией прямогонных фракций. Целесообразно на установки депарафинизации направлять гидроочищенные продукты.

6. При разработке схем глубокой переработки нефти и составлении материальных балансов НПЗ определяющими факторами являются потребность в том или ином светлом нефтепродукте и состояние разработки тех или иных технологических процессов, включая возможности по выпуску аппаратуры, оборудования, катализаторов и реагентов. В общем случае считается, что если НПЗ должен производить максимальное количество автобензина, то в его состав включают установку каталитического крекинга, а если задачей углубления является увеличение выработки средних дистиллятов (керосина, дизельного топлива), то следует предусматривать строительство установок гидрокрекинга. На схеме (рис. 2.2) и в материальных балансах (табл. 2.2 и 2.4) НПЗ с глубокой переработкой нефти предусмотрено включение в состав завода установок как каталитического крекинга, так и гидрокрекинга, что позволяет значительно увеличить отбор светлых нефтепродуктов.

7. Одним из наиболее важных и ценных продуктов переработки нефти является нефтяной кокс. В состав многих НПЗ в настоящее время включается производство кокса методом замедленного коксования Повторно применяемые установки замедленного коксования имеют мощность 600 и 1500 тыс. т/год по сырью. При составлении балансов следует иметь в виду, что для получения кокса, удовлетворяющего требованиям стандартов по содержанию серы и металлов (ванадия, никеля и др.), из сернистых нефтей, может потребоваться сооружение комплекса, включающего не только установку замедленного коксования, но и несколько установок подготовки сырья (гидроочистка вакуумного газойля, термический крекинг гидроочищенного вакуумного газойля). Получить стандартный нефтяной кокс непосредственно замедленным коксованием гудрона, как это показано на рис. 2.2, можно только из нефтей с относительно невысоким содержанием серы и ванадия. 8. Полученная при замедленном коксовании, висбрекинте и термическом крекинге бензиновая фракция характеризуется низким октановым числом и химической нестабильностью. В настоящее время она, как правило, используется в качестве компонента бензинов А-72 и А-76 (после добавления соответствующих ингибиторов окисления и антидетонаторов). В перспективе следует предусматривать гидрогенизационное облагораживание этой фракции.

Разработаны две схемы гидрирования вторичных бензинов — в смеси с легким газойлем (метод БашНИИНП) и в смеси с пря-могонными бензинами (метод ВНИИНП). Гидрированные бензины направляют затем на установки каталитического риформинга.

9. Для получения высокооктановых легкокипящих компонентов автобензина в состав завода включаются установки изомеризации и алкилирования. Сырьем процесса изомеризации может служить либо пентан-изогексановая фракция н. к. – 62° С, либо пентан-гексановая фракция н. к.-70°С. Во втором случае значительно расширяется выработка изокомпонента за счет вовлечения в процесс изомеризации нормального гексана, однако при этом существует опасность потери некоторого количества бензола из-за попадания во фракцию н. к.–70°С бензолообразующих фракций. Составляя схему и баланс НПЗ, следует также оценить, обеспечат ли действующие установки первичной перегонки получение фракции н. к.-70°С, поскольку традиционно они рассчитаны только на выработку фракции н. к.–62°С.

Если изомеризация может быть включена в состав любого НПЗ, то алкилирование входит в состав только тех заводов, на которых имеются установки каталитического крекинга, вырабатывающие непредельные углеводороды С3–С4. Сырьем установок алкилирования обычно является бутан-бутиленовая фракция, которая содержит и бутены и изобутан, причем в необходимом для реализации процесса соотношении. С целью расширения ресурсов сырья и увеличения выхода алкилата рекомендуется привлекать на эти установки пропан-пропиленовую фракцию (ППФ). Однако для алкилирования ППФ необходим получаемый со стороны изобутан. 10. При составлении материальных балансов следует иметь в виду, что для обеспечения требуемого давления насыщенных паров автобензинов к ним добавляют, бутаны. В летний период в бензинах содержится до 2% (масс.) бутанов, в зимний — до 5–7% (масс.). Учитывая ценность изобутана как сырья алкилирования, необходимо предусматривать разделение суммарной бутановой фракции на нормальный компонент и изокомпонент с тем, чтобы не направлять в бензин изобутан.

11. Сырьем заводов синтетического каучука (СК) являются легкие углеводороды, вырабатываемые на НПЗ — бутаны и пентаны. Потребность заводов СК в сырье весьма высока, причем особенно дефицитен изопентан. При составлении схем материальных потоков НПЗ нужно предусматривать не только использование изопентана в качестве компонента высокооктановых автобензинов, но и его выработку как товарного продукта. Выработка товарного изопентана обычно оговаривается в задании на проектирование. Следует, однако, иметь в виду, что содержанием пентан-гексановых фракций определяется такой важный показатель качества бензина, как температура 10%-го отгона, и при чрезмерной выработке товарного изопентана этот предусмотренный стандартами показатель не будет обеспечен.

12. В составе каждого НПЗ должно быть предусмотрено производство битума, потребность в котором в условиях растущих объемов промышленного, жилищного и дорожного строительства неуклонно увеличивается. Мощность битумных производств современного НПЗ составляет 4–7% (масс.) в расчете на нефть. На заводах топливного профиля битум получают из гудрона с добавлением вакуумного дистиллята, а на предприятиях топливно-масляного профиля в сырье битумных установок вовлекаются побочные продукты производства масел — асфальт и экстракты. На заводах с неглубокой переработкой нефти головными обычно являются установки атмосферной перегонки нефти, на которых остатком от перегонки служит мазут. Чтобы получить на этих НПЗ сырье для производства битумов, блок вакуумной перегонки мазута включается в состав битумных установок. Мощность вакуумного блока определяется потребностью в гудроне.

Http://stud. wiki/manufacture/3c0b65625a2ad79a4d43b88421216d37_0.html

Представлена экспертная оценка коммерческой обоснованности, выгод и потерь для социально-экономической среды от реализации проекта строительства в Приморском крае нефтеперерабатывающего завода. Показаны валовые выгоды и потери и их сальдо для различных уровней экономической системы страны, на которых они могут быть абсорбированы, в трех вариантах.

ОБ ЭКОНОМИЧЕСКОМ ОБОСНОВЛНИИ ПРОЕКТЛ СТРОИТЕЛЬСТВЛ ПРИМОРСКОГО НЕФТЕПЕРЕРЛБЛТЫВЛЮЩЕГО ЗЛВОАЛ

Представлена экспертная оценка коммерческой обоснованности, выгод и потерь для социально-экономической среды от реализации проекта строительства в Приморском крае нефтеперерабатывающего завода. Показаны валовые выгоды и потери и их сальдо для различных уровней экономической системы страны, на которых они могут быть абсорбированы, в трех вариантах.

Приморский нефтеперерабатывающий завод, проект, коммерческая эффективность, уровень экономической системы, выгоды и потери, социально-экономическая среда, Приморский край, Дальний Восток.

В 2007 г. ОАО «Омскнефтехимпроект» по заказу ОАО «Роснефть» подготовило технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства в Приморском крае нефтеперерабатывающего завода мощностью 20 млн т нефти в год [6]. В этом документе были рассмотрены семь площадок размещения планируемого завода, пять из которых располагались с выходом в залив Находка, а оставшиеся две планировались с выходом в залив Восток (рис. 1).

На основании проведенных расчетов (минимизация затрат на обустройство площадки) был сделан выбор в пользу площадки, расположенной в

Статья подготовлена при поддержке грантов: РГНФ № 09-02-88205а/Т, ДВО РАН № 09-1-П24-01, № 09-1-ООН-01.

Районе мыса Елизарова залива Восток (площадка № 7). Этот выбор вызвал бурную реакцию экологов [2], которые потребовали пересмотра решения о месте размещения будущего завода в этом варианте в связи с особенностями потенциального воздействия завода и его морской части (нефтеналивной терминал) на окружающую среду, в первую очередь на морские биологические ресурсы морского природного заповедника залива Восток. Проектировщики настаивают на безопасности выбранного варианта [5]. Не вдаваясь в детали спора экологов и проектировщиков, авторы попытались рассмотреть экономическую компоненту обоснования выбора площадки для размещения завода. Очевидно, что причина упорствования проектировщика и заказчика проекта кроется в экономике вопроса, и должны существовать веские основания отстаивания именно площадки № 7, несмотря на яростные атаки защитников природы.

Расчеты, приведенные в проекте, выполнены в постоянных ценах на декабрь 2006 г. и учитывают сложившуюся на тот момент систему начисления и уплаты основных налогов и платежей. К настоящему времени эта система изменилась, что было учтено при оценках проектных расчетов.

В целом приведенные в соответствующей документации оценки коммерческой эффективности проекта могут быть приняты с точностью до достоверности использованных при расчетах предположений и допущений. Однако именно с достоверностью и полнотой предположений и допущений проектировщиков не все складывается благополучно.

Следует отметить ряд принципиальных упущений, которые существенно меняют выводы относительно коммерческой эффективности проекта.

1. При калькуляции выручки завода [6, разд. 4, табл. 4.1, 4.2] составители учитывают внутренние российские акцизные платежи и не учитывают размеры таможенной пошлины на экспорт продуктов нефтепереработки, обязательной при пересечении государственной границы. С 1 августа, к примеру, экспортная пошлина на светлые нефтепродукты выросла с прежних 179,9 до 190 долл. за тонну, на темные — с 96,9 до 102,4 долл. за тонну.

С учетом данных платежей в условиях высокой эластичности внешнего спроса могут быть значительно снижены параметры экспортной выручки, закладываемые в расчеты, а следовательно, и показатели рентабельности проекта и соответственно сроки возврата первоначальных инвестиций. По нашим оценкам, такая корректировка может составить до 15% расчетной выручки.

2. В проведенных расчетах совершенно не учтен риск недопоставок сырья для нужд завода, т. е. отсутствует достаточное обоснование сырьевой обеспеченности производственных мощностей. С учетом законтрактованных, в том числе ОАО «Роснефть», экспортных поставок сырой нефти в Китай и другие страны АТР с месторождений Восточной Сибири, дополнительных поставок нефти на существующие НПЗ Хабаровского края (до 10 млн т) сырьевое обеспечение завода посредством нефтепроводной системы ВСТО не является очевидным. Возможно, в связи с этим в настоящее время озвучены планы инвестора по двукратному снижению мощности завода до 10 млн т. Это является существенным фактором, формирующим представление об экономической эффективности инвестирования.

3. Не доказана вообще целесообразность сооружения завода, требующего значительных (около 200 млрд руб. в базовых ценах) инвестиций, с учетом низкого мультипликатора переработки1, который, по нашим оценкам в расчетных ценах составляет 1,09. Несомненно, что сама переработка первичного сырья представляется экономически обоснованной, но при данном уровне глубины нефтепереработки, когда не происходит развития нефтехимических процессов (продукт нефтехимии составляет около 1% в выпуске продукции,

1 Под мультипликатором переработки здесь понимаем отношение расчетной выручки завода к той возможной выручке, которая имела бы место в случае экспортных поставок сырой нефти.

Причем в основном в виде базового сырья для нефтехимии), эскалация цены переработки остается незначительной, особенно с учетом пониженной экспортной пошлины на нефть с 22 месторождений Восточной Сибири.

4. Приведенный разработчиками коммерческий расчет затрат проекта не включает учет экологического риска производственной деятельности, в том числе транспортировки и затрат на «восстановление» окружающей среды. Проект морского терминала площадки № 7 находится в непосредственной близости к природному морскому заповеднику, на который, учитывая подводные течения и размер предполагаемых выбросов1, будет оказано сильное воздействие. Это может потребовать значительных дополнительных вложений и, учитывая современный мировой опыт (см., например, опыт проекта «Сахалин-2», нефтяной платформы Deepwater Horizon), способно скорректировать базовые коммерческие показатели ТЭО.

5. Сравнительная оценка приведенных затрат также заставляет усомниться в оптимальности выбора в качестве площадки для строительства завода участка № 7. Нами рассмотрены приведенные затраты по проекту в зависимости от площадки размещения производственных мощностей в соответствии со стандартной методикой приведенных затрат по сопоставимым вариантам капиталовложений (Z = C + enK, где Z — величина приведенных затрат в млрд руб., C — текущие затраты в млрд руб., en — коэффициент приведения разновременных затрат, принят 0,167, что соответствует сроку окупаемости проекта в 6 лет, K — капитальные вложения).

Выполнено сравнение затрат в случае выбора площадки № 7 и площадки № 5. Площадка № 5 расположена в заливе Находка и соответственно имеет минимальное воздействие на заповедную зону залива Восток, сельское хозяйство и туристско-рекреационный сектор Партизанского района. При этом среди рассмотренных в ТЭО проекта других площадок, расположенных в заливе Находка, площадка № 5 требует минимальных затрат по подготовке места.

Залив Находка в настоящее время является сосредоточением предприятий, занятых транспортированием, хранением нефтепродуктов. Здесь получили развитие нефтеналивные терминалы, нефтетрубопроводная система, нефтебазы. Такая концентрация позволяет сформировать наиболее эффективную систему природоохранных мер (такая экономия затрат может составить до 20% прогнозных издержек по стандартным очистным мероприятиям, около 4,5 млрд руб. в год), иметь смежные экономические эффекты от концентрации таких отраслевых производств. Также морфология подвод-

1 По заявлению генерального директора ОАО «Омскнефтехимпроект» И. М. Зуги, суммарные выбросы ПНПЗ и морского терминала в заливе Восток составят 58 тыс. т/год (заявление на общественных слушаниях в с. Владимиро-Александровское, 15.06.2009 г.).

Ных течений залива Находка [2] предполагает минимальное воздействие на близлежащие прибрежные районы. При этом для площадки № 7 необходимо при расчете приведенных затрат учитывать возникающие отрицательные экстерналии в части издержек для окружающей социально-экономической среды, среди которых урон сельскому хозяйству оценивается в размере 472 млн руб., издержки для рекреационно-туристического сектора района — 650 млн руб., дополнительное отрицательное воздействие на биоразнообразие морского заповедника залива Восток — 3,3 млрд руб. (подробнее см. табл. 3).

Валовые капитальные затраты по площадке № 7 составляют согласно ТЭО 209,5 млрд руб., затраты по площадке № 5 — 226,4 млрд руб.

С учетом вышеизложенного нами получены следующие оценки приведенных затрат для рассматриваемых площадок (млрд руб.).

Таким образом, несмотря на сравнительно более высокие капитальные затраты в случае выбора площадки № 5, приведенные затраты по проекту для этой площадки меньше, чем для площадки № 7, на 5 млрд руб.

6. Оценка потребностей внутреннего рынка нефтепродуктов не убеждает в необходимости строительства НПЗ мощностью 20 и даже 10 млн т по переработке нефти. К настоящему времени на территории Дальнего Востока работают два крупных НПЗ (Комсомольский и Хабаровский) и три мини-НПЗ — в Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Хабаровском крае (п. Ванино). Их суммарная мощность по переработке сырой нефти составляет 12,3 млн т в год при среднем уровне глубины переработки 60%4. Объем переработки в 2008 г. составил 11,28 млн т нефти, из которой получено около 10,5 млн т нефтепродуктов (бензина — 0,8 млн т, мазута — 4,4 млн т, дизельного топлива — 2,6 млн т). При этом на внутреннем рынке региона потребляется только около 75% общего объема производства, из которых примерно две третьих приходится на конечное потребление, остальное — на промежуточное (котельно-печное топливо). Порядка 25% произведенных нефтепродуктов экспортируется5. Экспортируются в основном прямогонный мазут (70% объема производства), крекинговый мазут, обычное и низкосернистое дизельные топлива (до 50% общего объема) и нафта.

1 Производственные текущие издержки для площадки № 7 согласно ТЭО.

2 Единовременные затраты на возмещение потерь садоводческим хозяйствам в результате отчуждения соответствующих площадей.

3 Производственные текущие издержки для площадки № 5 согласно ТЭО.

4 В настоящее время на НПЗ Хабаровского края происходит технологическое перевооружение с целью выхода на 95%-й уровень переработки сырья.

Таким образом, с точки зрения внутреннего рынка Дальнего Востока приоритетной задачей является улучшение качества и увеличение глубины переработки нефти, а не увеличение объемов нефтепереработки.

7. Ориентация проекта строительства Приморского НПЗ на экспорт продукции представляется недостаточно обоснованной. В соответствии с ТЭО базовой экспортной продукцией являются высокооктановые бензины и дизтопливо (табл. 1). Продукты нефтехимии (сырье для нефтехимических производств) составляют только 5% валового выпуска.

Подобная номенклатура при сопоставлении с конъюнктурой внешних рынков нефтепродуктов вызывает вопросы относительно рыночных перспектив при экспорте. В настоящее время предложение основных нефтепродуктов на азиатском рынке именно по бензину, дизельному топливу и авиационному топливу уже превышает спрос, и эта ситуация усугубится к 2015 г. Исключение составляют нафта и мазут (рис. 2).

Валовой экспортный излишек производства в странах Азии, по прогнозам Японского института экономики энергетики, может составить к 2015 г. по бензину 544 МВБ1 (257 МВБ в 2009 г.), по авиационному топливу 466 МВБ (294 МВБ в 2009 г.), по дизельному топливу 873 МВБ (546 МВБ в 2009 г.). Зато по нафте и мазуту прогнозируется дефицит азиатского рынка к 2015 г. в суммарном объеме более 2000 МВБ.

Поэтому, по оценкам, к 2015 г. в странах Азии, кроме Индии и КНР, не планируется расширения нефтеперерабатывающих мощностей, возможно даже их некоторое сокращение.

Рис. 2. Баланс спроса и предложения продуктов нефтепереработки в Азии,

В настоящее время спросом на внешнем рынке, прежде всего, пользуется дальневосточная нефть. Что касается нефтепродуктов, наиболее востребованным является мазут, спрос на который формируют в основном Китай и Япония. Однако ни мазут, ни нафта не планируются к производству на Приморском НПЗ.

Таким образом, в случае сооружения НПЗ в Приморском крае ОАО «Роснефть» предстоит конкурировать с производителями из Китая, Республики Корея, Японии, Тайваня, Таиланда, Индии, Сингапура на рынках Австралии, Малайзии, Индонезии, стран Южной Америки, США, Африки.

Уровень издержек нефтеперерабатывающих предприятий Японии и США в сравнении с параметрами ПНПЗ, долл. за тонну, в сопоставимых ценах

Страна Цена сырой нефти Прочие издержки производства Прямые и косвенные налоги Торговые издержки Общие затраты

Конечно, российские производители имеют определенные конкурентные преимущества на внешних рынках нефтепродуктов (табл. 2), в основном за счет низкой цены сырой нефти. Однако следует учитывать, что необходимость использования этих преимуществ в форме снижения продажных цен, во-первых, существенно сократит проектируемый уровень валового дохода проекта, а во-вторых, будет провоцировать антидемпинговые процедуры в странах-импортерах.

Между тем очевидны возможности российских поставок мазута и нафты прежде всего в страны Азии, конкурентов у которых в данном регионе практически нет.

С учетом всех вышеизложенных обстоятельств заключение ТЭО о коммерческой эффективности проекта представляется недостаточно обоснованным. Во всяком случае, дополнительное изучение всех обстоятельств необходимо, в противном случае выводы о коммерческой эффективности с учетом изложенных выше фактов и существующих рисков будут оставаться, по меньшей мере, сомнительными.

При реализации крупного проекта на слабоосвоенной, хозяйственно неразвитой территории зачастую можно говорить об относительно мягких ограничениях окружающей социально-экономической среды, т. е. когда отсутствует необходимость оценки влияния проекта на основные параметры развития территории. В случае же, когда проект реализуется на территории активного хозяйственного и социального использования, где существует сложившаяся хозяйственная, социальная среда, необходимым становится анализ возникающих связей проекта с существующей средой, которые могут формироваться в условиях жестких ограничений для конкретного проекта.

Рассматриваемый проект представляет собой случай, когда территория предполагаемого расположения мощностей проекта имеет ряд определенных функций для населяющего ее социума. На ней происходит активное использование ресурсов рекреации, сельскохозяйственных угодий и др. В этом случае обязательным становится учет всех возможных эффектов (выгод и затрат) для основных заинтересованных в реализации проекта сторон. Представленный в проектных материалах анализ полностью упускает из рассмотрения данный аспект.

В качестве уровней экономической системы страны, на которых могут быть абсорбированы выгоды и издержки проекта, необходимо выделить региональный уровень — Приморский край, муниципальный уровень — му-

Ниципальные образования места непосредственного размещения объектов проекта (Партизанский района и район г. Находки), федеральный уровень — получатель значительной части формируемых проектом налогов и платежей, а также в совокупности другие субъекты РФ, которые выступают поставщиками ресурсов, товаров, услуг для нужд проекта. Анализ затрат и выгод включает следующие позиции (табл. 3).

Анализ затрат и выгод проекта для социально-экономической среды на стадии эксплуатации при плановых значениях мощности ПНПЗ, млн руб.

№ п/п Эффект проекта Регио – нальный уровень (При – морский край) Муниципальный уровень (муниципальные образования) Феде – ральный уровень (феде – ральный бюджет) Другие субъекты РФ

1.2 Индуцированный потребительскими расходами занятых на проекте совокупный спрос 183,43 100,12 — 208,9

1 Стоимостной оценкой роста заработной платы будем считать формируемый при этом ФОТ.

2 Данный вид деятельности, формирующий в значительной мере материальные затраты проекта, тем не менее не может быть отнесен к виду деятельности, прирост продукта по которому однозначно сформирован проектом, т. к. нефть представляет собой продукт, который мог бы быть продан вне зависимости от реализации данного проекта (97 714,33 млн руб., включая транспортные затраты).

2.1 Снижение рекреационного потенциала территории (42 объекта туризма, 65 км прибрежной полосы) — 650 — —

2.2 Снижение потенциала воспроизводства марикультуры, в том числе 687 видов растений и животных 33002 — — —

2.5 Отчуждение земель садоводческих хозяйств (1000 участков, 20 га) — 2004 — —

2.6 Снижение общего числа занятых в связи с п. 2.1, 2.4 (7911 чел.) — 607,3 — —

I. Анализ выгод, генерируемых проектом, предполагает учет четырех основных по масштабу эффектов.

Во-первых, это формируемые проектом налоговые платежи. Рассматриваемый проект в основном производит экспортный продукт, который облагается соответствующими экспортными пошлинами. Данный вид налога аккумулируется исключительно на федеральном уровне бюджетной системы РФ и составляет величину порядка 70 млрд руб.

Далее необходимо выделить налог на прибыль проекта. Этот налог поступает в основном на региональный уровень (18%) и в данном случае является основным источником его формирования (20 млрд руб.), 2% поступлений идут в федеральный бюджет. Здесь учитывается не только формируемая проектом величина налога, но и платежи локализованных на территории предприятий, предоставляющих товары и услуги для нужд проекта, исходя из существующего уровня рентабельности в экономике.

3 Оценка получена, исходя из расчета расходов компании British Petroleum (3,95 млрд долл.) на ликвидацию разлива нефти объемом 500 тыс. т.

При учете величины налога на прибыль организаций имеет значение место фактической регистрации юридического лица. Как правило, в качестве него выступают Санкт-Петербург, Москва, центральные районы страны. В этом случае формируемые проектом платежи не будут направляться в бюджет Приморского края. Возможным вариантом развития является также функционирование завода на условиях нормы процессинга1, как это имеет место быть на принадлежащем ОАО «Роснефть» Комсомольском-на-Амуре НПЗ. В этом случае величина уплачиваемого налога может уменьшиться в 20 раз, до 1 млрд руб.

Следующими по значению являются акцизные сборы с поставляемых заводом на внутренний рынок нефтепродуктов, в соответствии с действующим законодательством формирующие доходную базу региональных бюджетов. На долю Приморского края в соответствии с нормативами распределения акцизных сборов на топливо приходится порядка 1,41%, или 90 млн руб.

Для Приморского края большое значение имеет налог на имущество, его величина составляет порядка 3 млрд руб. ежегодных поступлений.

Также уплате подлежат налог на доходы физических лиц, земельный налог, из которых в том числе формируется доходная база бюджетов муниципального уровня.

Во-вторых, в части выгод проекта необходимо учитывать занятость, формируемую проектом. В проектной документации принята занятость в 3041 чел. на стадии эксплуатации, из них 988 человек составляют инженерные специальности, остальные — рабочие специальности. Кроме того, в проектных материалах указано, что вакансии по инженерным специальностям будут формироваться за счет откомандированных специалистов с существующих производственных мощностей инвестора (Комсомольск-на-Амуре, Ачинск, Ангарск и др.). Таким образом, районом может быть освоено около 2 тыс. рабочих мест. Необходимо также учесть, что не все созданные рабочие места могут быть заняты преимущественно сельским населением Партизанского района, будут привлечены трудовые ресурсы из других районов Приморского края и ДФО. В качестве стоимостной оценки данного эффекта учитываем формируемый работниками ФОТ из расчета принятой в ТЭО средней оплаты труда на момент проведения проектных расчетов (декабрь 2006 г.) 12 390,6 руб.

1 Норма процессинга определяет величину платежа заводу от головной компании за 1 т переработанного на его мощностях сырья, что и определяет валовой выпуск завода. На подобных условиях функционирует ряд перерабатывающих мощностей ОАО «Роснефть», в том числе Комсомольский-на-Амуре НПЗ.

Потребительских и других расходов занятого на проекте населения. В Приморском крае 84% доходов идет на конечное потребление, это так называемые «индуцированные эффекты», т. е. расширение потребительского спроса на рынке того или иного уровня. Ориентировочно до одной трети возникающих потребностей может удовлетворить рынок местного уровня, остальная часть будет приходиться на краевой и межрегиональный уровень.

В-четвертых, необходимо оценивать индуцированную проектом экономическую деятельность на стадии эксплуатации, обусловленную материальными и другими потребностями основных и вспомогательных производств проекта. Проект будет потреблять воду из системы водоснабжения г. Находки (630 тыс. м3 в год), электроэнергию с подстанции «Находка» (1,26 млрд кВт. ч в год). Кроме того, будут работать объекты общественного питания, будут оказываться транспортные и другие услуги, осуществляться поставка стройматериалов.

Ежегодные материальные затраты проекта составляют порядка 110 млрд руб., однако основная часть — это стоимость нефти (97 млрд руб.), стоимость трубопроводной транспортировки сырья (около 7 млрд руб.), реагентное хозяйство (порядка 2 млрд руб.). Исходя из анализа структуры материальных затрат, представленной в ТЭО, можно говорить о дополнительной формируемой экономической деятельности для региона в объеме до 2,07 млрд руб., из которых 2 млрд будут относиться к оплате потребляемой электроэнергии.

II. Потери проекта. В результате реализации проекта возникает ряд отрицательных экстерналий в отношении окружающей социально-экономической среды. При строительстве и эксплуатации завода и морского терминала на территории площадки № 7 происходит химическое и физическое воздействие на прибрежные морские воды. Выбросы загрязняющих веществ влияют также на гигиеническое качество атмосферного воздуха зоны побережья.

1. В результате производственной деятельности завода, а также нефтеналивного терминала происходит сжатие рекреационного потенциала территории. В настоящее время на территории прогнозируемого экологического воздействия расположено порядка 42 баз отдыха, в том числе 4 детских лагеря. По нашим оценкам, прекращение их деятельности формирует потери для экономики в размере 650 млн руб. (годовой объем предоставления услуг).

2. Влиянию подвергается сельское хозяйство территории с наиболее благоприятными климатическими условиями субтропиков для возделывания культур (3% сельского хозяйства Приморского края). Величина потерь составит порядка 472 млн руб. в год.

3. В результате происходит также сужение доходной базы бюджетов, прежде всего местного, по налогу на прибыль (17 млн руб.), земельному налогу, НДФЛ (125 млн руб.). Наиболее значимыми являются потери земельного налога, учитывая наличие 65 км уникальной прибрежной полосы рассматриваемого района.

4. Единовременному возмещению будут подлежать 20 га земель, относящихся к садовым обществам. Что имеет в том числе негативную психологическую оценку для местного населения и способно стимулировать в определенной мере отток населения.

5. Нарушение экологического баланса в результате выбросов вредных веществ (до 59 тыс. т) приведет к потере биоразнообразия морского заповедника «Залив Восток», которое косвенно может быть оценено в 3300 млн руб. в год. Важным является то, что данный тип потерь может быть фактически нивелирован в случае размещения завода в районе залива Находка (площадка № 1) [2].

6. Более значительную величину составляют затраты на очистку водной среды от нормативных объемов загрязнения. По нашим оценкам, очистка прибрежных зон от загрязнения основных поллютантов в объеме до 60 тыс. т в год будет требовать до 23 млрд руб. в год.

В таблице 4 представлены валовые выгоды и потери и их сальдо от реализации проекта для различных уровней экономической системы страны, на которых они могут быть абсорбированы, в трех вариантах.

В рамках первого варианта реализации проекта предполагаем, что события развиваются в соответствии с ТЭО, т. е. завод зарегистрирован на территории Приморского края, соответственно все налоговые платежи распределяются в указанных выше пропорциях, в качестве площадки под строительство рассматривается площадка № 7.

Второй вариант предполагает работу НПЗ либо на условиях нормы процессинга, либо на условиях регистрации юридического лица вне Приморского края, т. е. в случаях, когда основные региональные налоговые платежи распределяются вне Приморского края. Площадка размещения прежняя. Данный вариант является достаточно реальным в связи с тем, что ОАО «Роснефть» — вертикально интегрированная корпорация, ряд перерабатывающих мощностей которой функционируют на данных условиях. В этом случае происходит значительное сокращение выгод, получаемых регионом, при этом издержки остаются в прежних размерах.

Третий вариант предполагает площадку размещения завода № 5 с тем, чтобы минимизировать прогнозируемые отрицательные экстерналии (площадки в заливе Находка). Завод зарегистрирован на территории Приморского края, соответственно все налоговые платежи распределяются в указанных выше пропорциях.

Чистые потери / выгоды участников проекта при различных вариантах структуры проекта, млн руб.

Http://cyberleninka. ru/article/n/ob-ekonomicheskom-obosnovanii-proekta-stroitelstva-primorskogo-neftepererabatyvayuschego-zavoda

2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента поучаемых продуктов и схемы НПЗ.

Выбор ассортимента фракций, получаемых в ходе первичной переработки нефти на установке ЭЛОУ – АВТ, определяется с одной стороны потребностями в тех или иных продуктах, а с другой стороны физико – химическими свойствами самих фракций.

На проектируемой установке мы планируем получать следующие нефтяные фракции: газ, нк – 100С, 100 – 140С, 120-180 С,180 – 240С, 240 – 280С, 280 – 350С, 350 – 500С и фракция, выкипающая выше 500С.

Газ используют в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина.

Фракция нк – 100С используется как сырье установки изомеризации для получения компонентов бензина, эта фракция обладает высоким октановым числом и может быть использована непосредственно как компонент товарного автомобильного бензина.

Фракция 100 – 140С является сырьем установки каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина.

Фракция 140 – 180С также является сырьем установки каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина или может использоваться как часть реактивного топлива.

Фракция 180 – 240С может использоваться как реактивное топливо или компонент дизельного топлива, из-за низкого содержания серы в гидроочистке не нуждаются.

Фракции 240 – 280 и 280 – 350С являются компонентом дизельного топлива. Они обладают низкой температурой застывания и нуждаются в гидроочистке ввиду высокого содержания серы.

Фракция 350 – 500С (вакуумный газойль) обладает высокой плотностью, вязкостью, молекулярной массой. Может использоваться как сырье установки каталитического крекинга с целью получения высокооктанового компонента бензина.

– В табл. 2.1. проведено сравнение физико-химических свойств фракции 230 – 350оС со свойствами товарных дизельных топлив. Данная фракция не соответствует ГОСТу по таким показателям, как фракционный состав и кинематическая вязкость. Поэтому товарное дизельное топливо можно получить путем смешения фракции 230 – 350оС с фракцией 180 – 240оС. Для получения экологически чистого дизельного топлива подвергаем фракции 240 – 280 и 280 – 350С гидроочистке.

Выбор технологической схемы завода – основная и наиболее ответственная задача при разработке проекта НПЗ. Подбор комплекса технологических процессов по мощности и связи должен обеспечить выпуск из данного сырья заданного ассортимента продуктов высокого качества с минимальными затратами сырьевых, энергетических и трудовых ресурсов, без загрязнения окружающей среды.

Http://stud24.ru/technology/proekt-neftepererabatyvajushhego-zavoda/356181-1105393-page3.html

Статус проекта — выдано положительное заключение ФГУ ГЛАВГОСЭКСПЕРТИЗА РОССИИ

Управление проектом осуществляет ЗАО «НефтеХимСервис» основанное в августе 2004 года. Решение о строительстве нового нефтеперерабатывающего завода было одобрено коллегией администрации Кемеровской области в октябре 2007-го года. Стоимость проекта — порядка 37 миллиардов рублей.

Мощность Яйского нефтеперерабатывающего завода составит 3 миллиона тонн нефти в год с глубиной переработки в 85-90%. Проект строительства Яйского НПЗ позволит создать новую нефтеперерабатывающую отрасль в Кузбассе и снизить зависимость от поставок моторного топлива из других регионов. Яйский НПЗ расположен в 800 метрах от магистрального нефтепровода Александровское (Томская область) — Анжеро-Судженск — Иркутск. Это обеспечит устойчивую, ритмичную работу предприятия, даст экономию за счет сокращения расходов на транспортировку сырой нефти.

Производственная площадка располагается на землях Яйского района в Кемеровской области и находится на расстоянии 100 километров, как от города Томска, так и от города Кемерово. В двух километрах от площадки строительства располагается действующая станция Судженка Западно-Сибирской железной дороги, на которой будут выполняться все операции по сортировке, приёму и отправке железнодорожных цистерн с товарной продукцией, вырабатываемой на Яйском НПЗ. Высокий уровень технологии производства позволит получать бензин, дизельное топливо, нефтяной кокс и др.

Официальное начало строительства НПЗ состоялось 26 сентября 2008 года. Реализация проекта рассчитана на три этапа. Первый — этап первичной переработки — должен быть завершен в начале 2012 года.

Яйский НПЗ — это не только высокотехнологичный бизнес, но и крупный социально-экономический проект. Для жителей Яйского района и города Анжеро-Судженска появятся свыше 1000 рабочих мест. По подсчетам экономистов после выхода завода на проектную мощность в бюджет области будет поступать дополнительно до 1,5 миллиардов рублей налоговых платежей.

Http://sdelano-u-nas2.livejournal. com/6824.html

АТМОСФЕРА, НЕФТЬ, НЕФТЕХИМИЯ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, НЕФТЕЛОВУШКИ, АБСОРБЕРЫ, АЭРОТЕНКИ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ЗАГРЯЗНЕНИЕ, ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ, ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ СБРОСЫ, ОТХОДЫ, фенол, диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода.

Экологические проблемы, имеющие в настоящее время глобальный социальный характер, наиболее ярко проявились в нефтеперерабатывающей отрасли, где огромная энергонасыщенность предприятий, образование и выбросы вредных веществ создают не только техногенную нагрузку на окружающую среду, но и общественно-политическую напряженность в обществе. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие чего такие параметры как температура, давление, содержание опасных веществ, достигают критических величин. Растут единичные мощности аппаратов, количество находящихся в них опасных веществ. Многие виды продукции нефтеперерабатывающих заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья и состоящей из сотен позиций взрывоопасны и пожароопасны или токсичны. Перечисленные особенности современных объектов нефтепереработки обусловливают их потенциальную экологическую опасность. Экономическая целесообразность расположения нефтеперерабатывающих предприятий приводит к повсеместному созданию индустриальных комплексов в местах проживания населения.

Выполнить эколого-экономические расчеты воздействия загрязнения на окружающую среду и человека.

1.1 Выбросы в атмосферу на различных этапах технологического процесса

1.2 Основные источники выбросов предприятия в атмосферный воздух

Среди загрязнений воздушной среды выбросами НПЗ, в том числе и ОАО «Уфанефтехим» (сероводород, сернистый газ, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды, и другие токсичные вещества) основными являются углеводороды и сернистый газ. Степень загрязнения воздушной среды зависит от применяемой техники и технологии, а также от масштабов переработки нефти[1].

Http://otnos. ru/%D0%94%D0%B8%D0%BF%D0%BB%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B5%D0%BA%D1%82_%D0%BF%D0%BE_%D1%81%D0%BF%D0%B5%D1%86%D0%B8%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%B8_280101_%D0%91%D0%B5%D0%B7%D0%BE%D0%BF%D0%B0%D1%81%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%B6%D0%B8%D0%B7%D0%BD%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D1%8F%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D0%BE. asp

Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода по переработке нефти. Производство серосодержащих вяжущих из мазута как основное направление деятельности предприятия. Основные типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В экспериментальной части в лабораторных условиях было изучено изменение структурно-механических свойств мазута в процессе его термолиза с серосодержащей добавкой с концентрацией добавки и температурой термолиза. По измеренным значениям вязкости построены реологические кривые вяжущих. Подтверждено, что можно регулировать вязкость продукта, а также его малакометрические свойства путём изменения концентрации добавки и температуры реакции. Изучена возможность введения отработанного масла в мазут в определённых концентрациях. Введение масла в мазут позволяет изменить реологические свойства продукта: повысить пенетрацию и дуктильность и снизить температуру размягчения.

Исследованы малакометрические свойства продуктов термолиза, приготовленных при 240 0 С с концентрацией серосодержащей добавки 6, 10, 13, 15 % и с добавлением 8% отработанного масла при содержании добавки 15%. Показано, что повышение содержания добавки приводит к увеличению температуры размягчения и уменьшению пенетрации и дуктильности, что говорит о повышении твёрдости и снижении эластичности продуктов термолиза.

In this work the flow scheme of refinery with the capacity of 1 million tons per year by refining of romashkinskaya oil was offered. The specialization of this refinery is production of sulfur-containing binders from the residual oil. The material balances of all processes were made up and the summary material balance was made up too. The technological scheme of unit of sulfur-containing binders production with the capacity of 580 thousand tons per year was developed, its technological calculation was made.

In the experimental part the changing of structure-mechanical properties of residual oil with the concentration of the additive and the temperature of thermolysis during its thermolysis with the sulfur-containing additive was studied. The rheological curves of binders were constructed by the measured values of viscosity. It was confirmed that to regulate the viscosity of product and the properties dependent on its consistency is possible by changing of additive concentration and the temperature of reaction. The opportunity of injection of wasted oil to the residual oil was studied in defined concentrations. Injection of oil to the residual oil helps to change rheological characteristics of the product: to increase the penetration and ductility and to decrease the softening point.

The properties dependent on consistency of products obtained at 240 degrees above zero and with the concentration of sulfur-containing additive – 6, 10, 13, 15% and with the addition of wasted oil 8% in the content of the additive 15% were investigated. It was shown that the increase of additive content results to the growth of the softening point and to decrease of the penetration and the ductility, which indicates about the increase of the hardness and the decrease of the elasticity of the products of thermolysis.

The work consists of introduction, 4 sections, conclusion and list of references. The data is presented at 90 pages and contains 29 tables, 22 figures and 33 references.

Аннотация Введение Раздел 1. Литературный обзор изучение химизма, механизма реакций нефтяных остатков с серой и анализ свойств продуктов их взаимодействия 1.1 Типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой 1.2 Химизм и механизм реакций элементной серы с углеводородами 1.2.1 Алканы 1.2.2 Циклоалканы и их ароматические производные 1.2.3 Ароматические углеводороды 1.2.4 Арилалканы 1.3 Применение серы в процессах получения вяжущих материалов 1.5 Факторы, влияющие на свойства вяжущих 1.5.1 Зависимость свойств СВ от температуры 1.5.2 Зависимость свойств СВ от времени хранения 1.5.3 Зависимость свойств СВ от содержания серы 1.7 Перспективы утилизации отходов нефтепереработки с получением вяжущих материалов Вывод по разделу 1 Раздел 2. Описание и обоснование поточной схемы завода по переработке нефти 2.1 Характеристика ромашкинской нефти [20] 2.2 Поточная схема переработки ромашкинской нефти 2.3 Материальные балансы установок 2.4 Расчет октанового числа товарного автомобильного бензина и глубины переработки нефти Вывод по разделу 2 Раздел 3. Технологический расчёт процесса термолиза мазута 3.1 Технологическая схема комбинированной установки “АТ – термолиз мазута” 3.1.1 Схема технологической установки 3.1.2 Описание технологической схемы 3.2 Материальный баланс процесса термолиза мазута с элементной серой 3.3 Тепловой баланс процесса 3.3.1 Приход тепла 3.3.2 Расход тепла 3.4 Расчёт реактора Вывод по разделу 3 Раздел 4. Экспериментальная часть исследование свойств продуктов термолиза мазута 4.1 Цель и результаты работы 4.2 Методика проведения термолиза 4.3 Исследование реологических свойств продуктов термолиза 4.4 Зависимость реологических свойств продуктов термолиза от условий процесса 4.6.4 Определение содержания нерастворимых в толуоле Вывод по разделу 4 Общие выводы по работе Список литературы

1) при температуре <140 0 C происходит взаимодействие радикалов серы с углеводородами в направлении создания связей S-C, то есть полярных ароматических связей; при этом вероятной структурой сероорганического соединения являются полисульфидные соединения, которые при более высоких температурах переходят в циклические сульфиды со структурой тиофенового типа, включающей межмолекулярные поперечные связи;

2) при температуре 140 0 C наступает дегидрогенизация компонентов органического вяжущего, признаком которой является выделение сероводорода, образующегося вследствие взаимодействия серы с водородом; дегидрогенизированные цепи подвергаются циклизации, в результате чего увеличивается количество структурообразующих комплексов типа асфальтенов и других высокомолекулярных соединений, на этой стадии происходит “сшивка” органических фрагментов [2].

Низкомолекулярные алканы реагируют с серой значительно медленнее и при более высоких температурах, чем высокомолекулярные. При взаимодействии низших алканов с серой выше 220 0 С начинается их дегидрирование с выделением сероводорода. Реакция дегидрирования н-бутана серой является цепной и протекает с участием свободных радикалов.

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/3c0a65635a2ac69a4d43a89521216c26_0.html

Звоните сегодня и завтра мы уже работаем на вашем объекте! Выезд в течение суток с момента поступления запроса.

Гарантируем соблюдение бюджета и сроков выполнения работ, или вернем 0,05% от суммы договора за каждый день просрочки.

Мы дорожим своим именем, и мы против одноразовой экономии на клиенте. В работе мы используем только качественный материал.

Персональный менеджер, понятные сметы, прозрачные условия. Работаем официально – по договору.

У нас в штате только профессиональные проектировщики, монтажники, инженеры-строители и технологии.

Гарантия до 3-х лет на монтаж и обслуживание всех инженерных систем. Гарантируем сокращение бюджета эксплуатационных расходов, за счет увеличения КПД оборудования и инженерных систем.

Все договоры, заключенные с нами застрахованы в РОСГОССТРАХ и СОГЛАСИЕ.

Выполняем проектирование, монтаж и сервисное обслуживание всех инженерных систем. Полный спектр профессиональной работы с душой.

Энергетика является одной из наукоёмких, динамично развивающихся и стратегически важных отраслей нашей промышленности.

От того, насколько рационально будет осуществлено энергоснабжение любого промышленного объекта, с соблюдением современных стандартов надёжности и качества энергоснабжения, настолько успешным будет выпуск предприятием продукции, соответствующей международным стандартам качества, а также освоение в производстве новых типов, моделей товара.

Целью данного дипломного проекта является проектирование электроснабжения нефтеперерабатывающего завода.

Данный проект предполагает для обеспечения энергией завода использование, как самых современных средств, оборудования, к примеру использование цифровых систем контроля, учёта принимаемой электроэнергии, цифровых устройств релейной защиты и автоматики, позволяющих значительно повысить надёжность и живучесть системы электроснабжения, так и проверенных временем.

В первой главе дипломного проекта произведён анализ, а также раскрыты особенности технологической схемы нефтеперерабатывающего завода.

Во второй главе выполняется выбор и расчёт оборудования нефтеперерабатывающего завода.

В третьей главе происходит выбор и проверка высоковольтного и низковольтного оборудования.

В четвертой главе рассматриваются вопросы, связанные с выбором и расчётом параметров устройств РЗиА.

Пятая глава посвящена проекту электроснабжения инструментального цеха.

Вопросы охраны труда, техники безопасности, правил эксплуатации электроизмерительных приборов, релейной защиты рассмотрены в шестой главе.

1. 1Нефть, как сырьё, широко используемое в современной промышленности

Нефть — масляная горючая жидкость обычно темного цвета со своеобразным запахом; она немного легче воды и в ней не растворяется.

Нефть — важнейший источник получения различных углеводородов в промышленности.

Состав нефти. Если нефть нагревать в приборе, изображённом на рисунке 1, то можно заметить, что она кипит и перегоняется не при постоянной температуре, что характерно для чистых веществ, а в широком интервале температур. Это значит, что нефть представляет собой не индивидуальное вещество, а смесь веществ. При нагревании нефти сначала перегоняются вещества с меньшим молекулярным весом, обладающие более низкой температурой кипения, затем температура смеси постепенно повышается, и начинают перегоняться вещества с большим молекулярным весом, имеющие более высокую температуру кипения, и т. д. Состав нефти различных месторождений неодинаков.

Так как нефть — это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты: бензин, содержащий наиболее лёгкие углеводороды, кипящие от 40 до 200°, с числом атомов углерода в молекулах от 5 до 11; лигроин, содержащий углеводороды с большим числом атомов углерода, с темп, кипения от 120 до 240°; керосин с темп, кипения от 150 до 310° и, далее, соляровое масло. После отгонки из нефти этих продуктов остаётся вязкая чёрная жидкость — мазут.

Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т. п. Керосин применяется как горючее для тракторов. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей.

Из мазута путём дополнительной перегонки получают смазочные масла для смазки различных механизмов. Перегонку ведут под уменьшенным давлением, чтобы снизить температуру кипения углеводородов и избежать разложения их при нагревании.

После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса — гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Из некоторых сортов нефти выделяют твёрдые углеводороды — так называемый парафин (идущий, например, на изготовление свечей) и смесь жидких углеводородов с твёрдыми — вазелин.

Кроме переработки на смазочные масла, мазут применяется в качестве топлива в заводских и паровозных топках, в которые ом подаётся при помощи форсунок. Большие количества мазута подвергаются химической переработке в бензин и другие виды топлива.

Перегонка нефти. Сначала перегонку нефти в промышленности производили по тому же принципу, что и в описанном выше лабораторном опыте. Нефть нагревали в особых резервуарах — «кубах», выделяющиеся пары отбирали в определённых интервалах температур и конденсировали, получая таким образом бензин, керосин и другие нефтепродукты. Но когда сильно возросла потребность в жидком топливе, такой способ оказался невыгодным, та к как он требовал много времени и большого расхода топлива на нагревание нефти, не обеспечивал высокой производительности и достаточно хорошего разделения нефти на отдельные нефтепродукты.

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих так называемых трубчатых установках (рис. 2), отвечающих требованиям современного производства. Установка состоит из двух сооружений — трубчатой печи для нагрева нефти и ректификационной колонны для разделения нефти на отдельные продукты.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной трубопровод. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. По трубопроводу непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть. В нём она быстро нагревается до 300−325° и в виде смеси жидкости и пара поступает далее в ректификационную колонну.

Ректификационная колонна имеет внутри ряд горизонтальных перегородок с отверстиями — так называемых тарелок. Пары нефти, поступая в колонну, поднимаются вверх и проходят через отверстия в тарелках. Постепенно охлаждаясь, они сжижаются на тех или иных тарелках в зависимости от температур кипения. Углеводороды, менее летучие, сжижаются уже на первых тарелках, образуя соляровое масло; более летучие углеводороды собираются выше и образуют керосин; ещё выше собирается лигроин; наиболее летучие углеводороды выходят в виде паров из колонны и образуют бензин. Часть бензина подаётся в колонну в виде орошения для охлаждения и конденсации поднимающихся паров. Жидкая часть нефти, поступающей в колонну, стекает по тарелкам вниз, образуя мазут. Чтобы облегчить испарение летучих углеводородов, задерживающихся в мазуте, снизу навстречу стекающему мазуту подают перегретый пар.

Рисунок 1.2. Схема трубчатой установки для непрерывной перегонки нефти

Устройство тарелок схематически изображено на рисунке 8. Отверстия в тарелках, через которые проходят поднимающиеся кверху пары, имеют небольшие патрубки, покрытые сверху колпачками с зубчатыми краями. Через зазоры, образующиеся в месте соприкосновения колпачка с тарелкой, и проходят вверх пары углеводородов. Проходя через жидкость на тарелке, пары охлаждаются, вследствие чего наименее летучие составные части их сжижаются, а более летучие увлекаются на следующие тарелки. Жидкость, находящаяся на тарелке, нагревается проходящими парами, вследствие чего летучие углеводороды из неё испаряются и поднимаются кверху. Избыток жидкости, собирающейся на тарелке, стекает по переточной трубке на нижерасположенную тарелку, где проходят аналогичные явления. Процессы испарения и конденсации, многократно повторяясь на ряде тарелок, приводят к разделению нефти на нужные продукты.

Крекинг нефти. При перегонке нефти выход бензина составляет лишь 10−15%. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта. Источником получения из нефти дополнительного количества бензина является крекинг-процесс.

Если в нагреваемую на сильном пламени трубку (заполненную железными стружками для улучшения теплопередачи) пускать из воронки по каплям керосин или смазочное масло, очищенные от непредельных углеводородов (рис. 3), то в U-образной трубке вскоре будет собираться жидкость, а в цилиндре над водой — газ. Полученная жидкость, в отличие от взятой для реакции, обесцвечивает бромную воду, т. е. содержит непредельные соединения. Собранный газ хорошо горит и также обесцвечивает бромную воду.

Результаты опыта объясняются тем, что при нагревании произошёл распад углеводородов.

Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти, в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.

Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).

Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.

В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут> 350 °С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40−60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350−530 °С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43−107).

Остаток вакуумной перегонки — гудрон (фр. 500 °С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).

В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:

На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки — гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440−4500С и давлении 22 кгс/см2.

Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин — отгон направляются на смешение котельного топлива.

Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалению легких газообразных углеводородов) и разгонке на отдельные фракции установки вторичной перегонки бензинов (22−4) и блоке стабилизации вторичной перегонки, входящем в состав комбинированной установки АВТ-6.

После стабилизации и вторичной перегонки более тяжелая бензиновая фракция с пределами кипения 85−180 °С направляется на установки каталитического риформинга Л-35−11/300М и ЛЧ-35−11/1000, где в присутствии платинорениевых катализаторов при высокой температуре (до 520 °С) и давлении (15; 35 кгс/см2) происходят процессы облагораживания бензина (его ароматизация) для повышения основной характеристики автомобильного бензина — октанового числа с 60 пунктов до 94−97 пунктов и. м.

Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85 °C.

Керосиновый дистиллат с атмосферной части установок АТ, АВТ-3, АВТ-6 выводится как компонент реактивного топлива ТС-1.

Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки 24−5 (п. б.) для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1 (высшего сорта).

Дизельные фракции (компоненты дизельного топлива) подвергаются следующим процедурам.

Легкий компонент диз. топлива (фракция 180−240 °С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива.

Фракция 240−380 °С направляется на установки гидроочистки (24−5 л. б, 24−2000), где в присутствии водорода на катализаторах происходит разложение сернистых соединений до сероводорода, который потом отделяется от реакционной массы и выделяется из газов в процессе очистки МЭА.

В результате гидроочистки содержание серы в дизельном топливе снижается с 0,8−1,0% до 0,05% (на высокоактивных катализаторах).

Гидроочищенный компонент поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива.

Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) с установок АВТ-6, 22−4 и 35−11/1000 в сжиженном виде направляются на газоразделение — установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют (пропан+бутан) и остаток (пентан и выше).

Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа (установка газораздачи); остаток (газовый бензин) на смешение в товарный бензин.

Для повышения глубины переработки нефти в поточную схему завода включена комбинированная установка каталитического крекинга вакуумного газойля Г-43−107, в состав которой входят:

— предварительная гидроочистка сырья (для удаления серы, азотистых соединений, металлов и т. д. );

— газоразделение головки стабилизации бензина на отдельные компоненты.

Сырье — вакуумный газойль поступает с вакуумных блоков установок АВТ-3 и АВТ-6. Водород для процесса гидроочистки получают на отдельно стоящем производстве водорода методом паровой конверсии метана.

В результате процесса каталитического крекирования тяжелых углеводородов (расщепление высокомолекулярных компонентов на более мелкие молекулы) из остаточного нефтяного сырья получают дополнительное количество ценных светлых нефтепродуктов и газовых компонентов:

— бензин с октановым числом 90−91 пунктов по исследовательскому методу является компонентом товарного бензина;

— пропан-пропиленовая фракция — сырье для производства полипропилена;

— бутан-бутиленовая фракция — сырье для производства МТБЭ, компонент бытового сжиженного газа, компонент автомобильного бензина.

В связи с тем, что завод перерабатывает сернистые нефти (содержание серы до 2,0%) и имеет несколько установок гидрообессеривания, эксплуатируется система извлечения и переработки сероводорода. Процесс извлечения сероводорода из углеводородных газов осуществляется способом аминовой очистки (МЭА) на блоках установок 24−5, 24−2000, Г-43−107, УОР (очистка рефлюкса). Извлеченный сероводород поступает на установки получения элементарной серы (установка Клауса). Очищенный углеводородный газ направляется в заводскую топливную сеть.

Компоненты с установок поступают в резервуарный парк станции смешения бензинов и котельных топлив.

Автобензины, дизельные топлива и мазуты готовятся методом последовательной дозировки компонентов в товарных резервуарах парка сырой нефти и готовой продукции или методом одновременного дозирования и смешения компонентов в трубопроводе.

Газовые компоненты (пропан, бутан) поступают на газораздаточную станцию, где происходит приготовление бытового сжиженного газа и его отгрузка.

Отгрузка товарных топлив осуществляется в железнодорожных цистернах, по продуктопроводам, через автотерминал (автобензины) и через автораздаточный блок Московской нефтебазы (дизельные топлива).

Нефтебитум отгружается непосредственно из битумораздаточников товарного цеха и с битумной установки цеха № 1 в автогудронаторы.

Процесс химического разложения углеводородов нефти на более, летучие вещества называется крекингом (крекинг — расщепление). Крекинг даёт возможность повысить выход бензина из нефти до 50% и более.

Существуют два вида крекинга — термический, когда расщепление углеводородов производится при высокой температуре, и каталитический, идущий при повышенной температуре с применением катализаторов.

Термический крекинг осуществляют, пропуская нефтепродукты, например мазут, через трубчатую печь, где они нагреваются примерно до 500° под давлением в несколько десятков атмосфер. Чтобы разделить образующуюся смесь жидких и газообразных углеводородов, продукты крекинга направляют в ректификационную колонну, с принципом действия которой мы уже знакомы.

Бензин термического крекинга существенно отличается от бензина прямой гонки тем, что со держит в своём составе непредельные углеводороды.

Каталитический крекинг осуществляют, пропуская пары тяжёлых углеводородов в реакторы, заполненные катализатором (зёрна алюмосиликатов). Продукты крекинга из реактора поступают на ректификацию. Применение катализаторов позволяет проводить крекинг при более низких температурах и давлении, направлять его в сторону образования наиболее ценных продуктов и получать бензин высокого качества.

Газы крекинга содержат разнообразные предельные и непредельные углеводороды, что делает их ценным сырьём для органического синтеза. Которые используют в производстве синтетического каучука, спирта, моющих средств и других химических продуктов.

На Московском НПЗ развиваются две наиболее сильные стороны конкурентной позиции:

Это дает возможность заводу предоставлять лучшие по качеству услуги по процессингу. В настоящее время на Московском НПЗ набор технологий, углубляющих переработку нефти, по отношению к первичной переработке в 1,5 раза выше среднеотраслевого уровня. Такое же соотношение имеют доли процессов, повышающих качество.

Гибкое сочетание углубляющих и облагораживающих процессов позволяет обеспечить высокий прирост светлых нефтепродуктов по отношению к природному их содержанию в нефти, а также выпускать моторные топлива с высокими экологическими показателями.

Ввиду отсутствия в последние годы весомых инвестиций в программу развития завода, специалисты и руководители перешли к политике «малозатратной модернизации» за счет собственных источников финансирования. Пришло понимание, что мобилизовав интеллектуальный потенциал на усовершенствование уже имеющихся технологий на режим жесткой экономии ресурсов, можно продолжать поступательное движение вперед и в условиях серьезных финансовых трудностей.

Всё это говорит о том, что качество снабжения завода энергией является одной из важнейших сторон, в развитии любого предприятия. Также, сотрудничество с отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами позволяет рационально, экономично и экологично использовать ресурсы и сырьё.

Разработать проект электроснабжения нефтеперерабатывающего завода.

На чертежах представить генеральный план предприятия с нанесением не него картограммы нагрузок и внутризаводской сети высокого напряжения, а также однолинейную схему электроснабжения предприятия.

Питание осуществляется от подстанции энергосистемы мощностью 600 МВА, на которой установлены два трёхобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 230/115/37 кВ. Мощность к. з. на стороне 230 кВ равна 1800 МВА. Расстояние от подстанции до завода 17 км. Стоимость электроэнергии 1,2 коп за 1 кВтч. Режим работы предприятия: в три смены.

Расчётные нагрузки цехов предприятия определим при помощи метода коэффициента спроса [6].

Цех электрообессоливающей установки. Номинальная мощность цеха Pн = 1800 кВт. Значения коэффициента использования и cos для типового цеха: Kи = 0,35, cos = 0,75. На основании Kи определяем коэффициент спроса Кс. который равен 0,45.

Расчетная активная мощность цеха электрообессоливающей установки:

Расчетная реактивная мощность цеха электрообессоливающей установки:

Для освещения этого цеха выбираем люминесцентные лампы. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cosо = 0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади для цеха электро обессоливающей установки определим из [1], р0 =0,012 кВт/м 2. Площадь цеха определяем по генплану предприятия с учетом масштаба F = 1824 м 2. Коэффициент спроса на осветительную нагрузку для внутреннего освещения, Ксо =0,85.

Расчетная активная мощность на освещение носочного цеха шасси и главного конвейера:

Расчётная реактивная мощность на освещение цеха шасси и главного конвейера:

Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания. Результаты расчетов сведены в Таблице 2.2.

Для освещения территории предприятия используем лампы ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cos0 = 0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади находим согласно [1]. Для уличного освещения р0 =0,006 кВт/м2. Площадь территории предприятия определяем по генплану предприятия за вычетом площади цехов F= 328 928 м 2. Коэффициент спроса на осветительную нагрузку Ксо =0,5.

Выбор схемы внутрицеховой сети начинаем с определения местонахождения цеховой трансформаторной подстанции. ТП и КТП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок (ЦЭН), координаты которого определяются из соотношений [6]:

Где Рi — расчетная мощность i-го цеха предприятия; Xi. Yi — координаты i-го цеха предприятия.

Данные для расчёта сведены в Таблицу 2.3. Так как в данном месте (точка 386,57; 292,88) установить ГПП невозможно. В связи с этим разместим ГПП с северной стороны цеха установки каталитического крекинга. Согласно [5] размеры типовой подстанции 110/10,5 кВ открытого типа (36; 26,3).

Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с нанесенными на нем окружностями, площади которых пропорциональны величинам расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности для цеха электрообессоливающей установки определяется как:

Где R — радиус окружности, Pp — расчетная мощность цеха, mp — масштаб мощности (mp = 0,75 кВт/м 2 ).

Для представления о том какая часть мощности используется для освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален общей нагрузке цеха. Угол сектора для корпуса пр-ва бетонных конструкций определяется как:

Аналогичным образом производим расчёты для остальных цехов и сводим результаты в Таблицу 2.4.

2.6 Выбор номинального напряжения линий электропередачи, ихЧисла, сечения и марки проводов

Расчётная реактивная нагрузка на внешнее электроснабжение Qрвн = Qс. Для предприятия cos (ц)=0,95, tg (ц)=0,328 [6]:

Предварительный выбор суммарной мощности компенсирующих устройств осуществляется в режиме максимальных нагрузок и производится следующим образом[6]:

Где l — длина линии, l = 17 км, Ррвн — передаваемая мощность, Ррвн = 17 994,83 кВт.

Исходя из полученного результата и имеющихся на головной подстанции напряжений принимаем напряжение питающей линии 110 кВ так как второе имеющееся напряжение 35 кВ не удовлетворяет поставленным условиям.

Определим необходимое сечение проводов. Рассчитаем номинальный ток линии:

Где n — количество линий, n = 2 так как на предприятии имеются потребители 1-ой и 2-ой категории.

Определим сечение проводов по экономической плотности тока (j = 1,1, при продолжительности использования максимума нагрузки 4000 ч/год для европейской части России [5]):

На основании полученного тока и рекомендации [5] в качестве питающей линии выбираем двухцепную ВЭЛ выполненную проводом АС-70 на железобетонных опорах.

Выполним проверку выбранного провода по нагреву, то есть, сравним рабочий ток с длительно допустимым (для АС-70 Iдоп = 265 А) [1]:

В случае аварийного режима, при работе по одной магистрали общий ток составит 45,18·2 = 90,36 А. Условие выполняется.

Где l — длина линии (l = 17 км), rуд. xуд — удельные активное и реактивное сопротивление провода (rуд = 0,46, xуд = 0,86)

Так как потери напряжения незначительны и удовлетворяют требованиям, то окончательно принимаем двухцепную ЛЭП с проводом АС-70.

Произведём выбор трансформаторов. Так как на предприятии имеются потребители 1-ой категории составляющие примерно 40% от мощности всего предприятия, то примем Kз = 0,6, тогда мощность одного трансформатора найдём по следующей формуле [1]:

Таким образом, для установки на ГПП выбираем два трансформатора ТДЦН-16 000/110/10,5.

Напряжение короткого замыкания на номинальной ступени % Uкз = 10,5%

В качестве сети внутреннего электроснабжения выбираем сеть напряжением 10 кВ. Это обусловлено тем, что на предприятии нет собственного генератора, а доля ЭП, работающих на напряжении 6 кВ, меньше, чем доля ЭП работающих на напряжении 10 кВ. Для расчета внутреннего электроснабжения предлагаются два варианта распределительной сети (Рис. 2.2 и 2. 3).

В зависимости от общей схемы электроснабжения, величины потребляемой мощности, территориального размещения нагрузок, требуемой степени безопасности на всех ступенях системы электроснабжения, выбираем ту или иную схему. Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат [1].

Приведённые сети отличаются только кабельными линиями, следовательно выбор будем осуществлять на основании затрат на КЛ.

2.9 Расчёт токов короткого замыкания в сеТи внутреннего электроснабжения

Для расчёта токов короткого замыкания воспользуемся аналитическим методом. Расчёт будем производить в относительных единицах по отдельным ветвям, так как отсутствие соседних ветвей не внесёт значительной погрешности в результаты [14].

Рис. 2.4. Схема внешнего электроснабжения предприятия с указанием точек короткого замыкания

Где Uср — это среднее напряжение той ступени, для которой известна мощность к. з. [14] Sнс. по условию мощность к. з. для стороны 230 кВ Sнс =1800МВА.

Периодическую составляющую тока трёхфазного тока КЗ определяем по расчётным кривым для турбогенератора средней мощности работающего с наличием АРВ[1]:

Определим ток КЗ в точке К-2 (за трансформатором на шинах ГПП 10,5 кВ):

Zрасчmax > 3 и Zрасчmin > 3, следовательно изменением во времени периодической слагаемой тока можно пренебречь [14].

Аналогично производим расчёт для остальных точек схемы и сводим результаты в табл. 9.

Расчёт для токов к. з. для точки 16 будет отличаться из-за наличия в системе синхронных двигателей типа СДН 14−46−8УЗ [1].

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания, посылаемое к месту короткого замыкания синхронными электродвигателями:

Где = 0,2 — сверхпереходное значение индуктивного сопротивления по продольной оси [10]

Http://1004kv. ru/scheme/%D0%B4%D0%B8%D0%BF%D0%BB%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D0%B0%D1%8F-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B5%D0%BA%D1%82-%D1%8D%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%82%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%B0%D0%B1%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D1%8F-%D0%BD/

Добавить комментарий