Нефтеперерабатывающий завод характеристика

Последние 2 года характеризовались ростом объемов производства на российских нефтеперерабатывающих заводах. В то же время стоит отметить существенное изменение структуры производства за счет увеличения выпуска продукции более высокого качества. Так, по итогам 2000 г. значительно вырос выпуск смазочных масел, в меньшей степени – автомобильных бензинов и дизтоплива, тогда как производство мазута сократилось. В январе 2001 г. данная тенденция сохранилась.

В 2000 г. заметно улучшилась ситуация с обеспечением нефтепродуктами внутреннего рынка. Стабилизация мирового рынка нефти в конце 2000 – начале 2001 г. сделала более выгодным поставку нефтепродуктов на внутренний рынок, нежели их экспорт, в связи с чем в отрасли возникли новые проблемы, в частности, проблема затоваривания рынка нефтепродуктов. Этому способствовало также увеличение в 1 квартале 2001 г. задания на поставку нефти на НПЗ России.

– бесперебойное обеспечение внутриреспубликанских нужд в горюче-смазочных материалах;

– необходимость реконструкции и модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов;

– государственная координация и регулирование оптимального соотношения внутриреспубликанского потребления и экспорта нефти и нефтепродуктов;

– обеспечение контроля давальческих схем переработки нефтяного сырья и производства нефтепродуктов;

– модернизация и реконструкция НПЗ, создание механизма государственной поддержки инвестиционных проектов республиканского значения;

– создание правовой базы в области лицензирования переработки нефти (в том числе малотоннажных производств), государственной политики стандартизации, экспертизы, строительства новых объектов и модернизации мощностей НПЗ.

По мнению специалистов, в России имеется достаточное количество мощностей нефтепереработки, и строительство новых НПЗ нецелесообразно, тем более что за счет реконструкции имеющихся мощностей и повышения глубины переработки нефти можно значительно увеличить объемы производства нефтепродуктов, в первую очередь, продукции повышенного качества.

В 2000 г. на нефтеперерабатывающих заводах России страны было переработано 174,5 млн т нефти, что на 5,7 млн т превышает показатель 1999 г. Поставка нефтяного сырья на переработку для внутреннего рынка России составила 179,3 млн т, что на 8,8 млн т больше, чем в 1999 г., а отгрузка российских ресурсов нефти на экспорт составила 124,5 т.

Выработка основных нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях России (с учетом предприятий «Газпрома» и мини-НПЗ) в целом за 2000 г. составила: по автобензину – 27876 тыс. т., что на 1006 тыс. т. больше уровня 1999 г., по дизтопливу – 49232 тыс. т. (рост 2450 тыс. т.).

В 2000 г. были удовлетворены потребности федеральных потребителей в поставках энергоресурсов. В частности, запасы топочного мазута на АО-энерго и федеральных станциях превышают нормативные на 20% и 120% соответственно. Удовлетворены потребности в ТЭР Минобороны, МПС России, со стороны которых не было претензий к нефтяным компаниям по вопросам поставки энергоресурсов. Своевременные поставки горюче-смазочных материалов сельскому хозяйству в начале 2000 г. позволили успешно завершить проведение весенних и осенних полевых работ. Поставки нефтепродуктов в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности нефтяными компаниями составили 132,4% к 1999 г. и в 2,1 раза превысили потребность, первоначально заявленную администрациями регионов.

Объем первичной переработки нефти в январе-феврале увеличился на 3,8% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Производство автомобильного бензина за 2 месяца 2001 г. возросло на 5,9%, дизельного топлива – на 5,1%, смазочных масел – на 12,6% и топочного мазута – на 2,7%. По прогнозам специалистов, во втором квартале 2001 г. объем переработки нефти в РФ составит 46 млн т.

В настоящее время запасы топлива для снабжения сельхозпроизводителей на 0,5 млн т выше по сравнению с аналогичным периодом 2000 г. и составляют 2,6 млн т. Нефтяные компании, в частности "ЛУКойл" и "Роснефть", уже заключили соглашения с регионами по обеспечению нефтепродуктами в период посевных работ. Для проведения весенне-полевых работ в текущем году сельхозпроизводителям необходимо 3,7 млн т автобензина и 8,5 млн т дизельного топлива. В 2000 г., по данным Минсельхоза РФ, сельхозпроизводителями было закуплено 1,8 млн т автомобильного бензина и 5 млн т дизтоплива, что составляет 94% к уровню 1999 г.

Задолженность сельскохозяйственных товаропроизводителей перед нефтяными компаниями за поставку нефтепродуктов на начало 2001 г. составила 1,3 млрд руб., в частности, задолженность перед "Роснефтью" составляет 275,9 млн руб. при этом наибольший объем задолженности – 224 млн руб. – приходится на Краснодарский край. Задолженность сельхозтоваропроизводителей перед НК "ЛУКойл" составляет 350 млн руб., перед НК "ЮКОС" – 209 млн руб., перед "Сибнефтью" – 324 млн руб. Это может осложнить ситуацию с заключением договоров на поставку нефтепродуктов для нужд сельского хозяйства.

На территории России действуют 28 нефтеперерабатывающих предприятий, 6 специализированных заводов по выпуску масел, смазок и присадок, два завода по переработке сланцев суммарной мощностью около 320 млн т в год в пересчете на сырую нефть.

НПЗ, н аходящиеся в собственности нефтяных компаний

Куйбышевнефтеоргсинтез, Куйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ

Краснодарнефтеоргсинтез, Туапсинский НПЗ, Комсомольский НПЗ, Оренбургский НМЗ, Пермский завод смазок, Московский НМЗ

В 2000 г. доля ОАО "НК "ЮКОС" с на российском рынке автобензинов превысила 18% (1999 г. – 15.9%), на рынке дизельного топлива – 19.5% (1999 г. – 14.8%). В 2000 г. основной рост производства пришелся на светлые нефтепродукты. При среднем росте производства светлых нефтепродуктов по России на 7-8%, прирост объемов производства ОАО "НК "ЮКОС" составил: по автобензинам – 15%, по дизельному топливу – 16%, по авиационному топливу – 11%, по маслам – 60%. Выход светлых нефтепродуктов увеличился в 2000 г. до 57.1% ( 54.5% в 1999 г.). В 2001 г. объемы загрузки НПЗ компании составят 16,5 млн т. Приоритетным для НК "ЮКОС" направлением останутся поставки нефтепродуктов на российский внутренний рынок. Компания намерена закрепиться в новых для себя регионах Восточной Сибири, Дальнего Востока и Северного Кавказа. Крупнейшим направлением развития сбыта стала начатая летом 2000 г. масштабная модернизация автозаправочной сети компании. В течение 2001 г. ОАО "НК "ЮКОС" планирует ввести в строй около 300 модернизированных АЗК в 15 регионах России, в том числе увеличить и число автозаправочных комплексов в Москве и занять 10% московского сбытового рынка нефтепродуктов (сейчас компания владеет 13 АЗС в Москве). В 2001 г. компания намерена инвестировать более 8 млрд рублей в нефтепереработку и сбыт нефтепродуктов.

ОАО "Саратовский НПЗ", входящее в структуру ОАО "СИДАНКО", увеличило объем переработки нефти в 2000 г. на 12,2% по сравнению с уровнем 1999 г. Загрузка предприятия возросла по сравнению с 1999 годом на 5.6%, составив 51.9% от максимальной. В 2000 г. выработка бензинов с высоким октановым числом (Аи-92, Аи-95) повысилась на 20.6%. Глубина переработки нефти составила в 2000 г. 59.7% (в 1999 г. – 56.7%), а отбор светлых нефтепродуктов – 50% (в 1999 г. – 46.8%). В 2000 г. на заводе были введены в действие новые объекты: эстакада слива нефти, линия производства современных кровельных покрытий, насыпные устройства на волжском причале, линия залива вагонов жидкой серой. Значительная часть трубопроводов вынесена из-под земли на железобетонные эстакады. Произведена реконструкция заводской автозаправочной станции.

ОАО "Ангарская нефтехимическая компания" (АНХК) с сентября 2000 г. находится под управлением НК "ЮКОС". В 2000 г. АНХК снизила объем переработки нефти на 8% по сравнению с 1999 г. Ежесуточная переработка нефти составляет 19-20 тыс. т.

В 2001 г. "ЮКОС" планирует произвести полную уплату налогов на АНХК и повышение заработной платы. В настоящее время "ЮКОС" рассматривает инвестиционную программу по АНХК на сумму 20 млн долл. В рамках реализации программы с начала 2001 г. АНХК провела реконструкцию риформинга и каталитического крекинга, в результате чего октановое число стало возможно повышать на установках НПЗ без добавления специальных присадок. Это позволило перейти полностью на выпуск качественного неэтилированного бензина. "ЮКОС" ведет переговоры с компанией "РИНКО" о приобретении 25-процентного пакета акций АНХК. В дальнейшем руководство "ЮКОСа" планирует довести свой пакет акций до контрольного. На сегодняшний день НК выполняет на АНХК функции производственного оператора и крупного поставщика нефти, поставляя 10 млн т нефти в год.

В структуру "Славнефти" входят три завода: ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", ОАО "Славнефть – Ярославский НПЗ им. Менделеева" и ОАО "Мозырский НПЗ". В настоящее время на НПЗ компании проходит процесс реконструкции и модернизации, направленный на увеличение глубины переработки нефти, что позволит в будущем расширить выпуск светлых нефтепродуктов, авиакеросина, экологически чистого дизельного топлива и присадок при одновременном улучшении их качества. В феврале 2001 г. НПЗ компании переработали 1,46 млн т нефти. Выпуск автобензина на предприятиях компании вырос на 29% до 227,2 тыс т, доля высокооктанового бензина составила 65%, керосина – увеличилось на 2%, прямогонного бензина – на 81%, дизельного топлива на 9,5%, сжиженных газов на 98%. В 2000 г. "Славнефть" разработала новую схему по укреплению связей дочерних предприятий с НПЗ, что позволило увеличить производство масел на НПЗ до 91,8 тыс т против 32,8 тыс. т в 1999 г.

Объем мощностей по нефтепереработке ОАО "Роснефть" составляет 11,2 млн т.

В 2000 г. объем первичной переработки нефти компании вырос на 10% и составил 7,1 млн т. Основным проектом "Роснефти" в нефтепереработке является модернизация собственных НПЗ. Так, на Комсомольском НПЗ проводится реконструкция ряда установок и строительство новых – каталитического риформинга бензинов, гидроочистки дизельного топлива, гидрокрекинга тяжелых остатков переработки нефти. На Туапсинском НПЗ идет расширение каталитического риформинга, вводятся в строй установки гидроочистки дизельного топлива. Согласно подписанному в 1998 г. контракту с немецкой фирмой Lurgi, на этом предприятии будет проходить полная технологическая реконструкция. "Краснодарнефтеоргсинтез" (КНОС) к настоящему времени фактически вышел из-под контроля компании. Оставшийся в распоряжении КНОСа Афипский НПЗ в настоящее время нерентабелен и работает менее чем на 20% от своей мощности. На заводе функционируют только установки по вторичной переработке прямогонного бензина, производящегося на соседнем Краснодарском НПЗ (около 150 тыс. т в год). Весной 1998 г. арбитражный суд Краснодарского края признал «Краснодарнефтеоргсинтез" банкротом за долги перед федеральным бюджетом (в размере около 355 млн рублей), приняв решение о его продаже. Следствием этого решения стало прекращение прав акционеров в отношении завода.

В 2000 г. объем переработки нефти на НПЗ "ЛУКойла" составил 32 млн т, при этом доля НПЗ компании в общем объеме переработки нефти по России выросла до 14,4% против 12,2% в 1999 г. Глубина переработки нефти составила 76,3%, что выше среднего показателя по отрасли. Выпуск автомобильного бензина вырос на 7,8%, дизельного топлива – на 10,1%, смазочных масел – на 14%, в том числе фасованных – на 52%. Общий объем поставок нефтепродуктов "ЛУКойла" на российский рынок вырос на 46%. В настоящее время НК "ЛУКойл" развивает сеть нефтебаз и автозаправочных станций на Северо-Западе страны. Планируется строительство современных автозаправочных комплексов в Архангельской, Калининградской, Ленинградской, Вологодской, Псковской, Новгородской областях, Ненецком автономной округе – в Республиках Карелии и Коми, в Санкт-Петербурге.

НК "Татнефть" планирует увеличить в 2001 г. число собственных автозаправочных станций со 183 до 312, в том числе в Москве с 95 до 124. В 2000 г. открыла 123 собственных автозаправочных станции, в том числе 95 в Москве. Для того чтобы перерабатывать собственную нефть, "Татнефть" участвует в строительстве "Нижнекамского НПЗ". В 2000 г. в строительство НПЗ нефтяники направили более 600 млн руб, в 2001 г планируют вложить 2 млрд руб. Первая очередь Нижнекамского НПЗ вступит в строй к концу 2001 г.

ОАО "Сургутнефтегаз" в 2000 г. выработало 16,7 млн т нефтепродуктов, на 0,6% превысив показатель 1999 г. Проектная мощность основного нефтеперерабатывающего предприятия "Сургутнефтегаза" ОАО "КиНеф" составляет 22 млн т нефти в год. Общий объем капвложений "Сургутнефтегаза" в нефтесбытовую сферу за 2000 г. составил около 150 млн руб., что в 2,4 раза больше, чем в 1999 г., было 4 новых автозаправочных комплекса и реконструировано 12. В течение ближайших 3-4 лет ОАО "Сургутнефтегаз" планирует построить и реконструировать около 200 АЗС.

Http://textarchive. ru/c-2233100.html

Несмотря на изобилие нефтяного сырья, Россия по-прежнему серьезно отстает от развитых и развивающихся стран по глубине переработки нефти и качеству нефтепродуктов. На сегодняшний день отечественная нефтепереработка – это 27 НПЗ мощностью 257,8 млн. т в год, 43 мини-завода и 5 перерабатывающих предприятий "Газпрома" суммарной мощностью 16,1 млн. т в год, которые не входят в отраслевую отчетность, и один нефтемаслозавод мощностью 540 тыс. т в год. Большинство НПЗ включено в вертикально интегрированные компании: четыре – у «ЛУКОЙЛа», два – у «Роснефти», пять было – у «ЮКОСа», по два – у ТНК-BP и «Славнефти», по одному – у «СИДАНКО», «Сургутнефтегаза» и «Сибнефти». Девять заводов не относятся к вертикально интегрированным компаниям. Газоконденсатные заводы (расположенные в Астрахани и Сургуте) принадлежат «Газпрому». Характеристика размещения НПЗ в Россиив сравнении с развитыми странами (на 2003 г). Страна, регион Количестводействующих заводов Общая мощностьпо переработке нефти, млн. т/год Средняя мощностьзавода, млн. т/год Россия 27 273,9 11,3 Прочие страны СНГ 18 150,0 8,3 Канада 22 93,0 4,2 8 ведущих стран Западной Европы 85 558,0 6,6 США 163 775,0 4,8 Япония 40 251,0 6,3 По отчетным данным, мощность нефтепереработки в России составила в 2003 г. 273,9 млн. т в год. Предприятия отрасли были загружены на 69,2%, что соответствует объему переработки 189,6 млн. т в год, тогда как суммарная проектная мощность российских НПЗ – 309 млн. т, однако такой максимальной загрузки они не достигали никогда. Пик объемов переработки пришелся на 1985 г. – 305 млн. т, а после 1990 г. они были существенно снижены. Отечественные нефтеперерабатывающие заводы условно можно разделить на четыре группы (поколения). НПЗ первого поколения (их 12) были построены до и во время Второй мировой войны, для них характерна малая мощность устаревших установок, все они нуждаются в коренной реконструкции. В ряде случаев правомерно ставить вопрос о закрытии этих заводов (как принято поступать в мировой практике с безнадежно устаревшими предприятиями). Заводы второго поколения (9) перерабатывают более 60% всей нефти России. Они построены между 1945 и 1965 гг. на основе использования так называемых типовых установок. Некоторые из этих установок были относительно малы, и поэтому НПЗ данного поколения состоят из 40 и более технологических объектов. НПЗ третьего поколения (6) были составлены из установок большой производительности, включая установки первичной переработки мощностью 3-6 млн т, каталитического риформинга (0,6-1 млн. т) и гидроочистки топлив (1,2-2 млн. т). Их сооружение началось во второй половине 60-х годов прошлого века. Самая недавняя конструкция – заводы четвертого поколения (Ачинский – в России и четыре – в странах бывшего СССР) – основана на идее объединения технологических объектов в единую комбинированную систему. Все российские НПЗ отличаются относительно низким уровнем конверсии сырья в более ценные продукты, а также высоким энергопотреблением – в два-три раза больше, чем у аналогичных предприятий за рубежом. Сегодня переработка в нашей стране ведется преимущественно на установках первичной перегонки нефти. В результате чего объемы производимого мазута и дизельного топлива в два раза превышают внутреннюю потребность и являются экспортным ресурсом. Качество автомобильного бензина, реактивного и дизельного топлив в массовых объемах не соответствует евростандартам. Между тем потребность отраслей экономики в основном полностью удовлетворена нефтепродуктами по количеству и по качеству. В настоящее время в России отсутствует действенный механизм, стимулирующий производство нефтепродуктов высокого качества. Таких, как дизельное топливо с содержанием серы 0,01%, современные масла. Причины сложившейся ситуации: Что происходит с нефтеперерабатывающим сектором экономики страны, практически полностью оказавшимся под контролем ВИНК? Каковы причины сложившейся ситуации и как на нее можно повлиять? В целом причины отрицательной динамики ясны. Прежде всего, это высокая степень изношенности основных производственных фондов нефтепереработки, доставшихся в наследство ВИНК от советской экономики. В 1995 году уровень износа ОПФ в нефтепереработке составлял 63,3% против 47,5% в целом по промышленности и был самым высоким среди основных отраслей промышленности. В 2002 году уровень износа основных производственных фондов в нефтеперерабатывающем сегменте составил уже 47%, что является вполне приемлемым показателем. По сути, в 1995-2002 годах суммарная мощность НПЗ России уменьшилась в первую очередь за счет выбытия предельно изношенных мощностей. С одной стороны, это позитивный процесс, некая "очистка" сектора от избыточных физически и морально устаревших мощностей. Тем не менее, замещения выбывающих мощностей новыми не происходит, т. е. выбытие активов (масштабное сворачивание сектора) в нефтеперерабатывающем сегменте налицо. И это закономерно: инвестиции в нефтепереработку существенно отставали от инвестиций в добычу нефти. Однако, с другой стороны, мировой спрос на нефтепродукты (без учета стран бывшего СССР) за этот же период увеличился почти на 490 млн тонн в год, или на 15,5%, в т. ч. на автобензины – на 185 млн тонн (19%). И если бы стратегия развития бизнеса российских ВИНК строилась на наращивании не только экспорта сырой нефти, но и экспорта нефтепродуктов, то мировой рынок вполне предоставлял бы возможности для обеспечения сбыта производимой продукции. Поэтому говорить о том, что развитие нефтепереработки сдерживалось отсутствием дополнительных рынков сбыта, некорректно. Главной же проблемой российской нефтепереработки является не выбытие мощностей, а моральное старение, чрезвычайно низкие глубина переработки нефти и качество производимых нефтепродуктов. Из 27 российских НПЗ 20 работают по 40-50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 10-15% при 50% в США, а выход мазута, напротив, в среднем по стране составляет 32% против 5% в США. Утверждения менеджмента ряда крупных ВИНК о "стратегической невыгодности" нефтеперерабатывающего бизнеса представляют собой не более чем миф, оправдывающий бездеятельность: если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ России соответствовали мировым аналогам, то и продавать их было бы выгоднее, чем сырую нефть. Из тонны нефти в России делают втрое меньше светлых нефтепродуктов, чем в США. Качество большей части российской нефти требует дополнительных затрат при переработке. Мазут и солярка остаются основными продуктами российских НПЗ. Если сравнить стоимость 1 тонны экспортируемой нефти и стоимость корзины нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны сырой нефти, то выходит, что средняя экспортная цена стандартной корзины российских нефтепродуктов существенно ниже мировых цен на нефть, а значит, экспортировать нефтепродукты невыгодно в принципе. Экономисты крупных российских ВИНК утверждали: "Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она – амортизатор для сохранения объемов добычи нефти". При сегодняшней структуре стандартной корзины российских нефтепродуктов, получающейся при переработке нефти на сегодняшних НПЗ, с их уровнем глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, это действительно так. Однако если принять во внимание доходы, которые могли бы получать экспортеры нефтепродуктов из России, если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов соответствовали мировым аналогам (глубина переработки свыше 90%, выход автобензинов примерно 45%), мы получаем качественно иную картину. В этом случае, если взять за основу для сопоставлений цену 1 тонну сырой нефти сорта Urals (среднегодовую за 2003 год – $26,83 за баррель, за 2007 г. – более 60 долларов) и стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ (только трех! – дизельного топлива, мазута, автобензинов, или примерно 75% от всего выхода нефтепродуктов) по средним ценам на Роттердамской бирже за 2003 год, то рыночная цена продаж получается примерно одинаковая – $196-197 за тонну. Если при этом учесть дополнительную стоимость средних дистиллятов, получаемых при переработке 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ, то рыночная цена продаж 1 тонны нефтепродуктов получается на 20-25% выше рыночной цены 1 тонны сырой нефти. Нужно при этом учитывать, что далеко не вся нефть в мире продается по рыночным ценам, в частности, российские экспортные поставки нефти в Европу (особенно в Восточную Европу) по действующим контрактам приносят на 10-20% меньше дохода, чем составляет рыночная цена нефти сорта Urals. Однако при сегодняшней структуре российской нефтепереработки стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном российском НПЗ, составляет (исходя из средних цен нефтепродуктов на Роттердамской бирже за 2003 год) всего $161. Другое дело, что у ВИНК нет стимулов расширять производство качественных нефтепродуктов. С одной стороны, спрос на них внутри страны сдерживается, по сути, культивируемой властями отсталостью автомобильного парка. Потребление автобензинов и дизельных топлив на душу населения в России отстает от мирового уровня в три-пять раз. С другой стороны, по целому ряду причин компании лишены перспективы расширения экспорта светлых нефтепродуктов. К тому же в отсутствие правовой стабильности инвестиции в НПЗ остаются рискованным вложением капитала. Что, помимо политики ВИНК, мешает развитию нефтепереработки в России?

Транспортные барьеры. Доступ к основным внешним рынкам сбыта нефтепродуктов экономически эффективен, в основном, при использовании морского транспорта. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением "Киришинефтеоргсинтеза" и Туапсинского НПЗ) расположены в глубине территории страны, вдали от портовой инфраструктуры. Это делает постановку вопроса о развитии экспорта нефтепродуктов через модернизацию действующих НПЗ экономически неэффективной: Россия – практически единственная страна, которая добывает нефть внутри континента и на экспорт ее приходится перекачивать на расстояние 2500-3000 км. У всех остальных основных нефтедобывающих стран транспортное плечо по суше не превышает 200-300 км. На самом деле, транспортное плечо – основной фактор, препятствующий расширению экспорта нефтепродуктов из России, т. к. оно увеличивает затраты на экспорт нефтепродуктов c заводов Европейской части России на $20-30 за тонну, а с Омского, Ачинского, Ангарского заводов – до $80за тонну. У проблемы существует два способа решения – строительство новых "портовых заводов" и строительство инфраструктуры магистрального транспорта нефтепродуктов от заводов внутри территории России к портовым терминалам по перевалке нефтепродуктов. Напомним, что активное развитие экспорта нефтепродуктов происходило в последние десятилетия в первую очередь в добывающих странах, имеющих возможность развивать нефтеперерабатывающие мощности вблизи портовой инфраструктуры (Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир). Такая стратегия в нынешних российских условиях затруднена. Среднее плечо транспортировки нефтепродуктов от существующих НПЗ до перевалочных терминалов в портах составляет более 1500 км. Транспортировка нефтепродуктов железнодорожным транспортом, по оценкам нефтяных компаний, "утяжеляет" затраты на экспорт нефтепродуктов на $6-7 на баррель перерабатываемой нефти. В то же время экспортные направления системы магистральных нефтепродуктопроводов, ведущие к портовым перевалочным терминалам, в России неразвиты. До недавнего времени наибольшая часть экспорта светлых нефтепродуктов России осуществлялась через Вентспилский морской порт (Латвия) – через него на рынки Северо-западной Европы ежегодно направлялось 45-50% общего объема экспорта нефтепродуктов из России (в южном – черноморском – направлении поставлялось примерно 30%, в прочих направлениях, включая континентальное, – 20-25% экспорта нефтепродуктов из России). В последнее время возник ряд проектов, реализация которых может способствовать расширению морского экспорта нефтепродуктов по черноморскому и балтийскому направлению. Речь идет о строительстве магистрального нефтепродуктопровода Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск для экспорта нефтепродуктов через Новороссийский морской порт в объеме до 10 млн. тонн в год и магистрального нефтепродуктопровода Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск с выходом на побережье Балтийского моря в район морского порта г. Приморск, Ленинградская область (пропускная способность первой очереди нефтепродуктопровода – 9 млн. тонн в год, полная проектная мощность – 24 млн. тонн). Однако, во-первых, строительство даже этих направлений экспорта нефтепродуктов качественно не изменит ситуацию (в основном эти направления заместят существующий экспорт нефтепродуктов через Вентспилс, чем создадут возможности для увеличения суммарного экспорта нефтепродуктов, – в России не производится такое количество качественных нефтепродуктов, которые возможно было бы экспортировать). Во-вторых, плечо транспортировки нефтепродуктов и для черноморского, и для балтийского направлений все равно остается достаточно высоким, разъедая маржу эффективности экспорта нефтепродуктов. В-третьих, экспорт нефтепродуктов в черноморском и балтийском направлениях будет сдерживаться пропускной способностью турецких и датских проливов, растущими экологическими требованиями, а также жесткой конкуренцией на европейском рынке. Поэтому, например, терминал в Высоцке (Ленинградская область), введенный ЛУКОЙЛом в действие в июне 2004 года (первая очередь – мощностью 4,7 млн. тонн нефтепродуктов в год; всего планируемая мощность терминала – 10,6 млн. тонн в год), пока работает в основном на перевалку сырой нефти. Так выгоднее. Нефтепродуктовый терминал в бухте Батарейная (юго-восточное побережье Финского залива), который давно планирует построить "Сургутнефтегаз", так пока и не введен в действие (сейчас окончание его строительства увязывают с началом строительства завода гидрокрекинга в Киришах). Основные мощности российских НПЗ невыгодно расположены с точки зрения экспорта.

Спрос и предложение. Реальные изменения возможны были бы в случае модернизации и развития "портовых" заводов, в т. ч. привязанных к новой терминальной инфраструктуре. Например, компания "Роснефть" ведет разговоры о строительстве нового НПЗ в Приморске, вблизи портовой инфраструктуры перевалки нефтепродуктов (хотя, как уже отмечалось, с точки зрения проблем Балтийского моря это не самый перспективный путь). Некачественная продукция российских НПЗ не пользуется спросом, что мешает наращивать производство. В это же время правительство России пока всерьез не хочет осознавать необходимость строительства новой инфраструктурной системы по транспорту нефти с выходом на Баренцево море, хотя ее строительство могло бы подстегнуть развитие современных нефтеперерабатывающих производств вдоль маршрута транспортировки нефти. Многие страны-экспортеры нефти в последние десятилетия сделали ставку на развитие именно экспорта нефтепродуктов и именно через строительство "портовых" заводов. Сегодня соотношение суммарной перерабатывающей мощности НПЗ к объемам экспортируемой нефти (в виде сырья или нефтепродуктов) в Венесуэле и Кувейте уже приближается к 0,5 при мизерном собственном потреблении (т. е. фактически каждые 5 из 10 тонн нефти могут экспортироваться в виде готовых продуктов). Причем, в основном это современные нефтеперерабатывающие производства с высокой глубиной переработки нефти. Следует учесть, что примерно 35% российского экспорта нефтепродуктов (почти 20 млн. тонн в год) составляет топочный мазут, который на самом деле, будучи побочным продуктом нефтеперерабатывающего производства (компании просто вынуждены производить его в связи с низкой глубиной переработки нефти на устаревших НПЗ), продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т. е. примерно на 30% ниже цен сырой нефти, для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций, не извлеченных в России (т. е. такой экспорт приносит еще меньше выгоды, чем экспорт сырой нефти). Доля качественных нефтепродуктов (автобензинов и авиакеросинов) в структуре экспорта нефтепродуктов чрезвычайно низка (в совокупности около 10%). Дизельное топливо, экспортируемое из России – опять же, ввиду низкого качества – продается в основном как газойль, по ценам существенно более низким, чем мировые цены на основные марки дизельного топлива. Итак, для более активного развития отечественной нефтепереработки России явно необходимо искать выходы на экспортные рынки с продукцией принципиально иного качества. Для этого нужно строить современные комплексы глубокой переработки нефти (на основе установок каталитического или гидрокрекинга) вблизи портовой инфраструктуры в тех регионах, где есть доступ к глубоководным океанским акваториям (в первую очередь на Баренцевом море), развивать транспортные и перевалочные мощности для экспорта нефтепродуктов через действующие морские порты. Никто не говорит о том, что этот процесс должен принять массовый характер. Даже реализация 2-3 проектов по строительству новых комплексов глубокой переработки нефти и модернизации действующих НПЗ в период 2005-2007 годов была бы уже позитивным импульсом, которого сегодня мы не видим.

Инвестиционная политика. Для модернизации одного действующего завода с целью создания комплекса глубокой переработки нефти на основе установок каталитического или гидрокрекинга необходимы инвестиции в объеме примерно $500 млн, что примерно равно годовому объему инвестиций в нефтепереработку всех российских ВИНК. Строительство нового завода подобного типа потребует более $1,5 млрд. Средние сроки строительства таких установок составляют 3-5 лет. На 2008 год для современной модернизации НПЗ требуется не менее 30 млрд. долларов, а если время будет упущено, то минимум в два раза больше В таком специфическом капиталоемком бизнесе, как нефтепереработка, где доходность инвестиций не так уж высока, инвесторам необходима уверенность в долгосрочной стабильности условий экономической деятельности. К сожалению, в России об этом пока говорить рано. Ставки налогов для нефтяных компаний под лозунгом "оптимизации налогообложения" меняются практически каждый год, пошлины на нефтепродукты – вообще вещь непредсказуемая. В результате стратегия расширения экспорта нефтепродуктов все-таки реализуется российскими ВИНК, но, к сожалению, преимущественно за пределами российской территории. Рассуждая о невыгодности переработки нефти в России, российские ВИНК активно инвестируют в зарубежные заводы. Всего в 1998-2004 годах российские ВИНК вложили в зарубежные НПЗ с суммарной мощностью более 76 млн. тонн нефти в год более $1 млрд инвестиций, или в среднем $13,5 на тонну установленной перерабатывающей мощности. Для сравнения: аналогичный показатель по российским НПЗ составляет примерно $10,8. Приходится признать, что пока Россия явно проигрывает конкуренцию за инвестиции в нефтепереработку сопредельным странам. В общем, вывод простой: невзирая на сверх-доходы, полученные в 1999-2007 годах от небывало благоприятной инфраструктуры экспортных цен, ВИНК только-только добрались до модернизации НПЗ, которая для большинства заводов означает в основном обновление наиболее морально устаревших технологий переработки нефти. При этом процесс этот движется, мягко говоря, не самыми быстрыми темпами. О масштабном техническом перевооружении отечественных НПЗ вообще говорить рано.

Стимулы и антистимулы. Трудно ожидать бурного развития отечественной нефтепереработки в тех условиях, которые сформировались сегодня под влиянием экономической политики российских властей в отношении рынка нефтепродуктов. Самыми серьезными антистимулами для вложения средств в модернизацию российской нефтепереработки являются, с одной стороны, продолжающееся взимание экспортных пошлин на нефтепродукты, с другой – отсутствие действенных мер для повышения качества национального автопарка и, соответственно, отсутствие стимулов для расширения спроса на качественные нефтепродукты. Что касается экспортных пошлин, то их взимание традиционно в понимании российских властей считалось мерой, направленной на защиту внутреннего рынка нефтепродуктов посредством снижения рентабельности экспорта. Однако при этом не принимался во внимание тот факт, что объем производства основных нефтепродуктов, потребляемых на транспорте (автобензинов и авиакеросинов), в России по-прежнему ничтожно мал: автобензинов производится не более 26-28 млн. тонн в год, а авиакеросинов – менее 10 млн. тонн. Понятно, что рынок всегда будет под угрозой дефицита при таком низком объеме производства нефтепродуктов и практически полном отсутствии их импорта, который прекратился, как только российские ВИНК активно взялись за стратегию выстраивания собственной розничной сбытовой сети. Бюджетная составляющая доходов от экспортных пошлин на светлые нефтепродукты весьма незначительна. Поступления бюджета от пошлин на бензины составляют не более $100-200 млн. в год – ясно, что это не проблема "странового масштаба". Зато контрпродуктивный стимулирующий эффект пошлин огромен. Ясно, что при практическом отсутствии качественного роста внутреннего рынка компаниям невыгодно модернизировать НПЗ и увеличивать выход бензинов – на внутреннем рынке они их продать не смогут, а экспорт приносит либо нулевую прибыль, либо убытки (в зависимости от размера пошлин). Прибавьте к этому тот факт, что сооружение одной современной установки каталитического крекинга на любом НПЗ может создать избыток предложения бензинов на внутреннем рынке на 5-10% и серьезно затоварить рынок, – и станет ясно, что нефтяные компании будут подходить к таким проектам очень осторожно. Таким образом, позиция Минфина к проблеме тормозит развитие целого сектора экономики. Единственное, что имеет смысл с точки зрения экономического стимулирования в системе отечественных экспортных тарифов, – сохранение пошлин на вывоз мазута, экспортируемого для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций на зарубежных НПЗ. В условиях сокращения внутреннего потребления мазута (в электро – и теплоэнергетике активно замещаемого газом) и продолжения действия механизма экспортных пошлин на него, да еще и вкупе с отменой экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, это может стать сильным стимулом развития российской нефтепереработки. Еще одна серьезная проблема связана с необходимостью создания стимулов для развития внутреннего рынка нефтепродуктов, стимулирования внутреннего спроса. Ясно, что российскому рынку нефтепродуктов нужна в первую очередь диверсификация качественная – низкое качество потребляемых нефтепродуктов не нуждается в комментариях. Ясно и то, что именно экономическая политика государства в состоянии изменить это положение – в случае если будут ужесточены стандарты требований к автомобильным двигателям до уровня стандартов EURO-3 (введен в России с 2006 г.) и EURO-4 (ожидается принятие в 2007 г.). Это подвигло бы ВИНК к ускорению модернизации действующих НПЗ. Очевидно, что недоразвитость российской нефтепереработки – следствие отнюдь не только модели развития нефтяной отрасли в рамках сложившихся ВИНК. Вполне вероятно, что, будь в стране иная картина возможностей, ограничений и рисков для развития нефтеперерабатывающих производств, стратегия распределения капитала была бы иной. Однако на данном этапе не существует доказательств того, что российские ВИНК заинтересованы в расширении и модернизации нефтеперерабатывающих мощностей как ключевом элементе своего бизнеса. Словом, нефтяной комплекс России остается поставщиком нефти, а также производителем и экспортером продуктов ее неглубокой переработки. Изменить такую ситуацию может долговременная государственная политика.

Государственная политика. Первая задача – это постепенное ослабление зависимости страны от экспорта нефтяного сырья. Реформирование российской нефтепереработки должно идти двумя основными направлениями. Это глубокая переработка за счет деструктивных процессов, обеспечивающих максимальную прибыль, и строительство новых заводов средней мощности. При этом необходимо создание долгосрочной программы конкретных мероприятий, нацеленных на коренную перестройку российской нефтепереработки. Государство должно разработать конкретные меры по стимулированию инвестиций в эту отрасль. Причем регулирующая роль государства должна распространяться на все аспекты жизни отрасли, вплоть до смены собственника предприятий. Именно государство станет главным получателем выгоды от эффекта глубокой переработки нефти, поэтому и должно сделать так, чтобы компании, инвестирующие в процесс глубокой переработки нефти, смогли окупать свои затраты в разумные сроки. Сделать это можно, участвуя в проектах, предоставляя налоговые льготы, сумма которых должна рассчитываться из условий нормативного срока окупаемости. Параллельно строительство новых и реконструкция действующих заводов сформируют масштабный заказ для отечественного машиностроения, которое потянет за собой и смежные отрасли промышленности: черную и цветную металлургии, приборостроение и т. д. Вторая задача – это ориентация на внутренний рынок, который помимо экономических выгод несет в себе потенциал стабильности при существенных конъюнктурных колебаниях на мировых рынках нефти и нефтепродуктов. Сегодня внутренний рынок энергоносителей, и в первую очередь рынок нефтепродуктов, развит в России слабо. Глубоко деформированные цены, недобросовестная конкуренция, господство теневого и криминального капитала превращают его, как правило, в чисто спекулятивный механизм, что существенно снижает его роль в производственном процессе и, следовательно, в формировании федерального и региональных бюджетов. Поэтому сегодня на первом плане – чрезвычайно важная и трудная задача: создание цивилизованного и эффективного внутреннего рынка России, где гармонично сочетались бы интересы государства, производителя и потребителя. И главную роль в формировании такого механизма должны играть органы государственной власти.

Http://megalektsii. ru/s51767t6.html

При переработке нефти в блоках атмосферной перегонки и «Термакат» получаются следующие продукты. Основная номенклатура:

Компонент дизельного топлива летнего, зимнего и арктического по ГОСТ 305-82 (по фракционному составу);

Возможная дополнительная номенклатура продукции, получаемая при корректировке режимных параметров:

Предполагается, что основную выручку предприятию будет приносить реализация бензина, дизельного топлива и строительного и дорожного битума.

В области нефтепереработки в России за последние 5 лет наблюдается положительная динамика объемов первичной переработки и выпуска основных видов продукции.

По итогам 2009 года объем переработки нефти в России сохранился на уровне 2008 года и составил 235,5 млн. т, что составляет 48 % российской добычи нефти. Структура производства основных нефтепродуктов практически не изменилась: по-прежнему высоки объемы производства мазута и дизельного топлива, большая часть которых экспортируется в качестве топлива и сырья для дальнейшей переработки. Для изменения сложившейся структуры выпуска нефтепродуктов Правительство России предпринимает законодательные меры по изменению стандартов качества выпускаемого топлива, стимулированию производства продукции более высокого качества, созданию условий для инвестиций в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов. В 2008 году на 11 крупных российских НПЗ велась масштабная модернизация, что позволило увеличить глубину переработки углеводородного сырья в целом по отрасли до 71,5 %.

Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Рязанский НПЗ, Самарская группа НПЗ, «Нижегороднефтеоргсинтез»

НПЗ Уфимской группы, Омский НПЗ, Самарская группа НПЗ, Ачинский НПЗ, Орский НПЗ, «Нижнекамскнефтехим», «Пермнефтеоргсинтез»

Астраханский ГПЗ, Самарская группа НПЗ, Саратовский НПЗ, КраснодарНОС, Туапсинский НПЗ, НПЗ Уфимской группы

Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Самарская группа НПЗ, НПЗ Уфимской группы, «Нижнекамскнефтехим», «Волгограднефтепереработка»

Http://auto-ally. ru/finansi/4018/index. html? page=3

Сызранский НПЗ расположен в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов, приобретенной НК «Роснефть» в мае 2007 г.

Мощность НПЗ составляет 8,9 млн т (65,1 млн барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть (добываемую Юганскнефтегазом), а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области (Самаранефтегаз). Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического риформинга, гидроочистки топлив, каталитического и термического крекинга, изомеризации, алкилирования, битумную и газофракционную установки. Завод выпускает широкую номенклатуру нефтепродуктов, включая высококачественное моторное топливо, авиакеросин, битум. До приобретения Сызранского НПЗ НК «Роснефть» перерабатывала на нем значительные объемы собственной нефти на условиях процессинга.

Строительство Сызранского НПЗ началось до Великой Отечественной войны, а первая партия нефтепродуктов была произведена в 1942 г. В начале 1970-х гг. мощности завода были расширены и модернизированы: мощность по первичной переработке нефти выросла на 40%, мощности по гидроочистке и производству битума увеличились более чем на 70%. В 1990-е гг. Сызранский НПЗ первым среди НПЗ Самарской группы освоил выпуск неэтилированных высокооктановых бензинов.

В 2010 г. на Сызранском НПЗ было переработано 6,53 млн т (47,8 млн барр.) нефти, что на 2,1% больше чем в 2009 г., и произведено 6,12 млн т товарной продукции. Глубина переработки составила 65,2%.

На предприятии продолжилась реализация мероприятий по снижению безвозвратных потерь и расхода топлива. В результате безвозвратные потери удалось снизить до 0,97% от суммарных объемов переработки по сравнению с 1,12% в 2009 г.

В 2010 г. было завершено строительство установки изомеризации и начались пуско-наладочные работы. Введен в эксплуатацию блок выделения бензолсодержащей фракции на установке риформинга. Ввод этих объектов позволит Сызранскому НПЗ производить автомобильный бензин, соответствующий требованиям Технического регламента.

Завершено строительство установки по производству серной кислоты методом мокрого катализа, ввод которой позволит улучшить экологическую обстановку в регионе.

Продолжались работы по проекту строительства комплекса каталитического крекинга (FCC) и новой установки гидроочистки дизельного топлива. Реализация этих проектов позволит обеспечить выпуск высококачественных топлив, соответствующих классам качества 4 и 5.

Http://mybiblioteka. su/6-24138.html

Нефтегазовый комплекс является основным сектором топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. От его успешного функционирования зависит эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть, газ и продукты их переработки, обеспечение валютных и налоговых поступлений в бюджет. Не менее важную роль эта отрасль играет в обеспечении энергетической безопасности и политических интересов России в мире.

Состояние нефтяной промышленности России является одним из основных показателей экономического развития государства, создает предпосылки для развития прочих отраслей промышленности. На современном этапе нефтяная промышленность является одной из главных движущих сил экономического роста России, обеспечивая более половины товарного экспорта страны. Повышение эффективности экономики можно обеспечить только за счет ускоренного развития перерабатывающих отраслей, выпускающих продукцию с высокой добавленной стоимостью, путем наращивания объемов ее потребления на внутреннем рынке и поставок на внешнем рынке.

Состояние нефтяной промышленности России является одним из основных показателей экономического развития государства, создает предпосылки для развития прочих отраслей промышленности. На современном этапе нефтяная отрасль является одной из главных движущих сил экономического роста России, обеспечивая более половины товарного экспорта страны. Повышение эффективности экономики можно обеспечить только за счет ускоренного развития перерабатывающих отраслей, выпускающих продукцию с высокой добавленной стоимостью, путем наращивания объемов ее потребления на внутреннем рынке и поставок на внешнем рынке.

Эффективное функционирование нефтяных предприятий является движущим фактором роста экономики страны, создает предпосылки для развития смежных отраслей, задействованных в добыче, переработке и доставке энергоносителей конечному потребителю. От стабильности функционирования нефтяных предприятий зависит наполняемость доходной части бюджетов всех уровней бюджетной системы как напрямую (за счет налоговых отчислений,) так и косвенно (за счет инвестиций, осуществляемых предприятиями в развитие материально

Технической базы, геологоразведку, освоение новых месторождений, расчетов с поставщиками), объем притока в страну валютных средств и рост золотовалютных резервов страны. Таким образом, устойчивое функционирование нефтяных предприятий создает необходимые предпосылки для развития экономики страны в целом.

Важным моментом функционирования предприятий нефтяной промышленности является проведение анализа отчетности и разработка комплекса мероприятий по повышению эффективности деятельности на перспективу.

Объектом исследования данной курсовой работы послужило За отчётный период наблюдается рост или (снижение )ресурсного потенциала организации,.

Основной целью выполнения данной работы является анализ финансового состояния ООО «Свобода и дело» на основе изучения его бухгалтерской отчётности и прежде всего баланса предприятия. Анализ баланса показал, что за отчётный год общая величина активов увеличилась на тыс. руб. или %. При этом рост активов произошел за счёт увеличения активов, так и за счёт снижения активов

Анализ структуры активов предприятия показал, что на конец г. по сравнению с его началом удельный вес внеоборотных активов снизился до %, а оборотных активов увеличился с % до. В составе оборотных активов незначительно увеличилась доля производственных запасов ( с % до %).

Пассивы анализируемого предприятия на конец отчетного года увеличились на тыс. руб. или на %. В большей степени рост произошел из-за увеличения заемных средств на тыс. руб. или в %, а также стоимость капитала увеличилась на тыс. руб. или % , но полное отсутствие собственных оборотных средств свидетельствует о снижении финансовой устойчивости и платежеспособности предприятия.

Анализ структуры пассивов предприятия показал, что наибольший удельный вес в структуре всех источников занимают заемные средства. Увеличение заемных средств, а также их удельного веса в общей стоимости всех источников финансирования с % до % указывает на увеличение зависимости организации от заемных источников финансирования.

Анализ абсолютных показателей финансовой устойчивости показал, что в как на начало, так и на конец 20 г. наблюдается неустойчивое финансовое состояние. На это указывает недостаток одного источника формирования запасов и затрат. Причиной такого положения предприятия является уменьшение внеоборотных активов.

Дальнейший анализ показал, что ликвидность активов анализируемого предприятия не является ликвидной. На это указывает недостаток наиболее ликвидных активов для покрытия наиболее срочных обязательств.

Расчёты показали, что общий показатель ликвидности баланса на начало 20 г. составил, а на конец – , баланс же считается в целом ликвидным при значении этого показателя равным 1. следовательно, баланс анализируемого предприятия не является в 20 г. ликвидным.

Важнейшими характеристиками финансового состояния являются показатели его рентабельности. Проведённые исследования показали, что за отчётный период наблюдается всех показателей рентабельности. Это свидетельствует о

Проделанные исследования позволяют сформулировать следующие предложения по улучшению финансового состояния анализируемого предприятия:

1 Для укрепления финансового состояния предприятия своевременно проводить инвентаризацию состояния имущества с целью выявления активов «низкого» качества (изношенного оборудования, залежалых запасов, материалов, сомнительной дебиторской задолженности) и проводить их списание с баланса предприятия.

2 Для ускорения оборачиваемости дебиторской задолженности необходимо принять срочные меры к её истребованию. Для чего своевременно проводить сверки по расчётам с дебиторами.

3 С целью увеличения объёма товарооборота сделать переоценку готовой продукции на складе, не пользующейся спросом и реализовать её со скидкой.

4 Руководителю предприятия изыскать средства для введения в штат менеджера по продажам, целью деятельности которого должно стать активное продвижение произведённой продукции на рынок, поиск долговременных стабильных партнёров по бизнесу.

5 Ввести в практику работы финансовой службы периодическую оценку финансового состояния предприятия, по материалам оценки разрабатывать мероприятия по укреплению финансового состояния и контролировать их реализацию.

6 В целях повышения финансовой устойчивости предприятия необходимо за счёт увеличения суммы чистой прибыли и её рационального распределения;

7 Для сокращения дефицита собственного капитала необходимо ускорить его оборачиваемость путём сокращения сроков строительства, производственно-коммерческого цикла, сверхнормативных остатков запасов, величины незавершенного производства, увеличения суммы выручки от продажи продукции;

8 Для улучшения структуры баланса необходимо повышать ликвидность активов за счёт увеличения в их составе доли наиболее ликвидных и быстрореализуемых активов, установления оптимального соотношения между этими активами и краткосрочной задолженность предприятия.

Http://megapredmet. ru/1-56388.html

Нефть – одно из важнейших достояний нашей страны, так как именно от «черного золота» напрямую зависит не только финансовое положение государства, но и его энергетическая безопасность. Одним из столпов отечественной нефтеперерабатывающей промышленности является Сызранский НПЗ.

Первая продукция этого мощного предприятия отправилась прямиком на фронт. Произошло это 22 июля 1942 года. В те нелегкие годы в состав завода входил только пункт термического крекинга, да шестикубовая батарея, которые были спешно эвакуированы с Туапсинского НПЗ. Всего работало 360 работников, в числе которых было всего лишь 14 инженеров. Несмотря на это, Сызранский НПЗ давал продукцию прекрасного качества.

Всего лишь через несколько месяцев героического труда его рабочих, которые трудились фактически под открытым небом и спали всего по несколько часов в сутки, завод был полностью введен в эксплуатацию. К 43-му топливом, которое выдавал Сызранский НПЗ, могли заправиться не менее двух тысяч танков Т-34.

Конечно же, весь послевоенный период ознаменовался постоянным ростом производства и полной модернизацией предприятия. План этого мероприятия был утвержден уже в 1954 году. К 1960 году Сызранский НПЗ мог похвастаться новейшими производственными методами, которые в то время считались передовыми.

Было запущено 18 новых перерабатывающих установок, а также был серьезно расширен ассортимент выпускаемых ГСМ. Кроме того, в перечень выпускаемой продукции входила даже серная кислота, остро необходима для постоянно растущего автомобильного парка страны.

Уже к 1976 году продукция завода, всегда отличавшаяся высочайшим качеством, шла на экспорт в 30 стран мира, включая многие европейские государства. В те же годы был освоен выпуск АИ-92 и 93.

Так как нефтепереработка была востребована всегда, ОАО «Сызранский НПЗ» вполне комфортно пережило даже тяжелые 90-е годы, тогда как в прочих промышленных отраслях царил полный хаос. Так как акционерами предприятия всегда являлись чрезвычайно влиятельные люди, они не дали разграбить техническое обеспечение, а строительство нефтеперерабатывающего завода (новых цехов) не прекращалось даже тогда.

Уже к 2001 году в строй была введена новейшая перерабатывающая установка, позволившая выпускать по 6,0 млн тонн высококачественного топлива в год. Сегодня она уже полуофициально именуется “сердцем завода”. И это неудивительно: учитывая резко повысившуюся потребность автомобильного парка страны в топливе, а также жесточайшую конкуренцию, царящую на этом рынке, ввод в строй данного цеха можно по праву считать вторым рождением предприятия.

После того как произошло вхождение в состав ОАО НК “Роснефть”, началась эра полной модернизации, подобной которой завод еще не видел. В частности, основной упор был сделан на соответствие выпускаемого топлива самым жестким мировым экологическим стандартам. Кроме того, поставлена задача к 2015 году довести уровень переработки нефти до 85%. Если цель будет достигнута, то предприятие может по праву считаться не только лучшим отечественным НПЗ, но и одним из самых результативных заводов нефтепереработки в мировом масштабе.

Это позволит не только резко повысить престиж НПЗ, но и поможет привлечь новых инвесторов, деньги которых пойдут не только на выпуск отличного топлива, но и на помощь всей городской инфраструктуре.

Все указывает на то, что эта задача будет выполнена в срок. Уже в 2011 году на территории завода была введена в строй уникальная установка по выработке водорода, что позволит заводу в скором времени перейти на выпуск экологически чистого вида топлива. Кроме того, были запущены новые цеха сверхэффективного каталитического крекинга, который не только резко повышает глубину переработки сырья, но и позволяет в значительной степени удешевить сам процесс производства.

Новейшие технологии – это не только увеличение объемов выпускаемого топлива и снижение количества отходов, но и резкое улучшение его качества. На сегодняшний момент нефтеперерабатывающая промышленность города уже освоила выпуск дизельного топлива, которое полностью соответствует нормам Евро-4, а также бензина стандарта Евро-3. К следующему году предприятие полностью перейдет на выпуск ГСМ, соответствующих жесточайшему стандарту Евро-5.

Когда в 2001 году был запущен комплекс ЭЛОУ-АВТ-6, были выведены из эксплуатации сразу семь «древних» установок, чьи экологические характеристики уже не соответствовали даже самым мягким стандартам. На предприятиях Сызрани практически отсутствует система УФ-облучения и обеззараживания стоков, но рассматриваемый НПЗ запустил подобную методику еще 13 лет тому назад.

Кроме того, в 2010 году была введена новая станция производства серной кислоты с лучшими воздухоочистительными установками. Ее характеристики таковы, что сегодня уровень вредных выбросов предприятия на 21% ниже (!) действующих нормативов.

Ежегодно на мероприятия по охране окружающей среды руководство завода выделяет не менее 300 миллионов рублей. Заводские экологи ежесуточно проводят полный мониторинг окружающей среды, контролируя уровень выбросов. Кроме того, для контроля чистоты воздуха постоянно работает передвижная лаборатория, оснащенная самыми современными газоанализаторами.

Завод не только платит гигантские налоговые отчисления в пользу всего государства, но и несет немалую социальную нагрузку по обеспечению города. Как-никак, но сегодня число работников уже выросло почти до 2,5 тысяч человек, а ведь это – население целого городского квартала! Особое внимание традиционно уделяется подрастающему поколению.

Так, в 2012 году был построен садик почти на 300 мест, предназначенный не только для детей сотрудников НПЗ, но и для юных членов семей прочих городских промышленных предприятий. На строительство садика руководством завода безвозмездно было передано 120 миллионов рублей. Уже планируется строительство второй очереди, так как данное дошкольное учреждение покрывает только 75% потребностей заводчан.

Словом, этот нефтеперерабатывающий завод по праву можно считать градообразующим предприятием.

Http://monateka. com/article/9077/

Стрелкин Алексей Викторович, начальник отдела экспертов НК ООО «НТЦ «НефтеМетСервис»

Филин Владимир Евгеньевич, зам. генерального директора ООО «Техэкспертиза»

Нефтеперерабатывающее производство, характеристика сырья, требования к оборудованию

Статья посвящена нефтеперерабатывающему производству, дана краткая характеристика сырью, описаны требования к некоторому оборудованию.

Современные процессы переработки нефти отличаются большим многообразием параметров, каждый из которых оказывает существенное влияние на качество и глубину ее переработки. Большое значение имеет также хороший уровень знаний по правильному выбору, обоснованному расчету и умелой эксплуатации сложного оборудования, которое обладает высокой единичной мощностью, современными средствами автоматизации и механизации.

На нефтеперерабатывающем производстве стоит принимать во внимание следующие законы:

Нефть представляет собой маслянистую жидкость плотностью ρ, значение которой находится в диапазоне 830…970 кг/м3. Цвет нефти — от светло-желтого до темно-коричневого и даже черного. Температура застывания нефти — от −20 до +10 °С; теплота сгорания составляет 40 000…44 000 кДж/кг.

Нефть состоит из 85…86 % углерода и 12…14 % водорода, которые находятся в связанном состоянии. Такие вещества называют углеводородами. Кроме того, в нефти также имеется незначительное количество азота, серы, кислорода. Так как нефть при добыче находится под давлением, то часть легких углеводородов (С1…С4) испаряется в виде попутного газа, а часть остается. Такую нефть называют нестабильной.

Первичная переработка нефти. Первичным этапом переработки нефти является ее стабилизация, которая заключается в отгонке более легких компонентов. Эти компоненты отправляются в газофракционирующую установку, где, в свою очередь, разделяются на фракции: метан, этан, пропан, бутан. Удаление из нефти минеральных солей осуществляют в процессе обессоливания — промывки теплой водой. Дальнейшее удаление воды из нефти производят, как правило, электрическим методом — пропусканием нефтяной пленки через электроды. В результате этого происходят активное разрушение эмульсии и отделение нефти от воды.

На современных нефтеперерабатывающих заводах существуют физические и химические методы переработки нефти.

В основе физического метода переработки нефти лежит использование физических свойств компонентов, входящих в ее состав: температур кипения, растворимости, кристаллизации. Этот процесс переработки называют перегонкой. Разогретая в трубчатой печи 1 до 350 °С нефть, находясь в парожидком состоянии, подается в колонну.

Соприкосновение паров с жидкостью приводит к разделению смеси на фракции по температурам кипения. Часть полученного бензина после охлаждения в теплообменниках 3 и 4 конденсируется и в виде флегмы возвращается в колонну. Мазут далее используют в качестве сырья для производства смазочных масел или в результате дальнейшего химического превращения из него получают бензин. Значения температур, при которых производят отбор фракций, и примерный выход продукта.

Химические методы переработки нефти предусматривают воздействие на нефть в целях осуществления более глубоких структурных изменений углеводородного сырья. Такие изменения происходят в результате воздействия на нефть давлением, катализаторами, повышением температуры. Например, термический крекинг (пиролиз, риформинг, коксование) проводят при температуре 450…720 °С и давлении до 7 МПа. Химические методы позволяют дополнительно получить жидкие и газообразные продукты. Это происходит благодаря расщеплению углеводородов под воздействием температуры.

В нефтеперерабатывающей промышленности часто для ускорения химического процесса используют катализатор. Такие процессы проводят при температуре 450…500 °С и атмосферном давлении.

Присутствие катализатора увеличивает выход бензина до 70 % и повышает его октановое число до 82 единиц. К таким процессам можно отнести каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и др.

Завершающим этапом процесса получения моторных топлив и смазочных масел является их очистка от непредельных углеводородов, сернистых и азотистых соединений. Эти процессы проводят с помощью химических (сернокислотная очистка и гидроочистка) и физико-химических (абсорбция и адсорбция) методов.

К аппарату, в котором должен проходить процесс, предъявляется ряд требований. Каждый аппарат должен быть надежным, удобным и безопасным в эксплуатации, высокопроизводительным и экономичным.

Главным условием длительной и бесперебойной работы аппарата является его механическая надежность (прочность, жесткость, устойчивость, долговечность, герметичность конструкции).

Аппарат должен обладать конструктивным совершенством, под которым понимают простоту конструкции, малые массу и габаритные размеры, минимально необходимое количество дорогостоящих материалов, используемых при его конструировании, высокий коэффициент полезного действия.

К эксплуатационным достоинствам аппарата относятся удобство, простота и низкая стоимость сборки, монтажа и эксплуатации.

На выбор конструкции также оказывают влияние следующие критерии:

К особенностям технологического процесса относятся характер процесса (тепловой, диффузионный, массообменный и др.) и способ проведения процесса (периодический, непрерывный). Кроме того, необходимо иметь данные по агрегатному состоянию обрабатываемых веществ, термодинамическим условиям проведения процесса (давление, температура), степени агрессивности сред.

При выборе необходимо изучить, какие силы (динамические нагрузки) будут действовать на аппарат во время его эксплуатации.

Особенности изготовления аппарата определяются доступностью способов его изготовления, легкостью обработки конструкционного материала деталей, из которых он изготовлен.

К эксплуатационным требованиям относится оснащение конструкции различными узлами и устройствами: люками, крышками, смотровыми окнами и другими вспомогательными устройствами.

Учитывая указанные критерии, можно произвести обоснованный выбор конструкции аппарата. Основной целью расчета технологического оборудования являются определение основных размеров аппаратов, задействованных в осуществлении технологического процесса, и обеспечение его безопасной эксплуатации. Конечной целью таких расчетов являются поиск оптимальных условий проведения процесса и минимизация затрат на его осуществление.

Существует определенный подход к анализу процесса и проведению расчетов. На первом этапе необходимо определить необходимое количество сырья ∑Gс, поступающего на переработку, и получаемое количество продукта ∑Gпрод. Для этой цели используют уравнение материального баланса, которое составляют на основании закона сохранения

Уравнение материального баланса может быть составлено для всего технологического процесса получения продукта или для отдельного технологического процесса (одного аппарата).

Величины, входящие в уравнение, могут иметь размерность [кг/сут], [кг/ч] или [кг/c]. Основой для составления уравнения материального баланса в случае проведения химического превращения являются уравнения химической реакции, из которых получают необходимые данные о требуемом количестве исходного вещества для получения необходимого количества продукта.

В условиях промышленной реализации химического процесса, когда в силу ряда факторов фактическое количество получаемого продукта Gпр. ф становится меньше теоретического Gпр. т, вводят понятие выход продукта, значение которого определяют по формуле:

Если задана годовая производительность предприятия по продукту П (кг/год) при непрерывном режиме работы, то его суточную производительность цеха Gпр (кг/сут) можно определить по формуле:

Зная соотношение между количеством продукта и количеством сырья, идущего на переработку, можно рассчитать необходимое количество аппаратов, размещаемых в цехе.

При непрерывном режиме проведения процесса необходимое качество аппаратов Nн составит:

QV — объемный расход сырья, поступающего в цех на переработку, м3/с;

Τпр — время пребывания жидкости в аппарате (для химического процесса величина τпр равна времени реакции τр), с;

Φ — коэффициент заполнения аппарата, значение которого зависит от конкретного

Процесса (при полностью заполненном аппарате ϕ = 1; если процесс проходит без пенообразования, то можно принять ϕ = 0,75…0,80; при пенообразовании ϕ = 0,4…0,6).

Если процесс проводят в периодическом режиме, то необходимое количество аппаратов Nпер, размещаемых в цехе, определяют по формуле:

Если при проведении расчетов необходимо определить номинальный объем одного аппарата Vном, то можно воспользоваться уравнением:

Если избыточное давление в аппарате превышает 0,07 МПа, то для такого аппарата необходимо соблюдать Правила Ростехнадзора, которые устанавливают основные требования к изготовлению, испытанию, безопасной эксплуатации оборудования.

Для безопасной эксплуатации оборудование подвергают гидравлическим испытаниям и испытаниям на герметичность.

Время испытаний определяется исходя из условий работы аппарата и исполнительной толщины стенки.

К основным требованиям Ростехнадзора к оборудованию относятся следующие:

1. Изготовленный аппарат должен подвергаться испытаниям гидравлическим способом при пробном давлении на заводе изготовителе и на месте эксплуатации при периодическом освидетельствовании.

В случае невозможности проведения гидроиспытаний (например, для колонных аппаратов в связи с большими нагрузками на фундамент) разрешается проведение пневмоиспытаний на такое же пробное давление.

При этом после выдерживания аппарата в течение 5 мин и снижения давления до рабочего проверку качества сварных швов осуществляют мыльной пеной. Отстукивание сварных швов аппарата не допускается из-за вероятности разгерметизации корпуса. Заполнение такого аппарата сжатым воздухом возможно только после его пропаривания водяным паром, так как в корпусе могут остаться взрывоопасные вещества.

Сосуды, работающие без давления (под налив), испытывают наливом воды под верхнюю кромку сосуда и выдержкой в течение четырех часов.

Аппараты, работающие под вакуумом, подвергаются гидроиспытаниям при значении пробного избыточного давления проб = 0,2 МПа, а пневмоиспытаниям — при давлении проб = 0,11 МПа.

2. Емкостные аппараты, имеющие внутренний диаметр корпуса более 800 мм, для удобства обслуживания должны снабжаться люками-лазами, диаметр которых должен быть более 400 мм.

3. Особые требования предъявляются к сварным швам аппаратов. Например, продольные и поперечные швы обечаек стальных сосудов должны быть только стыковыми. При этом, если свариваемые части сосуда имеют разную толщину, необходимо предусмотреть размещение специального переходного элемента с постепенным утончением толщины.

4. Для изготовления сварных аппаратов должна использоваться сталь, полученная путем выплавки в мартеновской печи или в электропечи.

5. На аппаратах, работающих под давлением, должен обязательно устанавливаться предохранительный клапан.

6. Контроль на герметичность качества приварки накладных колец, футеровки на патрубках и фланцах осуществляется также с помощью пневматических испытаний. При проведении пневматических испытаний значение пробного давления должно составлять:

· для швов приварки укрепляющих колец — 0,4…0,6 МПа, но не более значения расчетного давления в сосуде;

7. Контроль качества сварки должен осуществляться обмазкой наружных швов мыльной эмульсией. Качество сварного соединения на герметичность следует считать удовлетворительным, если в результате применения любого соответствующего заданному классу герметичности метода не будет обнаружено течи.

1. Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ (ред. от 13.07.2015) “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”

2. Постановление от 10.03.1999 г. N 263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» (ред. от 30.07.2014 г. N 726)

“Об утверждении требований к документационному обеспечению систем управления промышленной безопасностью”

Http://maspk. ru/journal/vypusk-10-12-aprel-2016/strelkin-a-v-filin-v-e-neftepererabatyvayushchee-proizvodstvo-kharakteristika-syrya-trebovaniya-k-ob/

Все приложения, графические материалы, формулы, таблицы и рисунки работы на тему: Особенности проектирования товарного парка нефтеперерабатывающих заводов (предмет: Производство и технологии) находятся в архиве, который можно скачать с нашего сайта. Приступая к прочтению данного произведения (перемещая полосу прокрутки браузера вниз), Вы соглашаетесь с условиями открытой лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная (CC BY 4.0) .

Через несколько секунд после проверки подписки появится ссылка на продолжение загрузки работы.

Кстати! В нашей группе ВКонтакте мы Бесплатно помогаем с поиском рефератов, курсовых и информации для их написания. Не спешите выходить из группы после загрузки работы, мы ещё можем Вам пригодиться 😉

Основные инструменты, используемые профессиональными рефератными агентствами, теперь в распоряжении пользователей реф. рф абсолютно бесплатно!

Реферат по дисциплине Производство и технологии на тему: Особенности проектирования товарного парка нефтеперерабатывающих заводов; понятие и виды, классификация и структура, 2016-2017, 2018 год.

К общезаводскому хозяйству (ОЗХ) современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы (факельное хозяйство, газоспасательная служба, пожарная охрана, медицинская служба и служба питания). В более широком смысле в ОЗХ включают также объекты энергоснабжения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений.

Объекты ОЗХ занимают большую часть территории предприятия, а стоимость их строительства превышает 40% от общей стоимости заводов.

Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его технологической схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товарных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т. д. Эти объекты на заводах топливного профиля отсутствуют.

Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубопроводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным (танкеры, баржи) и автомобильным (автоцистерны) транспортом.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Трубопроводным транспортом в нашей стране перевозится около 80% сырой нефти и 8% нефтепродуктов. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец 1980 г. составила 69,7 тыс. км. Средняя дальность перекачки нефти достигла 1400 км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи нефти. Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организациями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная способность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а диаметр, кроме того, зависит от схемы перекачивания нефти (непрерывная или периодическая). При расширений НПЗ зачастую оказывается необходимо предусмотреть увеличение пропускной способности нефтепровода. Эта задача решается прокладкой параллельных трубопроводов на всей протяженности нефтепровода или на отдельных, наиболее перегруженных участках.

Для организации учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием (а иногда и на его территории) размещается приемо-сдаточный пункт. В состав пункта входят: площадка приема шара — специального устройства, которое время от времени прогоняется по нефтепроводу с целью очистки трубы от парафинистых отложений и грязи; фильтры-грязеуловители счетчики. Показания счетчиков служат для контроля количества «Поступающей на НПЗ нефти. Они передаются на головную станцию нефтепровода и на центральный диспетчерский пункт НПЗ. Перед фильтрами приемо-сдаточного пункта устанавливаются предохранительные клапаны для. защиты последних участков нефтепровода от разрыва. Причиной разрыва может быть недопустимо высокое давление, возникающее вследствие закрытия задвижки перед приемо-сдаточным пунктом. Сброс от предохранительных клапанов направляют в резервуары сырьевой базы НПЗ. С приемо-сдаточного пункта нефть подается в резервуары сырьевой базы НПЗ. Участок трубопровода от пункта до резервуаров является собственностью НПЗ. Этот трубопровод, как правило, прокладывается в земле и выводится на поверхность перед резервуарами-,

У Нефтехимические предприятия получают по трубопроводам сырье с близлежащих нефте – и газоперерабатывающих заводов. Обычно по трубопроводам подаются на НХЗ бензиновые фракции, сжиженные газы, ароматические углеводороды. Эксплуатируются, также магистральные трубопроводы, по которым сырье подается в НХЗ с предприятий, расположенных на расстоянии 150–200 км и выше.

Нефтехимические заводы часто используют в качестве сырья (например, для установок оксосинтеза) природный газ. Газ поступает на НХЗ из систем магистральных газопроводов через газораспределительные пункты (ГРП). На ГРП происходит снижение давления газа до величины, которая необходима нефтехимическому предприятию, здесь же организуется учет природного газа, Передаваемого на НХЗ. ГРП проектируются и эксплуатируются организациями Министерства газовой промышленности. Трубопровод природного газа, выходящий с ГРП, является собственностью НХЗ.

Транспорт сырья по железной дороге. Нефть на НПЗ подается в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность которых определяется путевым развитием и пропускной способностью сети железных дорог. Для перевозки нефти используются цистерны различных типов — двух-, четырех-, шести – и восьмиосные. Подробная характеристика цистерн приведена в литературе.

Рис. 1.1. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов:

1 — наливной стояк; 2 — установка нижнего слива нефти; 3 — коллектор слива нефти; 4 — коллекторы темных нефтепродуктов.

На вновь строящихся НПЗ проектируются для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части. С целью более полного использования территории и уменьшения капитальных и эксплуатационных затрат практикуется оснащение железнодорожных эстакад устройствами для налива нефтепродуктов — мазута или дизельного топлива. В этом случае эстакада называется сливо-наливной и на ней поочередно осуществляется слив нефти и налив нефтепродукта. На рис. 5.1 изображена комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводится и герметично присоединяется установка для нижнего слива (налива), представляющая собой систему шарнирно сочлененных труб. Промышленностью выпускаются установки для нижнего слива по ТОСТ 18194–79. Стандартом предусмотрен выпуск установок без подогрева (УСН), с паровым подогревом (УСНПп), с электроподогревом (УСНПэ). Установки типа УСН имеют диаметр условного прохода 150 и 175 мм, УСНПп — 175 мм, а УСНПэ — 150 мм.

Из сливной установки нефть поступает в сливной трубопровод. Ранее сливным трубопроводом нефть передавалась в резервуары, расположенные ниже отметки рельса («нулевые» резервуары). Вместимость этих резервуаров принималась такой, чтобы обеспечить слив всего маршрута. Из «нулевых» резервуаров нефть забиралась насосами заглубленной насосной и подавалась в резервуары сырьевой базы завода.

Практика показала, что в сооружении «нулевых» резервуаров и заглубленных насосных нет необходимости. Следует предусматривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, расположенными на поверхности земли через сливную буфер.

Внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротивлений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способ-Юность сырьевого насоса.

При проектировании сливо-наливных железнодорожных эстакад следует учитывать требования по нормативной продолжительности сливных операций, установленные «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах — цистернах и бункерных полувагонах», утвержденными МПС 25 мая 1966 г. Эти правила устанавливают следующую продолжительность слива (в ч) в пунктах механизированного (1) и немеханизированного (2) слива.

В зимнее время слив некоторых сортов нефтей и других продуктов, обладающих высокой температурой застывания затруднен, поскольку они поступают на пункты слива загустевшими. Правила перевозки грузов предусматривают увеличение продолжительности слива таких продуктов в период с 15 октября по 15 апреля, а также выделение специального времени на разогрев;

Для разогрева нефти в цистернах предусматривают паровые t гидромеханические подогреватели ПГМП-4 конструкции ВНИИСПТ Нефти, электрогрелки, погруженные змеевиковые подо-греватели, а также системы циркуляционного разогрева, сущность которых заключается в том, что холодный продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном теплообменнике и в горячем состоянии возвращается в цистерну. Учитывая недостаточную эффективность вышеупомянутых способов непрямого разогрева

Q– .производительность слива; QH — подача основного насоса; Qд –подача дополнительного насоса.

В проектах следует предусматривать также подачу в цистерны острого пара. Сырье нефтехимических предприятий перевозится в цистернах с нижним сливом (и в этих случаях схема сливных операций аналогична описанной выше для нефти), в цистернах с верхним сливом и в специализированных цистернах.

Верхний слив из железнодорожных цистерн менее удобен, чем нижний. При верхнем сливе имеют место значительные потери от испарения, частые срывы работы насосов при сливе продуктов с высоким давлением насыщенных паров. Зачастую не, удается достичь полного удаления продукта из цистерн. Слив может осуществляться самотеком (при благоприятном рельефе местности) или с помощью, насосов.

В тех случаях, когда для верхнего слива применяют центробежные насосы, не обладающие самовсасывающей способностью, необходимо предусматривать установку поршневых насосов для первоначального (перед началом откачки) заполнения трубопроводов продуктом и зачистки цистерн. В летнее время слив продуктов с высоким давлением насыщенных паров сопровождается образованием газовых пробок во всасывающих трубопроводах насосов. Для уменьшения вакуума во всасывающих линиях рекомендуется предусматривать в проектах применение эжекторов. В качестве рабочей жидкости в эжекторах используется сливаемый продукт. При работе с погруженным эжектором не только полностью исключается вакуум во всасывающих линиях, но в отдельных случаях создается избыточное давление (подпор).

Схема обвязки эжекторов определяется разностью отметок между нижней образующей котла цистерны и резервуаром или насосом. На рис. 1.2 приведены различные варианты обвязки эжектора. Схема, изображенная на рис. 1.2, а применяется в тех случаях, когда разность геодезических отметок цистерны и резервуара позволяет (с учетом дополнительного подпора, развиваемого эжектором) обеспечить заданную производительность слива Q0. Подача и напор насоса обеспечивают работу эжектора. В тех случаях, когда разность отметок цистерны и резервуара не позволяет организовать самотечный слив или резервуар находится выше цистерны, применяют схемы, изображенные на рис. 1.2, б. Если давление, развиваемое основным насосом недостаточно для работы эжектора, то следует предусмотреть дополнительный насос для подачи рабочей жидкости в эжектор (рис. 5.2, б). Производитель-Юность дополнительного насоса выбирают равной расходу рабочей жидкости через эжектор, а дифференциальный напор равным разности между давлением рабочего продукта перед эжектором и давлением, развиваемым основным насосом.

Слив продукта может быть значительно ускорен, если создать повышенное давление над поверхностью продукта в цистерне. Для создания избыточного давления применяют подачу сжатого воздуха, инертного газа (азота) или пара.

Промыво-пропарочные станции. Для подготовки цистерн под налив и ремонта цистерн предназначены промыво-пропарочные станции (ППС), которые проектируются в составе НПЗ и НХЗ.

Заданием на проектирование ППС устанавливается суточная программа по очистке и промывке цистерн и бункерных полувагонов, оговариваются виды очистки (горячая или холодная). Обычно ППС на НПЗ должны ежесуточно обрабатывать 400–600 цистерн и 50–100 полувагонов.

На ППС предусматривается проведение следующих операций: удаление остатка светлых нефтепродуктов; пропарка котлов цистерн с одновременным сливом остатков темных нефтепродуктов; промывка горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; удаление промывочных вод с помощью вакуумных установок; дегазация котлов цистерн вентиляционной установкой; обезвоживание слитых остатков темных нефтепродуктов; очистка сточных вод. ППС проектируются по заказам генпроектировщиков НПЗ проектными институтами МПС СССР.

Водный транспорт сырья. Перевозка нефти и нефтепродуктов. по воде осуществляется в самоходных нефтеналивных судах, морских и речных танкерах, а также в несамоходных морских, (лихтеры) и речных (баржи) судах. Внутренним водным транспортом перевозится более 60 млн. т. нефтепродуктов. Основной объем речных перевозок нефти и нефтепродуктов приходится на Волго-Камский и Обь-Иртышский бассейны. Сырая нефть перевозится с полуострова Мангышлак и из Махачкалы в Волгоград, а также из Куйбышева в районы Черного, Балтийского и Каспийского морей.

Для создания благоприятных условий слива нефти и для предотвращения загрязнения водоемов устраиваются специальные нефтяные гавани, в которых сооружаются пристани, пирсы или причалы. Гавани могут быть естественными (бухты, заливы, затоны) или искусственными.

Хранение сырья. Для хранения нефти на НПЗ предназначаются сырьевые резервуарные парки. Нормы технологического проектирования предлагают предусматривать в проектах такую вместимость парков, чтобы она обеспечивала бесперебойную работу НПЗ, получающего нефть по нефтепроводу, в течение 7. суток. Если предприятие снабжается нефтью по железной дороге или водным путем вместимость сырьевых парков должна быть увеличена. В этом случае величина нормативного запаса оговаривается в задании на проектирование.

Для предотвращения потерь нефти от испарения ее хранят в резервуарах с плавающими крышами или понтонами. На сырьевых базах НПЗ обычно устанавливаются резервуары объемом 20– 50 тыс. м3. Число резервуаров определяется общей вместимостью парка и принятым единичным объемом резервуара. При проектировании сырьевых складов НПЗ и НХЗ руководствуются СНиП II-106–79 [44]. Этот нормативный документ разработан для использования при проектировании складов нефти и нефтепродуктов; его допускается применять при проектировании складов легковоспламеняющихся, и горючих жидкостей, условия хранения которых в зависимости от их свойств сходны с условиями хранения нефти и нефтепродуктов. СНиП П-106–79, однако, не распространяется на проектирование складов (товарных баз) сжиженных газов, нефтепродуктов с упругостью паров выше 93,6 кПа (700 мм рт. ст.) при 20°С, складов синтетических жирозаменителей, подземных хранилищ в горных породах, отложениях каменной соли, ледогрунтовых хранилищ.

СНиП П-106–79 делит склады нефти и нефтепродуктов на две группы, причем товарно-сырьевые склады НПЗ и НХЗ отнесены к первой группе. Склады первой группы подразделяются на три категорий в зависимости от общей вместимости. В СНиП регламентированы расстояния от зданий и сооружений складов (товарно-сырьевых баз) до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий, расстояния от резервуаров для нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений склада (сливо-наливных устройств, насосных, канализационных сооружений, складов для нефтепродуктов в мелкой таре и т. п.), расстояния от зданий и сооружений склада до трубопроводов. СНиП П-106–79 рекомендует размещать резервуары группами, устанавливает предельную вместимость резервуаров в группе и расстояния между стенками резервуаров, расположенных в одной и соседних группах.

Товарная продукция, вырабатываемая на НПЗ, может быть условно разделена на две группы: 1) продукция, производимая непосредственно на технологических установках, и 2) продукция, приготавливаемая из различных компонентов. Непосредственно на установках НПЗ вырабатывают индивидуальные углеводородные фракции С3–Cs (пропановую, бутановые, пентановые), ароматические углеводороды (бензол, толуол, индивидуалыше ксилолы), различные марки твердых парафинов, присадки к маслам и т. д.

Значительное количество крупнотоннажных товарных продуктов — бензин, дизельное и котельное топлива, смазочные масла — получают на НПЗ смешением (компаундированием) из компонентов, вырабатываемых на различных установках. Так, для приготовления автомобильных бензинов на некоторых НПЗ используют до 10–15 компонентов.

На нефтехимических предприятиях товарная продукция — спирты, альдегиды, кислоты, полиолефины, сырье для производства синтетического каучука и др. — вырабатывается непосредственно в цехах и на установках.

Для осуществления операций по приготовлению товарной продукции из компонентов проектируются специальные объекты, на которых используются следующие основные методы компаундирования:

1) циркуляционный — приготовление производится в смесительных резервуарах;

3) непосредственное смешение в трубопроводах. Разработке проекта узла приготовления товарной продукции должен предшествовать расчет ожидаемых показателей качества товарных продуктов на основе сведений о качестве компонентов. В расчетах следует учитывать, что только некоторые из показателей качества являются аддитивными. Так, плотность смеси, содержание в ней серы, температуру анилиновой точки, показатели фракционного состава, определенные по ИТК, находят суммированием произведений массовых долей компонентов на соответствующие показатели каждого из компонентов. Давление насыщенных паров смеси с достаточной степенью точности можно определить суммированием произведений мольных долей компонентов на давления паров этих компонентов.

В известной степени аддитивными являются показатели октанового и цетанового чисел: При этом определенное по правилу аддитивности октановое число смеси может оказаться выше или ниже реального. Более Точно рассчитать реальное октановое число позволяет формула:

Здесь Осм — реальное октановое число смеси; О А, Ов — октановые числа ; высокооктанового и низкооктанового компонента смеси, соответственно; А и В — содержания компонентов в смеси, % (об.); k — поправочный коэффициент, определяемый по специальному графику, приведенному в литературе. –

Для расчета октанового числа смеси могут быть также использованы формулы, разработанные ВНИИНП и НПО «Нефтехим-автоматика» и фирмой «Этил Корпорейшн».

Более точные уравнения, по которым можно определить смесительные характеристики мазутов, зная показатели отдельных компонентов, приводятся в литературе.

Метод приготовления товарной продукции многократной циркуляцией через смесительные резервуары применяется в течение многих лет. Сущность метода заключается в следующем. Компоненты товарных продуктов с технологических установок поступают в компонентные,

Резервуары парков смешения, анализируются, а затем насосами подаются в смесительный резервуар. Приготовленный в смесительном резервуаре продукт забирается специальными насосами и многократно перекачивается по схеме «резервуар–насос– резервуар» до тех пор, пока в резервуаре не будет получена однородная по составу смесь, показатели которой соответствуют требованиям, предъявляемым к готовому продукту.

Вместимость компонентных резервуаров при приготовлении топлив должна соответствовать 48-часовому запасу каждого компонента, а смесительных резервуаров– 16-ч-асовой выработке данного вида топлива. При получении товарных масел предусматриваются компонентные резервуары, исходя из 36-часового запаса каждого компонента, и смесительные резервуары, исходя из суточной выработки масел.

В табл. приводится пример расчета необходимой вместимости резервуарных парков смешения, автобензина.

Для улучшения условий перемешивания резервуары оборудуют смесительными устройствами: маточниками с большим числом отверстий, направленных вверх, вниз или под углом; так называемыми «пауками» с установленными на них инжекторами-смесителями; подъемными трубами, через которые продукт закачивают на определенную высоту от днища.

В аппаратах с перемешивающими устройствами готовят товарные масла. Для ряда НПЗ была запроектирована установка приготовления масел, в состав которой входят компонентные резервуары, смесители с принудительным перемешиванием, насосная, емкости для присадок и камеры для плавления присадок.

Оба описанных выше метода обладают рядом серьезных недостатков: повышенным расходом электроэнергии, малой производительностью смешения, необходимостью строительства смесительных резервуаров.

Р-1–Р-3 — компонентные резервуары; Р-4 — товарный резервуар; Н-1–Н-3 — насосы; Ф-1–Ф-3 –фильтры; PM-J–PM-3– расходомеры; РЕ-1–РЕ-3– регуляторы; К-1–К-3 — регулирующие клапаны; СК-1 — смесительный коллектор.

Более эффективным является приготовление товарной продукции смешением в потоке. Для каждого НПЗ разрабатываются индивидуальные проекты автоматизированных систем (автоматических станций) смешения. Схема автоматической станции смешения, на которой приготавливается продукт из трех компонентов, приведена на рис. 1.3. В состав оборудования станции входят: компонентные резервуары, насосы, фильтры для очистки компонентов от механических примесей, газоотделитель (при приготовлении бензинов), измерители расхода, регулирующие клапаны, обратные, клапаны.

Объем резервуарного парка для хранения компонентов обуславливается производительностью станции смешения, необходимостью остановки для профилактического осмотра и ремонта, потребностью во времени для лабораторного анализа. Нормы технологического проектирования не регламентируют объема компонентных резервуаров, представляя право решать эту задачу проектировщикам. Оптимальные условия эксплуатации, как показывает практика, обеспечиваются при наличии 2-3 резервуаров для каждого компонента, общая вместимость которых соответствует 16–20-часовой выработке этого компонента.

Для перекачки каждого компонента следует предусматривать индивидуальные насосы, причем нежелательно, чтобы одним насосом компонент перекачивался в разные смесительные коллекторы.

В качестве измерителей расхода на станциях смешения применяются объемные счетчики или турбинные расходомеры. Широкое распространение получили венгерские турбинные расходомеры «Турбоквант», достоинством которых являются небольшие размеры, малая металлоемкость, простота ремонта. При разработке проектов станций смешения следует стремиться, чтобы максимальная производительность по компоненту не превышала 75% от пропускной способности расходомера, а минимальная не была близка к нижнему пределу пропускной способности.

Для управления процессом смешения в Рязанском СКВ Московского НПО «Нефтехимавтоматика» разработаны комплексы приборов управления «Поток». В состав комплексов входят блоки компонентов и управления.

Если схема автоконтроля блока компонента фиксирует отклонение действительного расхода компонента от заданного более чем на 0,5% в сторону уменьшения расхода, то формируется команда «Ошибка-1», по которой блок управления снижает скорость смешения.

В составе комплексов имеются основные и резервные блоки. При нарушении режима работы основных блоков резервные блоки подключаются к сети и форсированно выводятся на режим работы основного блока.

Хранение и отгрузка основного количества товарной продукции на НПЗ и НХЗ производится через товарно-сырьевые базы (ТСБ) предприятий. Отдельные виды продукции — битумы, элементарную серу, нефтяной кокс — отправляют потребителям непосредственно с технологических установок. При проектировании предприятий следует стремиться к тому, чтобы объекты по хранению и отгрузке продукции были сосредоточены в одном месте, что облегчает управление товарной базой, упрощает работу железнодорожного транспорта. Исключение делают для объектов по отгрузке сжиженных газов, которые в соответствии с противопожарными нормами проектирования следует размещать на расстоянии не менее 300–500 м от территории предприятия. Вместимость товарных складов (парков) зависит от устанавливаемых нормами технологического проектирования сроков хранения. Товарные парки должны обеспечивать возможность приема и хранения в них 15-суточной выработки, каждого из товарных нефтепродуктов. Вместимость складов сжиженных газов не должна превышать трехсуточной выработки этих продуктов. Если отгрузка товарных нефтепродуктов потребителям производится по трубопроводам, нормативный срок хранения сокращается до 7 суток.

Число устанавливаемых резервуаров зависит от количества подлежащего хранению продукта и единичной вместимости выбранного резервуара. Экономически целесообразно устанавливать меньшее число резервуаров большей вместимости. Так, расход металла на сооружение 6 резервуаров по 10 тыс. м3 составляет 955 т, а при строительстве 3 резервуаров по 20 тыс. м3 — 825 т. Сооружение резервуаров большей вместимости взамен мелких позволяет также уменьшить территорию, занимаемую парками.

Для каждого вида товарной продукции рекомендуется предусматривать не менее 3 резервуаров (в один поступает товарная продукция, второй находится на анализе, из третьего производится отгрузка продукции).

По, расположению и планировке резервуары делятся на подземные (если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки не менее, чем на 0,2 м) и наземные (если они не удовлетворяют вышеуказанным условиям). Для хранения товарной продукции НПЗ и НХЗ используются стальные емкости вместимостью 200 м3 (до ОСТ 26-02-1496–76); стальные резервуары вертикальные цилиндрические со щитовой кровлей вместимостью от 100 м3 до 30 тыс. м3 с понтоном и щитовой кровлей вместимостью от 100 м3 до 30 тыс. м3, с плавающей крышей вместимостью от 10 тыс..м3 до 50 тыс. м3; стальные резервуары с коническими днищами; горизонтальные емкости для хранения продуктов под давлением 0,6–1,8 МПа вместимостью отг25 м3 до_200_м,3 (по ОСТ 26-02-1159^-76); шаровые резервуары для хранения продуктов под давлением 0,25–1,2 МПа железобетонные резервуары.

В табл. 1.3 приведены рекомендации по выбору типа емкости для хранения продукции НПЗ и НХЗ. На рис. 1.4 изображен резервуар с плавающей крышей, применяемый для хранения бензина и других легкокипящих продуктов.

Безопасная и удобная эксплуатация резервуаров обеспечивается применением дополнительного оборудования, которое предназначено для заполнения и опорожнения резервуаров, замера уровня продукта, зачистки, .отбора проб, сброса подтоварной воды,

1 — верхний настил крыши; 2 — нижний настил крыши; 3 — днище; 4- подвижная лестница.

Рис. 1.5. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов:

1– световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — дыхательный клапан; 4 — огневой предохранитель; 5 — замерный люк; 6 — прибор для замера уровня; 7– люк-лаз; 8 –сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — при-емо-раздаточный патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси; 14 — предохранительный клапан.

Пенотушения, поддержания определенного давления в резервуарах. На рис. 1.5 приводится схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах, для маловязких нефтепродуктов.

При разработке проектов товарных баз для НПЗ и НХЗ рекомендуется использовать СНиП II-106–79

Товарная продукция НПЗ и НХЗ отгружается трубопроводным, железнодорожным, автомобильным – и речным транспортом.

Трубопроводный транспорт. По трубопроводам транспортируются потребителям светлые и темные нефтепродукты — бензин, дизельное и котельное топлива, а также сжиженные газы, этилен, аммиак. Экономически целесообразным трубопроводный транспорт становится при концентрированном потреблении продукта в одной точке и районе, когда по трубопроводу перекачиваются не менее 300–500 тыс. т продукта в год.

В ближайшие годы намечается значительно расширить сеть нефтепродуктопроводов. Постановление Совета Министров СССР о развитии сети нефтепродуктопроводов в 1981–1985 годах предусматривает сооружение новых трубопроводов для перекачки бензина и дизельного топлива в центральных районах страны, Сибири, Казахстане, создание ряда мазутопроводов, связывающих НПЗ с крупными тепловыми электростанциями, и керосинопроводов между заводами и аэропортами.

На территории НПЗ и НХЗ обычно размещаются головные сооружения нефтепродуктопроводов: склады (парки), головные насосные. Некоторые продуктопроводы имеют в составе головных сооружений собственные резервуарные парки, в которые продукт подается из резервуаров товарной базы НПЗ насосами товарной насосной. Более экономичным решением является использование в качестве головных сооружений резервуаров заводской товарной базы. Продукт в магистральный трубопровод подается непосредственно c этих резервуаров насосами головной насосной станции, размещаемой рядом с резервуарами.

Железнодорожный транспорт. Транспортировка продукции НПЗ и НХЗ по железной дороге является основным видом перевозки нефтепродуктов и ее ведущее значение сохранится в ближайшие годы. Основным видом тары для перевозки по железной дороге нефтяных и химических продуктов служат цистерны. Цистерны подразделяются на универсальные, предназначенные для перевозки различных грузов (нефти и светлых нефтепродуктов, нефти и мазута и т. д.) и специальные. В специальных цистернах перевозится какой-либо один вид продукции (например, сжиженные газы, кислоты, спирты). Характеристика Цистерн, изготавливаемых вагоностроительными заводами и используемых при перевозке нефтяных и химических. продуктов, приводится в литературе. Для отгрузки продукции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий в составе товарных баз проектируются специальные устройства. Если объем отгрузки ограничен десятками тысяч тонн в год, то предусматривают одиночные стояки или небольшие односторонние эстакады, состоящие из 5–10 стояков. Для отгрузки многотоннажных продуктов (бензин, реактивное, дизельное и котельное топлива, смазочные масла) сооружаются двухсторонние эстакады галерейного типа. Эстакады для налива реактивного топлива, авиационных бензинов, смазочных масел, присадок к маслам и других ЛВЖ и горючих жидкостей, в которые недопустимо попадание воды, должны быть оборудованы навесами и крышами. Температура ЛВЖ, подаваемых на налив, должна быть не менее, чем на 10°С, ниже температуры начала кипения наливаемого продукта.

Налив нефтепродуктов осуществляется в одиночные цистерны, группы и маршруты цистерн. Маршрутный налив цистерн более экономичен и должен предусматриваться при проектировании эстакад как основной вид налива.

Длина эстакады не должна быть меньше половины длины маршрута. Конструкция эстакад должна обеспечивать техническую возможность налива продуктов в железнодорожные цистерны всех типов, пригодные для перевозки данных продуктов. Проектирование железнодорожных эстакад на ограниченное число типов (моделей) цистерн допускается только при наличии согласования с Управлением железной дороги, обслуживающей предприятие, или с’ предприятием — собственником цистерн.

В последние годы осуществляется постепенный переход железнодорожного транспорта на цистерны новых типов — шести восьмиосные вместимостью 90 и 120 м3. В проектах следует принимать во внимание особенности налива этих цистерн.

При разработке проектов железнодорожных эстакад необходимо учитывать возможность поступления под налив неисправных цистерн. Чтобы иметь возможность удалить из этих цистерн имеющийся в них продукт, проектом предусматриваются – самостоятельные эстакады с верхним и нижним сливом, которые оборудуются отдельными стояками и коллекторами для сливаемых продуктов. При небольших объемах отгрузки для слива неисправных цистерн могут быть запроектированы отдельно стоящие

Особые требования предъявляются к проектированию железнодорожных эстакад для слива и налива сжиженных газов. Эти эстакады должны быть отделены от прочих эстакад, оборудованы Самостоятельными коллекторами, трубопроводами, сливо-наливными устройствами и газоуравнительными системами для каждого вида наливаемых и сливаемых сжиженных газов. Одновременно с эстакадами для слива и налива сжиженных газов в составе товарно-сырьевых баз сжиженных газов следует проектировать эстакады для подготовки цистерн сжиженного газа под налив. Опыт проектирования эстакад освещен. Эксплуатация железнодорожных эстакад галерейного типа отличается большой трудоемкостью и применением ручного труда. Наиболее трудоемки подготовительные и вспомогательные операции, открытие и закрытие люков цистерн, заправка и подъем наливных шлангов и телескопических устройств и т. д. При проектировании железнодорожных эстакад следует предусматривать их оснащение средствами механизации и автоматизации: ограничителями налива, которые служат для автоматического прекращения подачи жидкости в цистерну при достижении в ней определенного уровня (ПОУН-1, ПОУН-2, НО-2М), устройствами механизации подъема– спуска наливных средств.

Автомобильный транспорт. Продукция НПЗ и НХЗ перевозится автомобильным транспортом в ограниченных размерах, На отдельных предприятиях имеются устройства для налива в автоцистерны мазута, битумов, бензина. Сооружения, предназначенные для полуавтоматического налива нефтепродуктов в автоцистерны и автотопливозаправщики, называются станциями налива. Станции налива оборудуются стояками, которые различаются по виду наливаемого продукта, По способу налива (герметизированные и негерметизированные), по виду управления процессом (автоматизированные и неавтоматизированные), по виду управления, (с механизированным и ручным управлением).

Станция налива состоит из 4–12 наливных «островков», располагаемых под навесом. Каждый островок оборудуется одним или двумя наливными стояками, в качестве которых применяются установки: автоматизированного налива с местным управлением АСН-5П, автоматизированного налива с дистанционным управлением АСН-5Н, автоматизированного и герметизированного налива АСН-12.

Водный транспорт. Нефтеперерабатывающие, заводы, расположенные вблизи крупных рек, отправляют в навигационный период часть своей продукции водным путем (в танкерах, баржах и лихтерах). Для налива сооружаются специальные причалы.

Налив нефтепродуктов осуществляется по трубопроводам, прокладываемым от резервуаров к причалам. Возможны два варианта организации налива: 1) подача продукта насосами из резервуаров товарного парка непосредственно в наливные суда; 2) подача продукта по трубопроводам в промежуточные резервуары, расположенные в непосредственной близости от причала с последующим поступлением нефтепродуктов в суда самотеком. Последний вариант применяют обычно ‘в тех случаях, когда НПЗ расположен на расстоянии нескольких километров от причала.

В составе нефтепричалов проектируют следующие сооружения: водные подходы, причальные устройства (подходные эстакады, центральные платформы, швартовые палы, отбойные устройства), шлангующие устройства и установки.

При проектировании водных подходов необходимо определить глубину и ширину полосы акватории, глубину водных подходов. Проект причальных устройств включает выбор типа причальных сооружений, определение суточной пропускной способности одного причала и числа причалов, необходимого для отгрузки всего количества грузов. В проекте нефтепричала также решаются вопросы выбора шлангующих устройств, подготовки резервуаров, трубопроводов и нефтеналивных судов к сливо-наливным операциям, определяются методы борьбы с потерями нефтепродуктов при наливе и защиты водных бассейнов от загрязнения нефтепродуктами.

Http://referatwork. ru/refs/source/ref-104156.html

Для прохождения экономико – управленческой практики было выбрано ОАО «Мозырский нефтеперерабатывающий завод».

Целью экономико-управленческой практики является закрепление и углубление теоретических знаний, полученных за время обучения по базовым экономическим дисциплинам, а также приобретение практических навыков работы по специальности.

    расширение профессионального кругозора студентов в результате комплексного изучения методов организации, управления, совершенствования и повышения эффективности производства; всестороннее изучение экономической деятельности предприятия, анализ используемых производственных процессов и бизнес-технологий; анализ системы управления на предприятии, существующего распределения полномочий и ответственности между работниками, графика контрольных и оперативных совещаний; изучение внешней среды предприятия, включая анализ поставщиков ресурсов, конкурентов, а также потребителей продукции; сбор фактического материала по курсовому и дипломному проектированию.

В 1963 году Совет Народного Хозяйства БССР выдал задание на проектирование МНПЗ как одного из объектов Мозырского промышленного узла, а в начале 1966 года было принято решение о его первоочередном строительстве.

Мозырь в качестве места "прописки" крупного предприятия был выбран не случайно. Во втором по величине городе Гомельской области имелись все необходимые условия для успешного строительства. Но главное, что принимали в расчет разработчики проекта, – это то, что расстояние от будущего завода до действующего нефтепровода "Дружба" было небольшим. Это решало важнейшую задачу бесперебойной транспортировки углеводородного сырья к месту переработки. Для самого же Мозыря строительство нефтеперерабатывающего завода предвещало расцвет города во всех сферах жизни.

За основу будущего предприятия были взяты новейшие в стране нефтеперерабатывающие комплексы ЛК-6У, технология которых существенно отличалась от технологии всех аналогичных заводов СССР.

14 декабря 1980 года на Мозырском НПЗ была введена в строй действующих установка по производству жидких парафинов "Парекс-1". Позднее были построены еще две аналогичные установки, а также установка регенерации серной кислоты.

В 90-х годах на заводе началась реконструкция. В феврале 1994 года решением исполкома Мозырского городского Совета народных депутатов было зарегистрировано ОАО "Мозырский НПЗ". Доля государства в уставном фонде общества составила 70,3%, коллектива завода в лице его работников – 29.7%. Первым председателем Правления акционерного общества был избран С. М.Мишин.

Одновременно с подготовкой завода к акционированию шла успешная наработка документов по созданию российско-белорусской компании, которая сосредоточила бы в себе весь комплекс работ от разведки залежей углеводородного сырья до сбыта нефтепродуктов. В конце 1994 года компания была зарегистрирована и получила название АО "Нефтегазовая компания "Славнефть". В нее вошли: АО "Мозырский НПЗ", АО "Мегионнефтегаэ", АО "Мегионгеблогия" и предприятия по реализации нефтепродуктов. Одним из инициаторов и активным участником создания компании "Славнефть" был В. М.Здобной, избранный в 1996 году Президентом ОАО "Мозырский НПЗ" Генеральным директором завода с этого времени становится А. А.Куприянов.

4. Выпуск новых видов продукции: бензол, компонент бензиновый высокооктановый (алкилат) и автобензин соответствующий требованиям EN 228:2008 (Евро-5).

Государственный комитет по имуществу Республики Беларусь – 42,76% акций;

Расположение завода и железнодорожных коммуникаций позволяет доставлять нефтепродукты в любую точку Республики Беларусь в течение четырех суток. Выгодное географическое положение завода, близость нефте – и продуктопроводов, разветвленная сеть железнодорожных и автомобильных магистралей делают нашу продукцию доступной для потребителей России, Украины, Молдовы, Венгрии, Румынии, Польши, Словакии, Чехии, Латвии, Литвы.

Высокий профессионализм специалистов и рабочих завода позволяет не только четко и слажено вести технологический режим на установках и получать продукцию безупречного качества, но и организовать квалифицированную работу с поставщиками сырья и покупателями продукции на внутреннем и внешнем рынках.

Непрерывное совершенствование технологической схемы завода позволяет улучшать качество продукции, ориентируясь на требования мирового рынка и требования природоохранного законодательства.

«Программой развития завода на период 2010 – 2015 г. г.» предусмотрено строительство установок, обеспечивающих:

    производство автомобильных бензинов в соответствии с требованиями европейского стандарта EN 228:2008; увеличение мощностей по производству дизельного топлива с учетом перспективных требований экологического законодательства; увеличение мощности по процессам вакуумной перегонки мазута и гидроконверсии вакуумного газойля; переработку нефтяных остатков с производством малосернистого котельного топлива;

Сертификаты соответствия системы менеджмента качества требованиям международного стандарта ISO 9001:2008, системы охраны окружающей среды требованиям ISO 14001:2004 и СТБ ИСО 14001-2005 и системы менеджмента охраны труда требованиям стандарта OHSAS 18001:2007 подтверждают способность предприятия постоянно выпускать продукцию высокого качества, оказывая при этом минимальное вредное воздействие на окружающую среду, обеспечивая промышленную безопасность эксплуатируемых технологических объектов и создавая безопасные условия труда для персонала.

ОАО «Мозырский НПЗ» является лауреатом Премии Правительства Республики Беларусь за достижения в области качества 2002, 2005 и 2010 гг., дипломантом конкурса на соискание Премии Содружества Независимых государств за достижения в области качества продукции и услуг 2007 г.

В своей деятельности предприятие руководствуется следующими принципами:

высокое качество оказываемых услуг; добросовестное отношение к принятым на себя обязательствам; индивидуальный подход к каждому заказчику; использование передового опыта и современных технологий; взаимное доверие и уважение.

Организация располагает отвечающими современным требованиям производственными участками с оборудованием и механизмами, специальным инструментом и оснасткой, собственным автотранспортом, а также необходимой документацией для оказания вышеуказанных услуг.

по обеспечению пожарной безопасности № 02300/0344718 сроком на пять лет до 26 апреля 2014 года; по обеспечению безопасности юридических и физических лиц № 02010/0444867 сроком на пять лет до 23 апреля 2014 года.

ОАО «МНПЗ» тесно сотрудничает с Департаментом "Охрана" при МВД Республики Беларусь и МЧС Республики Беларусь, постоянно отслеживает конъюнктуру рынка, внедряет новые прогрессивные технологии, материалы и оборудование.

Организационная структура ОАО «МНПЗ» является линейно-функциональной, и представляет собой комбинацию линейной структуры с системой выделения определенных функций: при линейном руководителе создаются специальные подразделения, которые помогают менеджеру в выполнении отдельных функций управления.

В организации главным руководителем, принимающим управленческие решения, является директор, при нём создана должность заместителя директора, который осуществляет контроль над делопроизводством.

-цех по удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ);

– планово-экономический отдел (установка цен, составление отчетности, и т. д.);

Организационная структура организации имеет следующие преимущества:

– возможность получить высокую степень профессиональной специализации сотрудников;

-данная организационная структура способствует стандартизации, формализации и программированию процесса.

Результатом хозяйственной деятельности предприятия является определение и анализ выручки от реализации результатов производства. Выручка от реализации представляет собой выручку от предоставления потребителям услуг связи по установленным тарифам (или доходы от основной деятельности) и доходов от прочих работ, услуг, не связанных с основной деятельностью.

Основные показатели работы предприятия представлены в виде таблицы 2.1.

Таблица 2.1 – Основные показатели работы предприятия в 2009– 2011 гг.

Http://referat911.ru/Ekonomika/mozyrskij-neftepererabatyvajushhij-zavod/168162-2241744-place1.html

Изложены основные сведения о методах и процессах защиты природных сред от промышленных загрязнений.

Этот набор помогает вашему малышу развивать творческие способности, воображение, зрительное восприятие окружающего мира и мелкую моторику. В наборе: 5 фонов, более 150 наклеек. Возраст: от 3-х лет. Удивительный набор стикеров познакомит вашего малыша с различными животными, а также со средой их обитания: фермой, африканским оазисом, джунглями, морем и, даже, с доисторическим пейзажем.

Федеральное агентство по ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра БЖДВыпускная квалификационная работа (дипломный проект) по специальности 280101 «Безопасность жизнедеятельности в техносфере»НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД «УФАНЕФТЕХИМ» КАК ИСТОЧНИК ЗАГРЯЗНЕНИЯ СРЕДЫ ОБИТАНИЯУфа, 2007 Реферат 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. Объектом исследований является нефтеперерабатывающее предприятие ОАО «Уфанефтехим» Цель данного дипломного проекта – анализ нефтехимической промышленности, как источник загрязнения окружающей среды. В дипломном проекте произведен анализ нефтеперерабатывающей промышленности как источник загрязнения атмосферы, водного бассейна, литосферы, рассмотрено влияние на человека, рассчитаны выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и сбросы сточных в водные объекты, рассчитана плата за выбросы и сбросы загрязняющих веществ, так же определены класс опасности предприятия и санитарно-защитная зона. Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 68 стр., таблиц 23, рисунков 2, библиограф 32 СодержаниеВведение I. Объект как источник загрязнения окружающей среды 1.1 Выбросы в атмосферу на различных этапах технологического процесса 1.1.1 Топливное производство 1.1.2 Газокаталитическое производство 1.1.3 Производство « Ароматика» 1.1.4 Товарное производство 1.2 Основные источники выбросов предприятия в атмосферный воздух 1.2.1 Резервуары хранения нефти 1.2.2 Сооружения по очистке сточных вод 1.2.3 Технологические установки 1.2.4 Производство битумов 1.2.5 Факельные системы 1.3 Состав соединений, выбрасываемых в атмосферный воздух и их влияние на живые организмы 1.4 Основные источники образования сточных вод 1.5 Классификация сточных вод 1.6 Нефти и нефтепродукты, сбрасываемые со сточными водами и их влияние на водные объекты 1.6.1 Содержание примесей в сточных водах 1.6.2 Содержание диэмульгаторов в сточной воде 1.7 Загрязнение почвы 1.8 Влияние загрязнения на человека 1.9 Влияние загрязнения на биоту 1.10 Экологические, экономические, этические и социальные аспекты II. Эколого-социально-экономические расчеты воздействия загрязнения на окружающую среду и человека 2.1 Расчет массы образующихся выбросов (инвентаризация) на предприятии ОАО «Уфанефтехим» в цехе 1 газотопливного производства 2.2 Заполнение форм статистической отчетности 2ТП 2.3 Расчет платы за загрязнение окружающей среды 2.4 Определение экологической опасности и санитарно-защитной зоны предприятия ОАО «Уфанефтехим» 2.5 Корректировка санитарно-защитной зоны Заключение Список литературы Приложение А Приложение Б Приложение В ВведениеЭкологические 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.

В товарном производстве некоторые резервуары объемом по 5000м3 оборудованы понтонами или плавающими крышами. Резервуары по комплексу «Ароматика» оснащены понтонами и азотным «дыханием». Северная и южная эстакады налива оборудованы системой герметичного налива нефтепродуктов. Южная наливная эстакада оснащена блоком улова и утилизации паров бензина.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. По содержанию серы нефти условно классифицируют на малосернистые (до 0,5%), сернистые (до 2,0%) и высокосернистые (свыше 2,0%). Нефти, добываемые на территории республики Башкортостан относят к высокосернистым. Рост добычи и поступление в переработку сернистых и высокосернистых нефтей ухудшают качественные показатели нефтепродуктов, ведут к повышенной коррозии и преждевременному износу трубопроводов, арматуры, оборудования и аппаратуры, к сверхнормативным простоям установок, к сокращению межремонтных циклов, к значительным затратам на текущий и капитальный ремонты, увеличению загрязненности, образованию накипи в теплообменных аппаратах и прогоранию печных труб. При переработке высокосернистых нефтей и получении из них нефтепродуктов с малым содержанием серы усложняются технологические схемы заводов и уменьшается выход светлых нефтепродуктов, требуется более глубокая их очистка и облагораживание. По данным, безвозвратные потери нефти из нефтепродуктов по различным источникам на заводах топливного и топливно-масляного профиля (по группе НПЗ в Башкортостане), перерабатывающих сернистые и высокосернистые нефти, составляют (в % на переработанную нефть) : Потери углеводородов (включая сернистые соединения) за счет испарения – 63 в том числе из резервуаров и емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов (открытого типа с шатровой крышей) – 40 с поверхности сточной жидкости в нефтеловушках и различных прудах, с сооружений биологической очистки сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев и открытых градирен – 19 при наливе в цистерны и при других товарных операциях (на эстакадах открытого типа – 1,3 прочие источники испарения, утечки через неплотности, пропуски через клапаны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной линии и др – 2,7 потери на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельного газа) – 17 потери при сжигании кокса с катализаторов, от разливов и утечек в грунт, с газами разложения на АВТ и битумных установках со шламами, глинами и т. д – 19 потери со сточными водами (до биологической очистки при содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) – 1 1.2.1 Резервуары хранения нефти Самым крупным источником загрязнения атмосферного воздуха являются заводские резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов при обычном атмосферном давлении.

Острое токсическое действие оказывают более высокие концентрации; хроническое отравление, несомненно, имеет место также при концентрациях, лежащих выше порога раздражения. Исследования на подопытных животных (белых крысах) методом условных рефлексов показали, что концентрация диоксида серы, равная 20 мг/м3, вызывает изменения в высшей нервной деятельности при затравке по 3,5 ч в день в течение 1,5 месяцев; концентрация 5 мг/м3 также оказывает заметное действие, а при концентрации 2,5 мг/м3 изменений не происходит. Порог рефлекторного действия газа на функциональное состояние коры головного мозга лежит на уровне 0,6 мг/м3, т. е. значительно ниже, чем полученный в работе порог резорбтивного действия его на высшую нервную деятельность крыс. На основании последних исследований была предложена максимальная разовая ПДК в атмосферном воздухе, равная 0,5 мг/м3, т. е. ниже установленного порога. По данным, порог рефлекторного действия диоксида серы на процесс образования «электрокортикального условного рефлекса» (0,6 мг/м3) также лежит выше разовой ПДК. Среднесуточная концентрация принята на уровне 0,05 мг/м3. Вдыхание диоксида серы в низких концентрациях от 2,7 до 21,6 мг/м3 вызывает заметные изменения в дыхании, которое становится более поверхностным и быстрым, и сердечном ритме. Оксид углерода. Токсичность оксида углерода для человека связана с высокой способностью этого газа вступать в реакцию с гемоглобином, образуя «карбокси-гемоглобин, не способный транспортировать кислород из легких к потребляющим тканям. Вследствие этого наступает аноксемия, отражающаяся прежде всего на центральной нервной системе. Под влиянием вдыхания оксида углерода усиливается атеросклеротический процесс. Оксид углерода в средней концентрации 2,65 мг/м3 при круглосуточной хронической затравке в течение 2,5 месяцев вызывает некоторое изменение порфиринового обмена, а при средней концентрации 1,13 мг/м3 при тех же условиях не вызывает у подопытных животных изменения моторной хронаксии и порфиринового обмена и не влияет на функцию кроветворной системы. Среднесуточная ПДК оксида углерода в атмосферном воздухе равна 1 мг/м3. Оксиды азота оказывают раздражающее действие на органы дыхания, особенно на легкие, и в больших концентрациях вызывают отек легких. Опасной при кратковременном дыхании является концентрация 200—300 мг/л. При концентрации 15 мг/м3 ощущается явный запах оксида азота и слабое раздражение глаз; при концентрации 10 мг/м3 запах едва заметен; при концентрации 3 мг/м3 запаха не обнаруживается. Трехмесячная круглосуточная динамическая затравка белых крыс диоксидом азота в концентрации 0,15 мг/м3 не вызвала у животных ни функциональных, ни органических изменений. Учитывая высокую токсичность диоксида азота, в качестве среднесуточной ПДК в атмосферном воздухе рекомендовали концентрацию 0,085 мг/м3, т. е. на уровне максимальной разовой величины. 3,4-Бензпирен. Химические канцерогенные вещества являются одной из причин возникновения раковых заболеваний. Наиболее распространенными из них являются канцерогонные вещества группы полициклических ароматических углеводородов, которые образуются при горении и сухой перегонке топлива, т. е. в условиях пиролитических реакций.

Поэтому, спрашивается, что же еще может быть положено в основу рабовладения, если даже и идейная убежденность, искусственно привитая и культивируемая в обществе, уже не обеспечивает потребностей глобальных рабовладельцев? Для ответа на этот вопрос, следует рассмотреть и другие вопросы: с какими реальными проблемами столкнулось глобальное рабовладение в XIX веке? и как оно попыталось их решить? что из этого получилось? «Общий кризис капитализма» это — вовсе не выдумка выжившей из ума “прокоммунистической пропаганды”, а суровая жизненная реальность, выражающаяся как в глобальном биосферно-экологическом кризисе технической цивилизации, так и в возможности не санкционированной бесцельной войны на полное уничтожение всего живого на планете, способной возникнуть из-за сбоя в работе компьютера. Внутрисоциальная причина общего кризиса капитализма — невозможность в условиях буржуазной демократии индивидуалистов ограничить гонку потребления, которая при капиталистической организации хозяйственной деятельности и распределения продукции имеет следствием рост техноэнерговооруженности цивилизации выше уровня, безопасного для нынешней биосферы планеты, что сопровождается загрязнением среды обитания продуктами распада геологических топлив (энергоносителей) и не использованной в технологиях энергией [63], а также отходами производства и быта

Арматурные каркасы укрепляют в формовочные отсеки с помощью фиксаторов. Бетонную смесь к кассетным установкам подают ленточными транспортёрами и укладывают бетоноукладчиками, затем смесь уплотняют глубинными вибраторами. Твердение происходит при определённом тепловом режиме (продолжительность до 10 часов). При такой длительности термообработки возможна двукратная оборачиваемость кассет в сутки. Для повышения эффективности кассетного способа производства необходимо увеличить оборачиваемость кассет до 3 и более раз в сутки. По окончании формования изделия краном подаются на склад готовой продукции. При 2-х стадийной ТО после достижения изделиями распалубочной прочности, дозревание происходит в камерах ямного типа, в летнее время – на воздухе. Схема 2.Технологическая схема производства ЖБИ: 2.3 Производство мелкоштучных изделий Для производства плитки и бордюрного камня 1 год назад была закуплена немецкая автоматическая линия «Хенген». За автоматическим режимом работы наблюдают 2 оператора. Стоимость автоматической линии (закуплена её основная часть) 6,5 млрд. руб. Планируется, что эта линия окупится за 3-4 года. Основное оборудование: 1.

Давненько я собираюсь поговорить или даже заорать на тему кавычек и словечка «якобы» в нашей художественной прозе да и поэзии, ибо не только словарь писателя, но и форма записи сразу показывает и нутро человека, и глубину его принципов, и количество раба, который его беспокоит или, наоборот, даже не подозревается автором в себе самом. Кавычки расползаются по нашим текстам, как вши. И борьба с ними, пожалуй, не менее важна, нежели борьба с загрязнением среды обитания. У моряков есть термин принудительная трансляция. Это трансляция, которую нельзя выключить, P она тебя в случае нужды и от смертельного сна разбудит. И вот каждый раз, когда я употребляю этот термин, то, открыв уже напечатанную книгу, с привычным удивлением обнаруживаю, что прилагательное «принудительная» оказывается в кавычках. Редактору, видите ли, не по себе становится: не может быть на советском судне ничего принудительного! Хотя слова «принудительная вентиляция» редакторов не беспокоят, вероятно потому, что вентилирование, в отличие от транслирования, совершается без участия человеческой речи

Химические производства Технологический процесс все больше выходит из-под контроля человека, что создает для него различные опасности. Одной из них является загрязнение среды обитания из-за обширных выбросов во время аварий на химических производствах, что наносит тяжелый ущерб здоровью людей и оборудованию. Частицы ядовитых веществ, попадая в человеческий организм из воздуха, воды и пищи, накапливаются в нем и ведут свою разрушительную работу. Все это представляет серьезную опасность для людей, учитывая высокую плотность населения в городах. Противоаварийные меры входят в обязанности руководства предприятия, которое должно следить за соблюдением рабочими и служащими норм безопасной эксплуатации оборудования и создавать соответствующие службы для снижения до минимума риска здоровья людей в случае возникновения опасности. Вместе с тем, каждый человек, будь он на производстве или вне его, ощутивший резкий или непривычный запах либо обнаруживший какие-либо другие характерные признаки аварии, должен немедленно поставить в известность должностных лиц предприятия, местные власти и соответствующие аварийные службы города

Смотреть на рефераты похожие на "Характеристика предприятия Татнефть" ВВЕДЕНИЕ Управление «ТатАИСнефть» территориально расположено на юго-востоке Республики Татарстан, имеет в своем составе 8 эксплуатационных и 7 вспомогательных цехов и участков. Основное назначение управления – обеспечение предприятий ОАО «Татнефть» качественной современной связью. Управление «ТатАИСнефть» предоставляет услуги в 3-х основных направлениях: 1. Проводная связь. 2. Радиосвязь. 3. Передача данных: услуги по транспортировке информации между подразделениями ОАО «Татнефть» (корпоративная сеть) и услуги I er e. Также выполняет строительно-монтажные работы, производит электрохимзащиту скважин и газопроводов от коррозии, предоставляет транспортные услуги. В 2000 году управление «ТатАИСнефть» продолжило работы по созданию транспортных цифровых магистралей, на которых строится корпоративная и АТМ сеть ОАО «Татнефть». Были построены волоконно-оптические линии связи в направлении Альметьевск-Кичуй-Ямаши, Н. Челны-Сарманово, велось строительство ВОЛС в городах Альметьевск, Лениногорск, Нурлат, Бугульма, Елабуга, Азнакаево, Бавлы.

Рекомендуются для выращивания крупной рассады различных овощных и цветочных, а также для укоренения саженцев декоративных, плодовых и

Http://www. char. ru/344/199334.htm

Добавить комментарий