Нефтеперерабатывающий завод

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Первый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745. Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.

Http://machinepedia. org/index. php/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Омский нефтеперерабатывающий завод — одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятийРоссии. Принадлежит компании «Газпром нефть». Генеральный директор —Белявский О. Г.. Омский нефтезавод признан лучшим предприятием нефтепереработки в России и странахСНГв 2012 году [2] .

Решение о строительстве в Омске первого в Сибири нефтеперерабатывающего завода было принято правительством СССР в 1949 году [3] . Создание в центре Западной Сибири такого предприятия было необходимо, чтобы в полной мере обеспечить горюче-смазочными материалами этот регион, а также соседние Урал, Казахстан и другие территории. Сырьем для переработки стала нефть с месторождений Башкирии.

5 сентября 1955 года была запущена печь первой атмосферно-вакуумной установки Омского НПЗ. В этот день ежегодно отмечается день рождения завода.

В первое десятилетие на Омском НПЗ было построено более 50 технологических установок. Сначала завод ежегодно перерабатывал 3 млн тонн сырья, добываемого в Башкирии, а с 1964 года на предприятие начала поступать сибирская нефть. Ее возили речными танкерами, а затем пустили по трубопроводу «Усть-Балык – Омск». Открытие тюменских нефтяных месторождений дало новый импульс развитию предприятия и вывело его в лидеры нефтепереработки.

На всех этапах истории Омского НПЗ на заводе внедрялись передовые технологии, шло развитие производственной базы, строились новые мощности, реконструировались старые. Новые перспективы завода открылись с развитием системы каталитического крекинга, что позволило повысить качество моторных топлив и значительно увеличить объемы их производства. Ввод в эксплуатацию и последующая реконструкция комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ-6М производительностью 6 млн тонн нефти в год дали возможность увеличить объемы переработки и расширить перечень продукции, выпускаемой на Омском НПЗ.

В 1983 году был введен в работу комплекс по производству ароматических углеводородов, продукция которого востребована не только на отечественном рынке, но и за рубежом. Благодаря пуску в 2001 году новой установки сернокислотного алкилирования 25/12 ОНПЗ перешел на выпуск только неэтилированных бензинов и одним из первых в России начал выпускать бензин «Супер-98». В 2005 году была завершена реконструкция установки риформинга Л-35/11-1000 производительностью 1 млн тонн в год, что обеспечило получение современного процесса каталитического риформирования бензинов с непрерывной регенерацией катализатора. Проводилась модернизация и других технологических объектов.

Газпромнефть-Омский НПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и одним из крупнейших в мире [4][5] . Установленная мощность Омского НПЗ – 20 млн тонн нефти в год. Глубина переработки нефти в 2010 году составила 83,27%, этот показатель является одним из лучших в отрасли. В 2010 году «Газпромнефть-ОНПЗ» выпустил 4,6 млн тонн бензинов, в том числе автомобильных – 3,6 млн тонн. Доля высокооктановых бензинов составила 85,84%. Летом 2011 года Омский НПЗ приступил к выпуску бензинов 5 экологического класса.

Омский нефтеперерабатывающий завод занимает лидирующие позиции среди российских НПЗ по глубине переработки нефти и выходу светлых нефтепродуктов, по набору технологических процессов, выпуску бензинов и дизельных топлив, объему производства ароматических углеводородов.

В мае 2011 года на Омском НПЗ была переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. ОНПЗ стал первым российским перерабатывающим предприятием, достигшим такого показателя.

Основные технологические процессы ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ»: обессоливание и обезвоживание нефти, первичная переработка нефти, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование, гидроочистка дизельного топлива, производство ароматических углеводородов и другие.

Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, бензол, толуол, ортоксилол, параксилол, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке. Омский нефтеперерабатывающий завод – единственный отечественный производитель катализаторов крекинга.

«Газпром нефть» осуществляет значительные инвестиции в обновление и модернизацию производства, доведение его технологий и качества нефтепродуктов до мировых стандартов. В рамках масштабной программы модернизации в октябре 2010 года на заводе была введена в эксплуатацию крупнейшая в России и Европе установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2» [6] . До 2020 года будут модернизированы 6 существующих и введены в эксплуатацию 8 новых производственных объектов. Программа развития предприятия предусматривает строительство установки гидроочистки бензинов крекинга и установки гидроочистки дизельного топлива, модернизацию технологической установки КТ-1/1, запуск новой коксовой установки, установки АВТ с колонной разделения газового конденсата. Планируется внедрение и других производственных проектов, которые позволят совершенствовать качество выпускаемых нефтепродуктов, снизят трудовые и энергозатраты на производство продукции.

АТ-9 (атмосферная трубчатка № 9, на которой произошёл взрыв 27 мая 2010 года) предназначена для переработки сырой нефти. Производительность 520 тонн в час. Имеет в своём составе двухсекционную печь размером 4,5 х 20 х 2,2 м. Повреждённая печь, достаточно новая, была установлена на предприятии 3-4 года назад. Это объект повышенной опасности с наличием легковоспламеняющихся горючих жидкостей [7] .

На производственной установке АВТ-7 Омского нефтеперерабатывающего завода 29 мая 2011 года была переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году [8] . «Газпромнефть-ОНПЗ» – первое из российских предприятий, достигшее такого показателя.

Сегодня Омский НПЗ выпускает порядка 50 наименований продукции. Из этого перечня основная часть приходится на топлива: автомобильные, дизельные, котельные. «Газпромнефть-ОНПЗ» занимает лидирующие позиции в России по объемам производства моторного топлива. В 2010 году производство товарных бензинов составило 4,6 млн тонн (в том числе автомобильных – 3,6 млн тонн). Доля высокооктановых бензинов составила 85,84%.

С опережением сроков Технического регламента Омский нефтеперерабатывающий завод летом 2011 года приступил к производству бензина Супер Евро-98, соответствующего экологическому классу 5. Это стало возможным благодаря началу использования в процессе производства бензина изомеризата – высокооктанового компонента современного моторного топлива с отсутствием или минимальным содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов.

Топливо пятого экологического класса отличается сверхнизким содержанием серы и бензола, его применение в двигателях автомобилей значительно сокращает количество вредных выбросов в атмосферу. Содержание серы в бензине класса 5 Супер Евро-98 снижено по сравнению с бензином предыдущего класса в 5 раз.

Также Омский нефтеперерабатывающий завод летом 2011-го приступил к выпуску дизельного топлива 3-го экологического класса. Массовая доля серы в дизтопливе класса 3 снижена по сравнению с дизельным топливом 2-го класса с 500 до 350 мг/кг, цетановое число повышено с 45 до 51.

Снижение содержания серы в топливе влияет на снижение автомобильных выбросов, более высокое цетановое число повышает воспламеняемость топлива, что сокращает время запуска двигателя в холодную погоду и обеспечивает его стабильную работу. Переход на топливо класса 3 позволяет автомобилистам экономить топливо и положительно сказывается на экологической ситуации за счет полноты сгорания топлива и снижения уровня дымности.

На Омском НПЗ сформирован один из самых современных наборов технологических процессов, существующих сегодня в нефтепереработке, что обеспечивает вовлечение большого количества компонентов в товар­ные продукты, позволяет выпускать топливо различных марок. При изготовлении высокооктановых бензинов не используются октаноповышающие присадки.

Качество продукции Омского НПЗ не раз подтверждалось жюри авторитетных промышленных форумов. Разные виды продукции Омского НПЗ на протяжении восьми лет становились лауреатами и дипломантами всероссийского конкурса «100 лучших товаров России». В 2011 году дипломы лауреатов получили бензин автомобильный Премиум Евро-95, параксилол нефтяной высшей очистки, ортоксилол нефтяной.

В феврале 2011 года в рамках конкурса «100 лучших товаров России» Омскому нефтеперерабатывающему заводу присвоен почетный статус «Лидер качества» в номинации «Продукция производственно-технического назначения». Этого звания удостаиваются предприятия, которые не менее семи лет успешно участвуют в конкурсе «100 лучших товаров России», имеют наивысшие рейтинговые оценки в своей номинации и ежегодно подтверждают высокий уровень качества производимой продукции. «Газпромнефть-ОНПЗ» стал первым омским предприятием, получившим статус Лидера качества.

В августе 2011 года установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2» Омского НПЗ заняла 1-е место в региональном конкурсе строительных объектов – как лучший объект промышленного назначения. При подведении итогов конкурса оценивались архитектурные решения, применение новых технологий и материалов (в том числе энергосберегающих), а также технико-экономические показатели.

В настоящее время на ОНПЗ продолжается реализация среднесрочной инвестиционной программы, которая предусматривает ряд высокобюджетных проектов [9] .

В числе этих проектов – установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2» [10] мощностью 800 тыс. тонн в год. Установка введена в эксплуатацию осенью 2010 года [11] . Изомеризат применяется при производстве высокооктановых бензинов – он не содержит олефиновые и ароматические углеводороды и помимо улучшения эксплуатационных свойств двигателей позволяет значительно снизить содержание вредных выбросов в отработанных газах.

Один из крупных проектов также – строительство комплекса гидроочисток дизельного топлива и бензинов каталитического крекинга, который планируется ввести в эксплуатацию в начале 2012 года. Комплекс предназначен для выпуска дизтоплива и бензина экологических классов 4 и 5.

Кроме того, в 2011 году проводится реконструкция комплекса КТ-1/1 производства глубокой переработки нефти и алкилирования бензинов, что позволит существенно повысить качество выпускаемой продукции, увеличить производительность технологической установки.

Среди проектов, направленных на повышение уровня промышленной и экологической безопасности на предприятии, основными являются модернизация азотно-кислородной станции, строительство нового парка для темных нефтепродуктов, парка для сырья на производстве битумов и кокса, парка сжиженных углеводородных газов, парка серной кислоты и парка щелочи, реконструкция хозяйственных стоков на очистных сооружениях.

Информация должна быть Проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена. Вы можете Отредактировать эту статью, добавив ссылки на Авторитетные источники. Эта отметка установлена 18 января 2012.

Весной 2010 года председатель правления ОАО «Газпром нефть» Александр Дюков и губернатор Омской области Леонид Полежаев подписали соглашение о социально-экономическом сотрудничестве [12] . Таким образом получило развитие генеральное соглашение между компанией и региональным правительством, которое было заключено на период 2009-2011 гг. В соответствии с соглашением «Газпром нефть» осуществляет финансирование социально значимых проектов и программ в регионе.

Работа комиссии по благотворительности ОНПЗ осуществляется в соответствии с политикой благотворительной деятельности компании «Газпром нефть» [13] . Направления благотворительной деятельности предприятия:

Реализация долгосрочной программы «Газпром нефть» – детям» в Омской области; поддержка социально-значимых проектов в регионе; поддержка спорта, в первую очередь – детского. В 2011 году, в частности, помощь была оказана ряду детских дошкольных учреждений (приобретение мебели, мультимедийного оборудования, помощь в проведении ремонта), детской клинической больнице №3 (приобретение дорогостоящего медицинского оборудования), детско-юношескому клубу «Смена» (помощь в проведении ремонта) и другие.

Активно развивается на нефтезаводе волонтерская деятельность. Представители молодежной комиссии, члены клуба ветеранов ОНПЗ «Факел» регулярно помогают подшефному Черлакскому детскому дому, организуют сбор подарков и средств на лечение, дружеские визиты и праздничные мероприятия.

Традиционная акция на ОНПЗ – День донора. Акция проводится до четырех раз в год, и в ней каждый раз принимают участие около 150 работников завода. Собранная кровь и плазма передается в Омский банк крови, оттуда распределяется по медицинским учреждениям города и области. Таким образом, работники «Газпромнефть-ОНПЗ» вносят ощутимый вклад в развитие донорского движения региона.

На Омском нефтеперерабатывающем заводе внедрена Система управления промышленной, экологической безопасностью, охраной труда и гражданской защиты [14] . Ее основой является единая для всех дочерних обществ компании «Газпром нефть» Политика в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды.

Управление производственного контроля за промышленной безопасностью и охраной окружающей среды «Газпромнефть-ОНПЗ» осуществляет работу по обеспечению промышленной безопасности, выполнению требований охраны труда, природоохранного законодательства; контролирует выполнение условий действия лицензий на установленные виды деятельности в области промышленной безопасности; анализирует состояние промышленной безопасности предприятия и так далее.

Рабочие условия сотрудников предприятия контролируются в соответствии с графиком лабораторного производственного контроля. Инструментальные замеры параметров проводит санитарно-гигиеническая лаборатория предприятия, имеющая соответствующую аккредитацию. Протоколы замеров ежеквартально предоставляются в омский отдел Роспотребнадзора.

В рамках политики в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды на предприятии также действуют стандарты, регламентирующие использование зданий и оборудования предприятия. Оборудование проходит планово-предупредительные ремонты в соответствии с предварительно установленными графиками. Часть наиболее важного оборудования оснащена системами постоянного контроля.

Специализированная экологическая служба Омского НПЗ была создана в 1976 году [15] . Сегодня она переименована в Управление производственного контроля за промышленной безопасностью и охраной окружающей среды. Одной из задач этого подразделения является приведение деятельности всего предприятия в соответствие с природоохранным законодательством.

На заводе отлажена система экологического мониторинга, включающая в себя контроль за загрязнением подземных вод, промышленных стоков, воздушной среды, отходами производства и потребления. На заводе действуют стандарты в области охраны окружающей среды, проводится обучение руководителей и линейного персонала по вопросам экологической безопасности и ответственности за нарушение природоохранного законодательства. В результате при ежегодном росте производства воздействие ОНПЗ на окружающую среду остается стабильно низким, а по ряду показателей продолжает сокращаться.

Становится экологичнее и сама продукция ОНПЗ. Все омские бензины соответствуют принятому в РФ техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу». В соответствии с новыми стандартами, в этих бензинах значительно снижено содержание экологически вредных веществ, они не содержат каких-либо металлсодержащих присадок и метанола. Также в бензинах значительно снижено содержание сернистых соединений, ароматики и бензола. Осенью 2010 года в эксплуатацию введена установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2», выпускающая изомеризат – один из наиболее ценных высокооктановых компонентов современного моторного топлива. Он не содержит олефиновых и ароматических углеводородов, а значит конечный продукт – бензин – становится еще более экологичным.

Модернизация производства Омского НПЗ и постоянный экологический мониторинг позволили заводу за последние 20 лет вчетверо снизить общий объем выбросов в атмосферу.

27 мая 2010 года в 18.28 поступил вызов на пульт диспетчера пожарной службы: пожар на установке АТ-9. Около 18.35, по прибытии первых пожарных подразделений, произошёл взрыв восточной секции двухсекционной технологической печи. Звуковую волну можно было почувствовать в радиусе трёхсот метров от места взрыва. Начался пожар, повредивший одну секцию печи, деформировавший наружные металлические лестницы и площадки обслуживания. В печи-установке образовалась брешь размером около 5 на 10 метров. После взрыва установка была оцеплена представителями вневедомственной охраны, и допуск к оборудованию имели только пожарные. Было также запрещено трогать вентили и задвижки. 25 пожарных расчётов, прибывших на место происшествия, в 19.08 локализовали пожар, а ликвидировали полностью в 21.10. Пожару была присвоена третья категория опасности. Два рабочих завода получили незначительные травмы, им была оказана медицинская помощь, однако впоследствии их было решено доставить в больницу. Технологический процесс на предприятии был остановлен [16][7] .

Предварительной причиной разрушения печи называется авария вследствие нарушения технологического процесса. Установка останавливалась аварийно из-за неожиданного отключения электроэнергии (для остановки в нормальном режиме требуется полтора-два часа). Кроме того поздно вечером того же дня по неустановленным причинам произошло повторное отключение электроэнергии [16][7] .

Ущерб, причинённый взрывом, оценивается в несколько десятков миллионов рублей. Начальник установки АТ-9 сразу же после происшествия был лишён средств связи (чтобы не допустить возможности контактов с кем-либо) и опрошен сотрудниками прокуратуры. Известно, что завод планировал сократить двух человек именно с установки АТ-9; также работает специальная кадровая комиссия [7] .

Производительность предприятия снизилась на 10 %, но в целом на работу нефтезавода происшествие не повлияло [7] .

Первые установки завода первичной переработки нефти введены в эксплуатацию в 1955 г. В настоящее время завод первичной переработки нефти представляет собой современный мощный комплекс по производству широкой гаммы моторных топлив, а также сырья для вторичных процессов и производства смазочных масел. На установках широко внедрена современная измерительная, управляющая и контролирующая техника, смонтирована и успешно эксплуатируется распределительная электронная, автоматизированная система управления МОД-300.

“Контрактом века” называла печать в 70-х годах соглашение с французской фирмой Текнип о строительстве в г. гю Омске и Уфе двух комплексов по производству Ароматики. Комплекс-это одиннадцать технологических установок, тесно связанных между собой. Это разнообразие технологических процессов — четкая ректификация, гидроочисткка, абсорбированное выделение параксилола, изомеризация ксилолов (изомар), трансалкилирование ароматики (таторей), термодеалкилирование толуола. Головной технологической установкой, называемой “сердцем ароматики”, является каталитический реформинг с непрерывной регенерацией катализатора.

Ввод в эксплуатацию в 1994 году комплекса глубокой переработки мазута КТ-1 позволяет существенно улучшить структуру выпуска продукции, существенно улучшить ее качества. Это равносильно экономии 2-3 млн тонн нефти, которые могут быть реализованы на внешнем рынке. Интенсификация процесса каталитического крекинга и ввод в эксплуатацию комплекса КТ-1 позволяет увеличить глубину переработки нефти до 85%.

АО “ОНПЗ” обладает широким комплексом технологических производств, позволяющим вырабатывать практически все виды топлива, масел, присадок к ним, высококачественные ароматические углеводороды, пентан, изопентан, катализаторы, синтетические жирные кислоты, другую продукцию. На базе сырья, производимого на заводе, работает крупный Омский нефтехимический комплекс — “Омскшина”, “Омскхимпром”, завод синтетического каучука, завод технического углерода и др. В состав АО входят также мощная ремонтная фирма и разветвленная социальная структура, включающая жилые дома, детские, спортивно-оздоровительные, лечебные и прочие подобные учреждения для работников общества. АО “ОНПЗ” является одним из лучших предприятий для Российской индустрии.

Основной путь дальнейшего развития завода — реконструкция действующих, стоительство новых современных технологических объектов, расширение социальной инфраструктуры. Для этих целей завод обладает мощной базой стройиндустрии — автоматизированным заводом по производству бетона, кирпичным заводом производительностью 20 млн шт кирпича в год, строительномонтажными подразделениями, способными выполнять собственными силами вск виды и объекты строительства, необходимые для деятельности завода.

Предприятие обладает достаточными возможностями для рационального хранения необходимых объемов сырья и готовой продукции, а также широкой транспортной схемой ее отгрузки. Отправка готовой продукции производится с учетом географического положения акционерного общества, расположенного в центре России. Наиболее значительная часть продукции отгружается железнодорожным транспортом. Обеспечение огромных просторов тюменского Севера осуществляется по водным артериям Сибири — рекам Иртыш и Обь, их многочисленным притокам, вплоть до Обской Губы и Северного Ледовитого океана. Для отгрузки широко используется трубопроводный транспорт, а к местным потрибителям нефтепродукты доставляются автомобильными цистернами.

На заводе существвует продуманная и эффективная школа подготовки и повышения квалификации рабочих и инженерно-технических кадров; технический лицей, учебный комбинат, химико-механический техникум, технические вузы Омска, Москвы и других городов, применяя различные формы и методы обучения, готовят специалистов высокой квалификации. Специалисты обучаются в максимально приближенных к производству условиях с использованием современной компьютерной и другой техники.

Для обеспечения эксплуатации сложных технологических и других объектов завода создана многопрофильная ремонтная служба, которая выполняет самостоятельно все виды строительных, монтажных, электротехнических и других работ без привлечения подрядных организаций. Перспективное планирование предупредительных, текущих и капитальных ремонтов, достаточная оснащенность механизмами при высокой степени организации и надежном качестве работ позволяют сокращать сроки ремонтов, повышать эффективность работы всех видов оборудования.

АО “Омский НПЗ” проводит целенаправленную работу по охране окружающей среды. В последние года построены эффективные сооружения по очистке промышленных стоков. Для оперативного анализа проб воздуха приобретена передвижная лаборатория качества атмосферного воздуха — “Экомобиль”, которая оснащена автоматизированными газоанализаторами, хроматографами и другими приборами, отвечающими мировому уровню. Проблема оздоровления окружающей природной среды подкрепляется экологическим воспитанием всего коллектива.

Заводская поликлинника и профилакторий, оснащенные новейшим медицинским оборудованием обладают широкими возможностями для лечения и отдыха нефтепереработчиков без отрыва от производства. АО “ОНПЗ” регулярно оказывает медицинским учреждениям г. Омска значительную помощь в приобретении современного медицинского оборудования.

Ведется большая благотворительная работа, АО “ОНПЗ” принимает участие в деятельности религиозных, культурных, спортивных организаций г. Омска и области.

Цветы и овощи зимой — продукция аграрного сектора завода, в который входят также животноводческие фермы, бройлерная фабрика, собственная кормовая база.

В детских дошкольных учреждениях растет, отдыхает, воспитывается несколько тысяч ребятишек. Для этого выделены прекрасные помещения, созданы все необходимые условия.

Спортивный комплекс завода имеет в своем составе легкоатлетический манеж — первый в Сибири, стадион, зал для волейбола и баскетбола, плавательный бассейн, хоккейные и футбольные площадки. Тысячи нефтяников и их семьи проводят здесь свое свободное время.

Акционерное общество неустанно работает над расширением асортимента для наиболее полного удовлетворения потребностей партнеров в разнообразной высококачественной, переработанной с соблюдением экологических норм, продукции. АО “ОНПЗ” — это необходимые для индустрии:

Топлива для карбюраторных, дизельных, реактивных, турбинных двигателей,

На основе сырья, производимого на Омском НПЗ, работает множество нефтехимических предприятий Омска – «Омскшина», завод синтетического каучука, «Омскхимпром», завод технического углерода. Предприятие имеет свою систему обучения кадров. Специалисты, работающие на заводе, постоянно повышают свой профессиональный уровень. На предприятии была специально создана собственная ремонтная служба, для эффективной эксплуатации заводских объектов. Завод имеет развитую социальную структуру, включающую свои жилые комплексы, детские, спортивные, лечебные и оздоровительные учреждения.

Омский НПЗ также ведет работу по повышению экологической безопасности производства. Построены сооружения для очистки промышленных стоков, существует собственная передвижная лаборатория для контроля качества атмосферного воздуха. Приборы контроля отвечают мировым требованиям к данному оборудованию.

Омский НПЗ был удостоен награды «Золотая Арка Европы» за активное участие в экономических процессах Европы и России, а также за неизменно высокое качество продукции

Http://studfiles. net/preview/5185506/

Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы, принадлежащие международным монополиям, расположены в районе Роттердама.  [1]

Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы расположены в районе Роттердама, от которого проходят трубопроводы в ФРГ-на Кельн и Франкфурт-на – Майне. По этим трубопроводам нефть и нефтепродукты передаются в другие европейские страны в радиусе 640 км. Значительное количество нефтепродуктов вывозится водным путем по Рейну, Маасу и Шельде. Здесь он будет подключен к действующей газораспределительной сети Италии.  [2]

Крупнейшим нефтеперерабатывающим заводом Венесуэлы является завод Амуай. Заводы, как правило, размещены в районах, удобных для вывоза нефти и нефтепродуктов за границу, главным образом на побережье Карибского моря или вблизи него.  [3]

На долю крупных и крупнейших нефтеперерабатывающих заводов приходится более 80 % всей продукции отрасли.  [4]

В послевоенные годы были построены такие крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы, как Ново-Уфимский, Омский, Ново куйбышевский, Новогорьковский и ряд других заводов в центральной и восточной части СССР. Была решена важная проблема перехода на переработку сернистых и высокосернистых нефтей Урало-Поволжского региона.  [5]

Как на один из новейших примеров борьбы с загрязнением вод укажем на крупнейший нефтеперерабатывающий завод американской фирмы Атлантик Ричфилд в Черри-Пойнт в штате Вашингтон на тихоокеанском побережье США.  [6]

Недавно мне позвонила знакомая, только что назначенная генеральным менеджером одного из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов на побережье Мексиканского залива в США, и спросила, где можно срочно достать экземпляр этой книги. Хотя она получила техническое образование ( инженер-нефтепереработчик), она никогда раньше не работала ни на нефтеперерабатывающем заводе, ни в какой-либо другой отрасли, связанной с нефтью, и уже потеряла надежду быстро изучить необходимые основы.  [7]

Вблизи нефтепроводов в городах Филадельфия, Нью-Йорк, Чикаго, Сент-Луис, Толидо расположены крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы Севера, создающие базу для развития неорганических химических производств. Преимущественно морским путем на Север поступают такие виды химического сырья, как сера и фосфориты.  [8]

Ново-Уфимский ордена Ленина и ордена Октябрьской революции нефтеперерабатывающий завод по объему переработки нефти является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов страны.  [9]

Ново-Уфимский ордена Ленина и ордена Октябрьской революции нефтеперерабатывающий завод по объему переработки нефти является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов страны.  [10]

Предлагаемая система ревизии печей ( табл. 23) основана на фактических скоростях износа и сроках службы труб и двойников, определенных в настоящей работе. Система ревизии, а также обобщение практики эксплуатации и ремонта печей на трех крупнейших нефтеперерабатывающих заводах страны – Омском, Новоуфимском и Новокуйбышевском – позволяют рекомендовать систему ремонта трубчатых печей основных технологических установок.  [11]

Нефтеперерабатывающая промышленность Великобритании является одной из самых монополизированных отраслей экономики. Свыше 70 % всех мощностей приходится на долю трех компаний: Бритиш петролеум, Шелл и ЭССО. Крупнейшие нефтеперерабатывающие заводы находятся в городах Фоли, Станлоу, Шел-хейвен, Лландарси, Тиспорт, Грейнджмут, Милфорд-Хейвен, Ко-ритон, Пембрук и Норт-Тиз.  [12]

В годы второй мировой войны вторичная перегонка широко применялась для выделения из бензиновых фракций изомеров, используемых в качестве высокооктановых компонентов авиационных бензинов. Этот способ в 30 – х годах был предложен проф. В начале 40 – х годов на крупнейшем нефтеперерабатывающем заводе в Абадане ( Иран) этим методом из бензиновой фракции выделяли изогексан и изогептан. В настоящее время подобный процесс под названием четкой ректификации широко используется для выделения изомеров парафиновых углеводородов, а также этилбензола и ксилолов, используемых в качестве сырья для органического синтеза.  [13]

Http://www. ngpedia. ru/id22913p1.html

(a. oil refinery; н. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; ф. raffinerie de petrole; и. refineria de petroleo ), — пром. предприятие, производящее из сырой нефти жидкие топлива, масла, битум, кокс, парафин, церезин, ароматич. углеводороды, органич. кислоты, cepy или серную к-ту, растворители, сжиженные газы и нефтехим. сырьё. Ha НПЗ осуществляется обессоливание, обезвоживание и стабилизация сырой нефти, первичная (атмосферная и вакуумная) перегонка нефти, селективная очистка, депарафинизация и доочистка масел, деасфальтизация гудрона, каталитич. риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, замедленное коксование, каталитич. крекинг, алкилирование изобутана олефинами, изомеризация и газофрак – ционирование.

Первая нефтеперегонная установка в России построена на p. Ухта в 1745. Нефтеперегонный з-д c кубами периодич. действия впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными на Сев. Кавказе ок. Моздока в 1823. B США первый НПЗ построен в 1849 в Тайтесвилле (шт. Пенсильвания). B 1869 в Баку существовало 23 нефтеперегонных з-да. C помощью форсунки B. Г. Шухова в 1880 началось использование мазута как топлива для паровых котлов. Ha основе работ Д. И. Менделеева вакуумной перегонкой мазута стали получать смазочные масла. C 1891 начали применять трубчатые нефтеперегонные установки непрерывного действия. B 1913 Россия перерабатывала 9 млн. т нефти, в осн. в Баку и Грозном, a также в Ярославле, Фергане, Балахне. B CCCP в 1918-40 сооружены НПЗ в Уфе, Ишимбае, Сызрани, Куйбышеве. B 1937 в CCCP перерабатывалось 26,4 млн. т нефти.

B состав НПЗ входят: пункты приёма нефти, нефт. резервуары, насосные станции, технол. нефт. установки, парки промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные парки, вспомогат. объекты, службы водо – и электроснабжения.

Ha НПЗ применяются технологии переработки нефти: топливная c неглубокой переработкой нефти, топливная c глубокой переработкой нефти, топливно-масляная, топливно-нефтехимическая. Пo первым двум вырабатываются бензин, авиац. и осветительный керосин, дизельное и газотурбинное топлива, печное и котельное топлива (выход светлых по первой схеме не более 40-45%, котельного топлива до 50-55%, по второй — до 72-75%, котельное топливо производится только для собств. нужд НПЗ). Пo топливно-масляной схеме кроме топлив получают смазочные масла, парафины и церезины, на базе асфальтов и экстрактов производят битумы и кокс. Пo топливно-нефтехим. схеме на НПЗ имеется спец. нефтехим. произ-во (см. Нефтехимический комплекс).

Технология НПЗ включает: электро – обессоливание для удаления из нефти избыточной воды и солей, первичную перегонку для получения топливных и масляных фракций, вторичную перегонку бензина для получения узких бензиновых фракций и высокооктанового бензина, каталитич. риформинг для получения ароматич. углеводородов и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов, экстракцию ароматич. углеводородов (бензола, толуола, ксилола), гидроочистку от гетероатомных соединений керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, прямогонных и вторичных бензинов, замедленное коксование тяжёлых остатков для получения нефт. кокса, каталитич. крекинг тяжёлых газойлевых фракций для получения высокооктановых компонентов бензина и сырья для произ-ва сажи, олефинсодержащих газовых фракций, гидрокрекинг тяжёлого сырья при повышенном давлении водорода для получения дополнит. количеств светлых нефтепродуктов. Для произ-ва высокооктановых компонентов автомоб. и авиац. бензинов из лёгких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) проводят алкилирование изобутана олефинами. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, лёгких бензиновых фракций) проводится для получения высокооктановых компонентов автомоб. бензина и сырья для произ-ва синтетич. каучука, газофракционирование нефтезаводских газов — для выработки лёгких углеводородных фракций высокой чистоты. Произ-во масел состоит из очистки селективными растворителями (деасфальтизация гудрона, обработка растворителями деасфальтизата и вакуумного дистиллята), депарафинизации рафинатов селективной очистки и гидрогенизации или контактной доочистки депарафинированных масел. Произ-во парафинов включает выделение жидких парафинов из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией или адсорбцией на мол. ситах, получение твёрдых парафинов обезмасливанием гача или петролатума — побочных продуктов депарафинизации масел или из дистиллятов высокопарафинистых нефтей методом фильтр-прессования и потения, доочистку сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационным методами. Для получения битумов проводят глубокую вакуумную перегонку мазута и высокотемпературное окисление остатка воздухом.

Осн. методы, применяемые на НПЗ: ректификация, крекинг, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, деасфальтизация, селективная экстракция, депарафинизация, адсорбция.

B CCCP мощность единичных установок на НПЗ составляет (млн. т/год): первичной перегонки нефти 0,6-6; гидроочистки топлив 0,9-2; каталитич. крекинга 0,25-2; каталитич. риформинга 0,3-1; коксования 0,6; произ-ва битума 0,125-0,75; деасфальтизации 0,25; контактной очистки масел 0,33; селективной очистки 0,265-0,6; депарафинизации масел 0,25; газофракционирования 0,4.

Общая мощность НПЗ развитых капиталистич. стран составляет ок. 3 млрд. т/год, из них 34,5% приходится на Зап. Европу, 25,5% — США, 9,4% — Японию. 38% всех НПЗ находится в США. НПЗ США в 1983 произвели (млн. т): 273,5 бензина, 49,4 керосина и реактивного топлива, 124,6 дизельного топлива, 10,9 масел, 36,4 битума, 16,6 кокса.

Литература : Рудин M. Г., Смирнов Г. Ф., Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Л., 1984; Pарамазов C. A., Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация, 2 изд., M., 1984; Химия нефти, под ред. З. И. Сюняева, Л., 1984.

Http://gufo. me/dict/mining_encyclopedia/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Топливо, используемое на нефтеперерабатывающем заводе: тип и очистка

Европейской Комиссией приводится детальный анализ топлива, используемого на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ. Использование на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ товарного топлива, такого как сжиженный нефтяной газ, промышленное топливо и газойль это тема, которая была активно исследована в LCP BREF, и использование данных видов топлива также дает достижимые уровни выбросов.

Альтернативным вариантом снижения количества выбросов SO2, NOx, CO2 и металлов на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ является замена или снижение использования жидкого топлива собственного производства и сжиженного нефтяного газа, часто производимого на месте на нефтезаводской газ (производимый за счет некоторых технологий конверсии) или природный газ. Увеличение использования газа типично сопровождается контролем материального баланса газа и контролем системы производства газообразного топлива (RFG) на соответствующих предельных давлениях для поддержания эксплуатационной гибкости системы, что становится возможным при использовании очищенного топлива, такого как сжиженный нефтяной газ или импортированный газ. В данном случае необходим современный технический уровень контроля над оптимизацией характеристик газообразного топлива собственного производства.

Достигнутые экологические показатели. Полный переход на 100% использование газообразного топлива на нефтеперерабатывающем заводе НПЗ приведет к снижению выбросов SO2 на 99%, CO2 на 30-38% и NOx на 30-50%. Это также приведет к сокращению выбросов тяжелых металлов. Кроме того, при собственном производстве газообразного топлива образуется очень низкое количество пыли и выбросов SO2, так как газы обычно проходят очистку на аминных скрубберах (смотри следующий Раздел). Выбросы серы значительно снижаются при использовании очищенного газообразного топлива собственного производства вместо дистиллятов, таких как газойль, то есть становятся в 10-20 раз ниже, чем при использовании стандартного низкосернистого топлива. За счет низких концентраций SO2 в топочных газах паровых котлов работающих на газообразном топливе, температура выбросов из дымовых труб может быть снижена до 150 °С (температура конденсации снижена или не является больше ограничивающим условием). Более низкая температура дымового газа означает приращение энергетического кпд и связанное с этим снижение выбросов CO2. Обычно при использовании газообразного топлива образуется меньше NOx на единицу энергии по сравнению с жидкими видами топлива, особенно жидким топливом собственного производства. Обычно для газообразного топлива характерно только термическое образование NOx. Сжигание жидкого топлива приводит к высокому уровню образования NOx по нескольким причинам, особенно проблемой топлива является образование NOx из содержащегося в нем азота, необходимость баланса образующихся NOx и взвешенных веществ и частое создание технических условий для сжигании в смешении с газом. С более подробной информацией о достигнутых значениях выбросов можно ознакомиться в Таблицах с 4.15 по 4.21.

Основные преимущества перехода на 100% использование газообразного топлива:

Количества выбросов SO2 будет снижено до нуля, как для единичного звена предприятия, так и для нефтеперерабатывающего завода в целом, останутся только выбросы с прочих источников (незначительные количества выбросов с производства нефтезаводского газа, установки регенерации серы (SRU), установки крекинга с псевдоожиженным катализатором, факела и т. д.).

Количества выбросов NOx будет снижено до уровня характерного для сжигания природного газа при производстве энергии, следовательно преобладающими источниками выбросов NOx на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ станут установки каталитического крекинга.

Снижение количества выбросов CO2 достигается в основном за счет низкого содержания углерода в газе, более высокой теплоты сгорания, а также за счет высокой достигаемой эффективности (Топочные газы в дальнейшем могут быть охлаждены).

Побочные эффекты. Как известно замена нефтяного топлива на газ приводит к накоплению избытка мазута (кубовой жидкости), что необходимо учитывать при принятии любого интегрированного решения для топливной системы нефтеперерабатывающего завода. В случае, когда нефтяное топливо сгорает ненадлежащим образом, образуются выбросы, поступающие за пределы НПЗ. Кроме того, при переработке тяжелых фракций в легкие продукты со сниженным содержанием серы требуется дополнительные значительные затраты энергии. Это неизбежно приводит к увеличению количества выбросов CO2. В первом приближении, выбросы NOx могут быть увеличены за счет использования водорода и нефтяного топлива содержащего связанный азот. Использование топлив с высоким содержанием водорода приводит увеличению температуры воспламенения, что обычно приводит к увеличению уровня выбросов NOx. Несмотря на то, что при использовании не всех видов топлива образуются выбросы NOx, вклад топлива в образование NOx может варьироваться от несущественного, в случае работы оборудования на природном газе, до в несколько раз большего при термическом образовании NOx в случае работы оборудования по производству топлива. Нефтезаводской газ может содержать амины (соединения азота) и другие соединения.

Переход с жидкого топлива на газ потребует модернизации химико-технологического процесса и создания сети газоснабжения.

Некоторые газы используются локально, то есть процессе образования газа или в смежном процессе, но на большинстве нефтеперерабатывающих заводов НПЗ используется общий магистральному трубопроводу, по которому нефтезаводской газ поступает к потребителям. На современных нефтеперерабатывающих заводах НПЗ магистральный трубопровод является тщательно «сбалансированным» согласно спросу и предложению; необходимое поддержание эксплуатационной гибкости системы достигается за счет контроля производства (то есть регулирования производительности, испарения сжиженного нефтяного газа). Факельная система является важным звеном НПЗ, и нефтезаводской газ обычно пополняется из системы улавливания газа на факеле. Возможно, также сбрасывать избыточный газ на факел в случае превышения верхнего предела давления. Внедрение энергосберегающих технологий может способствовать удовлетворению потребностей нефтеперерабатывающего завода в совокупности с использованием газообразного топлива собственного производства.

Издержки при переходе на газ могут составить до 30 миллионов ЕВРО в год для нефтеперерабатывающего завода с производственной мощностью 10 Мт/год

Использование сжиженного нефтяного газа вместо жидкого топлива: Приблизительные капитальные затраты малы (переоборудование горелок) и приблизительные годовые эксплуатационные затраты составят 120 ЕВРО за тонну топлива (различие в издержках при использовании сжиженного нефтяного газа и жидкого топлива). Однако эксплуатационные затраты могут значительно меняться в зависимости от времени года и рыночной стоимости сжиженного нефтяного газа.

Использование природного газа вместо жидкого топлива: Приблизительные капитальные затраты на установку составят около 4 миллионов фунтов стерлингов. Приблизительные годовые эксплуатационные затраты составят от 50 до 100 ЕВРО за тонну топлива (различие в издержках при использовании природного газа и жидкого топлива). Эксплуатационные затраты также могут значительно меняться в зависимости от времени года и рыночной стоимости сжиженного нефтяного газа.

Движущая сила внедрения – Снижение выбросов CO2, NOx, SO2 и взвешенных веществ (включая металлы).

Количество нефтезаводского и природного газа сжигаемого европейскими нефтеперерабатывающими заводами обычно составляет от 60 до 100% (в пересчете на мегаватты). Однако данные с некоторых европейских НПЗ говорят о том, что количество сжигаемого жидкого нефтяного топлива может приближаться к 60%.

Некоторые виды нефтезаводского газа могут не содержать соединения серы (то есть образующиеся в процессе каталитического реформинга и изомеризации) или содержать серу (большинство процессов, таких как перегонка, крекинг, гидродесульфурация). В последнем случае потоки газа обычно проходят аминную очистку в скрубберах для извлечения H2S перед подачей в магистральный газопровод нефтеперерабатывающий завод НПЗ.

Достигнутые экологические показатели. Нефтезаводской газ прошедший аминную очистку содержит 20-200 мг H2S/м 3 (н. у.), что позволяет достичь концентрации SO2 в топочных газах на уровне 5-25 мг/м 3 (н. у.) SO2, 3% O2.

Побочные эффекты. Возможна деформация колонны труб в устьевой подвеске системы скрубберов аминной очистки

Технология аминной очистки нефтезаводского газа в скрубберах нашла широкое применение на нефтеперерабатывающих заводах.

Содержание азота, серы, взвешенных веществ (аэрозолей) и металлов, в топливе, используемом на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ, было определено в сырой нефти используемой на нефтеперерабатывающий завод НПЗ и в нефтехимических установках, через которые проходит нефть в процессе переработки. Потоки жидкого нефтяного топлива, образующиеся в различных ХТП, таких как атмосферная перегонка, вакуумная перегонка, термический крекинг, каталитический крекинг и гидрокрекинг кубовых остатков. За исключением последнего процесса, содержание серы в данных кубовых остатках может быть определено только отбором проб исходного сырья. В общем, жидкое нефтяное топливо может содержать одну или несколько вышеперечисленных фракций, при этом содержание сыры может значительно изменяться. В Таблице 4.13 представлена информация о содержании серы в различных фракциях используемых в качестве жидкого топлива.

Таблица 4.13: Сера, азот и металлы, содержащиеся в нефтяных фракциях используемых в качестве жидкого топлива

Гидроочистка топлива позволяет снизить содержание серы, азота и металлов в нефтяных фракциях. Гидроочистка жидкого топлива позволяет снизить содержание серы до 0,03-1%. Данная технология используется перед подачей топлива в камеру сгорания.

Достигнутые экологические показатели. Гидроочистка топлива снижает концентрацию азота, серы и металлов в питающем потоке, что в свою очередь приводит к сокращению количества выбросов SO2, NOx и металлов. Расчеты показали, что переход на жидкое топливо с содержанием серы 1% и менее, позволит нефтеперерабатывающий завод НПЗ Великобритании снизить количество выбросов SO2 на 19-64%. Другим преимуществом перехода на жидкое топливо с низким содержанием серы является снижение тепловых потерь при прохождении топочных газов через дымовую трубу (сокращение капиталовложений на увеличение поверхности теплообменника или установку дополнительных теплообменников) т. к. температура конденсации снижена или не является больше ограничивающим условием.

Побочные эффекты. Гидроочистка топлива это процесс, требующий очень высоких затрат энергии. Кроме того, происходит образование сточных вод и твердых отходов (отработанного катализатора).

Интенсивный процесс гидроочистки является очень дорогостоящим, что сказывается на увеличении цены на жидкое топливо. В Таблице 4.14 представлена информация о стоимости жидкого нефтяного топлива, прошедшего процесс десульфуризации.

Количество нефтезаводского газа сжигаемого нефтеперерабатывающими заводами по сравнению с количеством жидкого топлива в пересчете на мегаватты обычно составляет 60% нефтезаводского газа и 40% жидкого нефтяного топлива. Однако данные государственного реестра Великобритании за 1996 год говорят о том, что на некоторых нефтеперерабатывающих заводах количество сжигаемого жидкого нефтяного топлива может приближаться к 60%.

В данном разделе представлены все виды технологические процессы производства энергии на нефтеперерабатывающих заводах. Также в данном разделе представлены технологии использование которых способствует предотвращению выбросов в процессах производства энергии.

Установка предварительных подогревателей воздуха, которые значительно повысят КПД печей (более чем на 5%). Оптимизация работы печей, и, следовательно, полноты сгорания топлива за счет повышенного контроля рабочих параметров (соотношения воздух/топливо в топливной смеси, избежание ощутимых тепловых потерь вследствие подачи избытка воздуха). Использование нагревателей/паровых котлов (бойлеров) с высоким тепловым КПД и с современной системой контроля и управления (например, контроль за содержанием кислорода). Минимизация тепловых потерь посредством теплового излучения или отходящего газа (например, минимизация тепловых потерь посредством несгоревших газов (H2, CO) или несгоревших остатков(потери при сжигании). Текущий контроль температуры и концентрации O2 в топочном газе с целью оптимизации процесса сжигания топлива. Также рекомендуется текущий контроль CO2. Использование паровых котлов высокого давления. Подогрев топлива перед подачей на паровые котлы. Подогрев питательной воды паровых котлов паром. Предотвращение конденсации отработанного газа на рабочих поверхностях. Минимизация собственных потребностей за счет использования высокоэффективных насосов, дымоходов и прочего оборудования. Оптимизация условий горения. Использования технологий контроля за выбросами CO.

Достигнутые экологические показатели. При работе паровых котлов и печей образуется значительное количество выбросов CO2, NOx, SO2 и взвешенных веществ, особенно при использовании тяжелого дизельного топлива (мазута). При работе паровых котлов на газообразном топливе почти не образуется пыли, а выбросы SO2 являются довольно низкими, когда нефтезаводской газ проходит аминную очистку в скрубберах. Выбросы NOx значительно ниже, чем при использовании паровых котлов работающих на жидком топливе. За счет низких концентраций SO2 в топочных газах паровых котлов работающих на газообразном топливе, температура выбросов из дымовых труб может быть снижена до 150 °С. Более низкая температура топочного газа означает повышение энергетического кпд и связанное с этим снижение выбросов CO2.

В таблицах с 4.15 по 4.20 представлены данные о достигнутых уровнях выбросов в атмосферу по каждому загрязняющему веществу в случае принятия мер первостепенной важности в отношении печей и паровых котлов. Остальные меры, такие как десульфуризация топочного газа с низким содержанием NOx и другие будут рассмотрены далее. Значения в таблицах представленные в мг/м 3 (н. у.) достигнуты при непрерывный режиме работы (получасовая сводка) и основаны на 3%-м объемном содержании кислорода в отработанном газе, кроме случаев указанных в технических условиях. Газ: более низкие значения в интервалах соответствуют использованию природного газа. Жидкое топливо: термический крекинг-остаток (крекинг-мазут), вакуумные остатки (гудрон), и т. д.

Таблица 4.15 Предполагаемое количество выбросов CO при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.16 Предполагаемое количество выбросов CO2 при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.17 Предполагаемое количество выбросов NOx при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.18 Предполагаемое количество выбросов взвешенных веществ (аэрозолей) при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.19 Предполагаемое количество выбросов металлов при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.20 Предполагаемое количество выбросов взвешенных веществ (аэрозолей) при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Побочные эффекты. Использование предварительных подогревателей воздуха обычно приводит к образованию NOx.

Нагревательные устройства и паровые котлы прямого нагрева обычно достигают теплового КПД свыше 85%. Использование предварительных подогревателей воздуха и охлаждения продуктов сгорания (топочного газа) до их температуры конденсации позволяет повысить тепловой КПД до 90-93%.

Подготовка питательной воды для паровых котлов и ее оборотное использование.

Технологические приемы, применяемые при подготовке питательной воды для паровых котлов и ее оборотного использования:

Резервуар для сбора конденсата, как правило, оборудован системой обнаружения нефтепродуктов и маслоотделителем.

Для того чтобы избежать коррозии паровой и конденсатной систем, кислород и диоксид углерода удаляются при помощи деаэраторов, в питательную систему вводятся поглотители растворённого кислорода и ингибиторы коррозии. Для дальнейшего кондиционирования питательной воды проводят диспергирование, дозируют щелочь и некоторые противовспенивающие добавки.

Минимизация тепловых посредством топочного газа (несгоревших газов таких как H2, CO) или несгоревших остатков (потери при сжигании), золы и шлаков, теплового излучения.

Подогрев питательной воды паровых котлов (перед деаэратором) отходящим теплом.

Снижение энергоёмкости технологического процесса подготовки питательной воды для паровых котлов.

Подготовка питательной воды для паровых котлов: основными технологиями являются ионный обмен, микрофильтрация и обратный осмос. В отличие от ионообменных технологий, при использовании мембранных процессов не происходит образование сточных вод с высоким содержанием солей. Предпочтительными являются технологии, при использовании которых образуются пригодные для переработки остатки (например, железосодержащие шламы). Для водоподготовки целесообразно использовать нетоксичные химические реагенты, которые впоследствии легко перерабатываются (микроорганизмами) бактериями. Использовать флокулянты не содержащие минеральных масел. Использовать химические реагенты не содержащие хлор органические соединения, либо с низким их содержанием. Отказаться от использования следующих соединений: ЭДТА (и соответствующих соединений) и его солей; аминополикарбоновых кислот и их солей; металлорганических соединений; хроматов, нитритов, органических полиэлектролитов с содержанием мономеров >0,1% масс.. Очистка сточных вод, образующихся в процессе подготовки питательной воды для паровых котлов, производится на станциях очистки сточных вод с использованием современных технологий и оборудования, особенно в случае поступления элюатов с высокой концентрацией NH3, образующихся в процессе регенерации установок ионного обмена.

Кондиционирование питательной воды для паровых котлов: Правильная эксплуатация подразумевает эксплуатацию с подачей кислорода: За счет добавления аммиака pH смещается в сторону щелочной среды, также добавляют небольшое количество кислорода. При использовании данной меры, возможно избежать добавления гидразина, при этом потребность в аммиаке снижается. Кроме того, на внутренней поверхности труб формируется защитный слой из магнетита и гематита, который снижает шероховатость поверхности и таким образом происходит снижение потерь давления в трубах и энергопотребления насосов. Очистка сточных вод, образующихся в процессе кондиционировании, должна производиться на станциях очистки сточных вод с использованием современных технологий и оборудования.

Достигнутые экологические показатели. Конденсат, образующийся в процессе подготовки питательной воды для паровых котлов, содержит большое количество загрязнений. Снижение использования воды за счет использования оборотной воды в цикле имеет огромное экологическое значение.

Побочные эффекты. При использовании добавок пеногасителей может потребоваться биологическая очистка сточных вод. Ингибиторы коррозии не поддаются биологическому разложению.

Процесс подготовки питательной воды для паровых котлов не должен быть связан технологическим циклом с установкой обессоливания.

На некоторых предприятиях, где есть повторное использование конденсата, используются деаэраторы и подогрев питательной воды. На предприятиях, на которых конденсат и деаэратор расположены на большом расстоянии друг от друга, их интеграция не всегда возможна по экономическим причинам.

Выбор технологии и оборудования для процесса подготовки питательной воды определяется спецификой объекта и экономическими показателями.

Движущая сила внедрения. Процесс подготовки питательной воды необходим для производства пара в паровых котлах.

Процесс подготовки питательной воды встречается на всех нефтеперерабатывающих заводах, в определенном масштабе.

Http://hydropark. ru/lf/refinery_fuel. htm

Первая нефтеперегонная установка в России построена на p. Ухта в 1745. Нефтеперегонный з-д c кубами периодич. действия впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными на Сев. Кавказе ок. Моздока в 1823. B США первый НПЗ построен в 1849 в Тайтесвилле (шт. Пенсильвания). B 1869 в Баку существовало 23 нефтеперегонных з-да. C помощью форсунки B. Г. Шухова в 1880 началось использование мазута как топлива для паровых котлов. Ha основе работ Д. И. Менделеева вакуумной перегонкой мазута стали получать смазочные масла. C 1891 начали применять трубчатые нефтеперегонные установки непрерывного действия. B 1913 Россия перерабатывала 9 млн. т нефти, в осн. в Баку и Грозном, a также в Ярославле, Фергане, Балахне. B CCCP в 1918-40 сооружены НПЗ в Уфе, Ишимбае, Сызрани, Куйбышеве. B 1937 в CCCP перерабатывалось 26,4 млн. т нефти.

B состав НПЗ входят: пункты приёма нефти, нефт. резервуары, насосные станции, технол. нефт. установки, парки промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные парки, вспомогат. объекты, службы водо – и электроснабжения.

Ha НПЗ применяются технологии переработки нефти: топливная c неглубокой переработкой нефти, топливная c глубокой переработкой нефти, топливно-масляная, топливно-нефтехимическая. Пo первым двум вырабатываются бензин, авиац. и осветительный керосин, дизельное и газотурбинное топлива, печное и котельное топлива (выход светлых по первой схеме не более 40-45%, котельного топлива до 50-55%, по второй – до 72-75%, котельное топливо производится только для собств. нужд НПЗ). Пo топливно-масляной схеме кроме топлив получают смазочные масла, парафины и церезины, на базе асфальтов и экстрактов производят битумы и кокс. Пo топливно-нефтехим. схеме на НПЗ имеется спец. нефтехим. произ-во (см. Нефтехимический комплекс).

Технология НПЗ включает: электро – обессоливание для удаления из нефти избыточной воды и солей, первичную перегонку для получения топливных и масляных фракций, вторичную перегонку бензина для получения узких бензиновых фракций и высокооктанового бензина, каталитич. риформинг для получения ароматич. углеводородов и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов, экстракцию ароматич. углеводородов (бензола, толуола, ксилола), гидроочистку от гетероатомных соединений керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, прямогонных и вторичных бензинов, замедленное коксование тяжёлых остатков для получения нефт. кокса, каталитич. крекинг тяжёлых газойлевых фракций для получения высокооктановых компонентов бензина и сырья для произ-ва сажи, олефинсодержащих газовых фракций, гидрокрекинг тяжёлого сырья при повышенном давлении водорода для получения дополнит. количеств светлых нефтепродуктов. Для произ-ва высокооктановых компонентов автомоб. и авиац. бензинов из лёгких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) проводят алкилирование изобутана олефинами. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, лёгких бензиновых фракций) проводится для получения высокооктановых компонентов автомоб. бензина и сырья для произ-ва синтетич. каучука, газофракционирование нефтезаводских газов – для выработки лёгких углеводородных фракций высокой чистоты. Произ-во масел состоит из очистки селективными растворителями (деасфальтизация гудрона, обработка растворителями деасфальтизата и вакуумного дистиллята), депарафинизации рафинатов селективной очистки и гидрогенизации или контактной доочистки депарафинированных масел. Произ-во парафинов включает выделение жидких парафинов из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией или адсорбцией на мол. ситах, получение твёрдых парафинов обезмасливанием гача или петролатума – побочных продуктов депарафинизации масел или из дистиллятов высокопарафинистых нефтей методом фильтр-прессования и потения, доочистку сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационным методами. Для получения битумов проводят глубокую вакуумную перегонку мазута и высокотемпературное окисление остатка воздухом.

Осн. методы, применяемые на НПЗ: ректификация, крекинг, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, деасфальтизация, селективная экстракция, депарафинизация, адсорбция.

B CCCP мощность единичных установок на НПЗ составляет (млн. т/год): первичной перегонки нефти 0,6-6; гидроочистки топлив 0,9-2; каталитич. крекинга 0,25-2; каталитич. риформинга 0,3-1; коксования 0,6; произ-ва битума 0,125-0,75; деасфальтизации 0,25; контактной очистки масел 0,33; селективной очистки 0,265-0,6; депарафинизации масел 0,25; газофракционирования 0,4.

Общая мощность НПЗ развитых капиталистич. стран составляет ок. 3 млрд. т/год, из них 34,5% приходится на Зап. Европу, 25,5% – США, 9,4% – Японию. 38% всех НПЗ находится в США. НПЗ США в 1983 произвели (млн. т): 273,5 бензина, 49,4 керосина и реактивного топлива, 124,6 дизельного топлива, 10,9 масел, 36,4 битума, 16,6 кокса.

Литература : Рудин M. Г., Смирнов Г. Ф., Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Л., 1984; Pарамазов C. A., Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация, 2 изд., M., 1984; Химия нефти, Под редакцией З. И. Сюняева, Л., 1984.

Http://slovar. wikireading. ru/1553306

Омский нефтеперерабатывающий завод («Газпромнефть-ОНПЗ», ОНПЗ) — крупнейший в России нефтеперерабатывающий завод. Является дочерним предприятием «Газпром нефти». [1] [2]

ОНПЗ — один из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и один из крупнейших в мире. Установленная мощность Омского НПЗ составляет 20 млн тонн нефти в год. [3] [4]

ОНПЗ занимает лидирующие позиции среди российских НПЗ по глубине переработки нефти и выходу светлых нефтепродуктов, по набору технологических процессов, выпуску бензинов и дизельных топлив, объёму производства ароматических углеводородов. [5]

Основные технологические процессы ОНПЗ: обессоливание и обезвоживание нефти, первичная переработка нефти, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование, гидроочистка дизельного топлива, производство ароматических углеводородов и другие. [6]

Решение о строительстве в Омске первого в Сибири нефтеперерабатывающего завода было принято правительством СССР в 1949 году. Создание в центре Западной Сибири такого предприятия было необходимо, чтобы в полной мере обеспечить горюче-смазочными материалами этот регион, а также соседние Урал, Казахстан и другие территории. Сырьём для переработки стала нефть с месторождений Башкирии. [7]

5 сентября 1955 года была запущена печь первой атмосферно-вакуумной установки ОНПЗ. В этот день ежегодно отмечается день рождения завода. [8]

В первое десятилетие на ОНПЗ было построено более 50 технологических установок. Сначала завод ежегодно перерабатывал 3 млн тонн сырья, добываемого в Башкирии, а с 1964 года на предприятие начала поступать сибирская нефть. Её возили речными танкерами, а затем пустили по трубопроводу «Усть-Балык — Омск». Открытие тюменских нефтяных месторождений дало новый импульс развитию предприятия и вывело его в лидеры нефтепереработки. [9]

На всех этапах истории ОНПЗ на заводе внедрялись передовые технологии, шло развитие производственной базы, строились новые мощности, реконструировались старые. Новые перспективы завода открылись с развитием системы каталитического крекинга, что позволило повысить качество моторных топлив и значительно увеличить объёмы их производства. Ввод в эксплуатацию и последующая реконструкция комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ-6М производительностью 6 млн тонн нефти в год дали возможность увеличить объёмы переработки и расширить перечень продукции, выпускаемой на ОНПЗ. [10]

В 1983 году был введён в работу комплекс по производству ароматических углеводородов, продукция которого востребована не только на отечественном рынке, но и за рубежом. [11]

В конце августа 1995 года президент России Б. Н. Ельцин подписал указ «Об образовании Сибирской нефтяной компании». В «Сибнефть» вошли «Ноябрьскнефтегаз» и Омский НПЗ. [12]

Благодаря пуску в 2001 году новой установки сернокислотного алкилирования 25/12 ОНПЗ перешёл на выпуск только неэтилированных бензинов и одним из первых в России начал выпускать бензин «Супер-98». В 2005 году была завершена реконструкция установки риформинга Л-35/11-1000 производительностью 1 млн тонн в год, что обеспечило получение современного процесса каталитического риформирования бензинов с непрерывной регенерацией катализатора. [13]

В октябре 2005 года 72,66 % акций «Сибнефти» за $13,1 млрд приобрёл «Газпром». В мае 2006 года компания переименована в «Газпром нефть». [14]

В рамках масштабной программы модернизации в октябре 2010 года на ОНПЗ была введена в эксплуатацию крупнейшая в России и Европе установка изомеризации лёгких бензиновых фракций «Изомалк-2». [15]

29 мая 2011 года на ОНПЗ была переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. ОНПЗ стал первым российским перерабатывающим предприятием, достигшим такого показателя. [16] [17]

Летом 2011 года ОНПЗ приступил к выпуску бензинов 5 экологического класса. [18]

В 2012 году на ОНПЗ был поэтапно введён в эксплуатацию комплекс гидрооблагораживания моторных топлив, который в 2013 году позволит заводу полностью перейти на выпуск автомобильных бензинов 4 и 5 экологических классов Технического регламента по качеству моторных топлив и дизеля 5 экологического класса. Благодаря вводу в эксплуатацию нового комплекса ОНПЗ за 11 месяцев 2012 года увеличил производство топлив в соответствии с требованиями 4 и 5 классов Технического регламента по качеству моторных топлив до 2 млн тонн — в 30 раз по сравнению с показателями аналогичного периода 2011 года. [19]

ОНПЗ выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, бензол, толуол, ортоксилол, параксилол, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке. ОНПЗ — единственный отечественный производитель катализаторов крекинга. [20]

Из перечня выпускаемой продукции основная часть приходится на топлива: автомобильные, дизельные, котельные. «Газпромнефть-ОНПЗ» занимает лидирующие позиции в России по объемам производства моторного топлива. В 2010 году производство товарных бензинов составило 4,6 млн тонн (в том числе автомобильных — 3,6 млн тонн). Доля высокооктановых бензинов составила 85,84 %. [21]

С опережением сроков Технического регламента Омский нефтеперерабатывающий завод летом 2011 года приступил к производству бензина Супер Евро-98, соответствующего экологическому классу 5. Это стало возможным благодаря началу использования в процессе производства бензина изомеризата — высокооктанового компонента современного моторного топлива с отсутствием или минимальным содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов. [22]

Топливо пятого экологического класса отличается сверхнизким содержанием серы и бензола, его применение в двигателях автомобилей значительно сокращает количество вредных выбросов в атмосферу. Содержание серы в бензине класса 5 Супер Евро-98 снижено по сравнению с бензином предыдущего класса в 5 раз. [23]

Также Омский нефтеперерабатывающий завод летом 2011 года приступил к выпуску дизельного топлива 3-го экологического класса. Массовая доля серы в дизтопливе класса 3 снижена по сравнению с дизельным топливом 2-го класса с 500 до 350 мг/кг, цетановое число повышено с 45 до 51. [24]

Снижение содержания серы в топливе влияет на снижение автомобильных выбросов, более высокое цетановое число повышает воспламеняемость топлива, что сокращает время запуска двигателя в холодную погоду и обеспечивает его стабильную работу. Переход на топливо класса 3 позволяет автомобилистам экономить топливо и положительно сказывается на экологической ситуации за счет полноты сгорания топлива и снижения уровня дымности. [25]

На Омском НПЗ сформирован один из самых современных наборов технологических процессов, существующих сегодня в нефтепереработке, что обеспечивает вовлечение большого количества компонентов в товар­ные продукты, позволяет выпускать топливо различных марок. При изготовлении высокооктановых бензинов не используются октаноповышающие присадки. [26]

На ОНПЗ внедрена Система управления промышленной, экологической безопасностью, охраной труда и гражданской защиты. Ее основой является единая для всех дочерних обществ компании «Газпром нефть» Политика в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. [27]

Управление производственного контроля за промышленной безопасностью и охраной окружающей среды «Газпромнефть-ОНПЗ» осуществляет работу по обеспечению промышленной безопасности, выполнению требований охраны труда, природоохранного законодательства; контролирует выполнение условий действия лицензий на установленные виды деятельности в области промышленной безопасности; анализирует состояние промышленной безопасности предприятия и так далее. [28]

Рабочие условия сотрудников предприятия контролируются в соответствии с графиком лабораторного производственного контроля. Инструментальные замеры параметров проводит санитарно-гигиеническая лаборатория предприятия, имеющая соответствующую аккредитацию. Протоколы замеров ежеквартально предоставляются в омский отдел Роспотребнадзора. [29]

В рамках политики в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды на предприятии также действуют стандарты, регламентирующие использование зданий и оборудования предприятия. Оборудование проходит планово-предупредительные ремонты в соответствии с предварительно установленными графиками. Часть наиболее важного оборудования оснащена системами постоянного контроля. [30]

Специализированная экологическая служба ОНПЗ была создана в 1976 году. Сегодня она переименована в Управление производственного контроля за промышленной безопасностью и охраной окружающей среды. Одной из задач этого подразделения является приведение деятельности всего предприятия в соответствие с природоохранным законодательством. [31]

На заводе отлажена система экологического мониторинга, включающая в себя контроль за загрязнением подземных вод, промышленных стоков, воздушной среды, отходами производства и потребления. На заводе действуют стандарты в области охраны окружающей среды, проводится обучение руководителей и линейного персонала по вопросам экологической безопасности и ответственности за нарушение природоохранного законодательства. В результате при ежегодном росте производства воздействие ОНПЗ на окружающую среду остается стабильно низким, а по ряду показателей продолжает сокращаться. [32]

Становится экологичнее и сама продукция ОНПЗ. Все омские бензины соответствуют принятому в РФ техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу». В соответствии с новыми стандартами, в этих бензинах значительно снижено содержание экологически вредных веществ, они не содержат каких-либо металлсодержащих присадок и метанола. Также в бензинах значительно снижено содержание сернистых соединений, ароматики и бензола. Осенью 2010 года в эксплуатацию введена установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2», выпускающая изомеризат — один из наиболее ценных высокооктановых компонентов современного моторного топлива. Он не содержит олефиновых и ароматических углеводородов, а значит конечный продукт — бензин — становится еще более экологичным. [33]

Модернизация производства ОНПЗ и постоянный экологический мониторинг позволили заводу за последние 20 лет вчетверо снизить общий объём выбросов в атмосферу. [34]

В 2011 году ОНПЗ переработал 20,0 млн тонн нефти. Глубина переработки нефти в 2011 году составила 84,05 % — этот показатель является одним из лучших в отрасли. [35] [36]

В 2011 году ОНПЗ выпустил 4,1 млн тонн автомобильных бензинов. Доля высокооктановых бензинов составила 86 %. [37]

ОНПЗ за первые 11 месяцев 2012 года переработал 19,3 млн тонн нефти, что на 4,7 % больше показателя за аналогичный период 2011 года. [38]

ОНПЗ является крупнейшим налогоплательщиком Омской области. Так, в 1995 году налоги с ОНПЗ равнялись одной трети доходной части бюджета Омской области и четверти — бюджета Омска. [39] [40]

«Газпром нефть» осуществляет значительные инвестиции в обновление и модернизацию производства, доведение его технологий и качества нефтепродуктов до мировых стандартов. [41] До 2020 года «Газпром нефть» планирует инвестировать в развитие Омского НПЗ более 115 млрд рублей. Основными направлениями реализации программы модернизации завода до 2020 года являются улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки нефти, расширение ассортимента высокооктановых бензинов, дизельных топлив, кокса, современных битумных материалов, продуктов нефтехимии. [42]

До 2020 года будут модернизированы 6 существующих и введены в эксплуатацию 8 новых производственных объектов. Программа развития предприятия предусматривает строительство установки гидроочистки бензинов крекинга и установки гидроочистки дизельного топлива, модернизацию технологической установки КТ-1/1, запуск новой коксовой установки, установки АВТ с колонной разделения газового конденсата. Планируется внедрение и других производственных проектов, которые позволят совершенствовать качество выпускаемых нефтепродуктов, снизят трудовые и энергозатраты на производство продукции. [43]

В октябре 2012 года Алексей Миллер заявил: «Наша цель — к 2020 году довести глубину переработки нефти на омском НПЗ до 96 %. Уже сейчас сибирское предприятие является флагманом российской нефтеперерабатывающей отрасли, но уже в ближайшей перспективе должен занять лидирующие позиции на мировом уровне». [44]

Качество продукции ОНПЗ не раз подтверждалось жюри авторитетных промышленных форумов. Разные виды продукции Омского НПЗ на протяжении восьми лет становились лауреатами и дипломантами всероссийского конкурса «100 лучших товаров России». В 2011 году дипломы лауреатов получили бензин автомобильный Премиум Евро-95, параксилол нефтяной высшей очистки, ортоксилол нефтяной. [45]

В феврале 2011 года в рамках конкурса «100 лучших товаров России» Омскому нефтеперерабатывающему заводу присвоен почетный статус «Лидер качества» в номинации «Продукция производственно-технического назначения». Этого звания удостаиваются предприятия, которые не менее семи лет успешно участвуют в конкурсе «100 лучших товаров России», имеют наивысшие рейтинговые оценки в своей номинации и ежегодно подтверждают высокий уровень качества производимой продукции. «Газпромнефть-ОНПЗ» стал первым омским предприятием, получившим статус Лидера качества. [46]

В августе 2011 года установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2» Омского НПЗ заняла 1-е место в региональном конкурсе строительных объектов — как лучший объект промышленного назначения. При подведении итогов конкурса оценивались архитектурные решения, применение новых технологий и материалов (в том числе энергосберегающих), а также технико-экономические показатели. [47]

В декабре 2012 года Всемирная ассоциация нефтеперерабатывающих компаний (WRA) признала Омский НПЗ «Газпром нефти» лучшим нефтеперерабатывающим заводом России и стран СНГ в 2012 году. Награждение состоялось на XVI Ежегодном круглом столе «Нефтепереработка и нефтехимия в России и странах СНГ», который прошел в Риме. В мероприятии приняли участие более 300 руководителей крупнейших компаний нефтегазового сектора из 36 стран. [48]

Http://newsruss. ru/doc/index. php/%D0%9E%D0%BC%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%9D%D0%9F%D0%97

1 Профили НПЗ

1.1 Топливный профиль 1.2 Топливно-масляный профиль 1.3 Топливно-нефтехимический профиль

2 Подготовка сырья 3 Первичная переработка — перегонка 4 Вторичная переработка — крекинг 5 Гидроочистка 6 Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) 7 Формирование готовой продукции 8 Историческая справка 9 Также см. Литература

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. Подробнее см. Виртуальный НПЗ

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

На сегодняшний день грани между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например: Наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В отечественной нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три типа профиля нефтеперерабатывающего завода, в зависимости от схемы переработки нефти: 1. Топливный 2. Топливно-масляный 3. Топливно-нефтехимический

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно – перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Первый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745 . Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.

Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 544 стр., 2005, ISBN 5-94423-066-5 Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001, 316 стр., УДК 622.276, ББК 65.304.13, ISBN 5-7245-1176-2 В. Г. Шухов, Проекты нефтеперерабатывающих установок и заводов (техническая документация): Центральный исторический архив Москвы, фонд № 1209, опись 1, дело № 2; Архив Российской Академии Наук, фонд № 1508, опись 1, дела № 2, 5, 6, 11, 12, 13, 14, 16, 20, 21, 34, 40, 44, 45, 46.

скачать

Данный реферат составлен на основе статьи из русской Википедии. Синхронизация выполнена 09.07.11 21:39:55

Http://wreferat. baza-referat. ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

ОМСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД (ОНПЗ), АО (до 1993 – ПО «Омскнефтеоргсинтез»). Первенец сибирской нефтехимии, один из крупней­ших нефтеперерабатывающих заводов России.

В 1949 Совет министров СССР издал распоряжение о строительстве в Омске нефтезавода. В апреле 1950 для этой стройки создали особое управление исправительно-трудовых лагерей – «Омскстрой» МВД СССР. Наряду с заключенными на строительстве использовались вольнонаемные рабочие. В 1951 завод объявили Всесоюзной ударной комсомольской стройкой. В Омск приехали специалисты из Азербайджана, Башкирии и других. В апреле 1953 «Омскстрой» вывели из подчинения МВД и передали Министерству нефтеперерабатывающей промышленности СССР. 5 сентября 1955 состоялся пуск первых промышленных установок.

7 января 1956 началась эксплуатация нефтепровода Туймазы-Омск (1 332 км), что увеличило поставки нефти из Башкирии. В 1957 нефтезавод дал первый газ для бытовых нужд омичей. С 1964 в Омск стало поступать сы­рье с промыслов Тюмени (танкерами и по железной дороге). Следующим мощным толчком для развития ОНПЗ стало введение в строй нефтепровода Усть-Балык-Омск (17 октября 1967). В середине 1970-х гг. мощность ОНПЗ по переработке нефти достигла 26 млн т в год. Нефтепродуктами из Омска стали обеспечиваться предприятия Томской, Но­восибирской областей, Алтайского края, Северного Казахстана. При поддержке ОНПЗ в Омске открылись вечерний фи­лиал Московского нефтяного института им. Губкина (1958), нефтехимическое училище (1966), Омский государственный университет (1974).

Новым рубежом в развитии предприятия стала пос­тройка во второй половине 1970-х гг. комплекса по производству ароматических углеводородов. Строительство велось по соглашению с французской фирмой «Текнип» (Technip). Головной технологической ус­тановкой является установка каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Использование этой технологии позволило заводу производить ряд но­вых продуктов для различных отраслей промышленности.

29 октября 1991 вступила в строй современная установка про­калки нефтяного кокса. В 1994 завод ввел в эксплуата­цию комплекс глубокой переработки мазута КТ-1. Это позволило сделать производство более экономичным и уве­личило глубину переработки нефти. В 2004 она состави­ла 83 %, что является высшим показателем в России (средний уровень – ниже 70 %).

В 1993 ПО «Омскнефтеоргсинтез» преобразовано в акционерное общество открытого типа «Омский нефтеперера­батывающий завод» со смешанной частно-государственной формой собственности. В 1995 ОНПЗ (наряду с предприяти­ями «Ноябрьскнефтегаз», «Ноябрьскнефтегазгеофизика» и «Омскнефтепродукт») стал частью компании «Сибнефть». В 2001 «Сибнефть» освоила новые место­рождения, в том числе Крапивинское ( Омская область ). Рост нефтедобычи стал стимулом для развития переработки. Мощность ОНПЗ достигла 19,5 млн т в год (2005).

Лидирующие позиции ОНПЗ поддерживаются бла­годаря его постоянной модернизации. В 2001 построена установка алкилирования, реконструирована установка каталитического крекинга и смонтирована автоматизированная линия налива автомобильных масел. В результате завод начал производство промышленных объемов высокооктанового бензина А-98, стал 2-м по величине производителем моторных масел в России. Бензин ОНПЗ «Супер-98» получил золотую ме­даль на выставке «Промтехэкспо» (2001), вошел в спи­сок «100 лучших товаров России» (2003).

В 2006 контрольный пакет акций компании «Сибнефть» приобрел концерн «Газпром», ОНПЗ стал частью ком­пании «Газпромнефть». «Сибнефть» поменяла и место регистрации: вместо Омска им стал Санкт-Петербург. Это вызвало серьезные сложности для Омской области, 3-я часть бюджета которой составлялась за счет налоговых пос­туплений от «Сибнефти».

ОНПЗ производит практически все виды топлива, масел, присадок к ним, высококачественные ароматические угле­водороды, пентан, изопентан, катализаторы, синтетические жирные кислоты, другую продукцию. За высокое качество продукции, активное участие в экономической жизни России и Ев­ропы АО «ОНПЗ» награждено международным призом «Зо­лотая арка Европы». На базе сырья, производимого на заводе, работает крупный омский нефтехимический комплекс – «Омскшина», «Омскхимпром», завод синтетического каучука, завод технического углерода и др. В состав ОНПЗ входят мощная база стройиндустрии, ремонтная фирма и разветвленная социальная структура, включающая жилые дома, детские, спортивно-оздоровительные, лечебные учреждения.

Лит.: Веремей С. И., Зиняков В. И. Первый в Сибири: [Строи­тельство Омского нефтезавода]. Омск, 1957; Омский нефтеперера­батывающий: Хроника событий 1955-1995. Омск, 1995.

Http://irkipedia. ru/content/omskiy_neftepererabatyvayushchiy_zavod_istoricheskaya_enciklopediya_sibiri_2009

АО «ННК-Хаба́ровский нефтеперераба́тывающий заво́д» — российский НПЗ, ведущий дальневосточный производитель моторного и котельного топлива. Входит в состав АО «ННК». Мощность предприятия — 4,35 млн тонн нефти в год. Продукция Хабаровского нефтеперерабатывающего завода поставляется в северные регионы РФ, Амурскую область, Хабаровский и Приморский край. Штаб-квартира — в Хабаровске.

Строительство Хабаровского НПЗ было начато 27 сентября 1930 года. Предприятие должно было обеспечивать растущие потребности Дальнего Востока в топливе. НПЗ изначально проектировался с учетом последних технологий. В результате, Хабаровский НПЗ был одним из самых современных в те годы в СССР.

Строительство предприятия началось в январе 1931 года, но продвигалось очень медленно из-за массы проблем: природно-климатических, технологических, технических, кадровых и пр. В конце 1933 года к строительству предприятия были привлечены военные специалисты. А уже 5 августа 1935 года были запущены первые установки НПЗ.

Первая нефть, поступавшая на НПЗ, добывалась на Сахалине. Доставка осуществлялась баржами по морю и далее по Амуру. В связи с этим, поставки сырья находились в сильной зависимости от навигационного периода и метео условий.

Так как предприятие остро нуждалось в квалифицированных кадрах, обучение персонала шло, зачастую, без отрыва от производства. Так же шло строительство социальной инфраструктуры: строится жилой поселок для рабочих и их семей, клуб, детский сад, зимой заливается хоккейное поле.

В 1939 году производится модернизация установки № 1, производительность которой повышена в 2,5 раза.

К началу ВОВ на предприятии было внедрено более 150 рационализаторских предложений работников завода.

За годы Великой Отечественной войны на фронт ушло более половины рабочих завода. Нехватка рабочих рук компенсировалась введением 12 часового рабочего дня в 2 смены и активное использование женского труда. Нехватка квалификации новых рабочих восполнялась здесь же на предприятии, на специальных курсах.

Важность предприятия в годы войны была обусловлена потерей значительного числа мощностей на Кавказе и угрозой нефтеперерабатывающему комплексу Поволжья.

В этот период предприятия активно развивается. Мощность предприятия к концу войны возросла по сравнению с 1935 годом в 3,5 раза. Прибыль предприятия выросла более чем в 2 раза.

В 1950 году предприятие переходит на работу с каспийской нефтью, которая поставлялась по железной дороге. Это позволило перейти от сезонной работы к круглогодичной.

Благодаря постоянному развитию к середине 60-х годов производство светлых нефтепродуктов выросло с 9 до 50 %, выпуск нефтебитума увеличился в 11,4 раза, выработка сжиженного газа — в 4 раза.

В 70-е годы объем производства продукции увеличился в 2,1 раза, переработка нефти выросла в 2 раза.

В начале 1990-х годов предприятие активно экспортировало свою продукцию (такое право завод получил в 1989 году). Объем экспорта составлял до 500 тыс. т. продукции в год. Однако, фиксированный курс рубля привел к тому, что мировые цены на продукцию нефтепереработки стали ниже, чем внутрироссийские. В связи с этим к середине 1995 года предприятие полностью прекратило экспорт.

Положение завода усугублялось и отсутствием внутреннего платёжеспособного спроса. Также препятствием для нормальной работы предприятия был устаревший производственный фонд: если новейшая установка была запущена в 1988 году, то установка первичной переработки нефти работала ещё с 1935 года.

Как следствие, некоторые регионы Дальнего Востока переходят на импортную продукцию, более дешёвую и более качественную. В результате, в 1994 году НПЗ переработал лишь 1,9 млн т. нефти (мощность 4,7 млн т.).

К 1995 году был разработан совместно с японскими специалистами план реконструкции предприятия стоимость $400 млн. Но найти источников финансирования так и не удалось.

Однако, давние традиции рационализаторства позволили произвести обновление риформинга. Стоимость данных работ оценивалась в $100 млн, а предприятие потратило на это лишь 12 млн рублей.

Второе дыхание заводу дал кризис 1998 года. Резкий рост курса доллара относительно рубля сделал невыгодным импорт. В результате на продукцию завода возник платёжеспособный спрос.

С началом нормального функционирования предприятия начинается и его постепенная модернизация: была установлена новая печь вертикально-факельного типа взамен двух устаревших шатрового типа; проведена реконструкция риформинга с заменой катализатора, позволившая начать выпуск неэтилированных бензинов; сдана в эксплуатацию новая установка по производству сжиженного газа; на установке первичной переработки нефти произведена замена старой атмосферной колонны на новую, позволившая увеличить глубину переработки сырья, также заменена часть насосного оборудования; на основных технологических объектах внедрена электронная система управления процессами.

К 2000 году предприятие вошло в состав ОАО «Группа Альянс». Глубина переработки нефти в 2000 году составила лишь 54,4 %. В этой связи на предприятии была принята новая программа реконструкции, рассчитанная до 2010 года стоимостью более $500 млн. К 2003 году глубина переработки нефти достигла 63,4 %. В 2009 году была принята новая программа реконструкции завода, предусматривающая увеличение объема переработки нефти до 4,5 млн тонн в год после модернизации, увеличение глубины переработки нефти с 63 % до 92 %, увеличение выхода светлых нефтепродуктов с 56 % до 72 %, производство продукции высших экологических стандартов, соответствующих «Евро-4» и «Евро-5». Программа общей стоимостью 1,3 млрд долларов США, реализовывалась при активной поддержке Внешэкономбанка, выдавшего ОАО «Группа Альянс» кредит на 780 млн долларов. В 2010 году британский журнал Trade Finance, входящий в группу Euromoney, присудил проекту Внешэкономбанка по привлечению у синдиката иностранных банков средств для финансирования реконструкции Хабаровского НПЗ звание «сделка года».

В 2001 году ХНПЗ переработал 2 млн 509 тыс. тонн сырья, в 2002 году — 2 млн 711 тыс. тонн, в 2003 году впервые за последнее десятилетие переработано более 3 млн тонн нефти.

С 27 июня 2017 г. является исполняющим обязанности Генерального директора АО  «ННК-Хабаровский нефтеперерабатывающий завод».

Http://encyclopaedia. bid/%D0%B2%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%B4%D0%B8%D1%8F/%D0%A5%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Поделиться ссылкой: