Правительство Республики Казахстан (РК) планирует перерабатывать на трех крупных предприятиях страны около 17 млн т нефти, вместо 12 млн т (2009 г.) нынешних. НПЗ должны будут увеличить глубину переработки до 84–90%, что соответствует лучшим мировым достижениям. Производство светлых нефтепродуктов возрастет до 60%. Это означает, что вместо 80-го бензина будет производиться 93-й и выше.
Третий, Шымкентский НПЗ принадлежит ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (ПКОП). Завод был построен в 1985 г. Его производительность составляет 6 млн т/в год. На сегодня он производит 35% общего объема нефтепродуктов в Казахстане. На ПКОП действуют: комбинированная установка, которая включает установку электрообессоливания и атмосферной разгонки нефти на прямогонные фракции, установку каталитического риформинга с предварительной гидроочисткой сырья для получения высокооктанового компонента бензинов и водородосодержащего газа, установку гидродепарафинизации дизельного топлива, установку гидродепарафинизации керосина и установку газофракционирования; следующие установки – это установка вакуумной перегонки мазута; установка висбрекинга гудрона; недостроенная установка каталитического крекинга.
Главной причиной доминирования поставок российского сырья на казахские НПЗ является неразвитость отечественной инфраструктуры транспортировки казахстанской нефти. Например, Павлодарский нефтеперерабатывающий завод получает нефть из Западной Сибири по трубопроводу, построенному еще Советским Союзом, а прокладывать нефтепровод из нефтеносного Западного Казахстана – дорого. В планах предприятия строительство железнодорожных нефтесливных установок.
В проекты реконструкции НПЗ предполагается инвестировать более 4 млрд долл. Для воплощения грандиозных планов модернизации нефтеперерабатывающих предприятий руководство страны приняло решение сосредоточить в своих руках их контрольные пакеты. Так, Акционерное общество Национальная компания «КазМунайГаз» (КМГ) через свою дочку АК «КазМунайГаз – переработка и маркетинг» завладело 99,49% долей в ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод». Затем у владельца «Шымкентского нефтеперерабатывающего завода» ТОО «ПетроКазахстанОйлПродактс» выкупила – 49,7% долей. И, наконец, приобрело блокирующий пакет, состоящий из 58% долей у ТОО Refinery Company RT. Компании, которая осуществляла с государственной АК Фонд национального благосостояния «Самрук-Казына» (42% долей) совместное владение АК «Павлодарский нефтехимический завод».
Нефтехимическое производство будет развиваться по двум направлениям. Перво, включает формирование производств с глубокой переработкой нефти и газа для последующего выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью. Второе ориентировано на создание инновационных предприятий малого и среднего бизнеса в нефтехимической отрасли, выпускающих товары с высокой добавленной стоимостью промышленного и потребительского назначения.
Наиболее обеспеченным сырьем является Атырауский нефтеперерабатывающий завод, так как находится в нефтеносном Западном Казахстане. Его реконструкция началась в начале прошлого года. В ней активное участие принимает китайская компания Sinopec Engineering. В планах модернизация вакуумного блока, монтаж установки замедленного коксования, строительство новой установки каталитического риформинга. Через три года предполагается запустить комплекс глубокой переработки нефти с достроенной установкой каталитического крекинга. Инвестиции составят более 2 млрд долл.
На Шымкентском НПЗ планируется запустить установку каталитического крекинга, установку изомеризации и установки производства водорода, полипропилена и серы. Будет реконструирована установка гидроочистки дизельного топлива. Стоимость реконструкции составит более 800 млн долл. Финансирование будет производиться за счет АК «КазМунайГаз» и китайской компании CNPC.
На Павлодарском нефтехимическом заводе реконструируют установку гидроочистки дизельного топлива, построят установку изомеризации, установку селективного обессеривания бензина и установку каталитического крекинга. Инвестировать проект собирается итальянская ENI. Его стоимость составит более млрд долларов. Проблему хронических недопоставок нефти планируют решить с помощью передачи части активов предприятия одной из российских компаний.
Таким образом, будет сокращен выпуск мазута (в 2,5 раза) и увеличено производство высокооктанового автомобильного бензина (в 1,7 раза), кроме того возрастет производство дизельного топлива на 25%, а выпуск бензина А-80 окончательно прекратят.
И еще один нефтехимический актив Республики Казахстан. В 2007 г. государственная АК «КазМунайГаз» приобрела у компании The Rompetrol Holding S. A. (Швейцария) 75% акций компании The Rompetrol Group N. V. (TRG). TRG владеет двумя румынскими заводами – Petromidia и Vega. Их общая мощность составляет 5,5 млн т нефти в год. НПЗ способны перерабатывать казахскую тяжелую сырую нефть с высоким содержанием серы. В компании действует программа развития на 2008–2011 гг. Она включает модернизацию НПЗ «Петромедия». В конце 2008 г. НПЗ начал поставлять на рынок Восточной Европы дизтопливо Евро-5 и автобензин марки RON95 стандарта Евро-5. В прошлом году НПЗ «Петромидия» произвел 5 млн т бензина Евро-5. Специалисты предприятия приступили к разработке стандарта Евро-6.
НПЗ Вега является специализированным заводом по переработке альтернативных углеводородов, таких как нафта, тяжелые углеводородные фракции и мазут. Он производит растворители по заданным характеристикам, битумы и иную редкую продукцию.
Все мероприятия по реконструкции нефтеперерабатывающих заводов будут проводиться в рамках реализации «Программы по развитию нефтегазового сектора в Республике Казахстан на 2010–2014 годы». Необходимость принятия такой программы была продиктована самой жизнью. Казахстан богат природными ресурсами. На его территории открыто 493 месторождения, содержащих 1 225 видов минерального сырья, особенно, значительны запасы нефти и газа в Западном Казахстане. Для переработки всего этого богатства необходимы инновационные технологии. Таким образом, будут созданы новые рабочие места, возрастет благосостояние народа, и как следствие на смену старому автопарку придут современные авто. Уже началось создание Национального индустриального нефтехимического технопарка в Атырауской области. В нем будут действовать привлекательные условия специальных экономических зон. К 2015 нефтехимическая отрасль собирается привлечь инвестиции на 7 млрд долл.
C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка антидетонационных добавок можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок антидетонационных добавок в России ».
C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка бензина можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок автомобильных бензинов в России »
C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка МТБЭ можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок МТБЭ в России».
Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=7669
Переработка нефтяного сырья на АО ПНХЗ осуществляется с недогрузкой мощностей и с низкой (относительно мировой) степенью конверсии мазута, что обусловлено особенностью потребления топлив в энергетическом балансе. В связи с этим очень важны вопросы обновления технической базы и увеличения глубины переработки нефти.
На ПНПЗ с 2001 г. начаты и продолжаются в настоящий момент работы по: поэтапному увеличению загрузки предприятия по сырой нефти до 6,0-6,5 млн т/год;
Углублению переработки нефти с получением ценных продуктов, отвечающих современным требованиям по эксплуатационным и экологическим характеристикам;
Повышению уровня устойчивости работы производств и снижению производственных рисков;
Обеспечению экологической, пожарной и внутриобъектной безопасности производств.
С 2001 по 2005 г. проведены работы по замене катализаторов установок каталитического риформинга, гидроочистки вакуумного газойля и установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива.
Замена катализаторов процесса каталитического риформинга позволила перейти на выпуск автомобильного бензина марки АИ-93 с полным прекращением выпуска автомобильных бензинов марок АИ-91, 92.
При этом необходимо особо подчеркнуть, что впервые в своей истории предприятие вышло на соотношение производства высокооктановый бензин:бензин марки АИ-80 70:30, тогда как ранее, несмотря на имеющийся потенциал предприятия и наличие таких установок, как каталитический риформинг, каталитический крекинг, 80-85% производимого бензина составлял бензин марки АИ-80.
Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива, направленная на получение дизельного топлива зимнего с температурой застывания минус 35 °С. С этой целью приобретен пакет катализаторов, содержащий помимо катализатора гидроочистки катализатор депарафинизации. Это позволяет наряду с возможностью получения экологически чистого дизельного топлива, значительно улучшить его низкотемпературные характеристики, такие как предельная температура фильтруемости, температура помутнения, температура застывания; для увеличения выхода зимнего дизельного топлива повысить температуру конца кипения дизельной фракции; исключить необходимость приобретения и применения депрессорных присадок для получения дизельного топлива, которые к тому же не решают всей полноты проблемы получения зимнего дизельного топлива; использовать установку в двух режимах работы: гидрообессеривания и депарафинизации зимой и только гидрообессеривания летом (процесс адаптируется под сезонные требования простым изменением рабочей температуры).
В целях увеличения отбора сжиженных газов и бензина, снижения потерь внесены изменения в технологические схемы установки по первичной перегонке нефти ЛК-бу и установки абсорбции и газофракционирования комплекса КТ-1.
Так, в секции 100 установки ЛК-бу была внедрена схема абсорбции жирного газа бензином, в результате на установке увеличились отборы сжиженных газов и бензина. При переработке 4,0 млн т нефти в год это дополнительно составляет: СПБТ – 24000 т; БТ – 4000 т; бензина -12 000 т.
До внесения изменений в технологическую схему на секции 300 комплекса КТ-1 в качестве абсорбента и доабсорбента жирного газа во фракционирующем абсорбере К-303 «А» применялся стабильный бензин, при этом происходил повышенный вынос углеводородов групп С3, С4, С5 с сухим газом, используемым вкачестве топлива для технологических печей.
Для получения тяжелого бензина, применяемого в качестве доабсорбента, в технологическую схему была включена новая колонна К-305.
После внедрения схемы подачи тяжелого бензина в качестве доабсорбента снизилось содержание углеводородов групп С3, С4, С5 в сухом газе, что дало увеличение выработки сжиженных газов и высокооктанового бензина.
Увеличение выхода сжиженных газов и компонента автомобильного бензина при переработке 4,0 т нефти в год следующее: СПБТ – 4300 т; БТ – 3500 т; бензина -10750т
В связи с необходимостью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов была проведена реконструкция вакуумной колонны комплекса КТ-1, которая была направлена на решение следующих задач:
Суммарные затраты на реконструкцию составили около 2,0 млн. долларов.
Был достигнут суммарный годовой экономический эффект порядка 1,1-1,2 млн долларов в год.
Битумы, выпускаемые ПНХЗ, отличаются надежностью и устойчивостью в эксплуатации. Предприятие имеет возможность выпускать битум дорожный марок 60/90, БНД 90/130.
Производительность установки по дорожному битуму составляет порядка 1 000 т в месяц при условии своевременного вывоза продукции.
В Казахстане, как и в странах СНГ, битумы дорожные вязкие выпускают по стандарту ГОСТ 22245-90. В последнее время при строительстве дорог в республике качество битума оценивается не только по показателям качества ГОСТа 22245-90, но и по американскому стандарту ААSНТО.
В отличие от межгосударственного стандарта в американские стандарты ААSНТО заложены также показатели, характеризующие поведение битума вяжущего в период эксплуатации дорожных покрытий, т. е. определяющие свойства старения битума. Данные показатели очень важны для дорожников, так как они должны гарантировать качество дорожных покрытий не только в момент сдачи объекта, но и в течение как минимум года эксплуатации.
На основании этого ПНПЗ провел добровольно ряд экспертиз битума дорожного на соответствие этим стандартам в независимых лабораториях КазДорНИИ, Tadini Conctruzional Generai S. p.A. Э. Оказалось, что битум предприятия не соответствовал требованиям ААЅНТО по одному показателю – изменению массы после прогрева: факт – 0,52 %, норма – 0,5 %.
Как известно, нефтеперерабатывающее производство не является безотходным. За 25 лет работы в аварийных амбарах и шламонакопителях очистных сооружений предприятия накоплено большое количество нефтешлама. Перед ПНХЗ остро встала проблема по переработке нефтешлама, так как имеющиеся свободные объемы не позволяют дальнейшее его накопление. Для решения этой проблемы была приобретена установка фирмы РLОТТWEG (Германия) по центробежному и гравитационному разделению жидких неоднородных систем (нефтешламов). В июне 2004 г. установка введена в эксплуатацию.
В январе 2006 г. приобретена и запущена в эксплуатацию установка по грануляции серы, которая позволила решить острую проблему по отгрузке получаемой серы, продажа которой была невозможна из-за нетранспортабельного вида готового продукта. Сейчас гранулированная сера (гранулы с определенными размерами и формой) упаковывается в стандартные (50 кг) полиэтиленовые мешки дл перевозки в закрытом подвижном железнодорожном составе.
Ужесточение требований к экологическим и эксплуатационным характеристикам нефтепродуктов выдвигает другую важную задачу нефтепереработки – улучшение качества нефтепродуктов, в первую очередь повышение показателей, связанных с горением топлива, улучшение низкотемпературных свойств средних топлив, а также снижение содержания серы и других вредных примесей во всех продуктах нефтепереработки.
В связи с последним обстоятельством большое значение приобретает процесс очистки сырья нефтепродуктов под давлением водорода – гидроочистка. Важно, что наряду с удалением серы в этом процессе происходит общее облагораживание сырья и нефтепродуктов – снижение содержания азота, насыщение олефинов, гидрирование ароматических углеводородов.
Очевидно, что возрастание роли гидрогенизационных процессов с одновременным снижением производства водорода при изменении подхода к процессу каталитического риформинга более остро ставит проблему получения водорода отдельным процессом, например паровой конверсией.
В связи с этим ПНХЗ в 2005 г. заключил контракт на поставку оборудования новой установки производства водорода. Наилучшим вариантом выбора технологии производства водорода в условиях ПНХЗ явился паровой риформинг бензина в сочетании с двумя установками короткоцикловой адсорбции (КЦА). Установка будет построена на месте старой с использованием существующих зданий и дымовой трубы. В качестве основного технологического оборудования новой установки производства водорода выбрана печь парового риформинга запатентованной конструкции компании «Фостер Уилер» с террасной стеной «Террас-Уолл».
В связи с изменением требований к нефтепродуктам и конъюнктуры рынка будут меняться структура НПЗ, роль и направленность процессов, их значимость и взаимосвязь.
По мере углубления переработки нефти и повышения в перспективе потребления моторных топлив ПНХЗ легко может перейти как к бензиновому, так и к дизельному вариантам.
Наряду с углублением переработки нефтяного сырья важнейшей проблемой в первом десятилетии нового века для ПНХЗ является повышение эксплуатационных и экологических характеристик моторных топлив, сжиженных газов, битумов и других нефтепродуктов до уровня мировых стандартов.
До последнего времени одним из основных высокооктановых компонентов товарного бензина был риформат – продукт процесса каталитического риформинга (ароматизации) прямогонной бензиновой фракции. Однако задача снижения содержания ароматических углеводородов в товарных бензинах диктует необходимость изменения роли процесса риформинга, использования новых катализаторов, способствующих изомеризации парафиновых углеводородов, что позволит получать бензины с пониженным содержанием ароматики при сохранении высоких октановых чисел.
Решением данной проблемы является строительство и ввод в эксплуатацию установки изомеризации. Лицензиары данного процесса – известные фирмы UOP, Axens, АВВ Lummus и др.
При наблюдающейся в настоящее время тенденции (в том числе в Казахстане) к неуклонному увеличению потребления высокооктановых бензинов (с октановым числом не менее 91 пункта по исследовательскому методу планируемые ПНХЗ строительство и пуск в работу установки изомеризаци, дополнение к установке производства водорода позволят предприятию сократить выпуск автомобильного бензина марки АИ-80 вплоть до полного прекращения выпуска данного продукта.
Значительную долю в частных инвестициях занимают инвестиции в недропользование. Между тем отрасли обрабатывающей промышленности и тем более инновационного сектора пока остаются не столь привлекательными для частного инвестора. В связи с этим задачей государства является создание благоприятного инвестиционного климата для привлечения частных инвестиций в обрабатывающую промышленность.
В заключение необходимо отметить, что исходя из стратегических интересов Казахстан намерен: привлекать инвестиции в капиталоемкие проекты в сфере развития нефтехимии и нефтегазовой промышленности; создавать совместные предприятия по производству нефтегазового оборудования; максимально привлекать к сотрудничеству казахстанские компании и специалистов; способствовать дальнейшему росту взаимовыгодных отношений; обеспечивать стимулирование развития малого и среднего бизнеса.
Нефтяная промышленность в странах ближнего и дальнего зарубежья.Основополагаюшим фактором роста нефтяной промышленности России в последние годы являются высокие мировые цены на нефть, которые в 2007 г. вплотную приблизились к 100 долл. за баррель. Существующая ценовая коньюнктура на сырьевом рынке благоприятно влияет на динамику развития нефтяного комплекса России в целом и нефтеперерабатывающей отрасли промышленности в частности.
Объем первичной переработки нефтяного сырья за 2007 год составил 228,51 млн. т (103,8 % к уровню 2006 г.). При этом переработано 46,6 % добытых в России нефти и газового конденсата (в 2006 году — 45,8 %).
Основной прирост переработки обеспечен двумя нефтяными компаниями ОАО НК «Роснефть» (107,5 % к 2006 г.) и ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (107,7 %). Кроме того, возросла переработка на Хабаровском IНПЗ (103,8 %), Московском НПЗ (103,4 %), ОАО «Газпромнефть» (101,4 %). Наиболее значительное снижение нефтепереработки отмечено в ОАО «Газпром» (на 5%) и ОАО «Сургутнефтегаз» (на 2%).
Перспективы развития нефтяного комплекса России в условиях усложнения условий добычи нефти, выработки наиболее рентабельных месторождений непосредственно связаны с развитием процессов глубокой переработки нефти.
За последние годы нефтеперерабатывающая отрасль России не претерпела существенных изменений. Так, благодаря целенаправленной политике многих нефтяных компаний, направленной на развитие нефтепереработки, увеличивается глубина переработки: средняя глубина переработки нефти на российских заводах составила в 2007 г. 71,4 % (в 2006 г. – 71,7 %, в 2005г. – 71,3 %, в 2003 г.- 70 %, в 2002г. – 69 %, в 2001 г. – 70,5 %, в 1996 г. – 62,7 %, в 1991 г. – 64,7 %), то есть выросла по сравнению с предыдущим периодом, но все еще остается ниже, чем в развитых странах. В среднем, этот показатель на российских НПЗ в 1,3 раза ниже, чем в США и Западной Европе. Доля углубляющих процессов, увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего лишь 20,3 % против 73,3 % в США, 42,9 % в Западной Европе и 32,6 % – в Японии. В результате российские НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 140 литров бензина, в США свыше 450 литров. Таким образом, в товарной структуре российской нефтепереработки доминируют продукты с низкой добавочной стоимостью, основной причиной чего является техническое отставание предприятий и изношенность фондов.
Кроме того, для отрасли характерна высокая степень изношенности основных фондов. Средний уровень самортизированного оборудования на НПЗ достигает 80 %, а срок службы оборудования заводов достаточно высокий: из 27 НПЗ, расположенных в России, 20 заводов работают по 40-50 лет.
В этих условиях положительным моментом является продолжающаяся модернизация нефтеперерабатывающей промышленности. Впервые за многие годы темп прироста инвестиций в обрабатывающие производства существенно превысил темп прироста инвестиций в нефтедобычу.
По итогам 2007 г. введены в эксплуатацию установки изомеризации в ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (мощностью 380 тыс. т в год), ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (440 тыс. т) и ОАО «Ачинский НПЗ ВНК» (250 тыс. т), установка висбрекинга (мощностью 870 тыс. т в год) в ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка». В Нижнекамске продолжалась реализация проекта «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов» с привлечением средств Инвестиционного фонда.
В 2007 году выпуск автомобильного бензина составил 35,1 млн. т (102,1 % к 2006 году), дизельного топлива 66,37 млн. т (103,4 %), топочного мазута – 62,42 млн. т (105,2%).
В структуре автомобильных бензинов по НПЗ нефтяных компаний увеличилась доля высокооктановых бензинов до 74,7 % (69,5 % в 2006 году). Объем производства автомобильных бензинов класса ЕВРО составляет около 7% от общего объема производства бензина.
В 2007 году снизилось производство дизельного топлива с содержанием серы до 0,2 % по НПЗ НК – 94,76 % (2006 год – 94,5 %). Доля дизельного топлива с содержанием серы 0,035 – 0,001 % (ЕN-590) возросла с 16,6 % до 19,2 %. Малосернистое дизельное топливо выпускают предприятия ОАО «Роснефть», ОАО «МНК – Московский НПЗ», группа Башкирских НПЗ, ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО НГК «Славнефть», ОАО «ТНК – ВРХолдинг».
В перспективы развитие нефтеперерабатывающей промышленности будет определяться следующими обстоятельствами:
— изменение после 2010 года структуры потребления автомобильных бензинов: рост спроса на высокооктановые высококачественные бензины, соответствующие нормативам ЕВРО-4 и выше, снижение спроса на низкооктановый бензин;
— снижение объемов экспорта нефтепродуктов в связи с ужесточением стандартов на нефтепродукты в ЕС;
Конфигурация мировой нефтепереработки определяется спросом на нефтепродукты. В минувшие пять лет отмечен прирост мощностей гидроочистки и гидрокрекинга, увеличивались мощности каталитического крекинга, хотя и замедленными темпами. Обессеривание атмосферных остатков в сочетании с каталитическим крекингом остаточного сырья также становится все более популярным как выгодный способ снижения выбросов СО2 и сведения к минимуму производства котельного топлива. Что касается содержания металлов и связанного углерода, то коксование и гидроочистка являются предпочтительным вариантом.
Существующая инфраструктура нефтеперерабатывающей промышленности в большинстве ригионов мира достаточна для удовлетворения спроса на нефтепродукты. Если же спрос на нефтепродукты будет опережать рост мощности нефтепереработки, то может образоваться дефицит. В Европе на грани закрытия находятся несколько НПЗ. Низкая доходность и вынужденность трат на удовлетворение экологических требований вынули многие европейские НПЗ отказаться от расширения мощностей и изменения конфигураций, необходимых для удовлетворения изменяющихся требований рынка к нефтепродуктам.
Существующие мощности по переработке нефти вполне достаточны для покрытия мирового спроса на автомобильные топлива, но эти мощности не всегда размещены там, где это необходимо. Основными рынками для нефтепродуктов являются Китай, США и Юго-Восточная Азия. Избыточные мощности имеются в Западной Европе и Японии. Пропорции на рынке автомобильных бензинов будут все более смещаться в сторону дистиллятов. В Западной Европе фактически вырабатывают слишком много бензина для своего рынка, поэтому значительные объемы бензина экспортируются в США. Спецификации на дизтопливо в большинстве стран Западной Европы эффективно ограничивают количество легкого рециклового газойля в товарных топливах из-за низкого цетанового числа, высокого содержания ароматики и высокой плотности.
Роль каталитического крекинга может широко распространиться на нефтехимическое производство. Растет мировое потребление этилена и пропилена, тогда как поставки нафты, основного нефтехимического сырья, снижаются из-за увеличения доли тяжелых нефтей в современном ассортименте. Новые технологии, сочетающие в себе преимущества термического и каталитического крекинга, перспективны для решения проблем сырья и продуктов. Производство сырья для нефтехимической промышленности и нефтехимических продуктов становится прибыльным делом для нефтепереработчиков.
Существует два фактора, которые должны учитываться нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностями при планировании своей деловой активности – инфляция и протокол Киото. По мере роста цен банки повышают учетные ставки для преодоления слабости соответствующих валют, что ведет к ухудшению бизнес-климата и снижению потребления нефтехимических продуктов и топлив. Протокол Киото будет работать как налог на топлива в звисимости от содержания углерода. Внедрение этого «налога» негативно отразится на странах, опирающихся на дешевые топлива как основную часть их национальных энергетических балансов.
2. Характеристика состояния и перспективы развития нефтегазовой отрасли и нефтегазопереработки в Казахстане.
1. Л. К. Киинов. О состоянии нефтегазовой отрасли Республики Казахстан, Нефть и Газ, №6, 2005 г., С. 79-85
2. Г. Ж. Амантурлин. Реконструкция Атырауского нефтеперерабатывающего завода, Нефть и Газ, №4, 2005 г, С.135-136
Http://mybiblioteka. su/tom2/1-22319.html
Казахстан может передать долю в самом крупном НПЗ на территории страны – Павлодарском нефтехимическом заводе (ПНХЗ) – российским компаниям. В обмен на это российские компании должны будут обеспечить бесперебойные поставки сырья на ПНХЗ, сообщает Рейтер со ссылкой на главу госкомпании “Казмунайгаз” Каиргельды Кабылдина.
Партнерами “Казмунайгаз” по работе на ПНХЗ могут стать “Газпром нефть” и ТНК-ВР.
В настоящее время основную часть сырья завод получает из Сибири и от дочернего предприятия китайской CNPC – “СНПС-Актобемунайгаз”.
“Казмунайгаз” приобрела ПНХЗ в начале августа 2009 года. На программу модернизации завода будет направлено $500 млн.
В связи с топливным кризисом в Казахстане от главы казахской национальной компании “Казмунайгаз” поступило неожиданное предложение о том, что доля в Павлодарском НПЗ может быть обменена на обязательства по поставкам сырой нефти российскими компаниями. Переговоры о покупке доли в этом НПЗ проходили уже достаточно давно, а наиболее вероятными кандидатами были “Газпром нефть” и TНK BP.
По-видимому, топливный кризис оказался настолько серьезным, что Казахстан уже готов пойти на обмен реального актива на долгосрочный контракт по поставке сырья. Мы считаем, что потенциальный бенефициар – компания “Газпром нефть”, которая соединена с Павлодарским НПЗ трубопроводом от Омска и является наиболее естественным кандидатом на стабильные поставки на север Казахстана.
НК “КазМунайГаз” может продать часть павлодарского нефтеперерабатывающего завода российским компаниям
Мы заинтересованы проводить переговоры с российскими компаниями, и в том числе не исключаем возможность передачи части своей доли в обмен на поставки нефти на данный завод. Такое заявление сегодня в Алматы на конференции KIOGE сделал председатель правления АО “НК “КазМунайГаз” Кайргельды Кабылдин.
По его словам, такая сделка обеспечит бесперебойную работу и экономическую эффективность при соответствующей загрузке. “Такие планы у нас есть”, – подчеркнул глава нефтяной компании и добавил, что павлодарский завод ориентирован на поставку российской нефти. Как известно, 100% акций завода принадлежат АО “НК”КазМунайГаз”.
Http://www. meta. kz/336758-dolju-v-pavlodarskom-npz-mozhet-poluchit-gazprom. html
НПЗ начнет выпускать 13 тысяч тонн авиатоплива в месяц со второй половины 2018 года после сертификации, сообщил министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев.
В феврале 2018 года Павлодарский нефтехимический завод переработал 381 612 тонн сырья, что на 1 668 тонн превышает утверждённый Министерством энергетики РК план по переработке нефти и выпуску продукции.
За февраль ПНХЗ произвёл 106,6 тыс. тонн автобензина экологического класса К4, дизельного топлива К4 – 110,2 тыс. тонн, сжиженных газов – 25,3 тыс. т, мазута – 67 тыс. т, дорожного нефтяного битума – 10,8 тыс. тонн.
Выполнение плана по переработке сырья в прошлом месяце составило 100,4%, глубина переработки – 69,44%, а выход светлых нефтепродуктов – 67,68%.
По переработке нефти и производству товарной продукции в 2017 году, по сравнению с 2016-м, предприятие показало положительную динамику. Так, за год завод переработал 4 746 923 тонны сырья, что на 157 000 тонн больше, чем в 2016 году. Однако на 100% выполнить производственную программу, утверждённую Минэнерго РК на 2017 год, ПНХЗ не удалось. Завод переработал на 43 000 тонн нефти меньше (план – 4 790 000 тонн сырья). Это было связано с временным прекращением работы установки производства водорода (УПВ).
В 2017 год был для завод завершил масштабную модернизацию и реконструкцию производства. Это установки гидроочистки нафты, дизельного топлива и керосина комплекса первичной переработки нефти (КППН), обновление которых в итоге позволило предприятию начать выпуск продукции К4. На комплексе глубокой переработки нефти (КГПН) реконструирован реакторно-регенераторный блок установки каталитического крекинга, в результате чего возросла мощность переработки гидроочищенного вакуумного газойля с 1 350 тыс. тонн в год до 1868 тыс. тонн в год. Из газойля предприятие получит дополнительные объёмы бензина, дизтоплива и сжиженного газа, увеличив таким образом выход светлых нефтепродуктов на пять процентов: с 62,2% в 2017 году до, как ожидается, 67,2% в 2018-м.
В прошлом году предпритие провело самый длительный в своей истории капитальный ремонт, по итогам которого завод перешел на трёхлетний межремонтный цикл. За последние девять лет ТОО «ПНХЗ» вложило в ремонты и реконструкцию производства 141 млрд тенге собственных средств.
Http://www. energyland. info/analitic-show-170080
1.1 История предприятия (год начало проектирования.) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
4 . Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»
Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом ‹‹Гипрогрознефть››г. Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года №4223-1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода – топливный.
Генпроектировщик завода – институт ‹‹Гипрогрознефть›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Строительство завода было поручено тресту ‹‹Павлодарпромстрой›› Павлодара.
В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год.
По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.
В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года.
В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году.
Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть – это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений. В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть – маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование – сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине(900-2300 м). В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти ( в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико. Природный газ – дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов.
Все энергоресурсы – электроэнергию, пар, сан – и промтеплофикационную воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов – одна из основных задач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода.
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2-62)
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5-62)
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 40 (Л-0,5-40)
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки БТ
Битумы нефтяные дорожные вязкие марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300
Кокс электродный замедленного коксования с размером кусков 0-25 мм
Товарно-сырьевые парки предназначены для приема и хранения сырой нефти и товарной продукции. ТСП – это отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. мі.
Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.
Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.
Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).
Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки – нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.
Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания.
Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.
Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.
2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.
Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.
К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая – защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) – от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) – от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.
2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.
В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.
Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.
В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.
При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.
Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.
В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы.
Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.
Особенность предприятия – большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы – на расстоянии 7,5 км от предприятия.
Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H2S, Н2О и NH3.
Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.
Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.
Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких – либо очистных сооружений исключается.
Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно – защитной зоной.
Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.
Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.
Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)
В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.
Таблица 2 – Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу
Наименование производства и источники выделения вредных веществ
Http://stud. wiki/manufacture/3c0b65625b3ad68a4c53a88521216d37_0.html
Павлодарский завод перерабатывает нефть, поступающую по трубопроводу с месторождений Западной Сибири. Задействованная мощность составляет 7,5 млн. тонн в год при проектной мощности 13 млн. тонн в год. Глубина переработки 82%; получаемые нефтепродукты – автобензин А-76, АИ-93, А-72, дизельное топливо (зимнее, летнее, в том числе УФС), котельное топливо, сжиженный газ, кокс, битум, парафин жидкий. Побочная продукция представлена в таблице 6.
Выход пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций с установки каталитического крекинга НПЗ ниже проектного из-за сниженной нагрузки по сырью, непроектного катализатора и режима ведения процесса.
В 1992 г. Павлодарский НПЗ из 7,5 млн. тонн западносибирской нефти, положенных по квоте, недополучил 1,1 млн. тонн 18 августа 1993 г. работа Павлодарского НПЗ была остановлена из-за срыва поставок нефти из Тюмени. Россия прекратила подачу сырья на казахстанское предприятие, мотивируя это большой задолженностью – порядка 62,9 млрд руб.
В целях повышения потенциала Казахстана в самообеспечении нефтепродуктами предлагалось перевести завод на местную (казахстанскую) нефть и до 2000 г. осуществить его реконструкцию с объемом переработки 13,0 млн. тонн сырой нефти и выпуска продукции (тыс. тонн): бензина 3260, дизельного топлива 3544, мазута 2100. К сожалению, эти планы остались невыполненными. Павлодарский НПЗ переработал в 1999 г. только 718,8 тыс. тонн нефти (34,6% к уровню 1998 г.).
5 Основные технологические схемы современных нефтеперерабатывающих заводов
Выбор точки строительства нефтеперерабатывающего завода зависит от ряда факторов, главный из которых — потребность близлежащих районов в нефтепродуктах. Разумеется, желательно, чтобы вблизи завода имелись источники сырья — нефти. Однако, как показал технико-экономический анализ, транспорт нефти более рентабелен, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, расположенных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребления. Поэтому сейчас новые заводы строятся и в тех районах, где совершенно отсутствуют нефтяные месторождения, но очень велика потребность в нефтепродуктах.
Потребностью экономического района в нефтепродуктах того или иного ассортимента определяется в основном и выбор направления переработки нефти на заводе. Качество сырья при этом уже не имеет такого значения, как это было раньше, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать большинство нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, из любых нефтей.
В зависимости от ассортимента получаемой продукции и характера технологической схемы НПЗ делятся на топливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими производствами. Принято также характеризовать заводы по глубине переработки нефти — уровню отбора светлых нефтепродуктов. Рассмотрим далее различные схемы переработки нефти.
5.1 Схема переработки по топливному варианту с невысоким уровнем отбора светлых
Нефтеперерабатывающие заводы, имеющие эту схему, в 1960—1970-х гг. строились в районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ) и где для снабжения энергетических установок используется мазут.
Нефть сначала обессоливается и обезвоживается, а затем перегоняется на установках AT с получением бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов. Бензиновый дистиллят разделяется на фракции. Одна из фракций подвергается каталитическому риформингу с получением концентрата, из которого затем выделяют арены. Другая фракция, более тяжелая, также направляется на каталитический риформинг с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина.
Средние дистилляты (керосиновый и дизельный) подвергаются облагораживанию и очистке от серы на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо высокого качества и малосернистое дизельное топливо. Часть очищенного дизельного топлива подвергается депарафинизации с получением жидкого парафина и зимнего дизельного топлива.
Газовые потоки установок первичной перегонки нефти и каталитического риформинга перерабатываются на газофракционирующей установке. При этом получают товарные сжиженные газы: продан, бутан и изобутан.
На заводах с неглубокой схемой переработки, как и на других нефтеперерабатывающих предприятиях, организуется производство различных марок битума. Битум получают окислением гудрона, который выделяется из мазута на специальном блоке, входящем в состав установки по производству битума. Основное количество мазута отправляется потребителям в качестве котельного топлива.
Сероводород, выделившийся при гидроочистке, утилизируется на установках получения серной кислоты или серы.
В связи с сокращением ресурсов нефтяного сырья на заводах с невысоким уровнем отбора светлых намечено углубить переработку, построить установки каталитического крекинга, висбрекинга, коксования. Выход светлых при этом повысится от 40—45 до 55—60% и выше.
5.2 Схема переработки по топливному варианту с высоким уровнем отбора светлых
На НПЗ с такой схемой переработки первичная перегонка нефти проводится на АВТ. Помимо атмосферных дистиллятов на этой установке получают вакуумный дистиллят — фракцию 350—500°С и гудрон.
Атмосферные дистилляты, бензиновый, керосиновый и дизельный, перерабатываются так же, как и на заводе с неглубокой переработкой нефти. Вакуумный дистиллят направляется на установку каталитического крекинга. При каталитическом крекинге получают газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Газ направляется на ГФУ, бензин используется как компонент товарного бензина, а легкий газойль очищается в смеси с прямогонной дизельной фракцией на установке гидроочистки и затем используется как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль представляет собой сырье для получения технического углерода.
Наряду с каталитическим крекингом для переработки вакуумных дистиллятов применяется гидрокрекинг. Если при каталитическом крекинге основным продуктом является бензин, то при гидрокрекинге можно изменять соотношения получаемых продуктов, увеличивая выход бензина, керосина, дизельного топлива.
Гудрон подвергается переработке с применением одного из термических процессов. Бензин термических процессов целесообразно облагораживать с применением процессов глубокого гидрирования и каталитического риформинга. Легкий газойль используется как компонент газотурбинного, моторного или печного топлива, после гидроочистки может направляться в дизельное топливо.
Газовые потоки термических процессов и каталитического крекинга содержат непредельные углеводороды. Выделенные из этих потоков пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции используются для получения дополнительных количеств высококачественного бензина.
При этой схеме на установках ЛВТ помимо светлых дистиллятов (бензинового, керосинового, дизельного) получают несколько вакуумных дистиллятов и гудрон. Затем каждый из дистиллятных погонов проходит:
Из гудрона сначала с помощью пропана извлекают асфальтовые вещества. Полученный деасфальтизат далее обрабатывается по той же схеме, что и дистиллятные фракции (селективная очистка, депарафинизация, доочистка).
После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляются на компаундирование. Изменяя соотношение компонентов и вводя различные присадки, получают необходимые сорта масел.
Существуют и другие схемы масляного производства. При очистке парными растворителями (дуосол-процесс) на одной установке совмещаются деасфальтизация н избирательная очистка масел.
При переработке парафинистых нефтей одновременно с маслами получают парафины и церезины. Выделенные при депарафинизации гач и летролатум проходят дополнительную обработку на установках обезмасливания, фильтрования через отбеливающие земли или гидроочистки. После обработки получают из гача — парафин, а из петролатума — церезин.
Продукты переработки нефти используются в качестве сырья для разнообразных органических производств. Установки нефтехимического синтеза в некоторых случаях сооружаются в составе нефтеперерабатывающих заводов, что значительно расширяет ассортимент продукции предприятий. Создаются также самостоятельные нефтехимические заводы, получающие сырье с НПЗ железнодорожным или трубопроводным транспортом.
А) этилен, пропилен и бутилен-бутадиеновая фракция, полученные пиролизом;
Б) индивидуальные алканы (пропан, бутаны, пентаны), вырабатываемые на установках газофракционирования предельных газов;
В) пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции с установок газофракционирования непредельных газов;
Г) ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), получаемые при каталитическом риформинге и пиролизе;
Д) высшие парафины, вырабатываемые при депарафинизации дизельных и масляных фракций.
Развитие технологии переработки нефти в настоящее время характеризуется тенденцией роста мощности технологических установок. За прошедшие 30 лет мощность установок первичной переработки нефти выросла более чем в 10 раз, установок каталитического крекинга — в 8 раз. На смену установкам каталитического риформинга мощностью 300 тыс. т/год пришли установки мощностью 1 млн. т/год.
При увеличении единичной мощности установки сокращаются удельные, т. е. рассчитываемые на 1 т перерабатываемого сырья, затраты на строительство установок, эксплуатационные расходы, производственный штат. Например, благодаря увеличению мощности установок первичной перегонки нефти от 3 до 6 млн. т/год капитальные вложения на единицу мощности уменьшаются на 31 %, а производительность труда повышается в 2—2,5 раза. Укрупнение установок позволяет перейти к более прогрессивным видам оборудования, например от поршневых компрессоров к центробежным. Другая особенность современной нефтепереработки — создание установок, в составе которых объединяется (комбинируется) несколько технологических процессов. Внедрение таких установок, называемых комбинированными, сокращает общую сумму капиталовложений, позволяет уменьшить площадь территории установки и всего завода. Значительно сокращается протяженность трубопроводов, уменьшаются тепловые потери вследствие того, что теплота горячих потоков одного технологического процесса используется для подогрева холодных потоков другого процесса. Первые комбинированные установки появились в середине 1950-х гг. Сначала в составе таких установок комбинировалось 2—3 процесса. Были, например, построены комбинированные установки электрообессоливания, первичной перегонки нефти и вторичной перегонки бензина. Процесс каталитического риформинга на платиновом катализаторе комбинировался с предварительной гидроочисткой бензина и экстракцией аренов из катализата, В дальнейшем комбинирование процессов углублялось, в состав установок стали включать 4—5 процессов. На нескольких отечественных НПЗ в 1975—1984 гг. были введены в эксплуатацию комбинированные установки по неглубокой – переработке нефти ЛК-6У. Установки ЛК-6У состоят из пяти секций:
2) каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой бензина;
На установке ЛК-6У применено новое укрупненное оборудование: центробежные компрессоры с паровым и электрическим приводом, воздушные холодильники с высоким коэффициентом оребрения, ректификационные тарелки клапанного типа, вертикально-секционные печи новой конструкции.
Применение комбинированных установок ЛК-6У взамен отдельно стоящих позволяет на 45 % повысить производительность труда, на 15—20 % уменьшить расход металла на изготовление оборудования, на 10—15% снизить эксплуатационные затраты.
В 1983—1984 гг. завершено строительство еще двух крупных комбинированных установок:
А) глубокой переработки мазута КТ-1, в состав которой включены процессы вакуумной перегонки мазута, гидроочистки вакуумного дистиллята, каталитического крекинга, висбрекинга гудрона и газофракционирования;
Б) производства масел КМ-2, на которой сочетанием процессов деасфальтизации, селективной очистки, депарафинизации и гидроочистки вырабатывают моторные и индустриальные масла более 10 наименований.
На нескольких НПЗ построены высокопроизводительные комбинированные установки производства этилена и пропилена, включающие процессы пиролиза, получения аренов, бутадиена, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья для производства технического углерода. К недостаткам комбинированных установок относится жесткость связей между отдельными процессами. Нарушения в работе одной секции могут влиять на всю установку, расстраивая другие технологические процессы. Комбинированную установку сложнее, Чем обычную, остановить на ремонт и затем вывести на режим.
Современная нефтеперерабатывающая промышленность оснащена сложным оборудованием, предназначенным для осуществления разнообразных процессов — нагрева, охлаждения, конденсации, массопередачи, перекачки, компримирования, фильтрации и ряда других операций с нефтью и продуктами ее переработки.
По функциональному назначению это оборудование может быть подразделено на следующие основные группы:
Г) охладительное — холодильники и конденсаторы, аппараты воздушного охлаждения;
Д) оборудование для разделения эмульсий и суспензий — фильтры, центрифуги;
Е) оборудование для хранения жидких продуктов — емкости и резервуары;
Ж) оборудование для транспортировки жидких и газообразных сред — насосы и компрессоры;
И) оборудование для отключения аппаратов и участков трубопроводов — запорная арматура (задвижки, вентили и др.).
Риформинг (англ. reforming, от reform — переделывать, улучшать), промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов. Риформинг проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов, при температуре 350-520°С, давлении 1,5-4 Мн/м 2 (15-40 кгс/см 2 ) в присутствии различных катализаторов: платиновых, платинорениевых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и другие металлы. Во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения — коксом, Р. осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате Р. бензиновых фракций нефти получают 80-85% бензина с октановым числом 90-95, 1,5-2% водорода и остальное количество – газообразные углеводороды. Большое значение имеет риформинг для производства ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов); ранее основным источником получения этих углеводородов была коксохимическая промышленность.
Сырьем каталитического риформинга служат, как прямогонные бензиновые фракции нефтей и газовых конденсатов, так и бензины вторичного происхождения, получаемые при термической и термокаталитической переработке тяжелых нефтяных фракций, а также выделяемые из продуктов переработки углей и сланцев. Основной источник сырья риформинга – прямогонные бензиновые фракции, роль бензинов вторичного происхождения будет возрастать при углублении переработки нефти.
Подготовка сырья риформинга включает ректификацию и гидроочистку. Ректификация используется для выделения определенных фракций бензинов в зависимости от назначения процесса. При гидроочистке из сырья удаляют примеси (сера, азот и др.), отравляющие канализаторы риформинга, а при переработке бензинов вторичного происхождения подвергают также гидрированию непредельные углеводороды.
Важное значение имеют способы хранения сырья, которые во многих случаях определяют работоспособность оборудования и катализаторов блоков гидроочистки.
Гуреев А. А. Производство высокооктановых бензинов / А. А. Гуреев − М.: Химия, 1981. −457 с.
Маслянский Г. Н. Каталитический риформинг бензинов / Г. Н. Маслянский − Санкт-Петербург: Химия, 1985. − 971 с.
Емельянов В. Е. Автомобильные бензины с улучшенными экологическими / В. Е. Емельянов − Санкт-Петербург: Химия и технология топлив и масел, 1995. − 624 с.
Травень В. Ф. Органическая химия: Учебник для вузов в 2-х томах / В. Ф. Травень − М.: Академкнига, 2004. – 727 с.
Http://works. doklad. ru/view/lpUL2Cv7p2Q/5.html
Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________
(должность, ученая степень) (должность, ученая степень) ______________________________ _______________________________
1.1 История предприятия (год, начало проектирования) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
4. Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»
5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти
6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением
Строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода была выбрана в 1949году Всесоюзным научно-исследовательским институтом ‹‹Гипро-нефтезаводы››.
Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом ‹‹Гипрогрознефть››г. Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года №4223-1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода – топливный.
Генпроектировщик завода – институт ‹‹Гипрогрознефть›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Строительство завода было поручено тресту ‹‹Павлодарпромстрой›› Павлодара.
В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год.
В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке будущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода.
По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.
В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года.
В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году.
В1965-1966 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› вел работу по корректировке проектного задания ПНПЗ и не раз ставил вопрос о сырье, пока не приняли его предложения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди.
Проектное задание на строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефти в год было утверждено распоряжением Совета Министров СССР от 31 марта 1970г. № 605-р.
1978 год. 9 июня произведен пуск секции 100 установки ЛК-6У №1: приняли нефть, начался технологический процесс. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин.
30 июня принята в эксплуатацию секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У №1 по первичной переработке нефти мощностью 6 млн. тонн в год.
21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска первой очереди завода.
1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы.
19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промстоков.
20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов.
В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введена промывочно-пропарочная станция.
27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе комбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута.
1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксования и участок массовой выдачи нефтепродуктов в автотранспорт.
1989 год. Сделан первый шаг к освоению рынка: заключены прямые договоры на реализацию сверхплановой продукции.
28 декабря принята в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса.
1993 год. Произведены значительные реконструкции на установках ЛК-6У и КТ-1.
В июне принята в эксплуатацию первая в СНГ установка по утилизации нефтешлама.
18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен.
1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акционерное общество ‹‹Павлодарский нефтеперерабатывающий завод›› (ГАО ‹‹ПНПЗ››).
1995 год. Нехватка денежных средств. Отсутствия сырья. Мощности завода использованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температурой замерзания минус 30°С, пылесвязывающее средство ‹‹Универсин-С›› и бензин АИ-80.
1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финансового кризиса.
22 апреля президент АО‹‹ПНПЗ›› отстранен от руководства. Избрано новое правление.
Завод выпустил самое большое количество наименований товарной продукции – двадцать восемь. Впервые получены бензины АИ-80 экспортный, А-76 и АИ-91 экологически чистые.
15 ноября объявлен тендер на передачу в имущественный наем (концессию) АО‹‹ПНПЗ››.
7 марта 1997г.-11июля 2000г. Производственный комплекс АО‹‹ПНПЗ›› находился в управлении американской компании ‹‹ССL ОILLTD››.
В 1998-1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с депрессорной присадкой.
2000 год. 11июля производственный комплекс ПНПЗ вновь возвращен ОАО‹‹ПНПЗ››, которое не прекращало своей деятельности.
В конце года большая часть средств АО‹‹ПНПЗ›› за долги передана в Открытое акционерное общество ‹‹Мангистаумунайгаз›› (ОАО ‹‹ММГ››).
Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу ‹‹Павлодарский нефтехимический завод›› (ЗАО‹‹ПНХЗ››), образованному 11 октября.
2001 год. Закуплены новые транспортные средства, включая пожарную технику.
В капитальный ремонт проведены крупные работы: на всех каталитических процессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка колонн К-200.
ЛК-6У К601/1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоулавители и форсунки.
Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизельного топлива.
Образовано новое общественное объединение «Профсоюзная организация «Нефтепереработчик››.
2002 год. В капитальный ремонт проведены работы по замене оборудования на риформинге установки ЛК-6У и парках цеха №2; выполнен ремонт и реконструкция
Печей и котлов-утилизаторов ЛК, КТ-1, УПНК; проведена реконструкция С-300
Приобретено новое оборудование для ОТК-ЦЗЛ, СТН, снаряжение для ВГСО.
Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть – это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений. В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть – маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование – сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине(900-2300 м). В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти ( в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико. Природный газ – дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов.
В настоящее время АО ‹‹Мангистаумунайгаз›› поставляет сырую нефть по магистральному нефтепроводу Омск-Павлодар на Павлодарский НПЗ по схеме взаимообмена с российской стороной на давальческой основе.
Обеспечение ежемесячной загрузки Павлодарского НПЗ в следующем объеме: ННК ‹‹Казахойл›› – 100 тысяч тонн, АО ‹‹ Мангистаумунайгаз ›› – 150 тысяч тонн и АО ‹‹Актюбенмунайгаз›› – 50 тысяч тонн или 3,6 млн. тонн в год.
Все энергоресурсы – электроэнергию, пар, сан – и промтеплофикационную воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов – одна из основных задач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода.
Комбинированная установка ЛК-6У представляет собой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологических процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно
Секция100 – ЭЛОУ-АТ обессоливания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тонн нефти в год.
Секция 200 – каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -1 – гидроочистка дизельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -2 – гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью.
Секция 400 – газофракционирования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью.
Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирования нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая потом, пройдя длинную технологическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь поступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.
В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые парки (ТСБ), парк сжиженных газов (ПСГ), узел смешения бензинов (УСБ), реагентное хозяйство и эстакады налива нефтепродуктов.
Товарно-сырьевые парки предназначены для приема и хранения сырой нефти и товарной продукции. ТСП – это отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. м³.
Парк сжиженных газов используется для приема, хранения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ – входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. м³ и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различных сжиженных газов.
Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.
Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от работы реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техническими маслами.
В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реагенты и здесь же ведется приготовление их растворов.
Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предназначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с целью получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компонента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции (сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, печного топлива, сырья для производства технического углерода.
Секция 001 – вакуумная перегонка мазута производительностью по сырью 4000 тыс. тонн в год и висбрекинг гудрона производительностью по сырью 1500 тыс. тонн в год.
Секция 100 – гидроочистка вакуумного газойля производительностью по сырью 2400 тыс. тонн в год.
Секция 200 – каталитический крекинг и ректификация производительностью по сырью 2000 тыс. тонн в год.
Секция 300 – абсорбция и газофракционирование производительностью по сырью 1250 тыс. тонн в год.
Секция 500 – очистка дымовых газов от катализаторной пыли перед выбросом в атмосферу.
Установка производства серы (УПС) состоит из двух блоков: блок регенерации моноэтаноламина (МЭА) и блок получения серы. В состав комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями электроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями.
Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.
Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).
Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки – нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.
Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания.
Охрана труда – это система законодательных актов и соответствующих им социально – экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.
Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.
Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.
– вводный инструктаж – проводят работники службы безопасности, пожарной охраны и газоспасательной службы;
– первичный инструктаж – проводят на рабочем месте в том цехе, в который направлен новый работник;
– производственное обучение – проводят индивидуально с каждым работником под руководством опытного рабочего или инженерно – технического работника;
– внеплановый инструктаж – проводят при внесении изменений в технологический процесс;
– специальный инструктаж – проводят при направлении работника выполнение разовой или временной работы.
2.3.1 Воздействие электрического тока на человека. При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.
2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.
2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие определённый предел.
По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса вредности:
Сероводород в смеси с углеводородами относится к третьему классу опасности; аммиак, оксид углерода, бензин, керосин (в пересчёте на С,
Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.
2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются:
– применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, водородсодержащего газа;
Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико–химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными и вредными веществами.
Особенностью секции гидроочистки керосина с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.
Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:
По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования
СНИП – 2 – 92 – установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.
Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:
1) защита органов дыхания – применяют фильтрующие противогазы, шланговые противогазы ПШ – 1, ПШ – 2 и воздушные аппараты АСВ – 2, «Сеноба».
К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая – защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) – от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) – от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.
Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы – полностью от окружающего воздуха.
1) защита органов зрения. Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных факторов применяют защитные очки.
2) Защита кожных покровов. Для защиты кожных покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.
2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.
Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 – часовой рабочей неделе).
Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 – дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.
Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно – профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.
Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.
В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.
Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.
В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.
При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.
Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.
В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы.
Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.
Особенность предприятия – большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы – на расстоянии 7,5 км от предприятия.
Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H2S, Н2О и NH3.
Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.
Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.
Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких – либо очистных сооружений исключается.
Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно – защитной зоной.
Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.
Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.
Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)
В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.
Таблица 2 – Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу
Http://gramotey. com/referats/135615-otchet-po-praktike-protsess-pererabotki-nefti-na-zao-quot-pavlodarskii-npz-quot. html
Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________
(должность, ученая степень) (должность, ученая степень) ______________________________ _______________________________
1.1 История предприятия (год начало проектирования.) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
4. Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»
5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти
6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением
Строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода была выбрана в 1949 году Всесоюзным научно-исследовательским институтом ‹‹Гипро-нефтезаводы››.
Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом ‹‹Гипрогрознефть››г. Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950 года № 4223−1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода — топливный.
Генпроектировщик завода — институт ‹‹Гипрогрознефть›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Строительство завода было поручено тресту ‹‹Павлодарпромстрой›› Павлодара.
В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год.
В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке будущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода.
По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959—1964 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.
В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года.
В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965 году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году.
В1965−1966 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› вел работу по корректировке проектного задания ПНПЗ и не раз ставил вопрос о сырье, пока не приняли его предложения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди.
Проектное задание на строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефти в год было утверждено распоряжением Совета Министров СССР от 31 марта 1970 г. № 605-р.
1978 год. 9 июня произведен пуск секции 100 установки ЛК-6У № 1: приняли нефть, начался технологический процесс. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин.
30 июня принята в эксплуатацию секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У № 1 по первичной переработке нефти мощностью 6 млн. тонн в год.
21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска первой очереди завода.
1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы.
19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промстоков.
20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов.
В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введена промывочно-пропарочная станция.
27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе комбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута.
1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксования и участок массовой выдачи нефтепродуктов в автотранспорт.
1989 год. Сделан первый шаг к освоению рынка: заключены прямые договоры на реализацию сверхплановой продукции.
28 декабря принята в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса.
1993 год. Произведены значительные реконструкции на установках ЛК-6У и КТ-1.
В июне принята в эксплуатацию первая в СНГ установка по утилизации нефтешлама.
18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен.
1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акционерное общество ‹‹Павлодарский нефтеперерабатывающий завод›› (ГАО ‹‹ПНПЗ››).
1995 год. Нехватка денежных средств. Отсутствия сырья. Мощности завода использованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температурой замерзания минус 30 °C, пылесвязывающее средство ‹‹Универсин-С›› и бензин АИ-80.
1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финансового кризиса.
22 апреля президент АО‹‹ПНПЗ›› отстранен от руководства. Избрано новое правление.
Завод выпустил самое большое количество наименований товарной продукции – двадцать восемь. Впервые получены бензины АИ-80 экспортный, А-76 и АИ-91 экологически чистые.
15 ноября объявлен тендер на передачу в имущественный наем (концессию) АО‹‹ПНПЗ››.
7 марта 1997 г. -11июля 2000 г. Производственный комплекс АО‹‹ПНПЗ›› находился в управлении американской компании ‹‹ССL ОIL LTD››.
В 1998—1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с депрессорной присадкой.
11 июля 2000 г. Договор о концессии Павлодарского НПЗ расторгнут.
2000 год. 11июля производственный комплекс ПНПЗ вновь возвращен ОАО‹‹ПНПЗ››, которое не прекращало своей деятельности.
В конце года большая часть средств АО‹‹ПНПЗ›› за долги передана в Открытое акционерное общество ‹‹Мангистаумунайгаз›› (ОАО ‹‹ММГ››).
Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу ‹‹Павлодарский нефтехимический завод›› (ЗАО‹‹ПНХЗ››), образованному 11 октября.
2001 год. Закуплены новые транспортные средства, включая пожарную технику.
В капитальный ремонт проведены крупные работы: на всех каталитических процессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка колонн К-200.
ЛК-6У К601/1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоулавители и форсунки.
Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизельного топлива.
Образовано новое общественное объединение «Профсоюзная организация «Нефтепереработчик››.
2002 год. В капитальный ремонт проведены работы по замене оборудования на риформинге установки ЛК-6У и парках цеха № 2; выполнен ремонт и реконструкция
Печей и котлов-утилизаторов ЛК, КТ-1, УПНК; проведена реконструкция С-300
Приобретено новое оборудование для ОТК-ЦЗЛ, СТН, снаряжение для ВГСО.
Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть — это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений. В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть — маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование — сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине (900−2300 м). В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти (в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико. Природный газ — дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов.
В настоящее время АО ‹‹Мангистаумунайгаз›› поставляет сырую нефть по магистральному нефтепроводу Омск-Павлодар на Павлодарский НПЗ по схеме взаимообмена с российской стороной на давальческой основе.
Обеспечение ежемесячной загрузки Павлодарского НПЗ в следующем объеме: ННК ‹‹Казахойл›› – 100 тысяч тонн, АО ‹‹ Мангистаумунайгаз ›› – 150 тысяч тонн и АО ‹‹Актюбенмунайгаз›› – 50 тысяч тонн или 3,6 млн. тонн в год.
Все энергоресурсы — электроэнергию, пар, сан – и промтеплофикационную воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов — одна из основных задач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода.
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2−62)
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5−62)
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 40 (Л-0,5−40)
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки БТ
Битумы нефтяные дорожные вязкие марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300
Кокс электродный замедленного коксования с размером кусков 0−25 мм
Комбинированная установка ЛК-6У представляет собой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологических процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно
Секция100 — ЭЛОУ-АТ обессоливания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тонн нефти в год.
Секция 200 — каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -1 — гидроочистка дизельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -2 — гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью.
Секция 400 — газофракционирования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью.
Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирования нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая потом, пройдя длинную технологическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь поступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.
В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые парки (ТСБ), парк сжиженных газов (ПСГ), узел смешения бензинов (УСБ), реагентное хозяйство и эстакады налива нефтепродуктов.
Товарно-сырьевые парки предназначены для приема и хранения сырой нефти и товарной продукции. ТСП — это отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. мі.
Парк сжиженных газов используется для приема, хранения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ — входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. мі и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различных сжиженных газов.
Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции — автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.
Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от работы реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техническими маслами.
В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реагенты и здесь же ведется приготовление их растворов.
Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предназначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с целью получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компонента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции (сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, печного топлива, сырья для производства технического углерода.
Секция 001 — вакуумная перегонка мазута производительностью по сырью 4000 тыс. тонн в год и висбрекинг гудрона производительностью по сырью 1500 тыс. тонн в год.
Секция 100 — гидроочистка вакуумного газойля производительностью по сырью 2400 тыс. тонн в год.
Секция 200 — каталитический крекинг и ректификация производительностью по сырью 2000 тыс. тонн в год.
Секция 300 — абсорбция и газофракционирование производительностью по сырью 1250 тыс. тонн в год.
Секция 500 — очистка дымовых газов от катализаторной пыли перед выбросом в атмосферу.
Установка производства серы (УПС) состоит из двух блоков: блок регенерации моноэтаноламина (МЭА) и блок получения серы. В состав комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями электроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями.
Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.
Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).
Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 — 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки — нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.
Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания.
Охрана труда — это система законодательных актов и соответствующих им социально — экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.
Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.
Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.
— вводный инструктаж — проводят работники службы безопасности, пожарной охраны и газоспасательной службы;
— первичный инструктаж — проводят на рабочем месте в том цехе, в который направлен новый работник;
— производственное обучение — проводят индивидуально с каждым работником под руководством опытного рабочего или инженерно — технического работника;
— внеплановый инструктаж — проводят при внесении изменений в технологический процесс;
— специальный инструктаж — проводят при направлении работника выполнение разовой или временной работы.
2.3.1 Воздействие электрического тока на человека. При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.
2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.
2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие определённый предел.
По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса вредности:
Сероводород в смеси с углеводородами относится к третьему классу опасности; аммиак, оксид углерода, бензин, керосин (в пересчёте на С,
Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60 000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.
2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются:
— применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, водородсодержащего газа;
Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико-химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными и вредными веществами.
Особенностью секции гидроочистки керосина с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.
Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:
По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования
СНИП — 2 — 92 — установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.
Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:
1) защита органов дыхания — применяют фильтрующие противогазы, шланговые противогазы ПШ — 1, ПШ — 2 и воздушные аппараты АСВ — 2, «Сеноба».
К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая — защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) — от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) — от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.
Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы — полностью от окружающего воздуха.
1) защита органов зрения. Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных факторов применяют защитные очки.
2) Защита кожных покровов. Для защиты кожных покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.
2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации — сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.
Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 — часовой рабочей неделе).
Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 — дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.
Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно — профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.
Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.
В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.
Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.
В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.
При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.
Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.
В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы.
Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.
Особенность предприятия — большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы — на расстоянии 7,5 км от предприятия.
Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300−1 выбрасываются H2S, Н2О и NH3.
Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.
Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.
Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких — либо очистных сооружений исключается.
Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно — защитной зоной.
Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.
Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.
Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)
В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.
Таблица 2 — Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу
Http://westud. ru/work/221901/Process-pererabotki-nefti-na
Процесс переработки нефти на ЗАО “Павлодарский НПЗ” – Отчет по Практике, раздел Высокие технологии, Отчет По Практикесодержание 1. Характеристика Предприятия 1.1 История Предпри.
ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕСодержание 1. Характеристика предприятия 1.1 История предприятия год, начало проектирования начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени 1.2 Источники сырья, пара, воды и электроэнергии 1.3 Перечень выпускаемой продукции 1.4 Перечень основных цехов 2. Охрана труда 2.1 Общие вопросы охраны труда 2.2 Организация работ по охране труда 2.3 Основы техники безопасности 3. Мероприятия по охране окружающей среды 3.1 Общие сведения о предприятии 3.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения 4. Краткая характеристика основного производства ЗАО Павлодарский НХЗ 4.1 Общая характеристика установок5. Подготовка нефти к переработке 5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти 5.2 Сортировка нефти 5.3 Выбор направления переработки нефти 5.4 Очистка нефти от примеси 6. Принципы первичной переработки нефти 6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением 6.2 Устройство и действие ректификационных колонн, их типы 6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения 6.4 Промышленные установки по первичной переработке нефти 1. Характеристика предприятия 1.1 История предприятия год начало проектирования. начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода была выбрана в 1949году Всесоюзным научно-исследовательским институтом Гипро-нефтезаводы. Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом Гипрогрознефть г. Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года 4223-1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода – топливный.
Генпроектировщик завода – институт Гипрогрознефть Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий.
Строительство завода было поручено тресту Павлодарпромстрой Павлодара.
В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год. В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке будущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода.
По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт Гипрогрознефть проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.
В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара.
Ее разработал институт Казпромстройниипроект совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла.
Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года. В северный пром-узел вошло пять объектов химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году. В1965-1966 годы институт Гипрогрознефть вел работу по корректировке проектного задания ПНПЗ и не раз ставил вопрос о сырье, пока не приняли его предложения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди.
Проектное задание на строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефти в год было утверждено распоряжением Совета Министров СССР от 31 марта 1970г. 605-р. 1978 год. 9 июня произведен пуск секции 100 установки ЛК-6У 1 приняли нефть, начался технологический процесс. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин. 30 июня принята в эксплуатацию секция 100 ЭЛОУ-АТ установки ЛК-6У 1 по первичной переработке нефти мощностью 6 млн. тонн в год. 21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска первой очереди завода. 1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы. 19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промстоков. 20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов.
В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введена промывочно-пропарочная станция. 27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе комбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута. 1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксования и участок массовой выдачи нефтепродуктов в автотранспорт. 1987 год. 28 декабря принят в эксплуатацию нефтепричал.
Глубина переработки нефти достигла 76-78 . 1989 год. Сделан первый шаг к освоению рынка заключены прямые договоры на реализацию сверхплановой продукции. 28 декабря принята в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса. 1993 год. Произведены значительные реконструкции на установках ЛК-6У и КТ-1. В июне принята в эксплуатацию первая в СНГ установка по утилизации нефтешлама. 18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен. 1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акционерное общество Павлодарский нефтеперерабатывающий завод ГАО ПНПЗ. 1995 год. Нехватка денежных средств.
Мощности завода использованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температурой замерзания минус 30 С, пылесвязывающее средство Универсин-С и бензин АИ-80. 1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финансового кризиса. 22 апреля президент АО ПНПЗ отстранен от руководства. Избрано новое правление. Завод выпустил самое большое количество наименований товарной продукции – двадцать восемь.
Впервые получены бензины АИ-80 экспортный, А-76 и АИ-91 экологически чистые. 15 ноября объявлен тендер на передачу в имущественный наем концессию АО ПНПЗ. 7 марта 1997г 11июля 2000г. Производственный комплекс АО ПНПЗ находился в управлении американской компании ССL ОIL LTD. В 1998-1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с депрессорной присадкой. 11 июля 2000г. Договор о концессии Павлодарского НПЗ расторгнут. 2000 год. 11июля производственный комплекс ПНПЗ вновь возвращен ОАО ПНПЗ, которое не прекращало своей деятельности.
В конце года большая часть средств АО ПНПЗ за долги передана в Открытое акционерное общество Мангистаумунайгаз ОАО ММГ. Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу Павлодарский нефтехимический завод ЗАО ПНХЗ, образованному 11 октября. 2001 год. Закуплены новые транспортные средства, включая пожарную технику. В мае на заводе работали все технологические комплексы.
В капитальный ремонт проведены крупные работы на всех каталитических процессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка колонн К-200. ЛК-6У К601 1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоулавители и форсунки. Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизельного топлива. Переработано за год более двух миллионов тонн нефти. Образовано новое общественное объединение Профсоюзная организация Нефтепереработчик. 2002 год. В капитальный ремонт проведены работы по замене оборудования на риформинге установки ЛК-6У и парках цеха 2 выполнен ремонт и реконструкция печей и котлов-утилизаторов ЛК, КТ-1, УПНК проведена реконструкция С-300 ЛК-6У и УПБ. Приобретено новое оборудование для ОТК-ЦЗЛ, СТН, снаряжение для ВГСО. Сдана в эксплуатацию новая заправочная станция.
Переработано за год два миллиона тонн нефти. 1.2 Источники сырья, пара, воды и электроэнергии Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть – это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений.
В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть – маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти.
Нефтеобразование – сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине 900-2300 м. В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти в частности, район Каспия. Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико.
Природный газ – дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров.
Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов. В настоящее время АО Мангистаумунайгаз поставляет сырую нефть по магистральному нефтепроводу Омск-Павлодар на Павлодарский НПЗ по схеме взаимообмена с российской стороной на давальческой основе. Обеспечение ежемесячной загрузки Павлодарского НПЗ в следующем объеме ННК Казахойл – 100 тысяч тонн, АО Мангистаумунайгаз – 150 тысяч тонн и АО Актюбенмунайгаз – 50 тысяч тонн или 3,6 млн. тонн в год. Все энергоресурсы – электроэнергию, пар, сан – и промтеплофикационную воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов – одна из основных задач энергослужбы.
Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно.
В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода. 1.3
Перечень выпускаемой продукции. Таблица 1 Наименование выпускаемых нефтепродуктов Номер нормативной до.
Мі и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цис. 2 Охрана труда 2.1 . Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям бензина. Секция 300 -2 – гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью. Секция 400 – газофракционирования мощностью 450 т.
Охрана труда – это система законодательных актов и соответствующих им. Общие вопросы охраны труда. 2.2 .
Виды инструктажа – вводный инструктаж – проводят работники службы безо. 2.3 . Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности. Организация работ по охране труда.
2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их д. Основными газоопасными местами являются – реакторный блок гидроочистки. По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции отно. д.
3.1 . Например газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу. Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения. Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным исполь. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающе.
На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоно. Иртыш. 3.2 . узле г.
. На факельные установки направляют сдувки и с предохранительных клапано. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от пре. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и напра. Реакторы блока гидроочистки и риформинга Углеводороды СО SO2 NO NO2 Пы.
Краткая характеристика основного производства ЗАО Павлодарский НХЗ Павлодарский НПЗ спроектирован по топливному варианту.
В состав завода входят установки ЛК-6У, КТ-1, установки производства битумов, серы, замедленного коксования, прокалки кокса, установка производства водорода. 4.1
Установка ЛК-6У Установка ЛК-6У введена в эксплуатацию в 1978 году, со. Готовой продукцией секции являются – гидроочищенная фракция 140-230 С. Основное оборудование секции вакуумная колонна К-601 1, трубчатые печи. Маточник предназначен для более равномерного распределения воздуха по. Технологическое оборудование Вакуумная колонна-высота 29200мм,17 тарел.
В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирова. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легки. 5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизац. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герм.
Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет с. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение вых. Масляные фракции фракции, выкипающие выше 350 С, выделенные из нефти. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки.
Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмул. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом. электрический при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическ. 6.
По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке и у центра переливаетс. Далее процесс повторяется. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого. 6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения В промышлен.
Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки вход. трехкратного испарения – используются две атмосферные колонны и одна в. четырехкратного испарения – установка с доиспарительной вакуумной коло. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат коррек. ст.
Заключение Компоненты, полученные после первичной переработки, обычно не используются как готовый продукт.
Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями.
Http://allrefs. net/c35/1s24w/
Павлодарский нефтехимический завод или ПНХЗ — один из трёх ведущих нефтеперерабатывающих заводов Казахстана. Построен в 1978 году. Владельцем нефтеперерабатывающего завода является АО «КазМунайГаз — переработка и маркетинг» (100%) [4] . Является одним из самых современных по технологии в Республике Казахстан. Завод перерабатывает нефть по топливному варианту и обеспечивает глубину переработки до 85%, что соответствует уровню лучших производителей нефтепродуктов. По технологии завод ориентирован на переработку западносибирской нефти [5] .
За годы эксплуатации акционеры и юридический статус завода неоднократно менялись:
- 1978-1994 годы – Павлодарский нефтеперерабатывающий завод (ПНПЗ); 1994 – 1997 годы – Акционерное общество «Павлодарский нефтеперерабатывающий завод» (АО «ПНПЗ»); 1997 – 2000 годы – Закрытое акционерное общество «Павлодарский нефтеперерабатывающий завод – CCL» (ЗАО «ПНПЗ – CCL»); 2000 год (VII-XI) – Акционерное общество «Павлодарский нефтеперерабатывающий завод» (АО «ПНПЗ»); С ноября 2000 года – Акционерное общество «Павлодарский нефтехимический завод» (АО «ПНХЗ»). В августе 2009 года АО «ПНХЗ» вошло в группу компаний Акционерного общества «Национальная компания «КазМунайГаз». В марте 2013 г. – ТОО “Павлодарский нефтехимический завод”.
Коллектив завода в разное время возглавляли директора: В. И. Брендес, А. Н. Белоусов, Г. Г. Мощенко, С. А.Мералиев, О. М. Ли, А. И. Дука, Д. Ш. Жарасов, Ю. М. Гинатулин, Р. С. Бектуров, В. Г.Фомин. С 2009 года завод возглавляет Ш. А.Данбай. Строительством завода руководили заместители директора по капитальному строительству: В. Н. Житин, С. А. Вольфсон, Ж. К. Жапаров.
Определяли техническую политику, совершенствовали технологию по переработке нефти, выпуску высококачественной продукции и расширению ассортимента главные специалисты: Главные инженеры, технические директора – А. Н. Белоусов, Г. Д.Мостовых, С. А.Вольфсон, В. Т.Ливенцев, С. Г.Андрияшин, Р. Т.Шарипов, Е. П.Двуреков, О. Б.Алсеитов. С 2016 года заместитель генерального директора по производству – главный инженер И. В.Дубинин. Главные технологи – С. А. Вольфсон, В. Р. Вайнбендер, В. А.Карякин. C 2001 года главный технолог, с 2016 года заместитель главного инженера по нефтепереработке А. А. Аникин. [6]
Http://ru-wiki. org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D0%B2%D0%BB%D0%BE%D0%B4%D0%B0%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%B8%D0%BC%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4