Продукция нефтеперерабатывающего завода

Продукция нефтеперерабатывающего завода, имеющая вещественную форму, по степени готовности подразделяется на готовую продукцию, полуфабрикаты собственной выработки и незавершенное производство.  [1]

Продукцией нефтеперерабатывающих заводов в натуральном выражении является количество выработанных разнообразных продуктов, полученных в результате различных технологических процессов. Обычно в каждом процессе получается несколько целевых продуктов: побочные продукты и остаточные продукты, представляющие собой отходы производства.  [2]

В задачи планирования себестоимости продукции нефтеперерабатывающего завода входит калькулирование себестоимости всех выпускаемых топлив и масел, составление сметы затрат на производство, планирование себестоимости всей товарной и реализуемой продукции, определение затрат на 1 руб. товарной продукции, разработка плана снижения себестоимости сравнимой товарной продукции.  [3]

Бензин из туркменской нефти ( продукция Батумского нефтеперерабатывающего завода ) имеет столь низкое октановое число ( 55), что без его повышения он не находит применения в народном хозяйстве. Низкое октановое число данного бензина обусловлено присутствием алканов нормального строения, поэтому их удаление должно повышать антидетонационные свойства бензина.  [4]

В СССР основная нагрузка по доставке потребителям продукции нефтеперерабатывающих заводов приходится на железнодорожный транспорт – около 75 % общих перевозок.  [5]

Призаводские нефтебазы осуществляют прием, хранение и отгрузку продукции нефтеперерабатывающих заводов и промыслов.  [6]

Во время первой мировой войны котельное топливо составляло более половины всей продукции нефтеперерабатывающих заводов США. Одновременно происходило изменение, связанное с быстрым развитием автомобильного транспорта. По объему производства бензин превысил керосин еще перед первой мировой войной.  [7]

Трудно назвать какую-либо отрасль промышленности, в которой не используется битум – один из важных видов продукции нефтеперерабатывающих заводов. Битум применяется при строительстве дорог и благоустройстве городов, необходим в электро – и радиопромышленности, потребляется предприятиями лесной, химической, бумажной и многих других отраслей индустрии. Наиболее массовыми потребителями битума являются дорожное и городское строительства, а также предприятия по производству мягких кровельных материалов. Эти потребители используют более 70 % общего производства битума.  [8]

Она отмечает, что агрессивность продуктов переработки нефти возросла в течение последних лет, и объясняет это значительным повышением качества продукции нефтеперерабатывающих заводов. В результате после испарения продукта практически почти не остается смолистых остатков, которые, по-видимому, способны выступать в роли защитных покрытий, предохраняющих обнаженную поверхность металла от доступа кислорода и воды. Однако Тэнди объясняет увеличение коррозии тем, что в состав современного бензина входят более легкие фракции нефти, которые обладают большей растворяющей способностью по отношению к кислороду.  [9]

При определении потенциального содержания нефтепродуктов в каждом виде сырья из многочисленного и разнообразного ассортимента следует отобрать группу наиболее важных с народнохозяйственной точки зрения нефтепродуктов, составляющих основной удельный вес в общем выпуске продукции нефтеперерабатывающих заводов и соответствующих принятой для каждой нефти технологической схемы переработки.  [10]

Основными стратегическими направлениями развития советской нефтеперерабатывающей промышленности являются повышение эффективности использования нефти, обеспечение дальнейшего углубления ее переработки, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов, улучшение и унификация ассортимента и повышение качества продукции нефтеперерабатывающих заводов, обеспечение планируемого прироста объема производства в отрасли в основном за счет повышения производительности труда.  [12]

Ассортимент продукции нефтеперерабатывающего завода можно значительно расширить, если включить в состав завода нефтехимические производства, которые комплексно используют различные виды углеводородного сырья. Сочетание в едином комплексе нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств создает благоприятные условия для кооперирования основных производств и объектов общезаводского хозяйства.  [13]

Значительная экономия электроэнергии на нефтеперерабатывающих заводах может быть получена за счет экономии воды, потребляемой на производственные нужды. Большой экономический эффект дает применение схемы оборотного водоснабжения с использованием промышленных стоков. В структуре затрат на производство продукции нефтеперерабатывающих заводов большой удельный вес занимают затраты на топливо, сырье, вспомогательные материалы, тепловую и электрическую энергию.  [14]

Рассматривается возможность использования матричной модели для планирования себестоимости продукции нефтеперерабатывающего завода.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id331398p1.html

Помимо, собственно, производства различного топлива, современный Нефтеперерабатывающий завод может выпускать различные автомобильные масла, технические смазки, продукцию для нефтехимической промышленности. Характеризуются НПЗ по трем показателям: способу переработки, объему, в годовом выражении, и глубине переработки.

Несмотря на то, что нефтеперерабатывающие заводы стараются сегодня быть более универсальными производствами, и выпускать большее количество продукции, их основное профилирование сохраняется:

    топливное, когда выпускается исключительно горючее для автомобильной, авиационной индустрии, мазут, битумная продукция и газы. Такой профиль производства включает в себя перегонку нефти, изготовление обычного и высококачественного бензина с низким содержанием серы; топливно-масляный, где к ассортименту выпускаемых продуктов добавляются моторные масла, смазки и различные твердые парафины для специальных производств. Нефтеперерабатывающие заводы этого типа дополнительно оснащены профильным оборудованием; топливно-нефтехимический, при котором возможен выпуск полимеров, химических реагентов и т. д.

Следует понимать, что два последних типа нефтехимических заводов производят дополнительную продукцию вместе с основным своим продуктом — топливом. Именно такие профилирования НПЗ приняты в России до сегодняшнего времени.

Очевидные преимущества жидкого топлива перед углем помогли нефтедобывающей промышленности выйти в лидеры мировых производств. Но также, возник ряд вопросов, как этических, политических, так и чисто экологических.

К числу первых можно отнести агрессивное поведение на мировой арене некоторых стран, которые контролируют, или сами производят нефтепродукты. Политическое давление, угрозы и военные конфликты прочно вошли в перечень действий таких государств.

Что касается экологических вопросов, то специалисты давно бьют тревогу: не каждый нефтеперерабатывающий завод обеспечивает безопасное производство продукции, очистку попутных выбросов и земельных участков, на которых они находятся.

И если добыча нефти производится, в основном, в малонаселенных районах крайнего севера, то переработка находится в больших городах, или рядом. А значит, нефтеперерабатывающие заводы должны полностью обезопасить свою деятельность для человека и окружающей среды, сократить вредные выбросы в атмосферу, и т. д.

Разумеется, нефтяные компании вкладывают большие средства в модернизацию производства, в его безопасность. Постоянно закупается современное оборудование, совершенствуются технологии добычи и переработки.

Государство, в свою очередь, вводит комплекс мер по защите от вредных производств: ужесточает экологические требования по выбросам, увеличивает налоги тем предприятиям, которые слишком медленно проводят модернизацию, и наоборот, оказывают различные преференции тем, кто добросовестно соблюдает все правила, при добыче и производстве нефтепродуктов.

Http://evrotekhservis. ru/tipy-profilej-neftepererabatyvayushhego-zavoda/

IX Международная научно-практическая конференция «Научный форум: экономика и менеджмент»

Особенности учета выпуска и продажи готовой продукции на нефтеперерабатывающем предприятии

Accounting and sale of finished products in the oil refining enterprises

Student, Orsk humanities and technical institute (brunch) of Orenburg state university, Russia, Orsk

Аннотация. в статье рассмотрены состав продукции нефтеперерабатывающего предприятия, особенности её аналитического и синтетического учета.

Abstract. The article reviews the composition of the products of an oil refining enterprise, its analytical and synthetic accounting features.

Ключевые слова: готовая продукция; нефтеперерабатывающее предприятие; фактическая себестоимость; документальное оформление.

Keywords: finished products; oil refining enterprise; actual cost price; documentation.

В условиях рынка предприятие должно уделять большое внимание анализу товарно-материальных запасов, особенно учету готовой продукции. Состав выпускаемой продукции позволяет внешним пользователям бухгалтерской отчетности оценить результаты финансово-хозяйственной деятельности предприятия, его производственного потенциала и мощности, а предприятию эффективно управлять производством.

ПАО «Орскнефтеоргсинтез» было создано в соответствии с планом приватизации Орского производственного объединения, принятым на конференции трудового коллектива 26.12.1992 г., утвержденного Комитетом по управлению государственным имуществом Администрации Оренбургской области решением № 84-р от 10.03.1994 г. Эмитент создан на неопределенный срок.

В июле 2011 года Орский нефтеперерабатывающий завод вышел из со­става НК «РуссНефть» и вошел в структуру компании с ограниченной ответст­венностью СЕРМУЛЕС ЭНТЕРПРАЙЗИС ЛИМИТЕД, доля которой в составе уставного капитала предприятия составила более 50%. ПАО «Орскнефтеоргсинтез» в составе холдинга является базовым перерабатывающим предприятием, установленной мощностью более 6 млн. тонн нефти в год [1].

Основной продукцией нефтеперерабатывающего завода являются автобензины марки АИ-95, АИ-92, АИ-80; дизельное топливо европейского стандарта – летнее, зимнее; битум строительный; дорожный и дорожный модифицированный, разработанный специально для резко континентального климата, под заказ автодорожный служб; масла. Основным сырьем является нефть, поступающая по нефтепроводу и железной дороге, и газовый конденсат [1].

Готовая продукция – это часть материально-производственных запасов в организации, предназначенная для продажи, являющаяся конечным результатом производственного процесса, законченная обработкой, технические и качественные характеристики, которой соответствуют условиям договора и требованиям иных документов в случаях, установленных законодательством [2, с. 5].

Основными задачами бухгалтерского учета готовой продукции являются:

1. правильный и своевременный учет наличия и движения готовой продукции на складах предприятия;

2. контроль выполнения планов по объему, ассортименту, качеству выпускаемой продукции и обязательств по ее поставкам;

3. контроль выполнения плана по реализации и своевременностью оплаты за реализованную продукцию;

4. контроль за сохранностью готовой продукции и соблюдением установленных лимитов;

Большое значение для правильной организации учета движения готовой продукции имеет разработка ее номенклатуры – перечня наименований видов изделий, вырабатываемых предприятием. За основу его составления берется классификация готовых изделий по определенным признакам, позволяющим отличать одно изделие от другого (модель, класс точности, фасон, артикул, марка, сорт).

Состав выпускаемой продукции в ПАО «Орскнефтеоргсинтез» за 2015-2016 гг [3, с. 11].

Учет наличия и движения готовой продукции осуществляют на активном счете 43 «Готовая продукция», который предназначен для обобщения информации о наличии и движении готовой продукции. Готовые изделия, приобретенные для комплектации или в качестве товаров для продажи, учитывают на счете 41 «Товары». Синтетический учет готовой продукции может осуществляться в двух вариантах: без использования счета 40 «Выпуск продукции» и с использованием счета 40.

Согласно учетной политике ПАО «Орскнефтеоргсинтез» готовую продукцию учитывают на синтетическом счете 43 «Готовая продукция» по фактической производственной себестоимости. В таблице 2 представлены фактические затраты на производство продукции.

Фактические затраты на производство продукции ПАО «Орскнефтеоргсинтез» за 2015-2016 гг.

Аналитический учет – это натуральный и стоимостный учет продукции на складе и в бухгалтерии. Он ведется по наименованиям, сортам, типам, размерам и местам хранения продукции. Цель такого учета – получение информации о наличии, поступлении и расходе продукции, а также обеспечение контроля за ее сохранностью со стороны материально ответственных лиц.

Аналитический учет в ПАО «Орскнефтеоргсинтез» ведется по видам нефтепродуктов. На предприятии применяется сальдовый метод учета готовой продукции, который предусматривает составление оборотной ведомости учета.

Все первичные документы по приходу и расходу продукции со склада передаются в бухгалтерию. Передача оформляется реестром, заполняемым в двух экземплярах, первый из которых остается на складе, а второй вместе с документами передается в бухгалтерию.

По окончании месяца производится инвентаризация, составляется сводная инвентаризационная опись нефтепродуктов. Остатки, приход и расход продукции по фактической себестоимости, отраженные в ведомости, сверяются с аналогичными данными Главной книги по счету 43 «Готовая продукция».

Все первичные документы на отгруженную продукцию, переданные работы и оказанные услуги (накладные, железнодорожные накладные, акты и т. д.), передаются в финансовый отдел или бухгалтерию для выписки расчетных документов (платежных требований; счетов). Информация о готовой продукции раскрывается в бухгалтерской отчетности, служит информационной базой для проведения анализа, выявления неиспользованных резервов и принятия управленческих решений при планировании основных экономических показателей.

Отличительной особенностью в деятельности предприятия является то, что ПАО «Орскнефтеоргсинтез» является исключительно переработчиком давальческого сырья. Исходя из этого, Общество не осуществляет торговую деятельность, а весь объем реализации продукции производится по реквизитным заявкам поставщиков давальческого сырья.

За исследуемый период реализовывались нефтепродукты, выделенные АО «ФортеИнвест» на собственные нужды ПАО «Орскнефтеоргсинтез», а также для дальнейшей реализации по собственным договорам и отгрузки по заявкам АО «ФортеИнвест». Значительный объем реализации направлен для потребления на собственные нужды ПАО «Орскнефтеоргсинтез» и реализацию через АЗС завода.

Отгрузка продукции сопровождается расчетными и сопроводительными документами. На основании договора поставки оформляется заявка, которая визируется заместителем директора коммерческого департамента. Для ПАО «Орскнефтеоргсинтез» этот документ является основанием для списания ценностей учетными записями с материально-ответственного лица, а для покупателя – основание для оприходования полученных ценностей в учете.

Расчетным документом, на основании которого отражается выручка от продажи, является счет-фактура. Если отгрузка ценностей покупателю осуществляется с участием транспортной организации, то вместо накладной оформляется товарно-транспортная накладная (форма № М-5). На следующий день после отгрузки продукции экспедитор приказ-накладную и квитанцию транспортной организации передает в бухгалтерию предприятия для выписки платежного требования-поручения на имя покупателя. Данные платежных требований ежедневно записывают в ведомость учета и реализации продукции (работ, услуг). Готовую продукцию в ведомости отражают по учетным и отпускным ценам.

При поступлении нефтяного сырья в переработку оформляется «Акт сверки ресурсов». После окончания работ составляется двусторонний документ «Акт приемки передачи», подтверждающий факт выполнения работ по переработке нефти. Так как продукт переработки собственностью ПАО «Орскнефтеоргсинтез» не является, то в адрес потребителя она отправляется по отгрузочным реквизитам АО «ФортеИнвест». В этом случае выручкой для Общества является комиссионное вознаграждение, сумма которого определяется в каждом конкретном случае на основании договора поручения. По окончании отчетного периода оформляется «Акт сверки взаимных расчетов». Для обобщения информации о процессе реализации готовой продукции, а также для определения финансовых результатов от реализации этих ценностей используется счет 90 «Продажи».

При отгрузке продукции на экспорт договорами предусматривается особый порядок перехода права собственности. В этом случае отгруженная продукция со склада ПАО «Орскнефтеоргсинтез» остается в собственности предприятия и учитывается на счете 45 «Товары отгруженные». По мере оплаты заказчиком выставленного счета за отгруженную продукцию, ее стоимость списывается со счета 45 «Товары отгруженные» в порядке, представленном в таблице 3.

Хозяйственные операции по учету отгрузки готовой продукции в условиях особого порядка перехода права собственности в ПАО «Орскнефтеоргсинтез» за 2016 г.

Http://nauchforum. ru/conf/economy/ix/25953

Группа ЧТПЗ ввела в эксплуатацию дробеструйную машину для очистки внутренней поверхности стальных труб. Инвестиции составили более 22 млн рублей. Проект реализован в рамках программы модернизации производства продукции с резьбовыми соединениями «ЧТПЗ Прайм» в Финишном центре по производству труб нефтяного сортамента.

Дробеструйная установка очищает продукцию от окалины, образующейся при термообработке труб диаметром от 60 до 178 мм, длиной от 7 до 12 м из сталей марок 13Cr. Данные трубы применяются на нефтяных месторождениях со сложными условиями добычи, в том числе на горизонтальных, наклонных скважинах, а также при экстремальных температурных режимах – до минус 60 градусов. Производительность оборудования – 3,5 тысяч тонн труб в год.

– Ввод в эксплуатацию оборудования для обработки внутренней поверхности труб нефтяного сортамента является очередным этапом модернизации производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Реализация программы позволит Группе ЧТПЗ нарастить мощности по изготовлению труб с резьбовыми соединениями «ЧТПЗ Прайм» более чем в два раза, а также повысить качество и эксплуатационные характеристики продукции, – комментирует технический директор Группы ЧТПЗ Кирилл Никитин.

Программа модернизации производства продукции нефтяного сортамента с премиальными резьбовыми соединениями включает установку оборудования для обжатия концов труб, обработки резьбовых соединений, производства и омеднения муфт. Общий объем инвестиций за два года реализации проекта составит около 200 млн рублей.

В условиях прогнозируемого увеличения объемов разведочного и эксплуатационного бурения в нефтегазовой отрасли Группа ЧТПЗ планирует в 2018 году нарастить долю на рынке труб с премиальными резьбовыми соединениями до 10%.

Http://www. frtp. ru/en/node/1079

Продукция завода «Электрокабель» использована при строительстве завода по выпуску легковых автомобилей Mercedes-Benzв Подмосковье. Общий объем поставки составил 152 километра.

«Изначально в проект строительства завода были заложены кабели европейского производства. Однако в Россию везти комплектующие из Европы нецелесообразно. Поэтому было принято решение выбрать российского производителя, чья продукция по характеристикам и качеству соответствует продукции крупнейшей европейской кабельной компании. Были проведены все необходимые процедуры, и выбор был сделан в нашу пользу», – рассказал директор по продажам «Холдинга Кабельный Альянс» (ХКА) Андрей Хмурович.

Одним из главных требований, предъявляемым к кабельной продукции для нового автозавода, является ее пожаробезопасность. Предприятие относится к объектам с массовым пребыванием людей, поэтому при пожаре кабели не должны распространять огонь, поддерживая работу всех систем в течение минимум трех часов. Кроме того, в воздух не должны выделяться опасные для людей и оборудования вещества.

«Мы поставили застройщику огнестойкие силовые кабели, а также кабели, не распространяющие горение, производства завода «Электрокабель». Все они имеют изоляцию и оболочку из полимерных композиций, не содержащих газов галогеновых кислот. Дополнительная поставка запланирована на июль-август 2018 года», – сообщил начальник бюро по спецпроектам ХКА Алексей Еркин.

Стоит отметить, что пожаробезопасные кабели – один из самых востребованных видов продукции ЭКЗ. Они используются в метрополитене, на атомных электростанциях, в торговых центрах, на нефтеперерабатывающих заводах, в больницах и других соцобъектах.

Http://www. elcable. ru/news/newss/pnew. html? id=1239

Группа ЧТПЗ ввела в эксплуатацию дробеструйную машину для очистки внутренней поверхности стальных труб. Инвестиции составили более 22 млн руб. Проект реализован в рамках программы модернизации производства продукции с резьбовыми соединениями «ЧТПЗ Прайм» в Финишном центре по производству труб нефтяного сортамента.

Дробеструйная установка очищает продукцию от окалины, образующейся при термообработке труб диаметром от 60 до 178 мм, длиной от 7 до 12 м из сталей марок 13Cr. Данные трубы применяются на нефтяных месторождениях со сложными условиями добычи, в том числе на горизонтальных, наклонных скважинах, а также при экстремальных температурных режимах – до минус 60 градусов. Производительность оборудования – 3,5 тысяч т труб в год.

“Ввод в эксплуатацию оборудования для обработки внутренней поверхности труб нефтяного сортамента является очередным этапом модернизации производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Реализация программы позволит Группе ЧТПЗ нарастить мощности по изготовлению труб с резьбовыми соединениями «ЧТПЗ Прайм» более чем в два раза, а также повысить качество и эксплуатационные характеристики продукции”, – комментирует технический директор Группы ЧТПЗ Кирилл Никитин.

Программа модернизации производства продукции нефтяного сортамента с премиальными резьбовыми соединениями включает установку оборудования для обжатия концов труб, обработки резьбовых соединений, производства и омеднения муфт. Общий объем инвестиций за два года реализации проекта составит около 200 млн руб.

В условиях прогнозируемого увеличения объемов разведочного и эксплуатационного бурения в нефтегазовой отрасли Группа ЧТПЗ планирует в 2018 г. нарастить долю на рынке труб с премиальными резьбовыми соединениями до 10%.

Http://www. agrupp. com/news/metal/news-36283/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://org-wikipediya. ru/wiki/%D0%A5%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://en-oil. ru/?page_id=189

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://ruwikiorg. ru/wiki/%D0%A5%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%9D%D0%9F%D0%97

В группу ОАО «НК «Роснефть» входят следующие нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие мощности (заводы):

Туапсинский НПЗ относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти (форма БМ) – 5230,0 млн. тонн/год.

Установки АТ-1, АТ-2, АТ-3 введены в эксплуатацию в 1949, 1953 и 1972 годах соответственно. На АТ-1 и АТ-2 в 2004-2005 гг. была произведена реконструкция для увеличения мощности установок по переработке нефти. Во II квартале 2008 года Завершены строительно-монтажные работы по объекту «Парк сжиженных углеводородных газов», завершен монтаж 3-х нефтяных резервуаров объемом по 20 тыс. м 3 . Продолжаются работы по проектированию нового нефтеперерабатывающего завода мощностью 12 млн. т нефти в год, планируемого к строительству на территории ООО «РН – Туапсинский НПЗ».

В качестве сырья первичных процессов используется малосернистая Западно-Сибирская нефть плотностью 843-846 кг/м 3 с содержанием серы 0,54-0,57 % мас.

На ТНПЗ вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения:

Газы сжиженные углеводородные топливные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ, БТ;

В III квартале 2008 года объем переработки нефти в ООО «РН-Туапсинский НПЗ» составил 1319,09 тыс. тонн.

Комсомольский НПЗ» относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На предприятии эксплуатируются две установки первичной переработки ЭЛОУ-АВТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-3. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти (форма БМ) – 7,00 млн. тонн нефти в год.

В настоящее время продолжается коренная реконструкция и модернизация предприятия. На заводе в 2001 году сдан в эксплуатацию и успешно работает комплекс каталитического риформинга мощностью 450 тыс. тонн в год. В 2002 году введены в действие установка низкотемпературной изомеризации по технологии Французского института нефти мощностью 100 тыс. т в год и реконструированная установка первичной переработки нефти АВТ-2 мощностью 2 млн. т в год. В 1 квартале 2006 г. введена в действие установка гидроочистки дизельного топлива высокого давления (проектная мощность 800 тыс. т в год) по технологии SynCat «Shell Global Solutions» c возможностью улучшения низкотемпературных свойств дизтоплива (не имеющая аналогов в России). На предприятии начаты работы по модернизации установки ЭЛОУ-АВТ-2 с целью увеличения мощности завода по первичной переработке до 8 млн. т нефти в год. Продолжаются работы по строительству установки замедленного коксования.

В качестве сырья первичных процессов используется смесь Западно-Сибирской и Сахалинской нефтей плотностью 848 кг/м 3 .

На КНПЗ вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения:

В III квартале 2008 года объем переработки нефти в ООО «РН-Комсомольский НПЗ» составил 1879,2 тыс. тонн.

ОАО «Ачинский НПЗ» относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти (форма БМ) – 7,0 млн. тонн/год. Секция 100 (установка ЭЛОУ АТ-6) введена в эксплуатацию в 1982 году, секция 200 (установка каталитического риформинга с блоком предгидроочистки) введена в эксплуатацию в 1983 году, секция 300/1 (установки гидроочистки дизельного топлива), секция 300/2 (гидроочистка керосина), секция 400 (газофракционирующая установка) введены в эксплуатацию с 1984 года, установка ВТ-битумная введена в эксплуатацию в 1984 года.

В настоящее время активно продолжается реконструкция и модернизация предприятия. В 2005 году смонтированы две турбины по 6 Мвт на ТЭЦ, произведена замена внутренних устройств атмосферной колонны К-102 на внутренние устройства фирмы «Koch-Glitch», а также введена в эксплуатацию установка переработки нефтешлама фирмы «Alfa Laval». Во втором квартале 2006 на секции 300/1 смонтирован второй реактор и засыпаны катализаторы депарафинизации и гидроочистки фирмы «Zud Chemiе» с возможностью улучшения низкотемпературных свойств дизельных топлив, а также на блоке предгидроочистки риформинга засыпан катализатор фирмы «Axens». Во втором квартале 2007 года в реактора установки риформинга засыпан катализатор R-98 фирмы «UOP» (не имеющий референций в Евразии), а также произведена реконструкция колоны К-104 (стабилизатор бензина) секции 100 установки ЛК-6Ус с монтажом внутренних устройств фирмы «Sulzer» с целью снижения в сырье риформинга углеводородов – предшественников бензола.

В начале декабря 2007 г. введена в эксплуатацию установка низкотемпературной изомеризации мощностью 300 тыс. тонн в год (по технологии фирмы UOP).

В качестве сырья первичных процессов используется малосернистая Западно-Сибирская нефть с плотностью 845-848 кг/м3 с содержанием серы 0,5-0,85 % мас.

На ОАО «Ачинский НПЗ» вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения:

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления марок ПТ, СПБТ, БТ (ГОСТ 20448-90)

Бензин автомобильный неэтилированный марки Нормаль-80 (ГОСТ Р 51105-97)

Бензин автомобильный неэтилированный марки Регуляр-92 (ГОСТ Р 51105-97)

Бензин автомобильный неэтилированный марки Премиум-95 (ГОСТ Р 51105-97)

Топливо авиационное для газотурбинных двигателей ДЖЕТ А-1 (ГОСТ Р 52050-2006)

Топливо дизельное Зимнее марок З-0,2-минус 35, З-0,2- минус 45 (ГОСТ 305-82)

Топливо дизельное экологически чистое марок ДЛЭЧ, ДЗЭЧ (ТУ 38.1011348-2003)

Топливо дизельное автомобильное (EN 590) сортов С, D, Е (ТУ 38.401-58-296-2005)

Битум нефтяной дорожный жидкий марок МГО 70/130, МГО 130/200 (ГОСТ 11955-82)

Битум нефтяной дорожный вязкий марок БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200 (ГОСТ 22245-90)

В апреле 2008 г. на ОАО «Ачинский НПЗ» было начато производство автобензина Премиум Евро-95 вид 1, а в июне – автобензина Регуляр Евро-92 вид 1, соответствующих по качеству стандарту Евро-3.

В апреле т. г. введены в эксплуатацию объекты основных средств в составе установки химводоочистки. В мае т. г. проведен капитальный ремонт, который позволит перейти на 2-х годичный межремонтный цикл производства.

В III квартале 2008 года объем переработки на ОАО «Ачинский НПЗ» составил 1875,5 тыс. тонн.

ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» относится к заводам топливного профиля с глубокой схемой переработки нефти.

На предприятии эксплуатируются три установки первичной переработки нефти АВТ-8, АВТ-9 (введены в эксплуатацию в 1954 г.) и ЭЛОУ-АВТ-11 (введена в 1988 году). На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти составила 9,555 млн. тонн/год.

На установках АВТ-8 и АВТ-9 в 1998-1999 гг. была произведена замена внутренних устройств в вакуумных колоннах на контактные устройства фирмы Зульцер для улучшения качества дистиллятов масляных погонов. В 2005 г. на АВТ-9 произведена замена колонны К-1. В 2004-2006 гг. выполнена реконструкция атмосферной части установки АВТ-11 с заменой тарелок колонны на контактные устройства фирмы Кох-Глич с целью увеличения отбора светлых от потенциала.

Установки каталитического риформирования 35-6, 35-11/300, 35-8 введены в эксплуатацию в 1962г., 1965г., 1972г. соответственно. В 1995-1997 гг. на установках риформинга проведена реконструкция с заменой реакторов на биметаллические. В 2005-2006 гг. на установках 35-6 и 35-8 проведена замена отечественного катализатора на катализатор RG-682А фирмы Аксенс.

Установки гидроочистки топлив 24-6/2, 24-6/3 и блок гидроочистки установки Парекс введены в эксплуатацию в 1964г., 1965г. и 1979г. соответственно. В 1994-1998гг. на установках 24-6/2,3 выполнена реконструкция с заменой реакторов, произведен монтаж теплообменников Пакинокс на установке 24-6/3, выполнена замена внутренних устройств в колонне К-2 на установке 24-6/2. В 2006 г. выполнена замена катализаторов на установках 24-6/3 на импортный HR-526 фирмы Аксенс (1 поток), отечественный НКЮ-233 (2 поток), на блоке гидроочистки установки Парекс на НКЮ-233. В 2006г. освоено производство дизельного топлива ЕВРО.

Установка изомеризации легких бензиновых фракций ЛСИ 200 на катализаторе Хайзопар фирмы Зюд-Хеми построена в конце 2003 г. и после проведения пуско-наладочных работ введена в эксплуатацию в апреле 2004 года.

Установки каталитического крекирования 43-102/1,2 введены в эксплуатацию в 1955 году. В 1999 году на установках 43-102/1,2 выполнена реконструкция узлов ввода сырья в реакторы. В 2001-2002 гг. на установке 43-102/1 проведена реконструкция (наращивание зон регенератора, модернизация оборудования), с целью увеличения производительности. В 2006г. катализатор Цеокар 100 на 43-102/1 заменен на импортный катализатор ЭМКАТ фирмы Басф.

Установка замедленного коксования УЗК 21-10/5К введена в эксплуатацию в 1985г. (работает один поток).

Установка производства нефтебитумов 19/2 эксплуатируется с 1956 г. В 2006г. освоено производство новых марок битумов повышенной долговечности НОВОБИТ.

Установки производства серной кислоты 59/20 и «Мокрый катализ» введены в эксплуатацию в 1961 и 1964 годах соответственно.

Также в состав завода входят Энергоблок № 1 мощностью 150 тонн в час по пару (6 котлов производительностью по 25 т/ч), Энергоблок № 2 производительностью по пару 360 тонн в час (6 котлов по 60 т/ч) и электроэнергии – 24 МВт (2 турбогенератора по 12 МВт).

В качестве сырья первичных процессов используются сернистые Самарские, Удмуртские и Западно-Сибирская нефти плотностью 850-870 кг/м 3 с содержанием серы до 1,8 % масс.

На ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического назначения:

Бензины автомобильные А-76, Нормаль 80, Регуляр 92, Премиум 95, Супер 98;

Во II квартале 2008 года произведен перевод работы энергоблоков на природный газ, что позволяет получить за полугодие дополнительную товарную продукцию.

В III квартале 2008 года объем переработки в ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» составил 1981,3 тыс. тонн.

ОАО «Куйбышевский НПЗ» относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти составила 6,997 млн. тонн/год. В качестве сырья первичных процессов ОАО «Куйбышевский НПЗ» используется смесь Западно-Сибирских, Оренбургских и Самарских нефтей плотностью 865 кг/м 3 с содержанием серы до 1,7 % масс.

1. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-4 предназначенная для обессоливания и обезвоживания нефти и её последующей переработки с целью получения бензина, дизельного топлива, вакуумного газойля, гудрона и газа. Установка сооружена по проекту К. Ф.ВНИПИНефть и сдана в эксплуатацию а 1976 году. В 1995 году произведена реконструкция ваккумного блока с заменой тарелок на насадки «Меллапак» фирмы «Зульцер» в колонне К-5 с целью улучшения качества и увеличения отбора вакуумного газойля. В 1998 г. установлен холодильник ХВ-101. В 1999г. установлен холодильник ХВ-23. Сырьем установки является нефть для нефтеперерабатывающих предприятий ГОСТ 9965; ГОСТ Р 51858; нефть обессоленная СТП 2029.

2. Установка ЭЛОУ-АВТ-5 является современной высокопро­изводительной комбинированной установкой по первичной переработке нефти. Установка спроектирована и привязана к общезаводскому хозяйству институтом «Самаранефтехимпроект». Строительство установки завершено в 1996 г.

3. Установка гидроочистки дизельного топлива Л-24/7 предназначена для удаления сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений из дизельного топлива путём деструктивной гидрогенизации этих соединений на катализаторе НКЮ-220, НКЮ-500 в присутствии водорода. Установка пущена в эксплуатацию в 1968 году. Проектная производительность – 1 200 000 тонн в год.

4. Установка гидроочистки дизельного топлива Л-24-6 предназначена для удаления сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений из керосина и дизельного топлива путём деструктивной гидрогенизации этих соединений на катализаторе НКЮ-300, НКЮ-500 в присутствии водорода. Установка пущена в эксплуатацию в 1966г. Проектная производительность – 900 000 тонн в год.

5. Установка лёгкого гидрокрекинга вакуумного газойля Л-24/6 (I поток) для удаления из него сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений путём деструктивной гидрогенизации этих соединений на катализаторе «Критерион» DN–200 ТL в присутствии водорода. Реконструкция 1-го потока установки Л-24/6 на процесс легкого гидрокрекинга вакуумного газойля была осуществлена в период с сентября 2000 г. по апрель 2001 г. Установка пущена в эксплуатацию в 2001 году. Проектная производительность по сырью – 500 тыс. тонн в год. Часовая производительность 62,5 т/час » 70 м 3 /час.

6. Установка Л-35-11/1000 предназначена для получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов и водородсодержащего газа в результате каталитических превращений низкооктановых бензиновых фракций (фр. 80-180 0 С). Установка пущена в эксплуатацию в 1981 году. Проектная производительность установки по сырью – 1 000 000 т/год. В мае 2006 года на блоке риформинга загружен катализатор RG-682А фирмы «Axens». В реакторах смонтированы распределительные устройства – Тексикап.

7. Установка каталитического риформинга ЛГ-35/11-300 №2 предназначена для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и водородсодержащего газа в результате каталитических превращений низкооктановых бензиновых фракций (80-180 0 С; 35-205 0 С). Установка пущена в эксплуатацию в 1968 году. Проектная производительность установки по сырью – 300 000 т/год.

8. Установка производства элементарной серы предназначена для получения элементарной серы из сероводородного газа, поступающего с установок очистки сухих и жирных газов, каталитического риформинга бензина, гидроочистки дизельного топлива, газофракционирующей установки по трехступенчатому окислительному методу с применением в качестве катализатора активной окиси алюминия во II и III ступенях. Установка состоит из двух параллельно работающих потоков и одного резервного реактора-генератора, общего для обоих блоков. Производительность одного потока – 7 500 тонн серы в год. Год ввода в действие – I поток в 1966г., II поток в 1968г.

9. ПСН-30. Тип установки – короткоцикловая установка для получения азота сухого, газообразного, чистотой 99,5% N2 (по объёму) и выше. Установка смонтирована и пущена в эксплуатацию в 1994 году. В июле 2006 г. введен в эксплуатацию блок МВА (мембранная азотная установка) компании «Грасис».

10. Установки каталитического крекинга 43-102 № 1,2,3 предназначена для получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов на «КНПЗ» – бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора, полученные при первичной перегонке нефти, на установках АВТ – 4,5. Установка 43-102 №1 введена в эксплуатацию в 1952 г., 43-102 №2 – в 1953 г., 43-102 №3 – в 1955 г.

11. Газофракционирующая установка (ГФУ) предназначена для переработки жирного газа и стабилизации бензина установок 43-102, улучшение качества основной продукции и углубление отбора пропан-пропиленовой (ППФ) и бутан-бутиленовой фракций (ББФ). Установка введена в эксплуатацию в 1971 году.

12. Установка сернокислотного алкилирования 24-36 предназначена для получения алкилбензина – высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Установка сдана в эксплуатацию в 1952 году, в 1971 году реконструирована.

13. Установка очистки и компримирования факельного сероводородосодержащего углеводородного газа (УОКФСУГ) предназначена для моноэтаноламиновой очистки от сероводорода и компримирования факельного сероводородосодержащего газа с общезаводских коллекторов высокого и низкого давления. Сухой газ, получаемый на установке, сбрасывается в топливную сеть завода. Установка сдана в эксплуатацию в 1966 г., в 1986 г. произведена реконструкция.

14. Установка Висбрекинга. Установка мазутного термокрекинга построена по проекту Гипронефтезавода. Введена в эксплуатацию в 1958 г. В 1984 г. проведена реконструкция установки на режим висбрекинга.

15. Установка производства нефтебитума предназначена для получения битума путем окисления гудрона установки АВТ в кубах периодического действия. Установка сооружена по проекту К. Ф. «Гипронефтезаводы», введена в эксплуатацию в 1962 г. В 1999 г. по проекту ПКО смонтирована емкость Е-6 для хранения товарного битума. Мощность установки – 87 тыс. тонн/год по битуму.

16 Установка 30/4 предназначена для сероочистки сухого, жирного газов. Установка сдана в эксплуатацию в 1966 г.

Блок очистки промышленных стоков от фенолов и сульфидов уст. 30/4 предназначен для очистки сульфидсодержащих промышленных стоков (ССПС) от фенолов и сульфидов экстракцией дизельным топливом окислением их кислородом воздуха в тиосульфаты и частично в сульфаты. Введен в эксплуатацию в 2005 г. Мощность блока очистки промышленных стоков от фенолов и сульфидов установки сероочистки (30/4) – составляет – 30 тонн/час.

В соответствии с инвестиционной программой утвержденного бизнес-плана на предприятии завершается строительство установки производства водорода с блоком концентрирования методом короткоцикловой адсорбции.

На ОАО «Куйбышевский НПЗ» в вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения:

В III квартале 2008 года объем переработки на ОАО «Куйбышевский НПЗ» составил 1640,01 тыс. тонн.

ОАО «Сызранский НПЗ» относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти (форма БМ) – 8,856 млн. тонн/год. Установки ЭЛОУ-АВТ-5, ЭЛОУ-АВТ-6 введены в эксплуатацию в 1967 и 2001 годах соответственно.

Каталитическое крекирование представлено установками 43/102-1 блок и 43/102 – 2 блок, дата ввода в эксплуатацию 1960 и 1963 годах соответственно. Стабилизация жирного газа и бензина установок каталитического крекинга проводится на установке КАС, дата ввода 1962 год, в 2005 году на установке заменена колонна и центробежный компрессор.

Установки термического крекирования ТК-3 и ТК-4, введены в действие в 1959 и 1961 годах соответственно и работают в режиме висбрекинга.

Установки каталитического риформирования ЛГ-35-11/300, ЛЧ-35/11-600 и Л-35/6 с блоком гидроочистки Л-24-300 введены в эксплуатацию в 1968, 1978, 1965 и 1967 годах соответственно. В 2005 году на установке ЛГ-35/11-300 проведена реконструкция с целью получения высоокооктанового бензина, в этом же году на установках ЛГ-35-11/300 и ЛЧ-35/11-600 произведена замена катализаторов риформинга.

Установки гидроочистки моторных топлив Л-24/6, Л-24/7 и Л-24/8 введены в действие 1966, 1968 и 2001 годах соответственно. Установка Л-24/8 работает в режиме легкого гидрокрекинга прямогонного легкого вакуумного газойля.

Установка газофракционирования ГФУ принята в эксплуатацию в 1963 г., установка компрессии прямогонных газов КПГ в 1963 г.

Установка сероочистки сухого газа 30/4 введена в эксплуатацию в 1963 г.

Нефтехимическое производство представлено установкой по производству окисленных марок битумов и получения серной кислоты методом мокрого катализа (ввод в эксплуатацию 1951 и 1967 гг.). В 1971 г. установка по производству окисленных марок битумов была реконструирована под непрерывное производство, с 2000 по 2003 гг. на установке проведена масштабная реконструкция с заменой основного технологического оборудования и системы управления.

В качестве сырья первичных процессов используется смесь нефтей Западно-Сибирского, Ставропольского, Ульяновского месторождений плотностью 848-852 кг/м 3 с содержанием серы до 1,8 % мас.

На ОАО «Сызранский НПЗ» вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения:

Газы сжиженные углеводородные топливные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ;

Топливо нефтяное топочный мазут 100 зольный V вида с tзст=25 0 С;

Топливо нефтяное топочный мазут 100 зольный VI вида с tзст=25 0 С;

Топливо нефтяное топочный мазут 100 зольный VII вида с tзст=25 0 С;

Сырьё для производства нефтяных вязких дорожных битумов марки СБ-20/40;

В III квартале 2008 года объем переработки на ОАО «Сызранский НПЗ» составил 1670,0 тыс. тонн.

ОАО «АНХК» является предприятием топливно-масляного профиля с глубокой схемой переработки и развитым нефтехимическим производством.

В настоящее время в производственную структуру ОАО «АНХК» входят три основных завода: нефтеперерабатывающий, химический и завод масел.

На 01.01.08 мощность по первичной переработке нефти (форма БМ) составляет 13,395 млн. т/год;

– установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6, блок АТ установки ГК-3 и установка ЭЛОУ-АВТ-3 (находится на консервации);

– 2 установки каталитического риформинга (одна установка – Л-35/6-300 находится на консервации);

– установка замедленного коксования 21-10/3М для производства электродного кокса;

– установка для очистки газа каталитического крекинга от сероводорода – 1571;

В состав химического завода входят следующие производства и установки:

В состав вспомогательного производства входят: управление водоснабжения, канализации и очистки сточных вод, ремонтное производство, автотранспортное предприятие, производственно-складской комплекс, товарно-сырьевое производство, управление военизированной охраны, медико-санитарная часть – 36, управление социально-культурной сферы.

Цеха и службы межзаводского назначения включают: цех связи, цех автоматизации и механизации, электроремонтный цех, цех контрольно-измерительных приборов (КИП), хозяйственный цех, межотраслевой региональный учебный центр (МОРУЦ), военизированная газоспасательная часть (ВГСЧ), санаторий-профилакторий «Родник», кустовой информационный вычислительный центр (КИВЦ). В состав лабораторий межзаводского назначения входят: центральная лаборатория компании, метрологическая лаборатория, отдел технического контроля, научно-диагностический центр, санитарная лаборатория.

В ОАО «АНХК» вырабатываются светлые и темные нефтепродукты различного технического и бытового назначения.

В III квартале 2008 года объем переработки на ОАО «АНХК» составил 2340,3 тыс. тонн.

ООО «Стрежевской НПЗ» относится к заводам топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти. На 01.01.2008 г. мощность по первичной переработке нефти составила 299,481 тыс. тонн/год.

Технологические установки завода введены в эксплуатацию: АТ «ХЕПОС» – 1996г., С-100 – 1999г., каталитический риформинг – 2000г. В 2001г. введён в эксплуатацию дополнительный резервуарный парк с узлом компаундирования бензинов, что позволило начать производство высокооктановых бензинов и обеспечить качество всего объёма товарных бензинов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51105.

В качестве сырья первичных процессов используется Западно-Сибирская нефть плотностью 847-850 кг/м 3 с содержанием серы 0,76-0,85 % мас.

Во II-III кварталах 2008 года поставка нефти ОАО «НК «Роснефть» в ООО «Стрежевской НПЗ» не производилась.

ОАО «Ангарский завод полимеров» оказывает услуги по переработке сырья пиролиза и транспортировке продуктов переработки. В процессе хозяйственной деятельности в течение 3 квартала 2008 года принято и реализовано:

В процессе оказания услуг по переработке сырья получены следующие виды продукции:

Производство ЭП-300 входит в состав цеха пиролиза углеводородов нефти, очистки, компремирования, разделения пирогаза № 124/125/128 ОАО АЗП и предназначено для получения этилена и пропилена из продуктов пиролиза бензинов, легкого углеводородного сырья (сжиженных углеводородных газов). Введено в действие в 1982 году.

Технологический процесс получения этилена и пропилена разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом органического синтеза (ОАО ВНИИОС) г. Москва. В основу технологической схемы производства заложены высокотемпературный процесс пиролиза углеводородного сырья и низкотемпературное разделение пирогаза, получаемого в процессе пиролиза.

Основной проект производства ЭП-300 выполнен Башкирским государственным институтом по проектированию предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (Башгипронефтехим) г. Уфа.

Генеральный проектировщик – Ангарский филиал ВНИПИНефть г. Ангарск, ныне ОАО «Ангарскнефтехимпроект».

– отделение печей пиролиза предназначено для термического разложения сырья: бензинов, сжиженных углеводородных газов (рециклового этана, СПБТ, ШФЛУ и других углеводородных газов) в трубчатых печах при температуре 810-860ºС и выработке пара высокого давления, необходимого для привода компрессоров;

Подготовки пирогаза к разделению, т. е. разделения продуктов пиролиза на пирогаз, воду и жидкие продукты пиролиза (смола пиролизная тяжелая),

Производства пара разбавления для печей пиролиза и пара низкого давления с использованием тепла продуктов пиролиза,

– отделение водоподготовки предназначено для подготовки питательной воды для выработки пара высокого давления посредством очистки и деаэрации парового конденсата, перегрева пара высокого давления с печей пиролиза и подогрева метана для регенерации осушителей;

Компремирования метановой фракции низкого давления для подачи в топливную сеть;

– отделение газоразделения предназначено для разделения пирогаза методом низкотемпературной ректификации с получением этилена, пропилена, бутилен-бутадиеновой фракции (бутилен-дивинильной фракции (БДФ)), фракции С5, водородной, метановой, пропановой фракций и пироконденсата.

Склад сжиженных углеводородных газов входит в состав цеха 124/125/128. Введен в действие в 1981 году. Генеральным разработчиком и проектировщиком является Ангарский филиал ВНИПИНефть г. Ангарск.

Слива, хранения и откачки поступающих в качестве сырья пиролиза сжиженных углеводородных газов – СПБТ (смесь пропан-бутана техническая), н-бутана, ШФЛУ и других на производство ЭП-300,

Приема, хранения и налива товарной продукции – пропиленовой фракции и бутилен-дивинильной фракций,

Приема, хранения и откачки реагентов (изопентана и хлорэтила) для производства этилбензола и полистирола на ОАО «АЗП».

Направляются для последующей переработки на смежные производства (этилен, пропилен, пироконденсат, водород).

Бутилен-бутадиеновая фракция, смола пиролизная тяжелая – подлежат отгрузке, как товарная продукция;

Возвращаются в производство (водород, метан, этан, пропановая фракция, фракция С5);

Http://textarchive. ru/c-1512097-p17.html

Добавить комментарий