Реконструкция нефтеперерабатывающего завода

Реконструкция нефтеперерабатывающих заводов в Бари и Ливорно – У.  [1]

Правительства по реконструкции нефтеперерабатывающих заводов СССР специалистами ВНИПИнефти был своевременно подготовлен и представлен министру С. Н. Хаджиеву, но из министерства этот документ не вышел.  [2]

Компания Текнип проводит также работу по реконструкции Новоуфимского нефтеперерабатывающего завода.  [3]

За годы Советской власти наряду с реконструкцией нефтеперерабатывающих заводов Баку и Грозного созданы новые центры нефтеперерабатывающей промышленности, приближающие заводы к местам потребления нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающие заводы построены в Центральных районах, в Поволжье, на Урале, в Сибири, на Северо-Западе, на Дальнем Востоке, в Казахстане, в Средней Азии, в Белоруссии.  [5]

С помощью БашНИИНП разработаны задания на проектирование реконструкций нефтеперерабатывающих заводов Средне-Волжского совнархоза для переработки высодасернистых нефтей.  [6]

Следует отметить, что проводимая в настоящее время реконструкция нефтеперерабатывающих заводов, направленная на расширение номенклатуры и увеличение доли выхода светлых нефтепродуктов, ставит перед нашей Компанией новые задачи по их транспортировке и хранению. Сооружение отдельного трубопровода для каждого из выпускаемых нефтепродуктов было бы нерентабельно, поэтому большинство из них, и в первую очередь бензины и дизельное – топливо, транспортируют по одному и тому же трубопроводу, закачивая последовательно один продукт за другим. Наиболее широко применяется последовательная перекачка нефтепродуктов методом прямого контактирования.  [7]

В социалистических странах проведена большая работа по расширению и реконструкции нефтеперерабатывающих заводов.  [8]

В связи с возросшей актуальностью использования вторичных процессов необходимо их максимально предусматривать при предстоящей реконструкции Гурьевского нефтеперерабатывающего завода, где уже ведется определенная работа в этом направлении. Так, например, вступает в действие установка замедленного коксования по получению электродного кокса. Планируется построить и ввести в эксплуатацию установки прокалки кокса, карбамидной депарафинизации и получения твердых парафинов.  [9]

В нефтеперерабатывающей промышленности главной задачей остается, как уже отмечено ранее, повышение глубины переработки нефти путем реконструкции нефтеперерабатывающих заводов, снижение энергоемкости производства, вывод из эксплуатации отслужившего свой срок малоэффективного нефтеперерабатывающего оборудования.  [10]

Изложив в общих чертах историю возникновения Общества СТАНИК и ее заводов, в дальнейшем опишем некоторые подробности, в частности, реконструкцию нефтеперерабатывающих заводов в Бари и Ливорно.  [11]

Откуда приходит рисковый капитал, за счет которого и производятся разведочное бурение, разработка, оборудование или заглушка тысяч ежегодно открываемых нефтяных и газовых скважин. Откуда берутся средства на реконструкцию нефтеперерабатывающих заводов, чтобы те производили экологически приемлемую продукцию, или на строительство океанских танкеров, трубопроводов, нефтеналивных барж, грузовиков и железнодорожных цистерн для транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов к местам назначения. Средства на все эти капиталоемкие операции поступают из различных источников. Часть капитала, например, генерируется в самой отрасли за счет операционной деятельности. Корпорации и крупные независимые компании для сохранения темпов роста и доходности реинвестируют часть прибыли в аренду, геологическую разведку и бурение. Помимо реинвестиций компании могут продавать акции, эмитировать облигации или брать кредиты под залог добываемой нефти.  [12]

Принятые за последнее время решения Правительства о реконструкции ряда предприятий Московской области со всей убедительностью подтверждают это положение. Особенно большую выгоду получит государство от реконструкции Люберецкого нефтеперерабатывающего завода, где при сравнительно небольших капиталовложениях выпуск светлых нефтепродуктов увеличится в два раза и резко улучшится их качество.  [13]

Http://www. ngpedia. ru/id397625p1.html

Компания ООО «Инженерное Бюро Франке Интернешенал» вместе с южно-корейскими партнерами компанией JK Inspection, участвует в проекте по реконструкции «Газпромнефть-Омский НПЗ». На данном этапе специалисты нашей компании ведут приемку нефтегазового оборудования на крупнейших заводах изготовителях (ОАО «ВолгоградНефтеМаш», ПАО «Ижорские заводы»).

Для данного проекта, Наша компания контролирует полный цикл производства нефтеперерабатывающего оборудования, в соответствие с кодом ASME (THE AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS).

На сегодняшний день, свою деятельность на территории постсоветского пространства осуществляют не более десяти аттестованных аудиторов ASME, двое из которых представляют интересы ООО «ИБФИ».

«Газпромнефть-Омский НПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и одним из крупнейших в мире.

Омский НПЗ «Газпром нефти» за девять месяцев 2015 года на 11,6% – до 3,2 млн тонн – увеличил объем производства бензина экологического стандарта Евро-5 по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Наибольший прирост – 15% – зафиксирован в выпуске бензина «Регуляр-92» стандарта Евро-5: объем его производства достиг 2,16 млн тонн. Выпуск дизельных топлив составил 4,82 млн тонн. Все дизельное топливо производства ОНПЗ соответствует экологическому стандарту Евро-5. Общий объем переработки нефтяного сырья за 9 месяцев 2015 года составил 16 млн тонн, что соответствует уровню аналогичного периода 2014 года.

Новый комплекс первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ планируется построить к концу 2016 г.

После его ввода из эксплуатации будет выведено 3 установки первичной переработки нефти предыдущего поколения.

Этот масштабный проект осуществляется с целью реновации производственных мощностей, повышения эксплуатационной готовности, надежности и безопасности производственных процессов, а также улучшения экологических показателей.

Пуск в 2017 г установки замедленного коксования позволит увеличить глубину переработки и объем выпуска светлых нефтепродуктов.

Комплекс глубокой переработки нефти, в состав которого войдут установки гидрокрекинга вакуумного газойля, производства серы, производства водорода, будет построен к 2018 г.

Http://bureaufranke. ru/ru/rekonstruktsiya-omskogo-npz

Делегация и правда — весьма солидная. В нее вошли эксперты ведущих экологических организаций страны — Всемирного фонда дикой природы (WWF России), фонда «Развитие и окружающая среда», общественной организации «Зеленый патруль» и даже Союза охраны птиц России.

Дотошные экологи стали задавать вопросы уже при подъезде к территории завода. Еще бы: перед Московским НПЗ они увидели большой, площадью в несколько квадратных метров, жидкокристаллический экран. На нем в онлайн-режиме демонстрируются данные о содержании загрязняющих веществ в зоне влияния предприятия. Отметили для себя: экологические показатели — ниже минимально допустимых пределов.

— А как быть тем жителям Капотни, из чьих окон монитор не виден? — интересуется директор по природоохранной политике WWF России Евгений Шварц.

— Эта же информация постоянно транслируется на сайте предприятия, — поясняет начальник управления производственной безопасности и экологии Московского НПЗ Юрий Ерохин. И добавляет, что работы по модернизации нефтеперерабатывающего завода ведутся с 2011 года и должны полностью завершиться в 2020-м.

Евгений Шварц отметил, что экоинформер — светодиодный экран — прибор очень наглядный.

— Мне нравятся формат и способ подачи информации о состоянии атмосферного воздуха. Думаю, что столичная промышленность должна активно перенимать этот опыт Московского НПЗ, — сказал Евгений Шварц.

Автобус едет по территории завода. По сути, это город в городе: большие здания, ровные дороги. И этот город меняется на глазах. Останавливаемся у площадки, где строят новые биологические очистные сооружения.

— Мы были тут всего 10 месяцев назад, — говорит директор природоохранных программ «Зеленого патруля» Роман Пукалов. — Поверить не могу: так много уже сделано! Здесь раньше был пруд, наполненный нефтепродуктами — его называли «Черным морем».

Чтобы полностью ликвидировать котлован, пришлось утилизировать 200 тысяч тонн нефтепродуктов и загрязненной почвы. Сейчас на этом месте бетонные перекрытия очистных многоуровневых сооружений. Если обычные современные системы обеспечивают эффективность очистки сточных вод до 95 процентов, то новые обеспечат до 99 процентов! Кстати, названы новые очистные сооружения «Биосферой», их планируют запустить в будущем году. Благодаря «Биосфере» МНПЗ существенно снизит нагрузку на городские очистные, куда поступают все стоки завода.

Нам показывают новые, построенные в рамках первого этапа реконструкции, установки — по производству битума и серы. Реконструирована установка гидроочистки дизельного топлива, построены установки изомеризации легкой нафты и гидроочистки бензина каталитического крекинга. Результат уже можно почувствовать: завод еще в 2013 году перешел на выпуск топлива высокого экологического класса Евро-5. Если учесть, что более трети продаваемого в Москве топлива производится на Московском НПЗ, то становится ясно — в городе стало легче дышать. Ведь в Евро-5 содержится в пять раз меньше серы, чем в Евро-4, оборот которого в Москве запретили с января 2016 года.

Сам завод благодаря модернизации в 2011–2015 годах снизил поступление загрязняющих веществ в атмосферу на 36 процентов, а общее воздействие на окружающую среду уменьшено вдвое.

— Основные загрязнители московского воздуха сейчас вовсе не крупные предприятия, а автотранспорт и малые производства, — уверен Роман Пукалов. — Эти производства теряются в обширных промышленных зонах и остаются незаметными для контролирующих органов. К сожалению, выявить нарушения со стороны сотен малых производств возможно лишь благодаря обращению граждан.

Вокруг Московского НПЗ, к счастью, атмосфера вполне благоприятна. Свидетельство тому — живущие рядом представители фауны.

— Уже не первый год вокруг завода гнездятся дикие куропатки и совы. А в Братеевской пойме встречаются редкие виды водоплавающих птиц, — рассказывает орнитолог, член Союза охраны птиц России Елена Зубакина.

Что ж, реконструкция идет в правильном направлении. Остается подождать совсем немного: к 2020 году Московский НПЗ, согласно планам «Газпром нефти», должен стать лучшим нефтеперерабатывающим заводом в Европе по техническим и экологическим характеристикам.

Андрей Нагибин, председатель правления общественной организации “Зеленый патруль”:

— Мы в очередной раз убедились, что завод не имеет намерения скрывать что-либо. По итогам этого визита отмечу активную работу по снижению выбросов и интенсивный ход строительства биологических очистных сооружений «Биосфера». Раньше на месте строительной площадки этой установки было открытое хранилище отходов нефтепереработки. В прошлом году там было чистое поле, а теперь почти готовая установка, которая заработает уже в следующем году.

Http://vm. ru/news/2016/10/17/rekonstruktsiya-neftepererabativayushchego-zavoda-vpechatlila-vedushchih-ekologov-336701.html

В 2011 г началась реализация крупнейшего проекта компании «Газпром нефть» – комплексной реконструкции и модернизации Московского нефтеперерабатывающего завода, которая должна завершиться уже не в таком далеком 2020 г.

За почти 10 лет НПЗ планомерно избавится от устаревших производственных объектов и внедрит целый ряд самых современных промышленных комплексов.

Первым и одним из самых важных результатов этой программы стал полный переход Московского НПЗ на выпуск топлива стандарта Евро 5 в 2013 г после завершения 1 го этапа модернизации, на 2,5 года раньше срока, установленного Техническим регламентом России.

Напомним, что при использовании Евро 5 автомобили выбрасывают в 5 раз (!) меньше соединений серы по сравнению с Евро 4 .

В 2014 г была окончена реконструкция установок производства битума и серы, и это стало еще одним важнейшим шагом к «зеленому» производству, ведь в результате поступление в атмосферу сероводорода (H2S) уменьшилось в 70 раз, а диоксида серы (SO2) – в 10 раз.

Был также произведен демонтаж старых очистных сооружений и завершено строительство новых закрытых механических очистных сооружений, что позволило сократить выбросы предприятия еще на 1,2 тыс т / год.

В 2010-2015 гг полностью ликвидированы отходы, накопленные в советский период работы предприятия (до 1991 г) , завершена утилизация нефтесодержащих отходов из старого буферного пруда.

Проекты модернизации в 2011-2015 гг позволили МНПЗ снизить объем поступлений загрязняющих веществ в атмосферу на 36%.

На Московском НПЗ действует комплексная система строгого экологического мониторинга (АСМВ) , в состав которой входит:

– система автоматизированного контроля (САК) за воздействием производства на атмосферу,

– каналы автоматической передачи данных государственным контролирующим органам,

– канал автоматической передачи данных на сайт Московского НПЗ и специальный светодиодный экран – экоинформер, установленном на улице Капотня.

В 2016 г на МНПЗ было реализовано 27 специальных мероприятий по повышению эффективности производства, что дало эффект 2,8 млрд руб/год.

В рамках модернизации в январе 2017 г на МНПЗ началась реконструкция 2 х ключевых производственных комплексов – первичной переработки и каталитического крекинга.

Модернизация установок «большого технологического» кольца происходит одновременно с планово-предупредительным ремонтом (ППР).

В 2017 г в эксплуатацию будут введены самые современные биологические очистные сооружения (« Биосфера »), в 2018 г начнет работу комбинированная установка переработки нефти (« Евро+ »), монтаж которой уже ведется.

Http://neftegaz. ru/news/view/161040-Moskovskiy-NPZ-posle-modernizatsii-kakim-stanet-krupneyshee-predpriyatie-stolitsy

1 Maksim N. EFIMOV was born 1983, graduated from the Gubkin Russian State University of Oil and Gas in Junior research assistant of «Technology of chemical substances for oil and gas industry» department of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Author of 7 publications in the field of oilfield chemistry. Николай Николаевич ЕФИМОВ родился в 1956 г., окончил МИНХ и ГП имени И. М. Губкина в 1982 г. Кандидат технических наук, аведующий лабораторией кафедры «Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности» РГУНГ имени И. М. Губкина. Автор более 30 научных работ в области бурения и нефтепромысловой химии. Nikolay N. EFIMOV was born 1954, graduated from the Gubkin Moscow Oil Institute of petrochemical and gas industry in Candidate of Science, laboratory chief of «Technology of chemical substances for oil and gas industry» department of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Author of more than 30 publications in the field of drilling and oilfield chemistry. Залим Николаевич ШИДГИНОВ родился в 1987 г., окончил Российский Государственный Университет имени И. М. Губкина в 2009 г. Младший научный сотрудник кафедры «Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности» РГУНГ им. И. М. Губкина. Автор 1 научной работы в области нефтепромысловой химии. Zalim N. SHIDGINOV was born in 1987, graduated form Gubkin Gubkin Russian State University of Oil and Gas in 2009, junior researcher of the Department of Engineering of Chemical Agents for Oil and Gas Industry at Gubkin Russian State University of Oil and Gas, the author of 1 work in the field of oil production chemistry. УДК /7(075.8) АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ (НА ПРИМЕРЕ МОСКОВСКОГО НПЗ) В. М. КАПУСТИН, С. Г. ВОЛКОВ (РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина) В статье дана общая характеристика современного состояния ОАО «Московский НПЗ», определены задачи модернизации и реконструкции данного предприятия. В работе приведены принципиальные технологические решения по реконструкции Московского НПЗ, показаны показатели эффективности инвестиций в реконструкцию Московского НПЗ. Ключевые слова: Московский НПЗ, реконструкция и модернизация нефтеперерабатывающих заводов. Московский нефтеперерабатывающий завод введён в действие в 1938 году, имеет топливно-нефтехимический профиль и специализируется на выпуске 94

2 моторных топлив различного назначения, строительных и дорожных битумов, сжиженного газа. В настоящее время завод выпускает топлива, соответствующие стандартам Евро-3. Доля производства топочного мазута достаточно высока 27,6 % от объема переработки нефти. Реконструкция завода требуется по следующим причинам: проживание около 20 тыс. человек в санитарно-защитной зоне завода (СЗЗ); качество топливной продукции завода не позволит соответствовать требованиям экологического законодательства, согласно которым с 1 января 2012 г. топливо должно соответствовать нормам экологического класса 4, а с 1 января 2015 г. класса 5 [1]; моральная и физическая изношенность многих заводских объектов, их несоответствие требованиям действующих норм и вследствие этого недостаточно надежная и эффективная работа предприятия. Основные задачи реконструкции и модернизации Московского НПЗ углубление переработки нефти и переход к производству моторных топлив экологических классов Евро-4, 5 при одновременном обеспечении условий комфортного и безопасного проживания населения в прилегающих к заводу районах. Принципиальные технологические решения реконструкции МНПЗ. Увеличение глубины переработки нефти обеспечивается путем снижения выработки топочного мазута и, соответственно, увеличением выработки автобензинов, авиакеросина и дизельного топлива [2]. В ходе реконструкции предусматривается увеличение производства авиакеросина за счёт увеличения отбора прямогонной керосиновой фракции на установке АВТ-3 путем перевода левого блока установки Л-24/5 под процесс гидрообессеривания прямогонного керосина и гидроочистки керосиновой фракции в полном объёме на двух блоках установки 24/5. Установка каталитического крекинга вакуумного газойля Г в настоящее время имеет мощность 2,0 млн т/год. В 2008 г. на установке переработали 1,8 млн т вакуумного газойля, что составляет 18 % масс. на нефть, при этом потенциал вакуумного газойля (фр С) в нефти составляет 26 % масс. или 2,6 млн т в год. Для максимального использования потенциала вакуумного газойля с целью увеличения выпуска высокооктановых автобензинов и увеличения объёма сырья производства полипропилена, необходимо увеличить мощность установки каталитического крекинга до 2,3 млн т. Основное количество серы в товарные бензины поступает с бензином каталитического крекинга. Решение проблемы содержания серы в товарных бензинах обеспечивается гидроочисткой фракции тяжёлого бензина крекинга с минимизацией процесса гидрирования непредельных углеводородов, которые обеспечивают высокое октановое число бензина. При этом потеря октанового числа составляет порядка 1 пункта. Лёгкий бензин крекинга, имеющий высокое октановое число, нецелесообразно гидроочищать, поскольку концентрация серы в нём не лимитирует качество товарных бензинов по этому показателю. 95

3 Решение проблемы содержания ароматических и непредельных углеводородов в автобензинах возможно путём вовлечения в компаундирование легкокипящих высокооктановых компонентов метилтретбутилового эфира (МТБЭ), изомеризата, алкилата [3]. Для этого предусматривается строительство новой установки изомеризации прямогонной фракции лёгкого бензина. Технология изомеризации позволяет получать высокооктановый компонент бензина из низкооктановой фракции прямогонного лёгкого бензина. Целесообразна парная оптимизация сырьевых потоков процессов изомеризации и риформинга. Проблема содержания бензола в товарных бензинах, лимитированного 1 % об., может быть решена путем каталитической переработки бензольной фракции риформата. Каталитическая переработка бензолсодержащей фракции заключается в парной оптимизации процессов изомеризации и риформинга. На стадии первичной переработки нефти путём чёткого фракционирования разделение сырья этих двух процессов происходит таким образом, что в сырьё изомеризации направляются углеводороды пентанового и гексанового ряда, включая прямые предшественники бензола н-гексан, циклогексан и метилциклопентан. На риформинг направляется прямогонная фракция, состоящая из углеводородов ряда гептана и выше, что позволяет минимизировать образование бензола в процессе каталитического риформинга, но не решает проблему полностью. Полученный катализат риформинга будет содержать бензол в количестве порядка 3,5 % об. С целью удаления образовавшегося бензола полученный риформат подвергается ректификации с выделением узкой бензолсодержащей фракции лёгкого риформата, которая затем гидрируется. В результате гидрирования бензола в циклогексан происходит потеря октанового числа фракции лёгкого риформата с 77 до 73 пунктов по моторному методу. С целью увеличения октанового числа полученной фракции циклогексана её вовлекают в процесс изомеризации. Изомеризация проводится с рециклом и октановое число изомеризата не изменяется из-за вовлечения прогидрированной фракции лёгкого риформата. Полученный изомеризат не содержит бензола. Увеличение глубины гидрогенизационных процессов требует увеличения расхода водорода, который не обеспечивается его выработкой на установках каталитического риформинга. Для обеспечения процессов водородом предусматривается реконструкция существующей установки производства водорода. В качестве сырья для производства водорода будут использованы пропановая и бутановая фракции, выделяемые из жирного газа на установке ГФУ и природный газ. Существующая установка производства водорода в настоящее время осуществляет концентрирование водорода из газов риформинга до концентрации 96 %. Установка будет полностью переведена на производство водорода из заводского жирного газа. На установке будет построен блок короткоцикловой адсорбции (КЦА) для концентрирования водорода до 99,9 %, что обеспечивает увеличение парциального давления водорода в процессах гидрообессеривания, необходимое для выпуска топлив с низким содержанием серы. 96

4 В ходе реконструкции необходимо решение проблемы приведения к нормам вредных выбросов в атмосферу. Для этого строится новая установка производства серы методом Клауса на территории, прилегающей к существующей установке производства серы. Следующие технологические решения по реконструкции и модернизации ОАО «Московский НПЗ» направлены на обеспечение выработки топлив в соответствии с требованиями Евро-5 с года. Для бензинов это означает ужесточение нормы по показателям: «концентрация серы» до 10 мг/кг; «объёмная доля олефиновых углеводородов» до 14 % об. Для дизельных топлив ужесточение нормы по показателю: «концентрация серы» до 10 мг/кг. По бензинам обе проблемы связаны с бензином каталитического крекинга основного поставщика серы и непредельных углеводородов в общий бензиновый пул. Проблема по ограничению серы в товарных бензинах решается ужесточением технологического режима процесса гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга. Содержание олефиновых углеводородов в товарных бензинах не превышает установленной нормы 14 % об. благодаря большой доле в бензиновом пуле бензиновых компонентов, не содержащих олефиновых углеводородов, таких как изомеризат, алкилат и риформат. Для увеличения октанового пула бензинов и для выпуска товарных бензинов с качеством Евро-5 предусматривается строительство следующих установок: установка алкилирования бутенов изобутаном; блок с непрерывной регенерацией катализатора на установке каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000. Алкилат характеризуется высоким октановым числом по исследовательскому и моторному методам, имеет низкое значение давления насыщенных паров, не содержит ароматических и непредельных углеводородов, серу. Благодаря этим качествам алкилат является идеальным компонентом автобензина. Включение в технологию каталитического риформинга блока с непрерывной регенерацией катализатора позволяет повысить октановую характеристику риформата. Эти мероприятия обеспечивают выпуск высокооктановых автобензинов с октановым числом МОЧ/ИОЧ 85/95 и 88/98 с качеством Евро-5. Выпуск автобензина с октановым числом 83/92 сохраняется в объеме 10 % от общего выпуска бензинов. При выпуске автобензина АИ-92 установки риформинга работают в более мягком режиме и вырабатывают риформат с октановой характеристикой МОЧ/ИОЧ 87/99 пунктов. При необходимости производства автобензинов не ниже АИ-95 риформинги работают в более жёстком режиме и октановая характеристика риформата повышается до МОЧ/ИОЧ 89/102 пунктов. Для увеличения объёма производства и снижения содержания серы в товарном дизельном топливе в соответствии с нормой Евро-5 до 10 мг/кг строит – 97

5 ся новая установка гидрооблагораживания дизельного топлива мощностью 1600 тыс. т/год. На новой установке перерабатывается прямогонная дизельная фракция с температурой начала кипения порядка 270 С. В прямогонное сырьё добавляется дизельная фракция и фракция лёгкого каталитического газойля с установки Г На установке ЛЧ-24/2000 перерабатывается только прямогонная дизельная фракция. Выпуск малосернистого дизельного топлива на установке ЛЧ-24/2000 обеспечивается следующими мероприятиями: высокое общее давление в системе; высокое парциальное давление водорода; увеличение подачи ЦВСГ; снижение объёмной скорости подачи сырья до 0,6 0,8 ч 1 ; облегчение сырья за счёт снижения конца кипения прямогонной дизельной фракции до С; эксплуатация высокоэффективного катализатора. Дизельное топливо выпускается с цетановым числом не менее 51 пункта, с концентрацией серы не более 10 мг/кг. Для увеличения выработки высокооктановых автобензинов, реактивного топлива и дизельного топлива, а также для выпуска малосернистого топочного мазута с содержанием серы не более 1 % масс., вводится процесс гидрокрекинга гудрона. Мощность установки гидрокрекинга гудрона составляет 2400 тыс. т/год при мощности установки каталитического крекинга 2300 тыс. т/год. Процесс гидрокрекинга гудрона проводится в движущемся слое катализатора с максимальной выработкой бензиновой, керосиновой и дизельной фракций. Бензиновая фракция в дальнейшем перерабатывается в процессах изомеризации и риформинга. Керосиновая фракция является компонентом товарного реактивного топлива. Дизельная фракция с содержанием серы не более 10 мг/кг поступает на компаундирование товарного дизельного топлива. Помимо вышеперечисленных фракций в процессе гидрокрекинга гудрона образуется газойлевая фракция выше 350 С, которая перерабатывается на блоке гидрокрекинга вакуумного газойля со стационарным слоем катализатора. Продуктами блока являются бензиновая, керосиновая и дизельная фракции. Бензиновая фракция в дальнейшем перерабатывается в процессах изомеризации и риформинга. Керосиновая фракция является компонентом товарного реактивного топлива. Дизельная фракция с содержанием серы не более 10 мг/кг поступает на компаундирование товарного дизельного топлива. Для обеспечения процесса гидрокрекинга водородом строится установка производства водорода, на которой в качестве сырья используется природный газ. Со строительством установки гидрокрекинга гудрона выводится из эксплуатации установка висбрекинга гудрона [4]. Мероприятия по охране окружающей среды и охране труда. В целях обеспечения высокого уровня промышленной и экологической безопасности разработаны мероприятия по значительному сокращению выбросов загряз – 98

6 няющих веществ в атмосферу и снижению акустического воздействия на окружающую среду. При этом на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) будет обеспечено содержание вредных веществ ниже предельно-допустимых концентраций (ПДК). Мероприятия по сокращению CЗЗ до ограждения промплощадки завода: реконструкция технологических печей; исключение потока кислых стоков; полная реконструкция очистных сооружений; герметизация резервуаров сырья и светлых нефтепродуктов; герметизация горловин цистерн на наливных эстакадах (при отгрузке нефтепродуктов); замена морально и физически изношенного оборудования; шумозащитные мероприятия, обеспечивающие санитарногигиенические требования по допустимому акустическому воздействию на места постоянного проживания населения [5]. На вновь проектируемых очистных сооружениях предусматриваются сооружения механо-химической очистки дождевых и сточных вод, а также предусматривается буферный резервуар сточных вод [6]. После ввода в действие новых очистных сооружений существующие очистные сооружения демонтируются. На вновь проектируемых очистных сооружениях будут применены прогрессивные методы очистки промышленных стоков, позволяющие сократить выбросы в атмосферу. Биологическая очистка стоков будет осуществляться на Курьяновской станции аэрации. В результате выполнения перечисленных мероприятий санитарнозащитная зона ОАО «Московский НПЗ» пройдет по границе проживания населения. Жилые районы не будут попадать в зону вредного воздействия. Технико-экономическая эффективность реконструкции Московского НПЗ. Показатели эффективности инвестиций по реконструкции и модернизации ОАО «Московский НПЗ» приведены в табл. 1. Из анализа показателей эффективности инвестиционного проекта по реконструкции и модернизации МНПЗ можно заключить, что данный проект является прибыльным. О финансовой реализуемости проекта говорят значение чистой приведенной стоимости (NPV), которое составляет,7 млн руб. и значение внутренней нормы доходности (IRR), которое составляет 18,5 %. Дисконтированный срок окупаемости данного проекта с начала эксплуатации составляет 6,4 года. Индекс доходности проекта составляет 1,38, что свидетельствует о высокой отдаче вложенных средств в реконструкцию завода. Таблица 1 Показатели эффективности инвестиций в реконструкцию ОАО «МНПЗ» Наименование показателя Единица измерения Величина показателя Чистая приведенная стоимость (NPV) млн руб,7 Индекс доходности инвестиционных затрат (РI) 1,38 Внутренняя норма доходности (IRR) % 18,5 Срок окупаемости простой с начала строительства лет 10,4 Срок окупаемости простой с начала эксплуатации лет 2,4 Срок окупаемости дисконтированный с начала строительства лет 14,4 Срок окупаемости дисконтированный с начала эксплуатации лет 6,4 99

7 ЛИТЕРАТУРА 1. Постановление Правительства РФ от 27 февраля 2008 г Об утверждении технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». 2. Рудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник нефтепереработчика. М.: ЦНИИТЭнефтехим, с. 3. Капустин В. М., Гуреев А. А. Технологии переработки нефти. В 2 ч. Часть 2. Деструктивные процессы. М.: КолосС, с. 4. Блохинов В. Ф. Программа развития и модернизации ОАО «Московский НПЗ»/Мир нефтепродуктов С Абросимов А. А. Экология переработки углеводородных систем: Учебник. М.: Химия, с. 6. Бретшнайдер Б., Курфюст И. Охрана воздушного бассейна от загрязнений: технология и контроль. Л.: Химия, с. Владимир Михайлович КАПУСТИН профессор, заведующий кафедрой «Технологии переработки нефти» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть». Автор трех монографий, более 150 научно-технических статей, имеет более 70 патентов РФ. Vladimir M. KAPUSTIN professor, head of the Department of Oil Processing of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, executive director of JSC «VNIPIneft», published 3 monographs, over 150 scientific articles, holds over 70 patents of the RF. Сергей Григорьевич ВОЛКОВ родился в 1987 г., окончил РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина в 2009 г. Аспирант кафедры «Технологии переработки нефти» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. Sergey G. VOLKOV was born in 1987, graduated from Gubkin Russian State University of Oil and Gas in 2009, post-graduate student of the Department of Oil Processing of Gubkin Russian State University of Oil and Gas

Http://docplayer. ru/46759233-Aktualnye-problemy-rekonstrukcii-i-modernizacii-neftepererabatyvayushchih-zavodov-na-primere-moskovskogo-npz. html

Омский нефтеперерабатывающий завод завершил реализацию одного из крупнейших проектов 2015 года – после кардинальной реконструкции в эксплуатацию запущен комплекс первичной переработки нефти АТ-9. Это позволило ОНПЗ решить целый комплекс задач, связанных с повышением качества продукции, энергоэффективности, и эксплуатационной готовности

Выстроенная в 1960–1970-е годы схема первичной переработки нефти Омского НПЗ принципиально разделяла процессы на разные циклы, в том числе территориально. Отсюда – огромные затраты на энергообеспечение отдельно стоящих установок, транспортировку продуктов от этапа к этапу. Основная идея реконструкции АТ-9 – именно в объединении в рамках технологического цикла процессов электрообессоливания и обезвоживания нефти, первичной переработки, стабилизации и вторичной перегонки бензинов. Формирование такого технологического пула дает заводу заметный синергетический эффект.

Например, интеграция блока электрообессоливания (ЭЛОУ) снизила уровень энергопотребления всего комплекса первичной переработки за счет максимального использования тепла потоков установки для нагрева сырой нефти. Повысило энергоэффективность и исключение из технологического процесса неоптимальной ступени охлаждения/нагрева нефти, существовавшей в прежней разделенной схеме ЭЛОУ – АТ-9, и, собственно, вывод из эксплуатации самой отдельной установки электробессоливания.

Организация блока атмосферной перегонки нефти по одноколонной схеме вместо двухколонной – с более эффективными внутренними устройствами – максимизирует отбор светлых фракций, повышает выработку дизельного топлива и позволяет освоить выпуск нового вида продукции – реактивного топлива гарантированного качества. «С запуском модернизированной АТ-9 мы получили то, чего не можем получить на других установках,— отметил генеральный директор Омского НПЗ Олег Белявский. – В частности, здесь самое низкое содержание светлых продуктов в мазуте – 2–3%, тогда как на старых установках оно составляло 5–9%. В масштабах завода это существенное улучшение».

Особое значение новые качества АТ-9 приобретают в ходе проведения плановых ремонтов технологическими цепочками. Например, интеграция в комплекс блока стабилизации и вторичной перегонки бензина позволяет вырабатывать рефлюкс и бензиновые фракции, тем самым обеспечивая качественным сырьем «Изомалк-2» и установку каталитического риформинга на время вывода из эксплуатации комплекса ароматических углеводородов и другой установки первичной переработки – АВТ-10. Кроме того, АТ-9 обеспечит бесперебойную работу комплекса глубокой переработки мазута при плановом ремонте строящейся новой установки первичной переработки.

В процессе реконструкции производительность АТ-9 увеличена с 520,8 до 530,3 тонн/час по обессоленной нефти, а максимальная мощность – до 5,1 млн тонн/год. В целом вся первичная переработка нефти на Омском НПЗ после завершения программы модернизации производства будет сконцентрирована на трех комплексах: АВТ-10, новой ЭЛОУ-АВТ и АТ-9. Конечно, то, что в программе модернизации предприятия технологическое совершенствование первичных процессов следует за такими крупными проектами, как строительство комплекса изомеризации и реконструкция комплекса глубокой переработки мазута, находящихся фактически в конце технологической цепи, выглядит нелогично. Все объясняется необходимостью вписаться в требования технического регламента, и «Газпром нефти», в том числе и Омскому заводу, удалось сделать это досрочно. А судьбой первичной переработки, в том числе АТ-9, специалисты компании и завода озаботились задолго до больших проектов программы повышения качества моторного топлива.

«Показатели АТ-9 по энергоэффективности и качеству продуктов до реконструкции были откровенно плохими. В этой связи мы рассматривали несколько вариантов развития установки, – рассказал заместитель генерального директора по производству

«Газпромнефть – ОНПЗ» Александр Глазов. – Например, самый простой предполагал замену контактных устройств, что позволило бы добиться некоторого увеличения отбора светлых нефтепродуктов и повышения качества. Однако ситуацию усугубляло несоответствие комплекса текущим нормам и правилам.

Сопоставив средства, которые потребовались бы для доведения комплекса до актуальных норм, повышения эффективности и качества продуктов, и примерные инвестиции в создание нового комплекса, пришли к выводу – затраты сопоставимы. В 2011 году подрядчики приступили к проектированию будущей АТ-9».

По словам руководителя проектного офиса по реконструкции АТ-9 Андрея Яковлева, реконструкцией проведенную работу действительно можно назвать очень условно: «Такая терминология закрепилась в связи с тем, что от прежнего комплекса в новой АТ-9 осталась современная печь, построенная в 2005 году. В остальном мы вели строительство абсолютно нового ком-

АТ-9 во многом инновационна для Омского нефтезавода. Многие решения здесь применены впервые в истории предприятия. В первую очередь на установке реализована схема одноколонной переработки нефти (по традиционной схеме в АТ входит две колонны: предварительного испарения и ректификации), которая повышает энергоэффективность процесса и снижает капитальные эксплуатационные затраты.

В ректификационных колоннах установки используются высокоэффективные контактные устройства для получения продуктов повышенного качества, а в блоке нагрева нефти применены пластинчатые теплообменники – компоблоки с большей поверхностью теплообмена при меньших габаритных размерах

Также в проекте нашли применение аппараты воздушного охлаждения, оснащенные частотными преобразователями, что экономит электроэнергию, при этом позволяет вести технологический режим более плавно и точно.

В 2016 году планируется провести второй этап реконструкции АТ-9 – внедрить модули автома – тической системы управления технологическим процессом (АСУТП), включая модули останова/ пуска, ранжирования сигнализаций, аварийного останова и т. д., виртуальные и поточные анализаторы качества. Но сначала установка пройдет пусконаладочные операции и совершит фиксированные пробеги, чтобы окончательно отработать параметры технологического режима для создания математических моделей. По информации начальника комплекса ЭЛОУ-АВТ Игоря Кветко, комплекс

Уже на этапе первых пробегов начал выдавать продукцию необходимого качества.

Одна из уникальных для отечественных НПЗ технологий, которая применена на АТ-9, – закрытая бездымная факельная установка для сжигания периодических и аварийных углеводородных сбросов. За счет большого жерла, которое дает возможность сохранять высокую температуру во всем объеме камеры сгорания, установка позволяет при сбросе принимать и выбрасывать большое количество аварийного газа.

Это делает эксплуатацию АТ-9 более безопасной. Среди преимуществ закрытой факельной системы – отсутствие дыма, видимого пламени, запаха, низкий уровень шума, простая и надежная система управления.

Http://sib-ngs. ru/journals/article/349

На сегодняшний день в России наблюдается недостаток нефтеперерабатывающих мощностей. Большинство заводов, построенных и запущенных в эксплуатацию еще в прошлом веке, сегодня требуют частичной или полной модернизации и внедрения передовых технологических решений, актуальных для современной отрасли ТЭК.

НПО «РЭМС» проводит научные исследования, участвует в проектировании, сооружении, модернизации и реконструкции объектов нефтеперерабатывающей отрасли, а также разрабатывает и реализует собственные проекты в сфере ТЭК.

Разработка программы полной или частичной реконструкции осуществляется на основе результатов, технического и энергетического аудита предприятия.

Приоритетными целями в строительстве и реконструкции нефтеперерабатывающих предприятий для НПО «РЭМС» являются:

    увеличение мощностей по переработке нефти при снижении производственных энергозатрат; повышение глубины переработки нефти; соблюдение экологических норм и требований; повышение коммерческой эффективности НПЗ.

    разработка концепции строительства нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с определением набора процессов, технологических установок, их мощностей, ассортимента продукции разработка обоснования инвестиций в строительство нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, комплексов и технологических установок разработка бизнес-планов проектов развития и строительства объектов нефтепереработки и нефтехимии на базе обоснования инвестиций проектирование, методическое и инженерное сопровождение разработки проектной документации заказ и поставки оборудования строительно-монтажные и пуско-наладочные работы обучение и подготовка персонала заказчиков

    технологическое и энергетическое обследование предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли анализ технического уровня производства, качества продукции с выдачей рекомендаций по совершенствованию работы, модернизации и реконструкции предприятий разработка мероприятий, направленных на снижение потребления топливно-энергетических ресурсов, повышения конкурентного уровня продукции с оценкой эффективности инвестиций разработка проектной документации на базе согласованных с заказчиками мероприятий своевременный заказ и поставка оборудования строительно-монтажные и пуско-наладочные работы

НПО «РЭМС» сотрудничает с проектными и исследовательскими организациями, промышленными предприятиями, строительно-монтажными и пусконаладочными объединениями, что позволяет комплексно выполнять полный цикл работ по реализации проектов строительства и модернизации объектов нефтеперерабатывающей отрасли.

Http://www. rems-bonesko. ru/deyatelnost/rekonstrukciya_i_stroitelstvo_neftepererabatyvayuwih_zavodov_npz/

С 2000 года на Хабаровском НПЗ осуществляется генеральная реконструкция, согласованная с Правительством Хабаровского края и являющаяся одной из приоритетных составляющих Стратегии социально-экономического развития Хабаровского края.

С начала реконструкции в техническое перевооружение завода было вложено более 14 млрд руб.

На первом этапе, с 2000 по 2008 гг., реализованы следующие мероприятия:

    реконструкция основной установки первичной переработки нефти (АТ) для увеличения отбора светлых нефтепродуктов; строительство и ввод в эксплуатацию установки изомеризации бензинов производительностью 108 тыс. тонн в год, позволившая ХНПЗ первым на Дальнем Востоке освоить выпуск высокооктановых бензинов с улучшенными эксплуатационными характеристиками (GreenEco); ввод в эксплуатацию блока моноэтаноламиновой очистки газа на абсорбционно-газофракционирующей установке (АГФУ); ввод в эксплуатацию установки «Флоттвег» по переработке нефтешламов, что позволило осуществить программу по утилизации накопившихся на территории завода отходов; ввод в эксплуатацию современной технологической котельной производительностью 100 тонн пара в час; ввод сырьевых резервуаров общим объемом 80 тыс. тонн; ввод в эксплуатацию комплекса эстакады налива светлых нефтепродуктов на 44 вагоно-цистерны; ввод в эксплуатацию эстакады налива тёмных нефтепродуктов; реконструкция очистных сооружений завода.

Проведенная модернизация и реконструкция позволила ХНПЗ расширить ассортимент производимой продукции, в том числе:

    автомобильные бензины (Регуляр Евро-92/4, Премиум-95/4, Супер Евро-98/4); дизельные топлива (летнее, зимнее, арктическое, судовое); авиационный керосин; мазут топочный, флотский; нефтебитумы (дорожный, кровельный, строительный); гудрон; сжиженный газ.

В настоящее время ХНПЗ осуществляет работы в рамках второго, Основного этапа генеральной реконструкции. На этом этапе реализуются два масштабных проекта.

Проект 800 – это строительство «под ключ» комплекса гидрогенизационных процессов. Генеральным подрядчиком выступает международная инжиниринговая компания Técnicas Reunidas (штаб-квартира в Испании), контракт с которой был подписан в ноябре 2007 года. Комплекс гидропроцессов (комплекс ГКГО) включает установки:

    гидроочистки авиационного керосина и дизельного топлива (1180 тыс. тонн в год); гидрокрекинга вакуумного газойля (506 тыс. тонн в год); производства водорода (21 тыс. тонн в год); получения гранулированной серы (новой для завода продукции (13,4 тыс. тонн в год).

В производственных процессах комплекса ГКГО будут применены передовые технологии по лицензиям ведущих международных компаний Shell, Foster Wheeler, Technip KTI.

Одновременно со строительством комплекса ГКГО Хабаровский НПЗ собственными силами и с привлечением российских подрядчиков реализует Проект 190, включающий:

    переоборудование действующих производств и объектов общезаводского хозяйства для обеспечения работы комплекса ГКГО; реконструкцию установки каталитического риформинга; строительство установки висбрекинга мощностью 750 тыс. тонн в год с сырьевым блоком вакуумной переработки мазута мощностью 1,8 млн. тонн в год.

На втором этапе генеральной реконструкции осуществлены мероприятия:

    проведена реконструкция установки каталитического риформинга, что повысило надёжность работы установки и увеличило её производительность до 350 тыс. тонн в год; введена в эксплуатацию первая очередь новой установки химводоподготовки для получения умягчённой воды, подаваемой на котельные завода для выработки пара; завершено строительство нового блока электрообессоливания нефти на установке первичной переработки; завершены строительство новой бойлерной, реконструкция реагентного хозяйства. Пущена в эксплуатацию вторая очередь химводоподготовительной установки (ХВПУ) для производства деминерализованной воды, необходимой для производства водорода; запущен проект перевода заводских потребителей топлива на использование природного газа от газопровода «ГРС-3 – ХТЭЦ-2». На первом этапе на природный газ переведены четыре котла котельной № 1 суммарной производительностью 100 тонн пара в час. введена в эксплуатацию воздушно-кабельная ЛЭП 110 кВ от Хабаровской ТЭЦ-3 до врезки в существующие линии электроснабжения завода. завершено строительство трансформаторной подстанции «НПЗ-2» 110/6 кВ. Ввод в эксплуатацию ЛЭП и ПС создал запас мощности, необходимый для электроснабжения объектов реконструкции завода, для присоединения к энергосистеме дополнительных электрических нагрузок, существенно повысил надёжность электроснабжения потребителей, дал дополнительные возможности для развития промышленности и инфраструктуры города. сданы в эксплуатацию резервуары для хранения бензина и тяжелого вакуумного газойля объемом 10 000 м 3 , оборудованные алюминиевыми понтонами, которые позволяют снизить до 99% выбросы паров углеводородов в атмосферу. Также сдан в эксплуатацию промежуточный парк из 10 резервуаров емкостью 400 м 3 , предназначенных для хранения дизельного топлива и мазута. В 2012 году на установке АГФУ построен дополнительный блок – деизопентанизатор (ДИП); на секции изомеризации установлен дополнительный блок стабилизации, увеличена мощность реакторного блока, заменен катализатор. Это позволило заводу с 2013 года приступить к выпуску автомобильных бензинов стандарта ЕВРО-5. В феврале 2013 года на природный газ переведены два котла котельной №2 (т. о. завершен второй этап проекта по переводу заводских котельных на природный газ). В марте 2013 года началось строительство нефтеотвода от магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан» к Хабаровскому НПЗ. Трубу протяженностью 28 км планируется сдать в 2014 году. Дополнительный источник поставок сырья позволит увеличить загрузку завода, обеспечив в 2014 году прокачку 2 млн тонн нефтяного сырья, начиная с 2015 года – 5 млн тонн в год, с доведением в перспективе объема поставок до 6 млн тонн в год. В 2013 году проведена замена оборудования на установке риформинга и блока СПБ, который готовит сырье для риформинга. Благодаря модернизации мощность установки риформинга увеличена до 450 тыс. тонн/год. Введена в эксплуатацию закрытая факельная установка (разработана американской фирмой Zeeco inc), мощностью 150 тонн газа в час и эффективностью удаления продуктов разрушения газообразных отходов почти 100%. Проведена реконструкция вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ, в результате которой производительность вакуумного блока увеличилась до 1080 тыс. тонн мазута в год. В рамках строительства комплекса ГКГО введены в эксплуатацию установка по производству азота, дополнительная система оборотного водоснабжения, локальные очистные сооружения для комплекса ГКГО. Завершены строительно-монтажные работы установки по производству элементарной серы, установки по производству водорода, вакуумного блока. В 2014 году пущены в эксплуатацию комплекс гидропроцессов; установка производства водорода; установка по производству элементарной серы; первая очередь блока подготовки сырья битумной установки – вакуумный блок. Продолжается строительство второй очереди блока подготовки сырья битумной установки – висбрекинга; нефтеотвода магистрального нефтепровода ВСТО-Хабаровский НПЗ.

Цель реконструкции – переоснащение Хабаровского НПЗ в передовое предприятие, работающее в соответствии с Техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту». Моторные топлива будут соответствовать действующим и перспективным международным стандартам, что обеспечит конкурентоспособность продукции ХНПЗ на внутреннем и внешнем рынках.

    выпуск светлых нефтепродуктов увеличилось. качество автобензинов и дизтоплива соответствует стандарту Евро-5. освоен выпуск нового вида продукции – авиационного топлива международного стандарта (Jet A-1); снизилась нагрузка предприятия на окружающую среду. интегральный показатель технологической сложности завода, индекс Нельсона, почти утроится и достигнет 9,9. Это будет один из самых передовых уровней нефтепереработки в отрасли. Программа коренной реконструкции ХНПЗ позволит не только существенно нарастить мощность предприятия по выпуску высокотехнологичной продукции с высокой долей добавленной стоимости, но и внести существенный вклад в социально-экономическое развитие края и Дальневосточного региона.

Основные показатели деятельности ОАО «Хабаровский НПЗ» в 2014 году:

Объем переработки нефти на ХНПЗ составил 4 453,6 тыс. тонн нефтепродуктов, в том числе:

Http://khab-npz. ru/o-predpriyatii/rekonstrukcziya. html

Москва. 6 апреля. INTERFAX. RU – “Московский НПЗ” (МНПЗ, входит в “Газпром нефть”) переносит плановый ремонт большого технологического кольца и начало реконструкции комплекса каталитического крекинга на 2017 год.

“По согласованному с регулятором графику реконструкция установки каталитического крекинга МНПЗ, а также плановый ремонт объектов большого технологического кольца начнутся в 2017 году. Таким образом, в 2016 году Московский НПЗ не планирует приостанавливать производственные процессы”, – говорится в сообщении компании.

Ранее “Московский НПЗ” планировал в 2016 году провести ремонт установок “большого кольца”, что привело бы к снижению объемов переработки, и работы по увеличению мощности установки каткрекинга.

В настоящее время завод продолжает подготовку к модернизации комплекса каткрекинга: началась крупноузловая сборка купола реакционного аппарата Р-201. Этот этап реконструкции предусматривает замену купола Р-201, а также его внутреннего оборудования, в частности, циклонных сепараторов, форсунок, тарелок отпарной зоны.

Каталитический крекинг – один из важнейших процессов для углубленной переработки нефти. Реакционный аппарат P-201 – центральная часть установки, он обеспечивает процесс смешивания разогретого вакуумного дистиллята с катализатором для производства компонентов высокооктанового бензина высокого экологического класса Евро-5.

Общий вес конструкций, которые готовятся к монтажу, составляет 120 тонн. Оборудование спроектировано и изготовлено компанией Axens, купол и циклонные сепараторы – российской компанией “Алитер-Акси”.

После реконструкции мощность установки каталитического крекинга возрастет на 20% – до 2,4 млн тонн сырья в год. Также увеличится глубина переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов, а содержание серы в них будет дополнительно снижено.

Полная реконструкция комплекса каталитического крекинга (Г-43-107) завершится, как и предполагалось ранее, в 2018 году.

Установленная мощность “Московского НПЗ” – 12,2 млн тонн в год. По итогам 2015 года завод переработал 11 млн тонн нефти.

“Московский НПЗ” в настоящее время реализует программу модернизации, направленную на улучшение качества нефтепродуктов, увеличение глубины переработки нефти с 72,6% до 98% и повышение производственной и экологической эффективности, общей стоимостью более 130 млрд рублей.

Http://www. interfax. ru/business/502294

На Ангарском нефтеперерабатывающем заводе, входящем в состав ОАО “Ангарская нефтехимическая компания”, завершена реконструкция газофакельного производства. О том, какая работа проделана и каковы ее результаты, журналистам рассказали директор Ангарского НПЗ Игорь Кукс и начальник производственного отдела НПЗ Денис Сергеев.

По их словам, газофакельные установки имеют большое значение в производственном

Процессе. При переработке нефти они выполняют роль предохранительного клапана,

Обеспечивающего безаварийную работу перерабатывающих установок. Сотрудники

Ангарского нефтеперерабатывающего завода сравнивают их с сердцем, которое гонит

Кровь в сосудах человека. Сюда, на установку, направляются углеводородные газы,

Которые образуются при нештатных режимах работы установок завода. При этом

Современные технологии позволяют сконцентрированные на газофакельном хозяйстве

Избытки газа возвращать назад в производство, например, использовать для разогрева

Реконструкция факельного производства на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе

Началась три года назад. Тогда здесь работало два факела, один из которых использовался

Как резервный. Процесс реконструкции был разделен на несколько этапов. В 2003 году

Благодаря установке нового компрессора факельные газы стали использоваться для

Производства собственного пара. В результате к концу года объем сжигаемых газов

В мае 2004 года началось строительство нового факельного ствола, высота которого

Составила восемьдесят метров, что в два раза больше размера прежней установки. За счет

Этого улучшается рассеивание загрязняющих веществ в атмосфере. Строительство нового

Факельного ствола было завершено в августе текущего года. Новая установка оснащена

Системой дистанционного автоматического розжига, блоками бездымного и бессажевого

Сжигания газа, сигнализаторами для контроля загазованности воздушной среды на

Промплощадке. Кроме того, система управления технологическим процессом полностью

Автоматизирована. Также проведена модернизация установки компремирования,

Выведено из эксплуатации устаревшее оборудование, установлены четыре новые емкости

Под газовый конденсат, произведен монтаж двух гидрозатворов и новых насосов. Как

Сообщил Игорь Кукс, весь процесс реконструкции обошелся предприятию в 110 млн.

В результате проведенной модернизации объем газа, поступающего для дежурного

Горения факела, стал составлять 25 кубометров в час, в то время как ранее на это

Затрачивалось 500 кубометров. В дальнейшем, по словам Дениса Сергеева, объем

Сжигаемого газа планируется свести к нулю. Новая установка позволяет, прежде всего,

Нефтеперерабатывающего завода, кроме того, реконструкция положительно скажется на

Экологической обстановке, а также в некоторой степени сократит производственные

Http://www. vsp. ru/economic/2005/11/05/429843

Добавить комментарий