строительство мини нпз – cccp-online.ru

строительство мини нпз

Cтроительства мини-НПЗ производительностью 250 тыс. т/год по сырой нефти – файл 1.doc

Бизнес-план
строительства мини-НПЗ

производительностью 250 тыс. т/год по сырой нефти

в г. Кызылорда (Казахстан)

3. Рынок сбыта и конкуренция……………………………………………………………7

Приложения.

  1. Установка первичной переработки нефти УПН-250…………………….38
  2. Установка каталитического риформинга………………………………….42

1. Резюме
Инициатор проекта: ТОО «Шамшырак-Кызылорда»

Наименование проекта: Строительство мини-НПЗ

производительностью 250 000 т/год

по сырой нефти в г. Кызылорда
^ Миссия: Удовлетворение потребностей региона

в моторном и котельном топливах.
Цель проекта: Организация производства автомобильных

бензинов А-92 – А-95, дизельного топлива

и топочного мазута, оказание транспортных

услуг
^ Требуемый объем инвестиций: 18 млн. долларов США.
Для реализации проекта планируется привлечение инвестиционного кредита на условиях поэтапного погашения.

ТОО “Шамшырак-Кызылорда” – руководство строительством завода, постав ки сырья, производство моторных и котельного топлива, реализация продукции и оказание транспортных услуг потребителям;

^ Контактная информация: Республика Казахстан, г. Кызылорда,

микрорайон “Саулет”, д. 9, кв. 14.
Тел. (32422) 3-69-57, (324) 905-73-37.
E-mail: shamshirak-korda@mail.kz

Директор: Махмутов З.
«Северодонецкий ОРГХИМ» – подбор поставщиков оборудования,

консультационные и агентские услуги,

инженерное сопровождение проекта.
«Северодонецкий ОРГХИМ» – единственная в СНГ компания, оказывающая комплексные инжиниринговые услуги по оборудованию, технологиям, КИП и А, АСУ ТП, электрическому и теплоэнергетическому оборудованию, водоподготовке и водоочистке, системам промышленной вентиляции и аспирации, а также выполняет инженерную подготовку к пуску, пуск и ввод в эксплуатацию производств и объектов химической, нефтехимической, нефтегазоперерабатывающей и др. отраслей промышленности.

За более чем 40-летнюю историю существования компании, нашими специалистами введено в действие свыше 500 объектов нефтегазоперерабатывающей, химической, нефтехимической и других отраслей промышленности на территории бывшего СССР и за рубежом: в Афганистане, Болгарии, Венгрии, Германии, Китае, Кубе, Северной Корее, Кипре.

С 1994 по 2002 гг. компания принимала участие в строительстве и реконструкции более 40 объектов нефтегазовой отрасли, в том числе в строительстве мини-НПЗ производительностью 20-400 тыс. т/год в городах Шебелинка (Украина), Стрежевой, Когалым, Витим, Таас-Юрях, Сосногорск, Нижневартовск, Махачкала, Ванино (Российская Федерация), Аксай (Республика Казахстан).

«Северодонецкий ОРГХИМ» имеет представительство в Киеве, филиалы в Москве (РФ) и Уральске (Республика Казахстан).
^ Контактная информация : 93409, Украина, Луганская область,

г. Северодонецк, Гвардейский проспект, 32

Телефон: (38 06452) 351-98, 285-25

Факс: (38 06452) 351-98, 285-19

Генеральный директор: Кошовец Н. В.
«Энергософин» – предпроектные и проектные работы, поставка основного технологического оборудования и оборудования общезаводского хозяйства.
ЗАО СП «Энергософин» – российско-финское совместное предприятие,

образованное в 1989 г., специализируется на конструировании и поставке

систем, относящихся к энергетике и энерготехнологии. «Энергософин» совместно с ОАО «Белэнергомаш» имеют богатый опыт работы на рынке энергооборудования и с 1995 г. выполнили поставку более 10 малотоннажных установок переработки углеводородного сырья различной мощности.

^ Контактная информация: 308800, РФ, г. Белгород,

пр. Богдана Хмельницкого 111

Тел. (0722) 27-87-31;

Факс: (0722) 27-98-56

Директор по продажам: Чумаков Ю.В.

Для реализации проекта планируется привлечение инвестиций в размере 18 млн. долларов США.

Расходы распределяются по следующим статьям:
Технологическое оборудование 7 495 тыс. $;

Объекты общезаводского хозяйства 4 850 тыс. $;
Автомобили 953 тыс. $ .
Проектные и строительно-монтажные работы 1 400 тыс. $;
Инженерное обеспечение строительства 665 тыс. $;
Прочие основные производственные

фонды 850 тыс. $ ;
Оборотные средства 1 033,9 тыс. $;
Прочие расходы 753,1 тыс. $ .
Эффективность инвестиций:

– срок окупаемости инвестиций – 44 месяца;

– срок возврата инвестиционного кредита – 5,5 года;

– рентабельность проекта – 35,2 %;

– чистая прибыль за год – 691,78 тыс. $.
2. Описание продукции
Потенциальным покупателям предлагаются следующие нефтепродукты:

1. Автомобильный бензин

АИ-92 – АИ-95 ГОСТ 2084-77

2. Дизельное топливо летнее

3. Топочный мазут М-100

Цены указаны по состоянию на 1.04.2002 г.

Автомобильный бензин является топливом для легковых и грузовых автомобилей с карбюраторными двигателями, находящихся в собственности автотранспортных и сельскохозяйственных предприятий, а также в частной собственности граждан.

Дизельное топливо необходимо для работы почти всех видов сельскохозяйственной техники. Кроме этого, дизтопливо является горючим для ряда легковых и большегрузных автомобилей: все модификации автомобилей КАМАЗ, МАЗ, Краз и др.; автобусов Икарус, Мерседес-Бенц, Ман и т.д.

Характеризуя жизненный цикл таких товаров, как моторное и котельное топлива, необходимо отметить их принципиальное отличие от всех других товаров производственно-технического назначения. Жизненный цикл этих энергоносителей составляет десятки лет и зависит от тенденций развития автомобилестроения и энергетической отрасли.

С момента выпуска первых серийных автомобилей и по настоящее время (т.е. на протяжении почти 100 лет) отмечается непрерывное увеличение численности автомобилей во всех странах мира. Соответственно увеличивается потребность в моторных топливах. Развитие парка автомобилей предъявляет повышенные требования к качеству моторных топлив, в первую очередь – к качеству автомобильных бензинов. Современные двигатели, работающие на бензине, требуют от топлива все более высоких антидетонационных свойств. Поэтому за последние 30 лет перестали выпускаться бензины марок А-66 и А-72. Автомобильный бензин марки А-76 используется в грузовых автомобилях устаревших моделей и в небольшом количестве легковых автомобилей. В большинстве современных легковых автомобилей используются бензины марок АИ-92 – АИ-95.

Еще одной тенденцией парка автомобилей является увеличение количества автомобилей, использующих дизтопливо. Автомобильная промышленность ведущих стран мира увеличивает долю выпускаемых автомобилей с дизельными двигателями в общем объеме производства.

Что касается рынка мазута, то его производство ориентировано в основном на потребности котельных и ТЭЦ.

Учитывая специфику региона, основными покупателями предлагаемых нефтепродуктов являются сельскохозяйственные и автотранспортные предприятия, а также предприятия тепло- и энергоснабжения. Спрос на моторные топлива имеет ярко выраженный сезонный характер. Пики спроса приходятся на период с февраля по октябрь месяц. Это обусловлено временем проведения полевых работ и перевозки урожая, а также временем получения выручки предприятиями сельского хозяйства за произведенную продукцию.

Пик спроса и потребления топочного мазута занимает период времени с октября по март месяц, соответствующий отопительному сезону.

Беря во внимание рост потребления энергоресурсов предприятиями промышленности и сельского хозяйства, можно утверждать, что рынок моторного и котельного топлив является растущим.

Предлагаемые моторные топлива будут выгодно отличаться от аналогичных, предлагаемых предприятиями нефтепродуктообеспечения, тем , что их поставка может осуществляться как крупными, так и мелкими партиями и практически немедленно.

В настоящее время из-за отсутствия оборотных средств предприятия практически не создают запасов горюче-смазочных материалов и зачастую испытывают их нехватку. Учитывая планируемые объемы производства нефтепродуктов ТОО “Шамшырак-Кызылорда»” и все вышесказанное, маловероятно затоваривание складов производителя в течении всего года.

Основное конкурентное преимущество описываемого товара заключается в том, что за счет низких издержек производства и непосредственного контакта с потребителями (минуя посредников), обеспечиваются низкая себестоимость и высокая прибыльность производства, что позволяет держать уровень цен на 3-5 % ниже, чем средние цены конкурентов, при высоком качестве, обеспечиваемом передовой технологией переработки сырья.

Весьма важным является и то, что технология производства не предусматривает применения для производства автомобильных бензинов компонентов, содержащих свинец. Базовым компонентом для выработки высокооктановых бензинов являются бензины каталитического риформинга. Бензины каталитического риформинга характеризуются низким содержанием серы, в их составе практически отсутствуют олефины, поэтому они высокостабильны при хранении. Получаемый автомобильный бензин является экологически чистым, его использование снижает нагрузку на экологию региона по сравнению с этилированными бензинами.
3. Рынок сбыта и конкуренция
Проблемы со снабжением регионов Республики Казахстан горюче-смазочными материалами с завидной периодичностью возникают из года в год: растут цены, во время уборочной страды сельхозпроизводители испытывают недостаток в ГСМ, в связи с нестабильными ценами на мазут во многих регионах возникают перебои с теплоснабжением. Один из возможных путей решения этих проблем – строительство мини-НПЗ в непосредственной близости от месторождений и крупных потребителей нефтепродуктов. Подобная практика получила широкое распространение в мире и есть все основания для применения имеющегося опыта в рассматриваемом регионе – Кызылординской области.

Потребность сельскохозяйственных предприятий Кызылординской области в моторных топливах составляет: автомобильный бензин – 15 000 тонн в год, дизельное топливо – 70 000 тонн в год.

Основными потребителями топочного мазута в г. Кызылорда являются ОАО “ТЭЦ” и АО “КМРТЦ”, годовая потребность составляет 244 тысячи тонн, потребность в светлых нефтепродуктах предприятий области оценивается в 210 тысяч тонн в год.

100 000 000 Завершение строительства мини нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 120 тыс. тонн в год с последующей организацией производства нефтепродуктов в г.Ангарск Иркутской области.

Строительство мини НПЗ мощностью 120 тыс.тонн в год в г.Ангарске Иркутской области и организация производства нефтепродуктов.

К настоящему времени:

  • приобретена производственная площадка;
  • проект прошел экспертизу проектной документации;
  • получено разрешение на строительство;
  • подключена электроэнергия;
  • построен ж/д тупик;
  • построен резервуарный парк на 6 тыс. тонн;
  • построена (в металле) установка по переработке нефти с необходимым оборудованием.

Цели проекта:
Организация производства нефтепродуктов.

Какую потребность потенциальных потребителей удовлетворяет проект:
Потребность в нефтепродуктах.

Конкурентные преимущества проекта:
Определенный дефицит на рынке планируемой к выпуску продукции.

Объемы производства/строительства (в год):
Переработка 120 тыс. тонн нефти в год.

Объемы реализации (в год):
После запуска производства 2,5 млрд. руб. с НДС в год.

География реализации продукции/проектов по строительству:
Производство: Иркутская область.
Сбыт: Россия, Китай, Монголия.

Краткая справка о состоянии отрасли в стране реализации проекта:
В сфере производства и сбыта нефтепродуктов имеется определенная конкуренция, но все же спрос на готовую продукцию превышает предложение.

Краткая справка о состоянии отрасли на региональном уровне:
Анализируя рынок нефтепродуктов в динамике, можно наблюдать частые периоды нехватки продукции, обусловленные политикой компаний, предпочитающих экспортные поставки.

Доля экономически активного населения в регионе:
68,9%

Строительство мини НПЗ мощностью 120 тыс.тонн в год в г.Ангарске Иркутской области и организация производства нефтепродуктов.

Компания создана в 2010 году с целью реализации проекта по строительству и эксплуатации мини НПЗ.

Строительство мини НПЗ. Стадия реализации проекта 70%.

Рассмотрение объемов завоза нефтепродуктов в Республику Саха. Оценка потребности в топливно-энергетических ресурсах северного энергорайона. Определение экономической целесообразности строительства мини-нефтеперерабатывающего завода в Республике Саха.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

По данным топливно-энергетического баланса (табл.1), составленного Институтом физико-технических проблем Севера СО РАН (Н. А. Петров) ежегодная потребность Республики Саха (Якутия) в нефтепродуктах превышает 1,7 – 1,8 млн. т. и этот показатель будет ежегодно возрастать. В том числе потребность Западно-Якутского энергорайона составляет около 350 тыс. т. у. т., Центрально-Якутского 680 тыс. т. у. т, Южно-Якутского около 400 тыс. т. у. т и Северного 210 тыс. т. у. т.

Объемы завоза нефтепродуктов в Республику Саха (Якутия)

Южно- Якутский энергорайон

Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия)

Наибольшие сложности возникают в топливообеспечении Северного энергорайона, который, характеризуется практическим отсутствием автомобильных дорог, сложными природно-климатическими условиями, небольшой численностью населения, разбросанностью и удаленностью населенных пунктов от крупных промышленных центров. В структуре потребления топливных ресурсов преобладает дизельное топливо.

Доля выработки электроэнергии дизельными электростанциями ОАО «Сахаэнерго» в республиканском производстве электроэнергии составляет 6,4%, а затраты на ее производство и распределение 32,8%. При этом топливная составляющая в себестоимости вырабатываемой электроэнергии дизельными станциями доходит до 70%.

Из таблицы 2 видно, что в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов северного энергорайона преобладает дизельное топливо, которое, в основном, используется для выработки электроэнергии на дизельных электростанциях.

Потребность в топливно-энергетических ресурсах северного энергорайона, тыс. т

топливо и др. нефте-продукты

В настоящее время практически весь объем дизельного топлива завозится из-за пределов Республики Саха (Якутия).

Считается что, строительство мини-НПЗ и мининефтеперерабатывающих установок экономически целесообразно:

– в местах отдаленных от центров крупнотоннажного производства нефтепродуктов;

– для регионального обеспечения отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности. Поэтому, с началом строительства нефтепровода ВСТО возникают новые перспективы строительства миниНПЗ для нужд потребителей Республики Саха. Очевидно, что экономические показатели становятся более привлекательными, за счет:

– значительного сокращения сроков строительно-монтажных работ;

– относительно небольших капитальных вложений;

– удобства транспортной схемы;

К положительным моментам можно отнести:

– дополнительные доходы в местные бюджеты;

– создание новых рабочих мест.

Следует сказать, что в последнее время появились, принципиально новые технологии минипереработки тяжелых углеводородных фракций, такие как:

– технология «Висбрекинг – Термакат» (г. Уфа, НПЦ «Термакат»). Максимальный выход светлых продуктов до 93% на нефть или 65-85% на мазут, в остатке неокисленные битумы. С 4 квартала 2008 года в Тюменской области ведутся пуско-наладочные работы на мини-НПЗ мощностью 80 тысяч тонн в год.

– технология «БИМТ» (Институт Катализа СО РАН, г Новосибирск). Опытно-промышленые испытания прошли в ОАО «НИПИ газопереработка» в г. Краснодар. В настоящее время в нескольких сибирских регионах прорабатываются варианты строительства НПЗ с использованием технологий «БИМТ». НПО «Катализ» (г. Ангарск). Выход светлых нефтепродуктов с качественными параметрами до 75-80%. Эксплуатируются мини-НПЗ в Красноярске, Магнитогорске, Ангарске;

– технология «Тирус» (г. Димитровград, Ульяновской области, НПЦ «Тирус»). В Нижегородской области строится мини-НПЗ мощностью 140 тысяч тонн в год с использованием блока «Тирус»;

– технология ЗАО «Эволюция» (г. Барнаул) для мини-НПЗ мощностью 10-50 тысяч тонн в год;

– технология мембранного разделения нефти УПН-10(г. Пермь).

По-нашему мнению одной из наиболее приемлемой и эффективной для Якутии является пермская УПН-10, 8 тыс. тн в год.. Она простая, безопасная, недорогая, которая позволяет производить по относительно глубокой схеме переработки нефти 10-15% бензина А-76, 35-45% – дизельного топлива зимней и летней марок по ЕВРО-3и 4 и мазутное топливо. Так например, при эксплуатации УПН-10 в г. Мирный, Оленек, Сунтар срок окупаемости установки чуть более 6 месяцев.

Также миниустановки в комплексе с современными модульными установками очистки нефтезагрязненных сред (почва, вода и др.) должны стать экологическими центрами для защиты природы от возможных аварий на магистральных нефтегазопроводах и нефтегазопромыслах.

Как известно, Президент России Д. Медведев поручил провести проверку всех мини НПЗ на предмет качества производимых топлив, в связи с введением новых регламентов производства топлив по ЕВРО – 3-5.Эксплуатация большинства действующих прямогонных мини НПЗ и миниустановок, будет прекращена.

По классу миниустановок мембранная технология проходит. В настоящее время в республике по классу мини-НПЗ соответствует качественным показателям только проект строительства Иреляхского НПЗ -250, где заложены классические (довольно дорогие), технологии глубокой переработки нефти (каталический крекинг, сероочистка и др.).Тем не менее с учетом транспортных расходов и переработки собственной нефти эксплуатация Иреляхского НПЗ эффективна.

Выбор населенного пункта для установок локального производства нефтепродуктов, имеет важное значение, при этом необходимо руководствоваться следующими условиями:

– объемом и номенклатурой основных потребляемых нефтепродуктов в данном месте и прилегающих к нему населенных пунктов.

– физико-химическими свойствами исходного углеводородного сырья (нефти и газового конденсата) на месте предполагаемого производства нефтепродуктов;

– удобством транспортной схемы доставки нефти и вывоза готовых нефтепродуктов;

– экономической целесообразности размещения малотоннажного производства нефтепродуктов.

– наличием необходимой инфраструктуры для монтажа и эксплуатации модульных мини-нефтеперерабатывающих производств (нефтебаз);

Руководствуясь вышеуказанными соображениями, считаем наиболее целесообразным размещение мини-НПЗ и миниустановок непосредственно в населенных пунктах, потребляющих мазут и другие виды нефтепродуктов, Мирный, Сунтар, Нюрба, Оленек, Ленск, Олекминск, Сангары, Жиганск, Тикси, Алдан, Нерюнгри и в перспективе Чокурдах, Черский, Нижнеянск.

При выборе мощности миниустановок в тех или иных населенных пунктах основным принципом является объем потребности конкретного населенного пункта в котельном жидком топливе ( мазутном топливе) и моторном топливе для среднеоборотных дизелей районных дизельных электростанций, а попутно (до 50%) будет производится автобензин А-76 и качественное дизельное топливо «Евро-4».

Строительство и ввод в эксплуатацию мининефтеперерабатывающих установок в этих населенных пунктах позволит решить сложную проблему топливообеспечения труднодоступных населенных пунктов республики и будет иметь большой социально-экономический эффект.

В заключение хотелось бы отметить, что в настоящее время в республике нет четко разработанной концепции развития малотоннажной переработки нефти и газа. Назрела необходимость разработки республиканской схемы размещения мини-НПЗ и миниустановок, увязав её с программами модернизации ЖКХ и энергетики, с топливно-энергетического балансом республики, с возможным включением схемы в программы социально-экономического развития вышеуказанных улусов и районов.

Для реализации проекта строительства миниНПЗ и мининефтеперерабатывающих установок нужна всемерная поддержка Правительства и ИЛ Тумэна Республики Саха (Якутия).

1. Ведомственная целевая программа Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия)

«Развитие электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на период 2007-2011 годы» 2006г.

2. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия). Часть II Н. А. Петров- Якутск 2006 г.

Наш телефон в Санкт-Петербурге
+7 (812) 702-61-17
Наш телефон в Кингисеппе
+7 (81375) 2-29-56

Строительство нефтеперерабатывающего производства производится в одну очередь с пусковым комплексом по переработке мощностью 200 тысяч тонн в год нефти на базе установки НПУ-150 компании ЗАО «ЛИНАС-ТЕХНО» (г. Новосибирск). Ориентировочный срок строительства нефтеперерабатывающего производства – 1,5 года.

На данный момент ЗАО НПП «ЛИНАС-ТЕХНО» совместно с ООО “КТК-терминал” разработана «Декларация о намерениях инвестирования в строительство», ситуационная карта-схема расположения нефтеперерабатывающего завода, генеральный план площадки нефтеперерабатывающего производства. Произведен расчет «Оценки взрывоопасности технологического блока НПУ-150».

Получено письмо, о предварительном согласовании размещения нефтеперерабатывающего производства, от главы администрации МО «Кингисеппское городское поселение» (мэра г. Кингисепп Гешеле В.Э.), на административной территории которого находится земельный участок, предполагаемый для использования под строительство объекта.

Описание технологии основного процесса малотоннажной нефтеперегонной установки НПУ-150.

Нефть после подогрева и частичного отбензинивания в теплообменнике дизельной фракции (Т1) насосом направляется в электродегидратор, где подвергается очистке от хлористых солей и далее насосом направляется в теплообменник мазутной фракции (Т2) и печь нагрева сырья.
В технологической схеме принят традиционный нагрев сырья в печи. Сначала сырье нагревается в конвекционном змеевике за счет конвективного нагрева топочными газами. Окончательный нагрев сырья производится в радиантном змеевике за счет радиационной составляющей факела горелки.
Ректификационная колонна содержит ректификационную и отпарную (стриппинговую) секции. Это позволяет улучшить качество разделения основных продуктов без применения дополнительных выносных секций ректификационной колонны.
Схемой предусмотрено приготовление дизельного топлива “зимнее” или “летнее” путем изменения режима нагрева сырья.

Дополнительное повышение экономичности работы установки достигается за счет использования прямогонного газа в качестве топлива энергетической установки для выработки электроэнергии.
В качестве топлива печи нагрева сырья применяется природный газ, как экологически чистое и более технологичное в сравнении с мазутом.
Основные аппараты работают при избыточном давлении 0,03 МПа (0,3 атм).

В состав установки входит следующее оборудование:

  • ректификационная колонна К-1, предназначена для разделения нефти на прямогонный газ, бензиновую и дизельную фракции, остаток – мазут;
  • печь нагрева сырья П-1, предназначена для нагрева нефти до необходимых для перегонки температур ;
  • конденсатор-холодильник КХ-1, предназначен для отвода избытка тепла из ректификационной колонны;
  • конденсатор-холодильник КХ-2, предназначен для конденсации паров бензина и воды;
  • сепаратор бензина Е-1, предназначен для разделения конденсата на прямогонный бензин, воду и прямогонный газ;
  • сепаратор газа Е-2, предназначен для очистки прямогонного газа от конденсата;
  • теплообменник Т-1, предназначен для охлаждения дизельной фракции и нагрева нефти;
  • теплообменник Т-2, предназначен для охлаждения мазута и нагрева нефти;
  • холодильник воздушный ХВ-3, предназначен для доохлаждения дизельной фракции;
  • холодильник воздушный ХВ-4, предназначен для доохлаждения мазута;
  • емкость Е-4, предназначена для теплоносителя;
  • аварийная емкость Е-5, предназначена для слива темных нефтепродуктов из аппаратов установки при возникновении аварийной ситуации;
  • аварийная емкость Е-6, предназначена для слива светлых нефтепродуктов из аппаратов установки при возникновении аварийной ситуации.
  • ресивер Р-1 предназначен для сбора прямогонного газа и подачи его на энергетическую установку;
  • печь П-2 предназначена для сжигания излишков прямогонного газа.

Насосы установки НПУ-150 обеспечивают подачу нефти в установку из циркуляционного трубопровода нефти и отвод получаемых нефтепродуктов в резервуарный парк нефтеперерабатывающего производства.

Заказ на проектирование и изготовление оборудования предполагается поручить ЗАО «ЛИНАС-ТЕХНО», которая также выполнит комплекс работ по инженерному обеспечению строительства.
ЗАО НПП «ЛИНАС-ТЕХНО» имеет официальное право на генеральное проектирование химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих и других объектов (Лицензия Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству ГС-6-54-01-26-0-5401162992-004071-1 на проектирование зданий и сооружений I и II уровней ответственности), а также на строительно-монтажные работы на объектах химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, газовой промышленности (Лицензия Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству ГС-6-54-01-27-0-5401162992-004072-1 на строительство зданий и сооружений I и II уровней ответственности).

В качестве базового сырья для установки НПУ-150 принята «нефть 2.2.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
Содержание серы в нефти составляет от 0,61 до 1,8 % масс, что соответствует по классификации сернистой нефти. Для увеличения срока эксплуатации установки НПУ-150 необходимо иметь содержание хлористых солей в нефти не более 10 мг/л. С этой целью заложена дополнительная отмывка подготовленной нефти на установке подготовки нефти.

При переработке выше указанной нефти планируется следующий выход готовой продукции:

  • прямогонный бензин – 17,8 % масс.;
  • дизельное топливо – 40 % масс.;
  • мазут – 40 % масс.;
  • прямогонный газ – 1,9 % масс.

Принятое базовое сырье в своем классе характеризуется высоким потенциальным содержанием в них светлых нефтепродуктов: бензиновой и дизельной фракций.

При переработке нефти «2.2.1.1 по ГОСТ Р 51858-2002 г.» планируется получение товарного высококачественного зимнего и летнего дизельного топлива по ГОСТ 305-82, и товарного мазута марок М100 или М40. Получаемая бензиновая фракция соответствует всем показателям для марки автомобильного бензина Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97 «Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин», кроме показателя «Октановое число». Выделяющийся при переработке нефти прямогонный газ направляется на технологические нужды: получение электроэнергии.

Нефтеперерабатывающее производство проектируется на базе установки НПУ-150. Габаритные размеры площадки НПУ – 27×24 м. Для осуществления технологического процесса НПУ-150 необходимы площадки печей, приямок аварийных резервуаров, узел приема воды из нефти, установка подготовки нефти и ресивер прямогонного газа.
Установка подготовки нефти предназначена для отмывки нефти от хлористых солей и состоит из электродегидратора ЭДВ-20, смесителя нефти с водой СНВ-150-1-25, отстойника-разделителя и насосной пары, подающей подготовленную нефть на установку НПУ-150.

Ресивер прямогонного газа объемом 100 м3 предназначен для его сбора и сглаживания колебаний давления прямогонного газа. Избыточное давление в ресивере не превышает 0,15 атм. Забор прямогонного газа на энергетическую установку осуществляется из ресивера.
Для решения вопроса по 2 источнику энергоснабжения на площадке нефтеперерабатывающего производства размещена энергетическая установка БКГПЭА 400 (200+200) мощностью 400 кВт, работающая на прямогонном газе. Энергетическая установка БКГПЭА 400 будет основным источником электроэнергии. Нехватка электроэнергии будет компенсироваться от существующих источников энергоснабжения.

Доставка нефти на площадку нефтеперерабатывающего производства осуществляется железнодорожным транспортом через сливо-наливную эстакаду. Железнодорожная эстакада темных нефтепродуктов на 8 вагонов-цистерн позволяет ежесуточно принимать до 480 т нефти. На сливо-наливной эстакаде темных нефтепродуктов предусмотрен также налив мазута в 8 вагонов-цистерн (480 тонн).
На сливо-наливной эстакаде светлых нефтепродуктов на 8 вагонов цистерн предусмотрен налив бензина в 3 вагон-цистерны (180 тонн) и дизельного топлива в 5 вагонов-цистерн (300 тонн).
На автомобильной сливо-наливной эстакаде предусмотрен автоматизированный налив прямогонного бензина, дизельного топлива (АСН-5ВГ – 2 шт.), наливной стояк мазута (1 шт.).

Для приема и хранения сырой нефти предусмотрен надземный резервуарный парк, обеспечивающий запас исходного сырья и продуктов переработки в течение 10 суток непрерывной работы нефтеперерабатывающего производства. Сырьевой резервуарный парк имеет 3 вертикальных резервуара вместимостью по 3000 м3 каждый:
– 2 резервуара сырья;
– 1 резервуар для аварийных перекачек нефти и нефтепродуктов;
Для хранения и отпуска прямогонного бензина и дизельного топлива на ж/д и автомобильную сливо-наливную эстакады предусмотрен надземный резервуарный парк товарных нефтепродуктов. Товарный резервуарный парк имеет 4 вертикальных резервуара вместимостью по 2000 м3:
– 2 резервуара прямогонного бензина;
– 2 резервуара товарного дизельного топлива.
При нарушении герметичности резервуаров проектом предусмотрена перекачка сырья и товарных нефтепродуктов в резервуар для аварийных перекачек нефти и нефтепродуктов, находящийся в резервуарном парке сырья.
Для хранения и выдачи мазута на ж/д сливо-наливную эстакаду темных нефтепродуктов предусмотрено использование резервуарного парка мазута, состоящего из 2 резервуаров по 2000 м3 каждый:
-1 резервуар мазута;
-1 резервуар для аварийных перекачек мазута.
Резервуарные парки сырья, товарных нефтепродуктов, мазута закрыты по периметру бетонной ограждающей стенкой.

Перекачка нефти со сливо-наливной эстакады темных нефтепродуктов, сырья из резервуарного парка сырья на установку НПУ-150 предусмотрена насосами, которые расположены в сырьевой насосной. В сырьевой насосной расположены:
– 2 центробежных насоса по перекачке нефти (НК-360/80);
– 1 трех винтовой насос АЗВх2 320-400/10Б-1 по перекачке нефти.
Насосы марки НК-360/80 также осуществляют при необходимости перекачку внутри резервуарного парка сырья.
Перекачка товарных бензина и дизельного топлива из резервуарного парка товарных нефтепродуктов осуществляется из насосной станции светлых нефтепродуктов. В насосной станции светлых нефтепродуктов расположены:
– 2 насоса по перекачке бензина ЦГ-100/32-15 (1 рабочий, 1 резервный);
– 3 насоса по перекачке дизельного топлива ЦГ- 100/32-15 (2 рабочих, 1 резервный);
– 2 насоса подачи нефти на установку НПУ-150 1ЦГ 25/50-7,5 (1 рабочий, 1 резервный).
Насосами по перекачке бензина и дизельного топлива осуществляются перекачка этих нефтепродуктов внутри резервуарного парка светлых нефтепродуктов и перекачка в резервуар для аварийных перекачек нефти и нефтепродуктов РВС-3000. Для перекачки мазута из резервуарного парка мазута на ж/д сливо-наливную эстакаду темных нефтепродуктов и автомобильную сливо-наливную эстакаду запроектирована насосная мазута.
Насосная станция мазута укомплектована 3 насосами ПНШ 125/3 (2 рабочих, 1 резервный). Эти насосы также используются для перекачек внутри резервуарного парка мазута.

Управление оборудованием НПУ-150 производится из операторной установки, в которой размещены все необходимые приборы и системы дистанционного управления установкой НПУ-150. Управление резервуарным парком, насосными станциями нефтеперерабатывающего производства осуществляется из операторной товарно-сырьевого парка. Системы управления выполнены на основе микропроцессорной техники. Технологическая связь между операторной установки НПУ-150 и операторной товарно-сырьевого парка осуществляется посредством интерфейсного кабеля. В операторных размещены системы звуковой и световой сигнализации о загазованности территории нефтеперерабатывающего производства и ее объектов, оповещение о пожаре и других нештатных ситуациях, а также управление системой наружного освещения.

Транспортировка сырья и продуктов нефтеперегонки производится по трубопроводам, уложенным на эстакадах с низкими опорами. Подача нефтепродуктов на железнодорожную и автомобильную сливо-наливные эстакады осуществляется по трубопроводам, проложенным на высоких опорах. Трубопроводы нефти и мазута обогреваются термогреющим кабелем.

Для удовлетворения потребностей производства в азоте: продувка установки НПУ-150 при пуске и останове, продувка технологических трубопроводов при ремонтно-профилактических работах, подача азота в печи при возникновении аварийной ситуации, хранение нефти и прямогонного бензина под «азотной подушкой», на площадке нефтеперерабатывающего производства размещена азотная станция АС МВА-20 с двумя ресиверами. Производительность азотной станции 20 м3/час по 98% азоту. Объем одного ресивера -25 м3, давление -12 атм. Запас азота на площадке составляет 600 нм3.
Минимальные выбросы азота, загрязненного парами нефтепродуктов, направляются на азотную свечу, состоящую из трубы рассеивания, гидрозатвора и площадки обслуживания. Габариты площадки – 8,4х4 м.

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий