Схема мини нпз

Из твердого сырья: муниципальные отходы, уголь, торф, древесные отходы. Из жидкого сырья: нефть, мазут, нефтешлам, отработанное масло.

Наши мини заводы роботы новинка века: ищем дилеров по всем странам мира. Сделай свою планету чистой, а себя успешным.

Мини-НПЗ “ПРОМЕТЕЙ” состоят из самостоятельных модулей соединенных последовательно. Модуль представляет собой кубовый испаритель на 5 кубов в сутки и трубчатую печь для нагрева нефтяного сырья. Такая схема компановки мини-НПЗ позволяет создать НПЗ способный адаптироваться под переработку любого вида нефтяного сырья.

Мини-НПЗ “ПРОМЕТЕЙ” – это мини-завод полуавтомат непрерывного действия, предназначен для получения светлых нефтепродуктов из любого жидкого нефтесодержащего сырья. Кубовый испаритель состоит из трубчатой печи и блока конденсации с противоточным пленочным испарителем.

На мини-НПЗ “ПРОМЕТЕЙ” из нефти прямой перегонкой можно получать следующие дистилляты: бензин (40. 200 °С); лигроин (110. 230 °С); керосин (140. 300 °С); газойль (230. 330 °С) и соляр (280. 350 °С).

Рекомендуемое размещение мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ» в 2-х стандартных 20-ти или 40-ка футовых железнодорожных контейнерах. Один контейнер предназначен под размещение трубчатых печей для нагрева нефтяного сырья, второй контейнер под размещение кубовых испарителей для испарения и конденсации светлых товарных нефтепродуктов.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-5» мощностью переработки 25 кубов нефти в сутки состоит из пяти типовых установок кубовый испаритель НП/КИ-5 подключенных последовательно.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-5» из пяти кубовых испарителей НП/КИ-5 можно одновременно получать 5 светлых фракционных дистиллятов.

1. Производительность установки по нефтяному сырью, т/сутки – от 23 до 27.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-4» мощностью переработки 20 кубов нефти в сутки состоит из четырех типовых установок кубовый испаритель НП/КИ-5 подключенных последовательно.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-4» из четырех кубовых испарителей НП/КИ-5 можно одновременно получать 4 светлых фракционных дистиллята.

1. Производительность установки по нефтяному сырью, т/сутки – от 18 до 22.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-3» мощностью переработки 15 кубов нефти в сутки состоит из трех типовых установок кубовый испаритель НП/КИ-5 подключенных последовательно.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-3» из трех кубовых испарителей НП/КИ-5 можно одновременно получать 3 светлых фракционных дистиллята.

1. Производительность установки по нефтяному сырью, т/сутки – от 14 до 16.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-2» мощностью переработки 10 кубов нефти в сутки состоит из двух типовых установок кубовый испаритель НП/КИ-5 подключенных последовательно.

На мини-НПЗ «ПРОМЕТЕЙ-2» из двух кубовых испарителей НП/КИ-5 можно одновременно получать 2 светлых фракционных дистиллята.

1. Производительность установки по нефтяному сырью, т/сутки – от 9 до 11.

Испарение – процесс перехода вещества из жидкого состояния в газообразное (пар). Процесс испарения является обратным процессу конденсации (переход из парообразного состояния в жидкое. Испарение(парообразование), переход вещества из конденсированной (твердой или жидкой) фазы в газообразную (пар); фазовый переход первого рода.

Для разделения n-компонентной смеси требуется п — 1 колонн, однако число возможных вариантов технол. схем с расчетом числа продуктов и способов их получения увеличивается экспоненциально. На рис. ниже показано, что для разделения смеси компонентов ABCD, расположенных в порядке возрастания т-р кипения, возможны 5 вариантов схем деления; для смеси из 10 компонентов число возможных схем составляет 4862.

Проектирование оптимальных схем разделения-сложная проблема теории разделения. Постановка задачи включает перечень продуктов разделения и требования к ним по составу целевых компонентов и примесей. При проектировании наиболее оптимальной схемы разделения вначале нужно провести анализ физ.-хим. свойствв компонентов исходной смеси, условий фазового равновесия в многокомпонентной системе, теплового баланса схемы, позволяющей выявить потенциальные источники и стоки энергии, и затем приступить к созданию вариантов схемы разделения.

Http://www. potram. ru/index. php? page=144

Представляет собой горизонтальные или вертикальные резервуары, с системой приёма сырья и отгрузкой готовой продукции

Исходя из практики проектирования для обеспечения нормальной работы установки требуется сырьевой парк, рассчитанный на хранение пятидневного запаса сырья и готовой продукции.

Для установки, например СК-800-2КН, ёмкостной парк состоит из вертикальных резервуаров объёмом 100-400 м 3 , в количестве минимум два резервуара на каждый вид продукции. Необходимо уточнить, что один резервуар должен быть резервным (пустым) и его объем равен самому большому резервуару в парке. По нормам пожарной безопасности резервуарный парк должен находится в 100 м от установки.

Прием сырья и отгрузка готовой продукции могут осуществляться как авто транспортом, так и железнодорожным транспортом.

При работе установки используется водяной пар, который необходим для технологического процесса, пожарной безопасности, на теплоснабжение пароспутников и системы отопления зданий.

Пар обеспечивается котельной проектируемой на базе котлов отечественного или импортного производства.

Возможно модульное исполнение котельной, либо размещение котельной в капитальном здании.

К капитальным зданиям проектируемым на предприятии относятся здания управления в составе помещений операторной, щитовой, лаборатории, здание пожарных насосов здание насосов оборотного водоснабжения.

Материал исполнения зданий в зависимости класса огнестойкости может быть из кирпича или сендвич панелей. К сооружениям относятся навесы насосных, печей, представляющие собой металлоконструкции.

Состоит, как правило, из 2-х резервуаров для хранения противопожарного запаса воды, емкостей запаса пенообразователя, пожарных насосов и системы сигнализации и пожарных трубопроводов с гидрантами. Объём запаса воды зависит от объема резервуарного парка, наличия ж/д эстакады, сейсмичности района строительства и рассчитывается в процессе проектирования. В среднем для предприятия с одной установкой запас воды на пожарные нужды составляет 800 —1000м 3

Установка соединяется с объектами инфраструктуры предприятия трубопроводами, линиями КИПиА и линиями электроснабжения проложенными на опорах.

На предприятии требуется система водоснабжения и канализации, обеспечивающая установку, здания и сооружения водой и канализацией. Все стоки предприятия представляют собой загрязнённую воду, которая направляется на очистные сооружения. Очистные сооружения служат для очистки загрязнённых стоков предприятия. Представляю собой систему модульных фильтров и емкостей заглубленных ниже глубины промерзания.

Комплексная переработка нефти с целевым получением таких продуктов как бензиновая, керосиновая и дизельная фракции, а также масляных фракций печного топлива и битумов дорожных и строительных марок осуществляется благодаря совместной работе установок СК-800-2КН и МБУ-3. При этом допускается полная автономная работа каждой установки. Глубина переработки всего НПЗ при таком комплексе достигает 90 %.

В качестве сырья для комплекса используется нефть. После того, как из нефти на установке СК-800-2КН отбирают бензиновую, керосиновую и дизельную фракции, получившийся мазут направляется в битумную установку МБУ-3 где из него извлекают вакуумный газойль с целью получения гудрона. Полученный гудрон окисляют до битума.

Материальный баланс рассчитан для среднетрубной малопарафинистой и высокосмолистой нефти с содержанием светлых фракций до 50 % получаемых за счет ректификации на установке СК-800-2КН. Оставшиеся 50 % мазута, разделяются: часть мазута направляется в товарно-сырьевой парк, а часть направляется на установку МБУ-3 и служат для неё сырьем. Выход каждой фракции зависит от перерабатываемого сырья и может быть определён по паспорту на сырье.

Http://nouprom-npz. ru/poleznye-svedeniya-o-mini-npz/struktura-mini-npz/

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) строят в регионах потребления нефтепродуктов. Они обычно удалены на тысячи километров от мест добычи нефти. Нефтехимические заводы (НХЗ) и предприятия органического синтеза располагаются вблизи НПЗ или на одной промышленной территории. Хранение обеспечивают подобные резервуары https://www. npommz. ru/rezervuary-rgs.

Качество нефти не всегда имеет решающее значение, так как давно разработаны технологические процессы, позволяющие получать основные нефтепродукты высокого качества практически из любой нефти. Однако для производства качественных битумов, нефтяного кокса и отдельных сортов нефтяных масел требуются специальные виды сырья. К примеру, из высокопарафинистых видов нефти весьма сложно получить качественные битумы, а из высокосернистых – малосернистый кокс.

Ассортимент продукции значительно расширяется, если в состав НПЗ включить нефтехимические производства, которые используют такие виды сырья, как прямогонный бензин, легкие парафиновые углеводороды (сжиженные), ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. Головным процессом НХЗ в большинстве случаев является пиролиз углеводородного сырья с получением этилена, пропилена, бутилен-дивинильной фракции, жидких продуктов пиролиза. На основе этих продуктов далее осуществляется широкая гамма нефтехимических синтезов.

Если мощности процессов ВПД, ВПп и ВПК отнести к мощности первичной переработки нефти (млн т/год), то сумма этих отношений дает так называемый уровень развития вторичных процессов – Увп (например, %). Такой коэффициент Увп может оценивать сопоставимо совершенство любой технологической схемы НПЗ или группы НПЗ, или нефтепереработки страны и региона, а также состояние развития как отдельных процессов и их групп, так и предприятий в целом. На начало 2001 г. средний уровень развития вторичных процессов НПЗ составлял в США около 147 %, в странах Западной Европы – 103 % и в России – 57 %, при этом значения Увп были равны, например, для Московского НПЗ – 90 % (при ГПН = 69 %), для Омского НПЗ – 80 % (при ГПН = 85 %), Ярославского НПЗ – 42 % (при ГПН = 63 %), а уровень развития вторичных процессов на трех наиболее совершенных НПЗ в США составлял 280-320 %. Если по количественной характеристике развития НПЗ России при их мощности 273 млн т/год занимают второе место после США (831 млн т/год), то по качественной характеристике развития своего производственного потенциала Россия занимает 72-е место среди 122 стран, имеющих НПЗ. При этом среднее значение коэффициента Увп равно для НПЗ: Казахстана – 78 % (43-е место), Беларуси – 66 % (58-е место), Литвы – 61 % (64-е место) и Украины – 52 %. К началу 2005 г. в России Увп – 73 % и 81 % – в 2010 г. (табл. 2.30).

Для оценки совершенства, сложности и технологичности современных НПЗ широко используются методики (для действующих НПЗ и для их усовершенствования в будущем), которые применяют индекс Нельсона (W. L. Nelson с 1960 г.), и индекс Нельсона-Фаррара (Nelson-Farrar Refinery Index, публикуемый ежемесячно в журнале Oil and Gas Journal, США), а также методики компании «Solomon Associates» (США) для расчета стоимости (капитальных затрат) модернизируемых предприятий (с учетом прежней стоимости, будущей инфляции и роста цен). Например, ОАО «Лукойл» подготовило стратегический материал «Перспективы нефтепереработки России на 2006-2017 гг. Технологический аспект, февраль 2008 г.» Согласно этому материалу, индекс Нельсона для НПЗ был равен в 2006 г. 10,8 – США, 7,4 – Западная Европа, 6,7 – среднемировой, 4,5 – Россия (ориентировочные данные). Общий объем первоначальных инвестиций по объявленным проектам нефтяных компаний России составит 50 млрд долл. США, а полная модернизация нефтепереработки России потребует не менее 100 млрд долл. США (в ценах 2007 г.), для того чтобы в 2017 г. НПЗ России достигли уровня НПЗ Западной Европы 2006 г.

Мощность НПЗ в Японии – 245 млн т нефти/год, в Китае – 218, Украине -51, Беларуси – 24, Азербайджане – 22, Казахстане – 21 млн т/год. Средняя мощность НПЗ в США – 5,3 млн т/год; в странах Западной Европы – 6,1, в России – 6,6 млн т/год. При этом в общей мощности российских НПЗ около 10 % заводов – мощностью 3-6 млн т/год, 15 % – 6-9, 19 % – 9-12, 25 % -12-15 и 27 % – 15-20 млн т/год.

Дальнейшим развитием комбинирования процессов первичной переработки нефти и процессов вторичной химической (реакционной) переработки нефтяных фракций стала установка ГК-3 мощностью 3 млн т/год (построено три установки). На этой установке кроме блока АВТ имелись также блок вторичной ректификации бензинов (ВтБ) блок каталитического крекинга (КК) вакуумного газойля, блок висбрекинга (ВБ) гудрона для получения маловязкого котельного топлива, блок ГФУ для разделения газов с КК и ВБ и получения пропан-пропиленовой (ППФ) и бутан-бутиленовой (ББФ) фракций. Наибольшее распространение получили крупнотоннажные комбинированные установки неглубокой переработки нефти JlK-бу (сейчас эксплуатируется более 10 установок, первая с 1975 г. на Мозырском НПЗ) производительностью 6 млн т нефти/год. На установке объединены по жесткой схеме уже шесть технологических процессов: атмосферная ректификация нефти (АТ), ВтБ, каталитический риформинг бензиновой фракции 85-100 °С (КР), гидродеароматизация фракции реактивного топлива (ГДА), гидроочистка дизельной фракции (ГО), ГФУ для фракционирования предельных углеводородов от трех предыдущих процессов с получением сухого газа С,-С2 как заводского топлива и газовых фракций С3, С4 и С5. На блоке КР получают, в частности, водородсодержащий газ, используемый как для КР, так и для ГДА и ГО.

Висбрекинг можно заменить процессом гидровисбрекинга мазута или гудрона, представляющим собой неглубокое термическое разложение мазута (гудрона) в среде водорода. Гидровисбрекинг производит фракцию при температурах 350-500 °С для каталитического крекинга.

Http://enciklopediya-tehniki. ru/tehnologiya-dobychi-gaza-i-nefti/sovremennye-shemy-pererabotki-nefti. html

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ [7].

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ – AT, ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т. д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока – ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 – 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год) [7].

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти – это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют [7]:

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 – 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 – 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 – 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 – 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 – 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 – С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ [6].

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 – C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 – 0,2%(мас.)]. Давление его – до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 – 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) – это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 – 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 – 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 – 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 – 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант – это отбор авиационного керосина – фракции 140 – 230 "С. Выход ее составляет 10 – 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 – 280 °С или 140 – 300 °С) составляет 14 – 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 – 26%(мас), если потоком А" отбирается авиакеросин, или 10 – 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240 – 380 °С, выход ее от нефти 3 – 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется [5].

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 – 500 °С (в отдельных случаях 350 – 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 – 25%(мас.) (или 26 – 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 – 14%(мас.)] и 420 – 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти – до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам [5]:

– как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

– как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

– как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ – это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико – 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 – 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 – 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 – 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара [5].

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум – до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Http://lektsii. org/6-16450.html

МИНИ НПЗ на базе малогабаритной установки УКМ-600 по переработке мазута, отработанных масел путём термо-крекинга

Технологический процесс переработки мазута, отработанных масел на малотонажной установке УКМ-600 основан на прцессе термо-крекинга и позволяет увеличить глубину переработки нефти до 75%.

Сырье — мазут. Получаемые продукты – бензиновая фракция, дизельное топливо и мазут(другого химического состава в отличие от сырья-мазута).

Установка состоит из 2-х трубчатых печей горизонтального типа, двух сокинг-секций, ректификационной колонны колпачкового типа, выносной стрипинг-секции с колпачковыми тарелками, теплообменники, сборники продукции.

Легкий термический крекинг начинается при нагреве сырья до 450?С в трубчатых печах и продолжается в сокинг-секциях. Горизонтальные трубчатые печи работают на жидком или газообразном топливе. Переработанное в печах и сокинг-секциях сырье-мазут поступает в колонну колпачкового типа, где разделяется на продуктовые фракции, охлаждается в теплообменниках и собирается в сборники, откуда откачивается в технологические емкости. Конверсия сырья-мазута составляет до 40%.

В колонне применяется острое орошение бензиновой фракцией и промежуточное орошение дизельной фракцией, позволяющие точно контролировать рабочий режим колонны.

Для конденсации углеводородных паров применяется циркуляция воды с объемным расходом 20-25м3 /ч. Занимает небольшую площадь в плане и максимально использует самотек.

Сырье – мазут поступает в емкости Е6/1, Е6/2 с установки КРН-600-2К. Отработанное масло – подвозят автотранспортом. Прием масла из автоцистерн осуществляют насосом Н9. Для приема сырья присоединяют шланг к автоцистерне. Открывают задвижки КР3.2, КР3.3, Н9.3, Н9.4 (Н9.5, Н9.6), Н9.9. Задвижки КР3.1, КР3.4, Н9.1, Н9.2, Н9.8, Е2.2 должны быть закрыты. У емкости Е6/1 (Е6/2) открывают задвижку Е6.12 (Е6.17) в зависимости от того в какую емкость будут производить закачку масла. Включают насос Н9 и по линии м-11 производят закачку масла в соответствующую ёмкость.

Из емкости Е6/1 или Е6/2 сырье с температурой 60(150) С, по трубопроводу м-21 поступает на вход насоса Н30. Сырье насосом Н30 по линии м-22 подается в теплообменник ТО6 где оно нагревается крекинг-остатком из низа колонны К1 до температуры 110-120(210-220)С, при этом происходит охлаждение крекинг-остатка до 220-230оС. Из ТО6 сырье по линии м-23 поступает в трубное пространство теплообменника-2. В теплообменнике-2 сырье нагревается крекинг-массой до 160-170(240-250)С, при этом крекинг-масса охлаждается до 320-340оС. Из теплообменника-2 сырье поступает по линии м-24 в трубчатую печь П2 (автоматизированный нагреватель углеводородов НУ-1000). В печи происходит нагрев сырья до температуры 400-420 С, а также перегрев насыщенного водяного пара от 150-170 С до 240 – 260С, поступающего из котельной. Перегретый водяной пар используется для интенсификации процессов испарения и отпаривания углеводородов, он подается на барбатеры установленные в стрипинг-секции СС и в кубе колонны К3.

Пар, подаваемый в печь, должен быть всегда включен! Полностью перекрывать пар нельзя – возможно прогорание труб парового змеевика. Минимально возможное количество пара, пропускаемое через печь – 60 кг/час

Из печи П2 сырье поступает в дегазатор Д. В дегазаторе происходит отделение паров и газов от жидкой фазы. Пары и газы по трубопроводу г-21 поступают в колонну К3, а жидкое сырье поступает в межтрубное пространство теплообменника-1. В теплообменнике-1 протекает термический крекинг, сопровождающийся поглощением энергии. Для компенсации потерь энергии в трубное пространство подается теплоноситель с температурой 500-550С. В качестве теплоносителя используется углекислый газ. Теплоноситель подается компрессором КМ-2 по замкнутой системе. Нагрев теплоносителя осуществляется в печи утилизации П3.Частьпаров легких фракций и газов крекинга выводится из теплообменника-1 по линии г-22 в колонну К3. Остальная крекинг-масса поступает в смеситель СМ. В смесителе происходит смешение газопаровой фазы с воздухом подаваемым компрессором КМ-1. При окислении газопаровой фазы происходит повышение температуры крекинг-массы и она поступает в межтрубное пространство теплообменника-2. В зависимости от температуры с которой крекинг-масса поступает в теплообменник-2 регулируют количество подаваемого воздуха с помощью индикатора расхода воздуха ИРВ. В теплообменнике-2 продолжается процесс крекинга. Часть паров легких фракций и газов крекинга выводятся из теплообменника-2 по трубопроводу г-23 в колонну К3. Так как потери энергии не восполняются, то происходит снижение температуры крекинг-массы. На выходе из теплообменника-2 крекинг-масса дополнительно охлаждается мазутом до 320-340С. Из теплообменника-2 крекинг-масса поступает в колонну К3 на разделение. Опора колонны поднято на 6,35м, а площадка с теплообменниками, емкостями поднята на 3,58м. Колонна К3 содержит 18 колпачковых (10 для бензиновой, 8 для дизельной фракций), 1 полу-глухую тарелки и 2 отпарные пластины. В колонне К3 проходит процесс ректификации. Легкокипящие фракции испаряются и поднимаются по колонне вверх, а тяжелокипящие конденсируются и стекают вниз. Для более четкого разделения в колонну организована подача холодной бензиновой фракции на верхнюю тарелку и подача холодной дизельной фракции на 12 тарелку сверху, под полу-глухую тарелку. В результате бензиновая фракция и газы крекинга уходит верхом из колонны К3. Крекинг-остаток уходит из низа колонны К3, для интенсификации процесса отпаривания из крекинг-остатка внизу колонны К3 предусмотрена подача острого перегретого пара. Контроль за расходом пара и его регулирование осуществляется индикаторами расхода пара ИРП. Керосино-дизельная фракция собирается на полу-глухой тарелке и отводится по трубопроводу д-21 в стрипинг-секцию СС. В стрипинг-секции происходит отпаривание керосиновых фракций, которые возвращаются в колонну К3, а дизельная фракция уходит низом. Для интенсификации процесса отпаривания в стрипинг-секции предусмотрена подача острого перегретого пара через барбатер. Для безопасности ведения технологического процесса на колонне К3 установлен предохранительный клапан КП3 соединенный газовой линией г-22 с емкостью Е1/1.Пары бензиновой фракции и газы, уходящие с верха колонны К3 по трубопроводу б-21 поступают в водяной холодильник Х21, установленный на емкости Е21. В холодильнике происходит охлаждение газов, паров бензиновой фракции, конденсация и охлаждение бензиновой фракции. Охлажденная до 40С бензиновая фракция и газы поступают в емкость Е21 которая выполняет функции сборника, рефлюксной емкости и водоотделителя. В емкости Е21 происходит накопление бензиновой фракции, отделение газов крекинга от нее, а также отделение воды, содержащейся в исходном сырье и поступающей с острым перегретым паром. Отделившиеся газы проходят через колонну с каплеотбойными пластинами и попадают в циклон. В циклоне происходит отделение увлеченных потоком газа капель бензиновой фракции. Капли оседают на стенках циклона и стекают обратно в емкость Е21. Осушенные газы крекинга уходят верхом циклона и по трубопроводу г-24 поступают либо на сжигание в печь утилизации П3, либо по трубопроводу г-25 на свечу рассеивания СВ. По мере пребывания бензиновой фракции в емкости происходит выделение из нее воды и расслаивание. Вода с большей плотностью опускается вниз, а бензиновая фракция поднимается вверх. Вода находящаяся внизу по трубопроводу ВК поступает в канализацию. Так как часть бензиновой фракции используется для орошения, то для того чтобы вода не попала в трубопровод б-23 на прием насоса Н31 в емкости установлена перегородка. Бензиновая фракция находящаяся сверху воды перетекает через перегородку и по трубопроводу б-23 поступает на прием насоса Н31. Насос Н31 подает бензиновую фракцию на верхнюю тарелку колонны К3 по трубопроводу б-24. Регулирование расхода бензиновой фракции на орошение осуществляется по температуре на верхней тарелке регулирующим клапаном РК.2. Насос Н31 расположен под площадкой колонны К3.Остальная часть бензиновой фракции по трубопроводу б-22 поступает в расширитель, а из него по трубопроводу б-25 в трубопровод б-1 установки КРН-600-2К. В трубопроводе б-1 происходит смешение бензиновой фракции полученной на установке КРН-600-2К и бензиновой фракции полученной в установке УКМ-600. (Если установки работают одновременно). Смешанная бензиновая фракция поступает в емкость Е3/1(Е3/2)(см. КРНП-85-1,3-ТХ-2,3).Сконденсированная керосино-дизельная фракция собирается на полу-глухой тарелке и с нее поступает по трубопроводу д-21 в стрипинг-секцию СС, установленную на холодильнике Х22. Стрипинг-секция содержит 4 отпарные тарелки и служит для отпаривания из дизельной фракции керосиновых фракций. Пары керосиновых фракций возвращаются в колонну К3. Отпаренная дизельная фракция поступает в водяной холодильник Х22. Из теплообменника Х22 дизельная фракция поступает по трубопроводу д-22 в водяной холодильник Х23, установленный на емкости Е22. Охлажденная до 40-50С дизельная фракция поступает в рефлюксную емкость-сборник Е22 по трубопроводу д-23. Из рефлюксной емкости часть дизельной фракции по трубопроводу д-24 поступает на прием насоса Н32. Насосом Н32 дизельная фракция подается на 12 тарелку сверху колонны К3 в качестве флегмы, под полуглухую тарелку. Насос Н32 расположен под площадкой колонны К3.

Регулирование расхода дизельной фракции на орошение осуществляется по температуре на 12-ой тарелке регулирующим клапаном РК.1. Часть дизельной фракции может быть возвращена в процесс крекинга насосом Н34 по трубопроводу д-28. Насос Н34 расположен под площадкой колонны К3.Остальная часть дизельной фракции по трубопроводу д-26 самотеком поступает в трубопровод д-2 установки КРН-600-2К. В трубопроводе д-2 происходит смешение дизельной фракции полученной на установке КРН-600-2К с дизельной фракцией полученной на установке УКМ-600 (если установки работают одновременно). Смешанная дизельная фракция по трубопроводу д-2 поступает в емкость Е5/1 (Е5/2)(см. КРНП-85-1,3-ТХ-2,3).Крекинг-остаток с температурой 300оС выходит из низа колонны К3 и по трубопроводу м-29 поступает в теплообменник ТО6. В теплообменнике ТО6 происходит охлаждение крекинг-остатка до 220-230С сырьем поступающим на переработку. Из теплообменника ТО6 крекинг-остаток поступает в теплообменник ТО7 по трубопроводу м-30, где он охлаждается водой до 140-150С. Из теплообменника ТО7 крекинг-остаток по линии м-31 поступает в емкость Е6/3 (см. КРНП-85-1,3-ТХ-2,3).

Если бензиновая фракция в емкости Е21 соответствует показателям качества то она по трубопроводу б-25 через открытую задвижку РШ.1 попадает в трубопровод б-1 установки КРН-600-2К (см. КРНП-85-1,3-ТХ-2). В трубопроводе б-1 происходит смешение бензиновых фракций полученных на установках КРН-600-2К и УКМ-600 (если они работают одновременно) и смешанная бензиновая фракция поступает в емкости Е3/1, Е3/2. Для этого на емкости Е3/1(Е3/2) открывают задвижку Е3.3 (Е3.7) в зависимости от того в какую емкость будет производиться слив и бензиновая фракция самотеком перетекает в емкость. После заполнения емкости Е3/1 (Е3/2) бензиновой фракцией проводят анализ. Если продукт удовлетворяет показателя м качества, то его отпускают потребителю через наливной стояк КР1 насосом Н7.Для этого у емкости Е3/1 (Е3/2) открывают задвижку Е3.1 (Е3.5) на линии б-12. У насоса Н7 открывают задвижки КР1.5, КР1.1, КР1.2. Задвижки КР1.3, КР1.4, КР1.6, КР1.7, КР1.8 должны быть закрыты. Включают насос Н7 и осуществляют отгрузку бензиновой фракции. После заполнения цистерны отключают насос, и закрывают открытые задвижки.

Если же бензиновая фракция не соответствует показателям качества, то она направляется на вторичную переработку. Для этого закрывают задвижку РШ.1, открывают задвижку РШ.2 для перехода из линии б-25 в линию а-1 установки КРН-600-2К (см. КРНП-85-1,3-ТХ-2), на емкости Е1/1 (Е1/2) открывают задвижку Е1.18 (Е1.19) и некондиционная бензиновая фракция самотеком поступает в сырьевую емкость на вторичную переработку.

Http://mininpz. zx6.ru/Albom2_tkm_500/Opisanie_tkm_500.htm

В последние годы существования Министерство нефтеперерабатывающией промышленности Советского Союза основное внимание уделяло строительству новых заводов в Литве, Казахстане, Туркмении

В последние годы существования Министерство нефтеперерабатывающией промышленности Советского Союза основное внимание уделяло строительству новых заводов в Литве, Казахстане, Туркмении.

В связи с этим на территории нынешней России после 1970 г. было построено только 2 НПЗ, и в настоящее время российская нефтяная промышленность располагает в основном заводами с изношенным оборудованием, нуждающимся в большой реконструкции. Из 27 НПЗ, расположенных на территории России, 9 было пущено в эксплуатацию до Второй Мировой войны, ещё 5 заводов построены до 1950 г., ещё 10 заводов – до 1960 г. включительно. Таким образом, более 20 нефтеперерабатывающих заводов из 27 функционируют более 50 лет и требуют обновления.

Россия разделена на 12 экономических районов (см. рисунок «Карта экономического районирования России»). В 10 из них имеются нефтеперерабатывающие заводы (за исключением Центрально-Чернозёмного и Калининградского экономических районов).

Российские нефтеперерабатывающие заводы России строились по трем вариантам: по топливному варианту, по масляному варианту и по варианту, связанному с получением сырья для нефтехимического производства. Все варианты нефтеперерабатывающих заводов представлены ниже.

В зависимости от варианта переработки заводы имели различный набор установок. Для всех заводов топливного варианта характерны установки риформинга, каталитического крекинга, гидроочистки дистиллятов. Заводы, работающие по масляному варианту, как правило, имеют установки деасфальтизации гудрона, селективной очистки (раньше фенолом или фурфуролом, в последнее время применяется N-метилпирролидон ввиду относительных нетоксичности и экологичности последнего), депарафинизации, гидро – или адсорбционной очистки.

Заводы работают по одному из трёх вариантов: топливному, топливно-масляному и топливно-нефтехимическому. В случае первого бывают два случая – глубокой и неглубокой переработки нефти. Ниже подробно рассмотрена поточная схема завода, работающего по топливному варианту глубокой переработки нефти.

Схема завода, работающего по топливному варианту глубокой переработки нефти

По поточной схеме глубокой переработки нефти по топливному варианту работают Омский, Павлодарский, Московский, Уфимский (Уфанефтехим), Мажейкский НПЗ и другие.

Среди российских НПЗ по топливному варианту неглубокой переработки нефти), работают Орский, Киришский и другие, конечно, различающиеся по набору установок, но одинаковые по основным направлениям переработки без каталитического крекинга и гидрокрекинга, коксования.

По поточной схеме (масляный вариант) работают Волгоградский, Рязанский, Ферганский НПЗ. Отличием от топливного варианта является то, что отсутствует процесс термического крекинга гудрона, а мазут направляется на маслоблок, где из него в ходе последовательных процессов (в случае дистиллятов: вакуумная перегонка, селективная очистка, депарафинизация, гидроочистка (в случае остатка процессу селективной очистки предшествует деасфальтизация)) получают дистиллятные и остаточные базовые масла, а также парафин и церезин (в ходе их обезмасливания).

Схема завода, работающего по топливно-масляному варианту переработки нефти

По топливно-нефтехимической схеме работают Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез. Особенностью этого варианта переработки нефти заключается в том, что нет процесса термического крекинга (по сравнению с топливным вариантом), а есть процесс пиролиз. Сырьём для этого процесса являются бензин и дизельное топливо. Получаются непредельные углеводороды: алкены и алкадиены (этилен, пропилен, изобутилен, бутелены, изоамилен, амилен, цеклопентадиен), которые затем подвергаются экстракции и дегидрированию (целевые продукты – дивинил и изопрен), а также ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Отметим, что чем глубже переработка нефти, тем больше прибыли получает НПЗ. Это отражено на диаграмме ниже.

Изменение прибыли НПЗ в зависимости от глубины переработки нефти

1 – топливный вариант, неглубокая переработка нефти, выход бензина 15 % (отбензинивание нефти);

2 – топливный вариант, неглубокая переработка нефти, выход моторных топлив 45 %;

4 – топливный вариант, глубокая переработка, выход моторных топлив 75 %;

5 – топливно-нефтехимический вариант, выход моторных топлив 55 %, 300 тыс. тонн этилена в год;

6 – топливно-нефтехимический вариант, выход моторных топлив 55 %, 750 тыс. тонн этилена в год.

Раньше продукты органического синтеза получали из сырья растительного и животного происхождения. Эти продукты широко используются для увеличения октанового числа автомобильных бензинов. При этом наблюдается экономия за счёт снижения удельного веса двигателя, повышения его мощности, снижения расхода бензина и масла. Повышения октанового числа можно достичь следующими процессами вторичной переработки нефти: полимеризацией непредельных углеводородов с числом атомов углерода 3 (образуется так называемый полимербензин), алкилирования (4 атома углерода), изомеризация (5 и 6).

С текущей ситуацией и прогнозом развития нефтеперерабатывающей промышленности в России можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Нефтепереработка в России: анализ текущего состояния и прогноз развития».

Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=5346

Турбулентно-кавитационный модуль МТК-1МН по переработке газового конденсата, прямогонных и стабильных бензинов

Мини-НПЗ для децентрализованного снабжения моторными топливами и битумными дорожными материалами

Создана и прошла промышленную апробацию малогабаритная модульная установка МТК-1М для получения товарных бензинов и дизельного топлива из газового конденсата и сырой нефти, а также для перевода летнего дизтоплива в зимнее и арктическое. В процессе переработки углеводородов модуль обеспечивает глубокий уровень обессеривания продукции и, при необходимости, получение стабильного биоэтанольного топлива с содержанием спирта 10-30%.

производительность модуля в контейнерном исполнении – 5 – 22 м 3 /ч, установленная мощность – 75 кВт, рекомендуемая минимальная мощность источника электропитания – 160 кВА, удельный расход электроэнергии – 1,5-2,7 кВт·ч/м 3 , вес – 1250 кг, рабочее давление 3 атм; температура технологического процесса 30-80 0 С; обслуживание – 1-2 человека, фундамент не требуется.

Модуль дополнительно комплектуется блоком подготовки сырья, вспомогательным оборудованием и 2 ректификационными колоннами с соразмерной производительностью согласно “Схеме товарно-сырьевых потоков” и спецификации. Колонны могут быть атмосферными или вакуумными, в зависимости от состава нефти. Для производства битумных дорожных покрытий требуемого состава и свойств мини-НПЗ комплектуется блоком производства битумно-эмульсионных материалов производительностью 16 м 3 /час в непрерывном режиме.

Рекомендуемая мощность источника электропитания полнокомплектного мини-НПЗ составляет 240 кВА. Занимаемая площадь – 1200 м 2 . Численность обслуживающего персонала в смену – 5-6 человек. Для работы мини-НПЗ используется оборотная вода. При комплектации мини-НПЗ блоком битумно-эмульсионных материалов расход воды составит 5-7 м 3 /час.

Глубина переработки газового конденсата в моторные топлива – 93%, сырой нефти до битумных материалов – 100%; мобильность и малые весогабаритные характеристики; Отсутствие открытого огневого разогрева и высокая пожаробезопасность позволяют размещать модуль вблизи промыслов, включая низкодебитные скважины; Возможность получения из летнего дизельного топлива зимнего и арктического с уменьшенным содержанием серы по евро-нормам; Безотходный характер переработки углеводородного сырья благодаря полной утилизации кубовых остатков в дорожный битум; Оптимизация технологического процесса с целью снижения капитальных и эксплуатационных затрат и возможность гибкой коррекции технологических параметров. Предлагаемый комплекс переработки углеводородов решает логистическую проблему автономного снабжения моторным топливом нефтегазовые промыслы и другие объекты, которые удаленны от нефтебаз и крупных НПЗ, а также производства дорожных покрытий для местных условий эксплуатации. В случае расположения мини-НПЗ рядом с сырьевым складом значительно уменьшаются затраты на инфраструктуру установки. Все блоки поставляются в состоянии максимальной готовности к монтажу и требуют проведения работ только по теплоизоляции и соединению между собой трубопроводов и кабелей.

Установка укомплектована датчиками давления, температуры, уровня, расходоме рами с телеметрическим выходом, что позволяет организовать управление технологическим процессом централизованно из операторной при помощи компьютера. Программное обеспечение позволяет визуально отображать технологическую схему установки на мониторе компьютера с необходимыми технологическими параметрами (температура, давление, уровни, расходы и др.) в реальном времени, а также управлять технологическим процессом (менять установки технологических параметров, управлять регулирующими клапанами, печью, включать, отключать насосы и др.

Алгоритм программы позволяет управлять установкой, получать аварийную, предупреди тельную и технологическую сигнализацию, автоматически отключать установку в аварийной ситуации, автоматически создавать отчет о работе установки, вести коммерческий учет нефтепро дуктов и др.

В технологическом процессе переработки нефти не используется вода и водяной пар, поэтому сточные воды отводятся в минимальном количестве для хозяйственно-бытовых потребностей. Основными постоянными выбросами в атмосферу являются продукты сжигания топлива в печи разогрева сырья перед ректификационной колонной. Периодическими выбросами могут быть сбросы с предохранительных клапанов технологического оборудования.

Оптимальная производительность по сырью (сырая нефть) полнокомплектных мини-НПЗ составляет 100 т/сутки. Режим работы – непрерывный.

Выход товарной продукции: бензины с октановым числом 80-95, дизельное топливо, битумно-эмульсионный материал для строительных работ и дорожных покрытий определяется фракционным составом перерабатываемой нефти. Углеводородные отходы переработки нефти отсутствуют. Октаноповышающие присадки для производства товарных бензинов производятся из имеющегося сырья.

Модуль МТК-1М для получения моторного топлива – бензинов и дизельного топлива – стоимость М одуль переработки сырой нефти, включающий блок подготовки и термообработки сырой нефти, 2 ректификационных колонны, теплообменники, блоки МТК-1МХ и МТК-1МН для получения товарных бензинов Блок изготовления битумно-эмульсионного строительного материала из кубовых остатков – стоимость Блок автоматики и управления. Рекомендуемый объем емкостного парка для сырья соответствует 7-10-дневному запасу.

Окончательная стоимость комплектации мини-НПЗ для переработки нефти зависит от характеристик и состава сырья, от степени обустройства площадки для его размещения – наличия или отсутствия емкостного парка, источников электроэнергии, воды, подъездных коммуникаций, характера грунтов и т. д., и может значительно снизиться при наличии готовой общезаводской инфраструктуры.

Техническое обслуживание проводится 1 раз в квартал течение 3 часов при значительном снижении производительности комплекса или соответствии с перечнем планового технического обслуживания.

Срок изготовления и поставки всего комплекса нефтепереработки – 6 месяцев; монтаж, пусконаладка и сдача “под ключ” – 1 месяц. Итого, весь комплекс будет сдан Заказчику через 7 месяцев после начала финансирования.

20% – после уведомления и предъявления Заказчику мини-НПЗ в сборе на площадке (складе) производителя (г. Харьков, Украина);

10% – после проведения пуско-наладочных работ и сдачи мини-НПЗ Заказчику “под ключ”.

Стоимость транспортировки комплекта мини-НПЗ до морского порта назначения и промышленной площадки для размещения мини-НПЗ оплачивается Заказчиком дополнительно.

Кроме того исполнитель работ принимает на себя следующие обязательства:

Обучение персонала, предоставление комплекта документации по обслуживанию установки, технологический регламент, должностные инструкции, инструкции по эксплуатации, гарантийное сопровождение эксплуатации в течение года.

Блок-схема модульного комплекса мини-НПЗ и схема товарно-сырьевых потоков для полнокомплектного мини-НПЗ пр иведены ниже.

Схема емкостного парка мини-НПЗ на основе модуля МТК-1М и фотографии мини-НПЗ представлены в приложении.

For decentralized supply of motor fuels and paving bitumen materials

The small-size modular plant MTK-1M for production commercial petroleum and diesel fuel from gas condensate and crude oil, as well as for transformation of summer diesel fuel into winter and arctic type, has been designed and industrially tested. In the process of refinery this module ensures a deep level of oil desulphurization and, if required, production of stable bio-ethanol fuel with alcohol content of 10-30%/

· Recommended minimum capacity of the electric power source – 160 kVa,

For refining of crude oil the module is equipped with raw material preparation unit and 1-2 rectifying columns with proportionate production capacity. The rectifying columns can of crude-distillation or vacuum type, depending on the oil composition. For production of paving bitumen of the required composition the plant is equipped with a production unit of bitumen emulsion road paving materials with production capacity of 16 m 3 /h in continuous mode.

The recommended capacity of the electric power source of a complete mini-plant is 240 kVa. The occupied area is 1200 m 2 . The number of servicing personnel per shift is 5-6 persons. The recirculated water is used for operation of the mini petroleum refinery plant. In case of using a production unit for bitumen and emulsion materials in the structure of the mini petroleum refinery plant the water consumption will make up 5-7 m 3 /h.

Advantages of the mini petroleum refinery plant are determined by a number of know-how solutions used: the level of refining gas condensate into motor oils is 93%, crude oil into bitumen materials – 100%; mobility and small weight and dimensions; absence of open fire heating and high fire safety allow deploying the module near oil fields, including law-debit oil wells; possibility of transformation of summer diesel fuel into winter and arctic fuel with reduced sulfur content according to EC standards; non-waste refining of hydrocarbon raw materials due to full utilization of stillage bottoms into paving bitumen; optimization of the technological process aimed at reduction of capital and operational expenses and possibility of flexible correction of technological parameters.

The offered refining complex provides a solution to logistic problem of autonomous supply of fuel oil of oil and gas fields and other object located at a considerable distance from petroleum depots and large petroleum refining plants, as well as production of road pavement for local operational conditions.

In case of deploying mini petroleum refinery plants near raw materials depot, the expenses for infrastructure of the plant are considerably reduced. All blocks are delivered ready for erection and the installation requires only insulation and pipeline and cable connection works.

Plant control system. The plant is equipped with pressure, temperature, level sensors and flow meters with telemetric output enabling to establish a centralized control of the technological process from the operator’s room using a computer. Computer software provides visual displaying of the plant’s technological diagram at the PC monitor together with the required technological parameters (temperature, pressure, levels, consumption, etc.) in real time mode, and control the technological process (change the technological parameters, control the regulating valves, furnace, activate and deactivate pumps, etc.)

The software algorithm provides control of the plant, emergency and technological alarming, automatic switching off in case of emergency, creating automatic report of the plant operation, commercial accounting of oil consumption, etc.

Environmental characteristics of the mini petroleum refinery plant. The technological process of oil refining does not require water and water steam, therefore producing minimum amount of waste water, which is used for domestic needs. The main permanent exhausts to the atmosphere are the fuel combustion products from the heating furnace before the rectifying column. There can also be periodical exhausts from the safety valves of technological equipment.

The optimum production capacity using crude oil as raw material of a complete mini-plant is 100 tons per day. Continuous operational mode.

Production range includes petroleum with octane number of 80-95, diesel fuel, bitumen emulsion paving and construction material, and is determined by the fractional composition of the refined oil. No hydrocarbon wastes of oil refinery are produced. Octane boosters for production of commercial petroleum are produced from available raw materials.

The fully-equipped mini petroleum refinery plant comprises the following components:

· Module МТК -1 М for production of motor fuel – petroleum and diesel fuel

· Module of crude oil distillation, including the crude oil preparation and thermal treatment unit, 2 rectifying columns, heat exchangers, units МТК -1 МХ and МТК -1 МН for producing commercial petroleum grades

· Production unit of bitumen emulsion construction and paving material from stillage bottoms

The recommended volume of tank farm for raw materials corresponds to a 7-10 days reserve.

The final price of the complete mini petroleum refinery plant depends on the parameters and composition of raw materials, as well as on the availability of on-site facilities – tank farm, electric power and water supply sources, transport routes, soil characteristics, etc. and can be significantly reduces in case of available ready production infrastructure.

Maintenance is carried out once a quarter lasting 3 hours or with a marked decrease in performance according to the list of scheduled maintenance.

Term of manufacturing and delivery of the whole refinery complex is 6 months; erection, pre-commissioning and “turn-key” commissioning is 1 month. So the whole term of commissioning to the customer is 7 months from the starting of financing – advance payment in the amount of 70%.

20% – upon notification and presentation of the assembled mini refinery plant to the Customer on the site (storage facility) of the manufacturer (Kharkov, Ukraine);

10% – upon completion of pre-commissioning works and “turn-key” commissioning of the object to the Customer.

Transportation cost of the mini petroleum refinery plant to the destination seaport and industrial site intended for installation of the mini petroleum refinery plant is subject to the additional payment by the Customer.

-provision of servicing documentation – technological chart, administrative duties, operational instructions;

– guarantee servicing and assistance in operation during one year.

The block diagram of the modular mini refinery plant and flow chart of a complete mini plant are represented below.

The diagram of storage tank capacities of the mini refinery plant based on МТК -1 М module and photos of the mini refinery plant are represented in the annex.

Http://shidnaftapostach. ru/mininpz

установки по переработке углеводородов (нефть, газовый конденсат) с получением бензина, керосина, дизельного топлива соответствующих ГОСТам РФ путём каталитического ЦЕОФОРМИНГА; установки по производству дорожного и строительного битума; установки для утилизации нефтешламов; изготавливаем блоки для мини-нпз (испарители, печи, колонны, теплообменники, рекуператоры. ); для монтажных работы любой сложности, ремонтные работы, пуско-наладочные работы и обучение персонала.

Предлагаем Вашему вниманию нефтеперерабатывающую установку для производства готовых товарных продуктов, презентацию можно скачать в формате pptx: СКАЧАТЬ ПРЕЗЕНТАЦИЮ

Мини НПЗ – это заводы по нефтепереработке мощностью менее одного миллиона тонн нефти в год. Подобные малотоннажные установки являются доступными для широкого круга бизнес-проектов благодаря своей выгодной цене. Объём производимой продукции от 20 до 20 0 куб/м. в сутки.

В отличие от гигантских дорогостоящих производств по переработке нефти и газового конденсата, у мини-НПЗ нет проблем с инфраструктурой, обслуживанием огромной территориальной зоны, дальней транспортировкой сырья и продукции, а также – с поддержанием дорогостоящего оборудования в рабочем состоянии. Мини НПЗ – это мобильные производства, полностью автоматизированные, не требующие большого штата сотрудников и сохраняющие работоспособность в любом климате.

Мини-НПЗ способны перерабатывать и нефть, и газовый конденсат без каких-либо изменений в конструкции оборудования. Установки предназначены для производства бензина, дизельного топлива и мазута на месторождении или в непосредственной близости к потребителям нефтепродуктов. Производство нефтепродуктов создается при умеренном капиталовложении и в короткие сроки.

МиниНПЗ нашего производства полностью автоматизированы и предназначены для работы с минимальным количеством обслуживающего персонала.

Область применения мини НПЗ – это обеспечение топливом небольших регионов или крупных предприятий. Существенное преимущество мини НПЗ нашей компании – это ставка на небольшой перечень производимых топлив, имеющих стабильный спрос на рынке.

Http://npz-russia. ru/index. php/19-sample-data-articles/mini-npz/24-mini-npz

Задайте его! Персональный менеджер свяжется с Вами и поможет решить любую задачу

Актуальные маркетинговые исследования и бизнес-планы – залог успешного развития Вашего бизнеса!

В рамках сотрудничества с проектом MegaResearch в данном разделе представлен самый полный в интернете каталог готовых маркетинговых исследований и бизнес-планов. По состоянию на 20 апреля 2018 г. в нашем магазине собраны 16160 маркетинговых исследований и 4136 бизнес-планов. Любой отчёт Вы можете купить в онлайн-режиме, воспользовавшись формой заказа.

ввведения в действие нового предприятия в любой сфере; инвестиционных проектов модернизации производства, с целью увеличения объема продаж и качества выпускаемой продукции

NEW! ГОТОВЫЕ БИЗНЕС-ПЛАНЫ (4094)
Безопасность, связь и коммуникации (73)
БИЗНЕС-ПЛАН РАЗВИТИЕ КОМПАНИИ ORENLINE ПО СИСТЕМЕ ФРАНШИЗА (УСЛУГИ СВЯЗИ(МОБИЛЬНАЯ, СТАЦИОНАРНАЯ), ИНТЕРНЕТ-ПРОВАЙДИНГ) Разработка бизнес-плана фотостудии в г. Архангельск Бизнес-план: Инвестиционный меморандум «Организация радиовещательной компании» Все исследования

Бизнес, финансы, страхование, маркетинг и реклама (155)

Бизнес-план: открытие автоломбарда Бизнес-план: Открытие инвестиционной компании Бизнес-план: организация деятельности по сдаче в аренду носителей наружной рекламы Все исследования

Бумажное производство, тара и упаковка (79)

Бизнес-план: Производство бумажных мешков БИЗНЕС-ПЛАН: развитие компании по производству бумаги-основы Бизнес-план: строительство стеклотарного завода Все исследования

Деревообработка/ лес (76)

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) организации производства древесно-полимерных композитов Бизнес-план: Организация деревообрабатывающего производства (с финансовой моделью) Бизнес-план: организация деревоперерабатывающего предприятия Все исследования

Другое (153)

Открытие предприятия пассажирского транспорта (маршрутные таксомоторные перевозки). Типовой бизнес-план. Бизнес-план: Открытие салона красоты на два рабочих места по оказанию косметологических услуг населению (Республика Бурятия) Бизнес-план магазина цветов (без фин. модели) 2016г. Все исследования

Издательство/ полиграфия (28)

Бизнес-план открытия типографии – 2014г. (с финансовой моделью) Бизнес-план открытия типографии – 2014г. ТИПОВОЙ БИЗНЕС-ПЛАН КНИЖНОГО МАГАЗИНА – 2014г. Все исследования

Информационные технологии, компьютеры и оборудование (23)

ТИПОВОЙ БИЗНЕС-ПЛАН МАГАЗИНА БЫТОВОЙ ТЕХНИКИ И ЭЛЕКТРОНИКИ Бизнес-план вендинговой компании Бизнес-план. Вентиляционное оборудование Все исследования

Легкая промышленность (248)

Бизнес-план: производство бескаркасной мебели Бизнес-план: производство канцтоваров Бизнес-план: Открытие предприятия по переработке пластмасс Все исследования

Машиностроение (75)

Бизнес-план: производство приводных цепей Бизнес-план организации компании по продаже твердотопливных котлов Бизнес-план элеватора Все исследования

Медицина/ Фармакология (211)

Бизнес план производства подгузников Бизнес план производства женских гигиенических прокладок Бизнес-план детского медицинского центра (с финансовой моделью) Все исследования

Металлы/ металлоизделия (136)

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) производства алюминиевой фольги Бизнес-план: чугун Технико-экономическое обоснование (ТЭО): производство черного металлопроката Все исследования

Наука/Исследования/Образование (36)

Бизнес-план частного детского сада Типовой бизнес-план организации курсов по изучению иностранных языков в городе с населением свыше 0,8 млн. человек (на примере Санкт-Петербурга) с финансовой моделью Бизнес-план: Организация обучающе-развивающего театрального проекта для детей и взрослых Все исследования

Недвижимость, строительство и архитектура (571)

Бизнес-план складского комплекса Бизнес-план: переработка стеклотары Бизнес-план: производство экранов на батареи Все исследования

Офис/ дом (99)

Бизнес-план компании по продаже корпусной мебели (с собственным производством) Бизнес-план открытия сервисного центра, оказывающего услуги ремонта одежды и обуви, изготовления ключей и приемного пункта химчистки Типовой бизнес-план прачечной самообслуживания Все исследования

Перевозки/ логистика/ таможня (51)

Бизнес-план: Складской комплекс класса «А» Бизнес-план: Открытие диспетчерской службы такси в г. Нягань Бизнес-план: Инвестиционный проект по реконструкции железнодорожного тупика Все исследования

Продовольствие/ пищевая промышленность (646)

Бизнес-план супермаркета – 2014г. (с финансовой моделью) Бизнес-план: Развитие производства экструдированной сои в СФО РФ Бизнес-план: Организация производства энергетических напитков Все исследования

Сельское хозяйство (499)

Бизнес-план строительства тепличного комплекса по выращиванию цветов в Ставропольском крае Бизнес-план овощехранилища (с финансовой моделью) 2016г. Бизнес-план Открытие птицефабрики по производству яиц и мяса Все исследования

Спорт/отдых/туризм (316)

Бизнес-план детского клуба лазерного пейнтбола “LASERMOVE” (с финансовой моделью) Бизнес-план организации работы туристического агентства (с финансовой моделью в Excel) Бизнес-План гостиницы Все исследования

Сырье, полуфабрикаты (98)

Бизнес-план: производство эпоксидных смол Бизнес-план: Производство известняковой (доломитовой) муки Бизнес-план «Создание предприятия по добыче торфа» Все исследования

Топливо и энергетика (115)

Бизнес-план производства древесного угля (с финансовой моделью) Бизнес-план: Технико-экономическое обоснование эффективности использования установки для переработки попутного нефтяного газа в “сингаз” дальнейшей переработкой в газойль Бизнес-план: Инвестиционный проект по производству в сфере водородной энергетики Все исследования

Транспорт (211)

Типовой бизнес-план транспортно-логистической компании в региональном центре Бизнес-план: Открытие предприятия по переработке отработанного моторного масла Бизнес-план пассажирского такси Все исследования

Химия (53)

Бизнес-план: производство бензола Технико-экономическое обоснование (ТЭО) Производство карбамида Бизнес-план: производство стирола Все исследования

Экология (44)

Бизнес-план: Открытие предприятия по утилизации промышленных отходов Бизнес-план мусороперерабатывающего завода (2013г.) ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО НАПРАВЛЕНИЯ БИЗНЕСА ПРИ КОМПЛЕКСЕ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ОТХОДОВ КРС НА ОСНОВЕ БИОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ МОЩНОСТЬЮ 2МВТ Все исследования

Электротехника (98)

Бизнес-план: Строительство электрической подстанции Бизнес-план производства систем домашней автоматизации “Умный дом” Бизнес-план сборки светодиодных ламп (с финансовой моделью) Все исследования

Офис/ дом (118)

Аудио/видео/фототехника (9)
Рынок кинопоказа и кинотеатров в России. Вып. 2 Обзор рынка фотоаппаратов Украины 2011 Рынок оптической продукции Все исследования

Бытовая техника (109)

Обзор рынка мелкой бытовой техники Украины 2010 Маркетинговое исследование и анализ рынка посудомоечных машин для HoReCa (2010-2012г.) Рынок бытовой техники и электроники: итоги 2009 г., прогноз 2010-2012 гг. Все исследования

Безопасность, связь и коммуникации (119)
IP телефония (7)
Обзор рынка ИП телефонии “Исследование перспектив модернизации инфраструктуры сетей сотовой связи в РФ на базе решений NGN” Российский рынок ip-телефонии. Октябрь Все исследования

Видеонаблюдение (11)

Анализ рынка систем безопасности в РФ Маркетинговое исследование и анализ рынка оборудования для видеонаблюдения (2011г.) Маркетинговое исследование и анализ рынка оборудования для видеонаблюдения (2010-2011г.) Все исследования

Защита информации (4)

Аналитический отчет “Анализ реформы законодательства и новых требований по обеспечению информационной безопасности” “Разработка Методологических указаний по проведению аудита информационной безопасности компании-оператора сети GSM” Анализ реформы законодательства и новых требований по обеспечению информационной безопасности Все исследования

Радиосвязь – оборудование (5)

Анализ состояния и перспектив развития рынка услуг профессиональной мобильной радиосвязи (транкинга) в Москве и Московской области Рынок систем спутникового мониторинга транспорта Российский рынок цифрового радиорелейного оборудования – состояние и перспективы (2004-2008) Все исследования

Радиосвязь – услуги (2)

Обзор ивановских радиостанций: состояние медиарынка и основные предпочтения аудитории Маркетинговое исследование: анализ конкурентов рынка поставок, обслуживания и ремонта средств радиосвязи Все исследования

Ремонт, монтаж, обслуживание оборудования связи (3)

Аналитический отчет “Обзор инженерной инфраструктуры коммерческих дата-центров (ЦОД) Московского региона – 2009” Рынок литий-ионных аккумуляторов в России Антикризисная оперативная сводка по рынку телекоммуникационного оборудования Все исследования

Сотовая связь – мобильные телефоны (19)

Обзор рынка мобильных телефонов Украины 2010 Рынок мобильной связи в России и в мире: ситуация в отрасли на середину июля 2006 г. Узбекистан: рынок телекоммуникационных технологий Все исследования

Сотовая связь – услуги (29)

Анализ состояния и перспектив развития рынка сотовой подвижной связи в РФ (по итогам 2013 года) Аналитический отчет”Рекомендации по нормативному обеспечению мероприятий в области информационной безопасности в компаниях-операторах сетей СПС стандарта GSM” Анализ состояния российского рынка сотовой связи и основных тенденций его развития (по итогам 2005 г. и 1 кв. 2006 г.) Все исследования

Спутниковая связь-оборудование (11)

“Анализ российского рынка диспетчерских навигационных систем для автомобильного транспорта” Анализ российского рынка диспетчерских навигационных систем для автомобильного транспорта Маркетинговое исследование и анализ рынка офсетных спутниковых антенн (2010-2012г.) Все исследования

Средства связи (21)

Антикризисная оперативная сводка по рынку связи Рынок разработки и внедрения систем автоматизации и диспетчеризации в промышленности, энергетике, строительстве, ЖКХ Модернизация сетей связи при переходе к технологиям NGN. Анализ опыта ведущих европейских операторов Все исследования

Телефонная связь (6)

Рынок call-центров в условиях кризиса (выпуск 2) ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕЛЕФОННОЙ СПРАВОЧНОЙ СЛУЖБЫ В ЧЕЧЕНСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ Рынок call-центров (выпуск 1) Все исследования

Транковая связь – услуги (1)

Потребление услуг доступа в Интернет населением г. Екатеринбурга Все исследования

Электротехника (187)

Аккумуляторы, батареи, первичные гальванические элементы (19)
Анализ российского рынка стартерных аккумуляторов Маркетинговое исследование и анализ рынка анализаторов батарей. Расширенное исследование. Обзор рынка аккумуляторов и батарей в России: текущая ситуация и основные игроки Все исследования

Измерительная техника (17)

Российский рынок бытовых электросчетчиков Исследование рынка теплосчетчиков Российский рынок приборов учета газа: итоги 2017 г., прогноз до 2020 г. Все исследования

Источники питания (8)

Анализ мирового рынка статических преобразователей в 2008-2012 гг, прогноз на 2013-2017 гг Анализ мирового рынка литий-ионных(Li-ion) аккумуляторных батарей, 2010-2014 гг. Исследование рынка преобразовательной техники в сегменте выпрямительных устройств Все исследования

Контроллеры (3)

Исследование рынка средств неразрушающего контроля (сегмент: акустико-эмиссионные системы) Исследование рынка комплектных распределительных устройств Анализ мирового и российского рынка диагностического и исследовательского оборудования, в состав которого входят биочипы и биосенсоры, 2009-2013 гг. Все исследования

Оборудование б/у (1)

Маркетинговое исследование вторичного рынка торгово-холодильного оборудование для магазинов Все исследования

Паяльное оборудование (4)

Маркетинговое исследование и анализ рынка паяльного оборудования (2011-2012 гг.) Маркетинговое исследование и анализ рынка паяльного оборудования (2010-2012 гг.) Маркетинговое исследование и анализ рынка паяльного оборудования (2010 г.) Все исследования

Приборы полупроводниковые (1)

База данных предприятий “Электротехническая промышленность и приборостроение” Все исследования

Светотехническая продукция (27)

Российский рынок энергосберегающих ламп. Маркетинговое исследование и анализ рынка Бизнес-план: открытие предприятия по оптовой продаже светодиодной продукции и предоставлению электромонтажных услуг Исследование рынка вакуумных выключателей в 2012-2013 гг. Все исследования

Связь и телекоммуникации (6)

Исследование рынка платежных терминалов Маркетинговое исследование: российский рынок опор и башен связи Стационарная телефонная связь в Украине: «Укртелеком» Все исследования

Силовые конденсаторы и конденсаторные установки (5)

Внешнеторговый рынок электрических конденсаторов Маркетинговое исследование и анализ рынка конденсаторов (2010 г.) Маркетинговое исследование и анализ рынка конденсаторов (2010-2012г.) Все исследования

Электродвигатели (33)

Маркетинговое исследование рынка электрогенераторов малой мощности Российский рынок комплектных трансформаторных подстанций (КТП) за 2011 год. Обзор Российский рынок электротехнической продукции 2010-2011: электродвигатели и генераторы постоянного тока Все исследования

Электроинструменты – промышленные (28)

Маркетинговое исследование и анализ рынков бурового и погрузочно-доставочного оборудования для горной отрасли в России, Казахстане и Украине, 2012-2013 гг. Маркетинговое исследование рынка внутрискважинного оборудования в России, Казахстане, Азербайджане, Украине, Белоруссии в 2012-2013 гг. Перспективы развития рынка до 2017 г. Исследование рынка промышленной автоматики Все исследования

Электроинструменты бытовые (29)

Маркетинговое исследование и анализ рынка ручного электроинструмента (2011-2012г.) Рынок ручного инструмента (выпуск 1) РОССИЙСКИЙ РЫНОК РУЧНОГО ИНСТРУМЕНТА И ЭЛЕКТРОИНСТРУМЕНТА Все исследования

Электронные компоненты. Электроника (6)

Российский рынок интегральных микросхем (ИМС), дизайна ИМС и контрактного производства. Часть 1. Анализ предложения продукции на российском рынке Ukrainian Consumer Electronics Retail: Ekvin Рынок LTCC* (низкотемпературная совместно обжигаемая керамика) Все исследования

Http://radionet. com. ru/marketing/index. php? parent=rubricator&child=getresearch&id=15722

Наиболее эффективными по критерию минимальной мощности, при которой реконструкция НПЗ окупаема в условиях законодательства РФ, являются схемы с максимальной выработкой средних дистиллятов и процессом коксования для переработки тяжелых нефтяных остатков. Снижение цены на нефть ниже $70–80/барр приводит к неокупаемости реконструкции НПЗ для всех рассмотренных вариантов. Увеличение цены нефти приводит к улучшению параметров окупаемости реконструкции НПЗ. Рост на $10/барр приводит в среднем к снижению на 2 млн т/г минимальной мощности НПЗ, которая будет окупаема в условиях законодательства РФ. Снижение цены нефти приводит к соответствующему ухудшению окупаемости и увеличению минимальной окупаемой мощности завода. Изменение экспортных пошлин в 2015 году ведет к снижению маржи нефтепереработки, что приводит к экономической нецелесообразности эксплуатации средних НПЗ без процессов переработки тяжелых нефтяных остатков.

увеличить мощность завода до 5–6 млн т/г, достигнуть минимум 75–80% конверсии нефти и найти рынок сбыта производимых нефтепродуктов; найти варианты закупки значительно более дешевого оборудования при условии, что в настоящее время цены находятся на максимуме из-за большого спроса на рынке для реконструкции других НПЗ РФ; осуществить последовательный (поэтапный) ввод новых установок в приемлемые сроки до введения новых таможенных пошлин на темные нефтепродукты.

Весь мировой опыт морской нефтегазодобычи – теперь на русском языке

19.04.2018 Теперь для контроля предельного уровня жидкости в технологических емкостях и товарных резервуарах доступны сигнализаторы, произведенные в России.

19.04.2018 В рамках 18-й международной выставки «Нефтегаз-2018. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса» компания Электрощит Самара представила опытный образец цифровой «умной» ячейки – комплектного распределительного устройства внутренней установки.

18.04.2018 Презентация новой модели LPS 420 Е состоялась 17 апреля на выставке TransRussia в Москве. Портальный кран грузоподъёмностью 124 тонны является новейшей разработкой группы компаний в области электрических портовых кранов и пока представлена только в России.

02.04.2018 Ежегодная конференция собирает вместе мировых лидеров в сфере проектирования, строительства и эксплуатации инфраструктурных объектов и позволяет познакомиться с лучшими практиками перехода на цифровые технологии

27.02.2018 Запуск нового производства — всегда событие. А если речь идет о производстве инновационной продукции, остро необходимой российскому ТЭК и ранее не выпускавшейся в стране, это событие имеет все основания войти в рейтинг отраслевых топ-новостей минувшего года.

“Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник”, Булатов А. И., Просёлков Ю. М., М.: Недра, 2007

(line of pinching out, thinning out, petering out, tapering out) линия, являющаяся проекцией на плоскость условной вертикальной поверхности, за пределами которой пласт не отлагался или размыт (толщина рассматриваемого пласта на этой линии равна нулю) (З. Г. Борисенко, 1980 и др.).

(drilling research vessel) класс корабля, оснащённого для проведения исследований в районах морской акватории, в целях поиска и разведки углеводородов: «Гломар Челленджер» и др.

(natural drilling muds) жидкости, в которых твердая фаза состоит в основном из неглинистых пород.

(flow diagram) фиксируемая при исследовании добывающей или нагнетательной скважины глубинным дистанционным расходомером серия последовательных точек, отражающая характер нарастания расхода жидкости по мере перемещения прибора по толщине эксплуатационного объекта. Синонимы: расходограмма, дебитограмма.

(formation inflow) комплекс мероприятий, обеспечивающих поступление в скважину нефти, газа, воды. Осуществляется путем снижения забойного давления, замены бурового раствора нефтью, её аэрирования, снижения уровня столба жидкости.

(pressure dischsrge manifold) сваривают из труб диаметром 6090 мм, рассчитанных на давление выше рабочего в 2,5 и более раза. В конце манифольда перед стояком устанавливают задвижку высокого давления.

(formation pressure, rock pressure) давление вышележащих пород. Точнее: (по В. М. Добрынину и В. А. Серебрякову) давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического (вес вышележащей толщи пород с учетом их плотности) и геотектонического (напряжения, возникающего в результате тектонических процессов) давлений (напряжений).

(deballasting) разгрузка балласта  операция по откачке балластной морской воды из балластных ёмкостей судна.

Выберите интересующую Вас опцию (например, «Подписка»). Для Вас откроется страница, где представлены различные варианты подписки на журнал с указанием версий подписки, цен и количества подписных месяцев. Выберите версию подписки, на которую Вы хотите подписаться, затем выберите временной отрезок (год или полгода), на который Вы хотите подписаться.

Выбрав интересующий вариант подписки, нажмите кнопку «Далее» (или ADD TO CART). Вы попадаете на следующую страницу, в которой можете выбрать необходимое количество журналов.

После выбора количества нажмите кнопку «Далее». Если Вы еще не зарегистрированы, то попадаете на страницу, в которой необходимо ввести информацию о себе для осуществления доставки и связи с Вами.

Далее Вы попадаете на страницу, в которой можете выбрать способ оплаты (Счет, кредитная карта, электронные деньги) и доставки (курьерская доставка по Москве или почтовая доставка по России и остальному миру).

После выбора способов оплаты и доставки Вы попадаете либо на страницу оплаты (кредитные карты, электронные деньги), либо получаете счет на оплату (счет) на электронную почту, который необходимо оплатить.

После оплаты (кредитные карты, электронные деньги) Вам придет подтверждение об оплате на электронную почту, с деталями Вашего заказа, либо счет на оплату с деталями Вашего заказа.

Вы также можете самостоятельно связаться с оператором для оформления заказа по телефону: (495) 228-34-75

В остальных регионах России: почтовой компанией ФГУП «Почта России»

– Остальной мир. Доставка не включена в стоимость журнала. Стоимость доставки уточните у специалистов по телефону +7 (495) 228 34 75 доб. 364 или по электронной почте subscription@ogjrussia. com

Право потребителя на расторжение договора об оказании услуги регламентируется статьей 32 федерального закона «О защите прав потребителей»

– Потребитель вправе расторгнуть договор об оказании услуги в любое время, уплатив исполнителю часть цены пропорционально части оказанной услуги до получения извещения о расторжении указанного договора и возместив исполнителю расходы, произведенные им до этого момента в целях исполнения договора, если они не входят в указанную часть цены услуги;

– Потребитель при обнаружении недостатков оказанной услуги вправе по своему выбору потребовать:

— возмещения понесенных им расходов по устранению недостатков своими силами или третьими лицами;

– Потребитель вправе предъявлять требования, связанные с недостатками оказанной услуги, если они обнаружены в течение гарантийного срока, а при его отсутствии в разумный срок, в пределах двух лет со дня принятия оказанной услуги;

– Исполнитель отвечает за недостатки услуги, на которую не установлен гарантийный срок, если потребитель докажет, что они возникли до ее принятия им или по причинам, возникшим до этого момента.

Оплатить заказ вы можете с помощью электронных способов оплаты — пластиковых карт и электронных денег. Оплата зачисляется в течение нескольких минут с момента совершения операции в платёжных системах.

Предоставляемая вами персональная информация (имя, адрес, телефон, e-mail, номер кредитной карты) является конфиденциальной и не подлежит разглашению. Данные вашей кредитной карты передаются только в зашифрованном виде и не сохраняются на нашем Web-сервере. Безопасность обработки Интернет-платежей по пластиковым картам гарантирует банк-эквайер. Все операции с картами происходят в соответствии с требованиями VISA International, MasterCard и других платежных систем. При передаче информации используются специальные технологии безопасности карточных онлайн-платежей, обработка данных ведется на безопасном высокотехнологичном процессинговом сервере.

В случае возникновения вопросов по поводу конфиденциальности операций с платёжными картами и предоставляемой вами информации вы можете связаться со службой технической поддержки банка.

На странице авторизации потребуется ввести номер карты, имя владельца карты, срок действия карты, верификационный номер карты (CVV2 для VISA или CVC2 для MasterCard). Все необходимые данные пропечатаны на самой карте. Верификационный номер карты — это три цифры, находящиеся на обратной стороне карты.

Произвести оплату необходимо в течение 15 минут после перехода на страницу авторизации карточки.

Транзакция может занять около 40 секунд. Дождитесь завершения операции. Не нажимайте повторно кнопку «Заплатить».

Платеж происходит в режиме реального времени и зачисляется в течение 15 минут.

Выберите в качестве оплаты QIWI Кошелёк и введите номер своего сотового телефона.

QIWI Кошелёк легко пополнить в терминалах QIWI, банковскими картами, в салонах сотовой связи, супермаркетах, банкоматах или через интернет-банк.

Совершать платежи вы можете не только со счета QIWI Кошелька, но и наличными, а также с лицевого счета мобильного телефона Билайн, МегаФон, МТС.

Если у вас еще нет QIWI Кошелька, вы можете зарегистрировать его за несколько минут на сайте сервиса или в любом из приложений QIWI Кошелька.

При выборе способа оплаты при помощи электронного кошелька WebMoney вы будете перенаправлены на страницу Консервативного Коммерческого Банка, авторизованного агента по приему платежей WebMoney в России.

Для совершения оплаты вы должны быть зарегистрированы в системе WebMoney Transfer. К оплате принимаются титульные знаки WMR, зачисление денег происходит мгновенно.

Клиентам, которые выбирают этот способ оплаты покупок, необходимо заполнить бланк/квитанцию или оплатить счет, который выставляет клиенту сотрудник. Пожалуйста, будьте внимательны при заполнении реквизитов получателя платежа. Все платежные документы необходимо сохранять до момента получения товара.

Проезд: станция метро «Калужская», 7 минут пешком по левой стороне улицы Обручева от Профсоюзной улицы в сторону Севастопольского проспекта.

Http://ogjrussia. com/issues/article/rekonstruktsiya-npz-2

Поделиться ссылкой: