» » Схемы размещения мини нпз. Проектирование мини-нпз. Основные данные переработки нефти на НПЗ

Схемы размещения мини нпз. Проектирование мини-нпз. Основные данные переработки нефти на НПЗ

переработку на нефтеперерабатывающих, а возможно впоследствии и нефтехимических предприятиях с получением базовых компонентов нефтепродуктов и придания им свойств, предусмотренных соответствующими ГОСТами введением в них присадок или комбинированием их между собой (компаундированием). Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в настоящее время представляет собой комплекс разнообразнейших установок, каждая из которых предназначена для целевой переработки достаточно узкого сырья (кроме установки АВТ, на которой переработке - ректификации, разгонке - подвергается вся нефть от газов до гудрона). Все эти установки увязаны между собой и выбор совокупности этих установок, то есть варианта переработки нефти, зависит в первую очередь от состава нефти и набора физико-химических характеристик ее фракций, а также от потребности данного региона в тех или иных нефтепродуктах.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ

ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕЕ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТИ.

В таблицах 1.1 - 1.10 приведены данные о физико-химических характеристиках Жирновской нефти (евлановско-ливенского горизонта), служащие исходным материалом для проектирования установки первичной переработки этой нефти.

Таблица 1.1

Физико-химические характеристики нефти

Продолжение табл. 1.1

Таблица 1.2

Состав газов, растворенных в нефти

Выход на нефть

i- С 4 Н 10

н- С 4 Н 10

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 200 о С

Температура отбора, о С

на нефть, %

Фракционный состав, о С

серы, % масс.

Октановое

Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции

Давление насыщенных паров при 38 о С, мм.рт.ст

Таблица 1.4

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Температура отбора, о С

Выход на нефть, %

ароматичеcких

нафтеновых

парафиновых

Таблица 1.5

Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Продолжение табл. 1.5

Таблица 1.6

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Температура отбора, о С

Выход на нефть, %

Цетановое число

Дизельный индекс

Фракционный состав, о С

n 20 , мм 2 /с

n 50 , мм 2 /с

Продолжение табл. 1.6

Температура отбора, о С

Температура, о С

Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива

Анилиновая точка, о С

застывания

помутнения

Таблица 1.7

Характеристика сырья для каталитического крекинга

Температура отбора, о С

Выход на нефть, %

n 50 , мм 2 /с

n 100 , мм 2 /с

Температура застывания, о С

Продолжение табл. 1.7

Таблица 1.8

Характеристика остатков

Температура отбора, о С

Выход на нефть, %масс.

Температура, о С

Коксуемость, %масс.

застывания

Выше 300 о С

Выше 350 о С

Выше 400 о С

Выше 450 о С

Таблица 1.9

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, о С

Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, %мас.

Характеристика базовых масел

n 50 , мм 2 /с

n 100 , мм 2 /с

Остаток выше 500

Продолжение табл. 1.9

Таблица 1.10.

Разгонка (ИТК) Жирновской (евлановско-ливенского горизонта) нефти в аппарате АРН-2

и характеристика полученных фракций

Температура выкипания фракции при 760 о С мм рт. ст., о С

Выход на нефть,

отдельных фракций

суммарный

Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. На основании данных о составе и свойствах нефти необходимо дать ее классификацию. Классификацию дадим по ОСТ 38.1197-80. Жирновская нефть содержит 0,29% серы (табл. 1.1), то есть она относится к I классу малосернистых нефтей. Выход фракций, выкипающих до 350 о С составляет 78,4%, таким образом нефть является высокопотенциальной, она относится к первому типу. Жирновская нефть содержит 19,3% базовых масел на нефть и 21,6% на мазут и следовательно относится к третьей группе, а по качеству масел (индекс вязкости фракций 93-99) – ко второй подгруппе нефтей. Нефть содержит 2,7% парафина, то есть является парафинистой (второй вид). Таким образом, Жирновской нефти можно дать следующий шифр: I T 1 М 3 И 2 П 2 .

Кривая ИТК, плотности и молярной массы представлена на рис. 1.1

2. ВЫБОР ВАРИАНТА ПРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ОБОСНОВАНИЕ

АССОРТИМЕНТА ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ И СХЕМЫ НПЗ.

Существует четыре основных варианта переработки нефти:

Топливный с неглубокой переработкой нефти;

Топливный с глубокой переработкой нефти;

Топливно-масляный;

Топливно-нефтехимический.

В первом варианте из нефти извлекаются только светлые нефтепродукты, а мазут используется в качестве котельного топлива. Данный вариант нерационален для переработки большинства нефтей, так как переработкой мазута с применением современных каталитических процессов можно получить дополнительное количество компонентов топлив. Поэтому в настоящее время при выборе варианта переработки нефти отдается варианту с глубокой переработкой.

При топливно-масляном варианте переработки нефти из мазута производят компоненты базовых масел. Этот вариант оправдан в случае, когда нефть содержит не менее 8% базовых масел, имеющих индекс вязкости не менее 85 пунктов.

При третьем варианте - нефтехимическом, из продуктов нефтепереработки: н-бутан, изобутан, н-пентан, изопентан, бензол

Проектирование нефтеперерабатывающих заводов и мини НПЗ. Мы делаем все в одном комплексе!

Проектирование мини нпз на базе установок собственного производства, является одной из приоритетных задач ООО НПП «НОУпром». На Сегодняшний день мы разработали более 130 проектов расположенных как на территории Российской Федерации так и в странах СНГ. Состав и содержание выполняемых проектных работ соответствует требованиям "Положения о составе разделов проектной документации и требованиям к их содержанию" утвержденного Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 № 87.

Нет одинаковых проектов! Каждый проект это индивидуальная проработка всех пожеланий заказчика!!!

Вопросы к заказчику, перед началом проектирования, нефтеперерабатывающего предприятия на базе малогаборитных установок.

Для определения возможности получения, утвержденного государственными органами, акта выбора площадки под строительство малотоннажного нефтеперерабатывающего предприятия, заказчик должен предоставить следующие документы:

  • ситуационный план земельного участка радиусом 1,2км (можно запросить в районном отделе градостроительства);
  • план участка М 1:500 (должен присутствовать в документах на арендованный или находящийся в собственности земельный участок).

После рассмотрения перечисленных выше документов, согласования выбранного оборудования и резервуарного парка, мы сможем сделать предварительную компоновочную схему расстановки строений и оборудования, описание производства дать своё заключение для дальнейшей разработки проекта на территории России и стран СНГ.

Проектирование мини НПЗ

Заказчик предоставляет:

  • акт выбора участка для строительства мини-НПЗ (уже имеющийся и согласованный);
  • ситуационный план земельногоучастка радиусом 1,2км (уже имеющегося и согласованного);
  • инженерно-геодезический отчет с топографическим планом участка М 1:500;
  • технические условия на подключение к сетям инженерно-технического обеспечения (предоставляется организациями, осуществляющими эксплуатацию сетей);Возможно предоставление уже в процессе проектирования
  • отчет инженерно-геологических изысканий площадки под строительство;
  • задание на проектирование — приложение к договору на проектирование.
  • письмо от Гидрометеорологии со справкой от них о фоновых концентрациях вредных веществ и других характеристиках в районе строительства.

Более подробный список документов потребующихся в процессе проектирования мини нпз определяется на момент заключения договора на проектирование.

Состав проектной документации

С 2009 года вышел новый законодательный акт разделяющий стадии проектирования на проектную и рабочую документацию и определяющий состав проектной документации подвергающийся Государственной экспертизе.

Предприятие ООО НПП «НОУпром» в России разрабатывает стадию П и стадию Р. Ниже приведен перечень проектной документации полностью обеспечивающий полноценную сдачу проекта на экспертизу.

Текстовая часть проекта

  • Пояснительная записка
  • Сборник спецификаций оборудования, изделий и материалов
  • Архитектурно строительные решения

Эксплуатационный документы

  • Временный план локализации аварийных ситуаций
  • Временный технологический регламент

Специальные разделы проекта

  • ИТМ ГО ЧС
  • Оценка воздействия на окружающую природную среду
  • План локализации аварийных розливов
  • Охрана труда

Графическая часть проекта

  • Генеральный план
  • Архитектурно-строительные решения
  • Конструктивные и объемно-планировочные решения
  • Технология производства
  • Технологические коммуникации
  • Автоматизация производства
  • Силовое электрооборудование
  • Внутреннее освещение
  • Наружное освещение
  • Отопление и вентиляция
  • Водопровод и канализация
  • Внутриплощадочные сети водоснабжения и канализации
  • Тепломеханические решения тепловых сетей
  • Внутриплощадочные сети автоматизации
  • Внутриплощадочные сети электроснабжения (в.ч молниезащита и заземление)
  • Проект организации строительства

Объём полноценного проекта — это более 1000 чертежей и более 15 томов описательной части.

Экспертиза

После того как проектирование мини нпз закончено Заказчик сдает проект в ГОСЭКСПЕРТИЗУ. ГОСЭКСПЕРТИЗА принимает проект на рассмотрение и выдает свое заключение согласно нормативному сроку через 3 месяца. В течении одного месяца устраняются ошибки допущенные при проектировании и обосновываются неправомерность замечаний экспертизы.

После этого экспертиза выдаёт своё положительное заключение, на основании которого получают РАЗРЕШЕНИЕ НА СТРОИТЕЛЬСТВО.

Проектирование нефтеперерабатывающих заводов

Нефтеперерабатывающий завод - это, прежде всего, объект с хорошо продуманной инфраструктурой, сложный комплекс сооружений, оснащенный различными инженерными системами, в том числе - системами пожарной и промышленной безопасности. Поэтому проектирование нефтеперерабатывающих заводов должно сопровождаться тщательной конструкторской проработкой и выполняться исключительно профессионалами, имеющими серьезный опыт реализации таких проектов.

В целом проектирование нефтеперерабатывающих заводов осуществляется следующим образом. После обращения заказчика к специалистам, выполняющим проектирование нефтеперерабатывающих заводов "от и до", создается рабочий проект НПЗ. Этот проект включает в себя несколько стадий:

  • В первую очередь формируются основные цели создания предприятия по переработке нефти и проводится инвестиционный анализ.
  • Следующий этап проектирования нефтеперерабатывающих заводов — выбор участка под строительство НПЗ и получение разрешений на это строительство.
  • Затем следует непосредственно проектирование нефтеперерабатывающих заводов
  • Далее комплектуется необходимое оборудование и выполняются строительно-монтажные работы, после которых наступает черед пусконаладочных работ.
  • Завершительная стадия процесса - сдача НПЗ в эксплуатацию.

Какие параметры учитываются при создании рабочего проекта?

Проектирование нефтеперерабатывающих заводов выполняется с обязательным учетом глубины переработки нефти. От этого параметра зависит выбор технологий, применяемых для получения желаемых нефтепродуктов. А рациональный выбор технологий и подходящего оборудования наилучшим образом оптимизирует производственный процесс и значительно его удешевляет.

При выборе участка под строительство НПЗ берутся во внимание требования нормативной документации, где указываются определенные ограничения. В частности, сотрудник компании, осуществляющей проектирование нефтеперерабатывающих заводов, должен быть осведомлен о том, что расстояние предприятия по переработке нефти до жилых кварталов должно составлять не меньше 1 км; от установки категории Ан до территории смежного предприятия от, не входящего в состав завода - не меньше 200 м и также не менее 200 м - до берегов водоемов. Как правило, специалист, ведущий проектирование нефтеперерабатывающих заводов, сначала создает эскизный вариант проекта, где размещаются необходимые объекты с учетом всех противопожарных разрывов. И только после этого начинает оформление участка выбранного размера и конфигурации.

Помимо прочего проектирование нефтеперерабатывающих заводов включает в себя разработку документации, которая предоставляется заказчику как в бумажном, так и в электронном виде. Отдельные документы - к примеру, задание на проектирование нефтеперерабатывающего завода составляется совместно с заказчиком. Однако большая часть документов: от пояснительной записки до графически оформленного проекта организации строительства разрабатывается сотрудником проектного отдела.

Если вас интересует качественное исполнение любой услуги, будь то проектирование нефтеперерабатывающих заводов или изготовление оборудования для НПЗ, мы будем рады видеть вас в офисе нашей компании. Ответственный поход к делу, внимательное отношение к пожеланиям заказчика вкупе с многолетним и успешным опытом проектирования нефтеперерабатывающих заводов - гарантия эффективного результата для наших новых и постоянных клиентов.

Существующие проблемы

Традиционно, в нефтяной промышленности используются крупномасштабные нефтеперерабатывающие заводы, снабжаемые сырой нефтью или газоконденсатом по трубопроводу или с помощью цистерн. Однако, большинство новых месторождений углеводородов, открываемых в мире, происходит в районах, в которых инфраструктура для транспортировки и переработки либо ограничена, либо вообще отсутствует, поэтому производители вынуждены:

  • либо развивать дорогостоящую инфраструктуру для транспортировки углеводородов на имеющийся перерабатывающий завод, или строить новый перерабатывающий завод вблизи месторождения, что требует вложения огромных средств и времени.
  • либо устанавливать, предлагаемый нами высокотехнологичный нефтеперерабатывающий мини - завод, для переработки сырья прямо на месторождении или в ином, удобном для заказчика месте.

Высокотехнологичные нефтеперерабатывающие установки, модульно-блочного исполнения, имеют производительность от 10000 до 600000 метрических тонн по сырью в год (200-12000 баррелей в сутки) и могут производить ряд различных продуктов, включая высокооктановый бензин, коммерческое реактивное топливо, керосин, арктическое и летнее дизельное топливо, печное топливо, асфальт, а также гранулированную серу из газов, предотвращая их выбросы в атмосферу.

Две установки или более могут быть установлены на одной площадке, позволяя осуществлять переработку разных типов нефти. Также, в случае остановки одной из установок, другие могут продолжать работать.

Описание и преимущества установок

Преимуществом предлагаемых установок является тот факт, что производительность нефтеперерабатывающей установки может наращиваться ступенями.

Модели высокотехнологичных нефтеперерабатывающих установок, могут быть смонтированы и пущены в действие в течение нескольких суток после доставки комплектующих на рабочую площадку.

Установки, или мини - заводы, полностью автоматизированы, и после того как оператор установит все контрольные точки, температуры всех продуктов, процесс будет контролироваться автоматически.

Один оператор может осуществить холодный пуск установки менее, чем за два часа и вывести ее на полную мощность. Если характеристики продуктов начинают изменяться или происходит аварийная ситуация, мини - завод автоматически переводится в безопасный режим без участия оператора, а на сигнальной панели зажигается индикатор, указывающий причину остановки.

Оператор должен отрегулировать работу системы, в противном случае мини- завод будет автоматически остановлен.

Монтаж элементов мини-завода

Для монтажа элементов мини - завода требуется только ровная площадка или бетонная плита без анкерных болтов. Предлагаемые нами НПЗ могут быть изготовлены в считанные месяцы и по доставке запущены за несколько дней без особых затрат на фундамент и могут давать продукцию, работая на полном самообеспечении без подачи электроэнергии, пара и воды. В качестве топлива могут быть применены природный газ, нафта, дизельное топливо или их комбинация.

Предлагаются покупателям мини-нефтеперерабатывающие заводы с мощностью переработки от 200 до 12000 баррелей, по сырью в сутки и более мощное по специальным заказам. Несколько видов продукции дистилляции могут быть одновременно получены в процессе перегонки, такие как легкая нафта, тяжелая нафта, керосин/реактивное топливо, дизельное и печное топливо, а также мазут. Каждый перерабатывающий завод имеет блочно-модульную конструкцию и может быть легко транспортирован к месту добычи сырья или к трубопроводу. Небольшие установки могут быть пущены в действие в течение 48 часов после доставки на подготовленную рабочую площадку, такие установки могут быть легко перемещены на новый участок с минимальным объемом сборочных работ. Продукты, производимые мини-перерабатывающими заводами, могут продаваться на месте или использоваться как сырье для дальнейшей переработки.

Остаточные продукты нефтеперегонки

Остаточные продукты нефтеперегонки могут использоваться как топливо для дизельных генераторов электроэнергии или в процессе эксплуатации котов, печи и тд. Мини-перерабатывающие установки особенно эффективны в районах, где есть источник сырья, но недостаточно продуктов нефтеперегонки или отсутствуют необходимые мощности нефтепереработки, а также где расходы на транспортировку весьма велики, например, в удаленных районах или на морских платформах.

Первые мини НПЗ. Новые подходы к конструкции и комплектации

Первый мини-перерабатывающий завод был запущен тридцать лет назад. Это был завод с производительностью 1000 баррелей в день, размещенный на одной раме, которая включала электрический генератор, горизонтально установленную колонну с ручной установкой в вертикальное положение, а также постоянно закрепленные ручные домкраты для снятия блока с грузовой машины. Цель заключалась в том, чтобы завод мог быть запущен в действие в течение одних суток с момента доставки на место установки, без использования подъемных кранов, бетонных фундаментов или источников электроэнергии.

Предполагалось, что завод будет перемещаться ежемесячно, однако, с течением времени выяснилось следующее:

1. Мини-завод находился на первоначальном месте расположения в течение нескольких лет.

2. В большинстве мест расположения имелся источник электроэнергии или, в случае отсутствия, требуемый источник электроэнергии должен был иметь значительно большую мощность для обеспечения электроэнергией других установок.

3. Подъемные краны имелись на большинстве площадок, так что ручные домкраты не требовались. Так как имелись подъемные краны для установки блоков, стало возможным использование нескольких модулей для более свободного размещения оборудования.

Проанализировав опыт эксплуатации первого установленного мини - завода, был разработан новый подход к конструкции и комплектации, а именно:

  • Последние достижения в проектировании и конструкции системы позволяют избежать использование клапанов контроля уровня, контроллеров уровня, стеклянных индикаторов уровня и насосов со всеми вспомогательными трубопроводами. Отсутствие таковых устройств существенно упрощает требования по эксплуатации и техобслуживанию завода.
  • Завод полностью автоматизирован как для самостоятельного функционирования, так и для слежения за рабочим процессом, так что в случае развития потенциально опасной ситуации завод автоматически прекращает работу и специальный сигнализатор дает оператору знать причину остановки.
  • Дополнительно в конструкции предусмотрено помещение для контроля и лаборатория.
  • В объем поставки включается необходимый набор ручных инструментов и лабораторное оборудование, а также необходимые запасные части на два года работы.

Варианты поставки мини-завода

В арктическом варианте

  • Модели разработаны для работы на севере.
  • Высота над уровнем моря 300 метров
  • Температура: от -50°С до +40°С.
  • Эти установки были установлены в январе 1995 года.
  • Установки производят бензин, буровой раствор, зимний и летний бензин и жидкое топливо.
  • Светлые нефтепродукты используются крупными нефтяными предприятиями для пассажирского автобусного парка и другого транспорта.
  • Жидкое топливо поставляется на продажу местным электрическим и центральным станциям на территории региона.

Выход продуктов:

Нафта 16%
Бензин 33%
Остаток 51%

В тропическом варианте

  • Модели разработаны для работы на юге.
  • Высота над уровнем моря 1350 метров
  • Температура: от +1°С до +36°С
  • Эти установки производят бензин.

Сырьем для установок является газоконденсат, сырье подается вниз по трубопроводам на газоперерабатывающее оборудование, где жидкие субстанции извлекаются и перерабатываются.

Газ используется на электростанциях, поставляемых электроэнергию на рудодобывающие предприятия в регионе, для топлива и турбодвигателей.

Первоначально 2 установки были установлены в августе 1991. По мере увеличения бассейна и потребления электроэнергии, в январе 1992 были установлены 2 другие установки с целью регулирования загрузки газоконденсата. Нафта может быть использована в качестве топлива для турбин, в то время как непереработанный конденсат, из-за наличия тяжелых металлов может вызвать изнашивание турбинных лопастей.

Выход продуктов:

Нафта 65%
Дизель 30%
Остаток 5%

Предлагаются мини-заводы со следующими параметрами:

Примечание: возможно изготовление НПЗ более высокой мощности по специальному заказу.

Вышеприведенные данные по времени подготовки пуска основаны на том, что завершено строительство вспомогательных сооружений и оборудования, а также имеется подъемный кран на момент поступления комплекта мини - завода на площадку. Для того чтобы, потенциальному заказчику, вычислить производительность завода в метрических тоннах, необходимо умножить число баррелей в сутки на 0,15893, а затем на удельный вес сырья.

Дополнительное оборудование

По желанию заказчика предлагается следующее дополнительное оборудование и материальное исполнение:

  • Использование специальных сплавов при изготовлении завода для переработки высокосернистой нефти.
  • Обессоливатель для удаления соли из сырья.
  • Гидроочиститель нафты, реактивного топлива и дизельного топлива для удаления серы из продуктов.
  • Реформеры для производства высокооктанного бензина.
  • Стабилизаторы бензина для уменьшения давления паров
  • Вакуумные асфальтовые установки для производства асфальта
  • Исполнение блоков для работы в холодных и жарких условиях, которые оснащены портативными лабораториями
  • Установки по получению гранулированной серы
  • Каталитический риформер, c разделителем, гидроочисткой, и стабилизатором

Краткое описание технологического процесса при эксплуатации

Высокотехнологичные мини НПЗ

Введение

Первой частью любого анализа применения малого нефтеперерабатывающего завода является начальная оценка его экономической состоятельности. Для этого необходимо понять, что может делать малый НПЗ, а также необходима информация по предполагаемому сырью и глубокое знание локальных условий рынка. Технические вопросы, относящиеся к промышленным технологиям или проектированию редко являются важными на этой начальной стадии осуществимости.

Повышение эффективности от роста масштабов производства

Мини НПЗ (обычно <4000 баррелей в сутки) не обладает масштабами производства большого НПЗ (обычно >100000 баррелей в сутки). Капитальные затраты на переработку литра сырой нефти неизбежно высоки на мини НПЗ. Эти экономические издержки могут быть уравновешены при доступе на НПЗ к дешевой сырой нефти (например, из отдаленных или некоммерческих нефтяных бассейнов) и/или при экономии расходов по транспортировке топлива или сырой нефти (обычно в отдаленных или недоступных регионах) и/или правительственные дотации при поддержке экономической активности в удаленных регионах.

Прибрежное расположение предполагаемого мини НПЗ будет тщательно исследовано на случай наличия альтернативы импортируемого переработанного продукта из главных нефтеперерабатывающих стран. С другой стороны, расположение в удаленной или ненаселенной людьми местности обеспечит благоприятные условия для работы мини НПЗ, поскольку долгие расстояния и/или условия дорожного покрытия сказываются на увеличении расходов по транспортировке импортируемого топлива.

Для того, чтобы уменьшить капитальные затраты, мини НПЗ часто оснащается только как простой нефтеперерабатывающий завод для производства продукта прямой перегонки - дизеля или керосина, включая нафту и мазут как побочные продукты.

В некоторых случаях, экономически выгодным может быть использование второй перегонной колонны для вакуумной очистки сырой нефти из атмосферной башни в чистый тяжелый дизель (вакуумный газ-нефть) и тяжелое остаточное масло. Термальная крекинг-установка или коксовик для переработки некоторого количества или всех тяжелых нефтяных остатков в более ценные легкие продукты не является ни практичным, ни экономичным в размерах мини НПЗ.

Нафта является бензиновой фракцией сырой нефти, но она не используется на автомобильных заправочных станциях без повышения октанового числа путем дальнейшей переработки и/или смешивания. В результате снятия с производства во многих странах тетраэтилсвинцовых добавок на заправочных станциях, теперь нет простого (и, следовательно, дешевого) способа увеличения октанового числа нафты в малых масштабах производства. Использование католического преобразователя для реформинга нафты для заправочных станций обычно экономически не оправдано, поскольку капитальные затраты на нее высоки из-за малого объема производства, учитывая, что нафта состоит из не более 25% сырой нефти, некоторое количество которой потребляется во время перерабатывающего процесса. Католический преобразователь, по-видимому, повысит стоимость мини НПЗ для производства продуктов прямой перегонки примерно на 80%-100%

Главной трудностью в реализации проекта мини НПЗ является не решение, что делать с дизелем, а изобретательность, касательно, например, нахождение способа самого экономически выгодного сбыта от 50% до 75% сырой нефти.

Альтернативные затраты на топливо

Необходимо, чтобы предлагаемый мини НПЗ поставлял переработанный продукт на целевой рынок по более конкурентоспособным ценам, чем существующие поставки топлива. Знание локальных цен на топливо (и другие доступные виды топлива, такие как газ или сжиженный нефтяной газ) на целевом рынке и их конкурентоспособность является решающим для любого анализа технической осуществимости проекта. В некоторых странах цены на топливо в отдаленных регионах могут получать государственные субсидии, что затрудняет для нефтеперерабатывающего завода возможность конкурировать на этом рынке.

В некоторых случаях (но не часто) сырая нефть может быть очень высокого качества и поэтому подходит для использования на тяжелых дизельных установках без необходимости переработки. Хотя сырая нефть и не пригодна для общего дизельного рынка, при условии хорошего качества, она может быть использована при функционировании завода (например, насосы на нефтепроводах сырой нефти).

Сырая нефть

Переработка продукта прямой перегонки попросту ректифицируется путем очистки сырой нефти в компоненты до точки кипения. Дистилляция не изменяет молекулярную структуру химических компонентов. Поэтому естественные характеристики сырой нефти (или конденсата) и требуемой спецификации конечного переработанного продукта являются определяющими показателями выхода продукта из перерабатывающего завода.

Для того чтобы избежать конденсирования и замасливания на перерабатывающем заводе, необходимо максимально высокое содержание соли в сырой нефти - 1 кг на 1000 баррелей. В случае, когда уровень соли превышает данный показатель, необходимо провести подготовительные процессы. Хотя добавление вещества, расщепляющего соль является целесообразным на мини НПЗ, все же необходимо некоторое количество пресной воды и средства размещения остатков соленой воды

Другие нежелательные компоненты в сырой нефти, такие как сера, будут перебрасываться в общий поток перерабатываемых продуктов. Максимально допустимый уровень серы для переработанных продуктов обычно регулируется государством.

Сырая нефть с уровнем серы <1% будет перерабатываться в пределах допустимых характеристик топлива для дизеля и нафты без необходимости процессов выделения серы. Однако следует учитывать и местные установки, поскольку различия в разных странах могут быть значительными. Приблизительно 70% серы концентрируется в осадках тяжелого топлива. Характеристики топлива могут определять максимальный допустимый уровень содержания серы в сырой нефти, с целью избежать

В заключении, оптимальным сырьем для мини НПЗ в целом является сырая нефть высокого качества по АНИ или конденсат с компонентом дизеля относительно высокого качества.

Следующие дополнения способствуют экономическому улучшению проекта:

1. В случае наличия большого числа нефтяных бассейнов, следует выбирать то месторождение, где высокие показатели качества сырой нефти, в частности с высоким уровнем сбыта дизеля.

2. Если трубопровод для сырой нефти располагается рядом, то следует помещать нежелательные побочные нефтяные продукты в него же. Помимо прочего это потребует также соглашения о покупке нефтяными компаниями, компаниями, производящими трубопроводы и перерабатывающими заводами побочных продуктов перерабатывающего завода.

3. Следует найти локальные рынки для побочных продуктов. Например, нафта может быть использована для турбореактивных двигателей (но следует проверить доступность конкурентоспособного газа или сжиженного нефтяного газа) или может быть использована как растворитель/ сольвент или нефтехимическое сырье. В северном климате нафта часто используется как незамерзающая жидкость для завершения скважины вместо дизеля. Жидкое топливо может быть использовано как бункерное, котельное топливо или тяжелое топливо для электростанций при приемлемых характеристиках.

4. Вакуумная дистилляция выделяет тяжелый дизель (вакуумный газойль) из остаточного нефтепродукта, таким образом, снижая количество осадка, с которым в конечном итоге необходимо иметь дело. Вакуумный газойль пригоден в качестве тяжелого топлива для заводов (например, электростанций).

5. В то время как тяжелый дизель как топливо не пригоден для привычных стандартных промышленных турбин, существуют предприятия по производству турбинных генераторных установок, которые используют нафту и вакуумную смесь газойля. Эти турбины представляют собой установки, оснащенные скатами/шасси и могут дополнить инсталляцию продукта. Для достижения запланированных целей следует учитывать, что потребляемая мощность 100 баррелей в сутки остаточного нефтепродукта составляет 1.5 молекулярной массы мощности электростанции.

6. При условии, если нафта обладает подходящими характеристиками, то ее можно смешивать с веществами, повышающими октановое число, такими как автомобильный бензин, толуол или оксигенат (МТБЭ/метил третил бутан эфир) для производства бензина с низким октановым числом. Однако, требуется относительно большое количество этих продуктов, что вызывает значительные дополнительные затраты на закупки, перевозку и хранение.

Готовый бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 5 млн. тонн в год разработан в августе 2018 г. специально для нефтеперерабатывающей отрасли по авторским методикам ЭКЦ «Инвест-Проект» с учетом международных рекомендаций UNIDO , поэтому может быть использован как для внутренних целей, так и для представления в российские и зарубежные банки, инвесторам, партнерам, органам власти.

Дата расчетов: 22.08.2018.

Валюта расчетов: рубль.

Период планирования: 12 лет по годам.

Методика планирования: международные рекомендации UNIDO, собственные методики.

Цель бизнес-плана: построение финансовой модели и расчет ключевых финансовых, экономических и маркетинговых параметров проекта строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) для подтверждения его экономической эффективности и привлечения инвестиций.

Бизнес-план содержит укрупненные данные по проекту, отражает концепцию создания предприятия и является техническим заданием для дальнейшей разработки проектной и строительной документации, согласования с подрядчиками, инвестором, органами власти.

Производственная мощность предприятия: до 5 млн. тонн по сырью в год.

Структура выхода продукции

Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в инвестициях

Для реализации проекта требуется инвестировать *** млрд. руб. из двух источников:

    *** млрд. руб. за счет собственных средств владельца проекта (** % инвестиций),

    *** млрд. руб. в виде банковского кредита по ставке 14,0 % годовых (** % инвестиций), возврат тела кредита - с **-го по **-й год включительно, уплата процентов - с момента получения транша.

Итого срок использования заемных средств - ** года.

По кредиту будет начислено процентов *** млн. руб.

Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в земельных ресурсах

Размер площадки с учетом противопожарных разрывов под строительство НПЗ в целом с учетом товаросырьевого парка и объектов ОЗХ оценивается в *** га.

Сроки реализации проекта :

    начало реализации: I кв. 2019 г.,

    стадия проектирования и строительства НПЗ: ** года,

    ввод в эксплуатацию и начало переработки сырья: ***,

    выход на проектную мощность: ***.

Маркетинговый обзор отрасли

В 2017 году добыча нефти с газовым конденсатом в России снизилась на 0,1 % и составила 546,8 млн т. По состоянию на 01.01.2018, добычу нефти и газового конденсата (нефтяного сырья) на территории Российской Федерации осуществляли 288 организаций, имеющих лицензии на право пользования недрами.

В 2017 году Россия увеличила экспорт нефти на 1,1 %, до *** млн тонн. В 2017 году среднегодовая цена на российскую нефть на мировом рынке установилась на отметке 53,1 долл. / барр. По данным Росстат, среднегодовая цена производителей нефти на российском рынке в 2017 году составила *** тыс. руб./т.

По данным Росстата, *** млн. тонн нефти поступает на переработку - это ** % всей добытой нефти.

По данным Минэнерго РФ, всего на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России за 2017 г. произведено основных видов нефтепродуктов:

  • автомобильных бензинов — *** млн. т;
  • дизельного топлива — *** млн. т;
  • авиационного керосина — *** млн. т;
  • мазута топочного — *** млн. т.

В 2017 г. глубина переработки нефти впервые достигла 81,0 %.

В России в 2017 году цены производителей на бензины автомобильные увеличились на 12 % (*** тыс. руб./т), на дизельное топливо — на 20 % (*** тыс. руб./т). Цены на мазут топочный и битумы нефтяные дорожные увеличились на 59 % и 68 %. Среднегодовая цена на мазут составила *** тыс. руб./т, битумы стоили *** тыс. руб./т.

Средняя розничная цена на бензин марки Аи-92 в 2017 году установилась на отметке *** руб./л., бензин марки Аи-95 стоил *** руб./л., дизельное топливо - *** руб. /л.

Составляющая налогов в конечной цене каждого проданного в стране литра автомобильного топлива составляет порядка 60 %.

Экспорт нефтепродуктов в 2017 г. составил 148 млн т.

Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)

Цены на продукцию предприятия

Продукция

цена базовая, руб. / т

дисконт, %

опт. цена, руб. / т

выручка, руб. / год

Диз.топливо

Битум дорожный

На выработку электроэнергии, потери

Итого:

*** млрд. руб.

Таким образом, среднегодовая выручка предприятия составит *** млрд. руб .

Акцизы на нефтепродукты

* Согласно ст. 193 ч. 2 НК РФ с 03.08.2018.

Ключевые показатели проекта

Показатель

Значение

Производственная мощность, т / год

Производственная мощность, т / мес

Выручка, руб. / мес

Выручка, руб. / год

Себестоимость производства, руб. / т

Средняя цена продаваемой продукции, руб. / т

Себестоимость переработки, %

При выполнении производственных и экономических параметров бизнес-плана по проекту будут достигнуты следующие показатели эффективности.

Показатели эффективности проекта

Наименование показателя

Значение

Размерность

Общие показатели проекта

Суммарная выручка за период планирования

млрд. руб.

Выбытия на текущую деятельность

млрд. руб.

Сальдо от основной деятельности

млрд. руб.

Чистая прибыль проекта

млрд. руб.

Сумма инвестиционных вложений

млрд. руб.

Имущество на балансе в конце горизонта планирования

млрд. руб.

Рентабельность продаж в целом по проекту

Рентабельность по чистой прибыли

Чистая прибыль в месяц в конце прогнозного периода

млрд. руб. / мес.

Продажи в конце прогнозного периода

млрд. руб. / мес.

Показатели для кредитора / займодателя

Сумма собственных средств

млн. руб.

Сумма заемных средств

млрд. руб.

Общий размер финансирования

***

млрд. руб.

Отношение собственного капитала к заемному (D/E)

Ставка кредита (в номинальных ценах)

Начисленная сумма процентов по кредитам

млн. руб.

Длительность возврата тела кредита

месяцев

Срок кредитования

интервал, лет

Инвестиционные показатели проекта

Ставка дисконтирования, годовая

Ставка дисконтирования, месячная

NPV проекта на момент его начала

млрд. руб.

PI проекта

раз

IRR проекта

Срок окупаемости (недисконтированный)

интервал, лет

Срок окупаемости (дисконтированный)

интервал, лет

Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV ) проекта за прогнозный период составляет *** млрд. руб. при ставке дисконтирования 14,0 % в год (1,10% в месяц). При оценке значения NPV важно учитывать, что проект реализуется и за пределами горизонта планирования.

Индекс рентабельности проекта , или коэффициент возврата инвестиционных средств (Payback Investments, PI ) = ***. Это означает, что на каждый инвестированный рубль проект сгенерирует за прогнозный период *** руб. (с учетом дисконтирования).

Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR ) - ***%. Данный показатель демонстрирует устойчивость проекта в отношении возможного роста ставок дисконтирования, СМР и рисков.

Готовый бизнес-план нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.

Купить готовый или заказать индивидуальный бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ): +7 (495) 617.39.02.

Готовый бизнес-план может быть модифицирован под проект:

  1. по мощности (1, 2, 3 или 10 млн. тонн в год);
  2. по месту размещения завода (Брянская, Волгоградская, Самарская, Оренбургская, Иркутская обл., Красноярский, Краснодарский или Пермский края, Татарстан, Башкирия, ЯНАО, Казахстан, Киргизия);
  3. по структуре выхода продукции ;
  4. по стоимости закупки сырой нефти ;
  5. по источнику и условиям финансирования и т.д.

2. МАРКЕТИНГОВЫЙ ОБЗОР РЫНКА

2.1. Инфляция и ВВП России, 2003-2020 гг.

2.2. Анализ рынка нефти в РФ

2.2.1. Добыча нефти в РФ

2.2.2. Основные регионы нефтедобычи в РФ

2.2.3. Производственные мощности по добыче нефти

2.2.4. Нефтяные ресурсы РФ

2.2.5. Экспорт сырой нефти

2.2.6. Цены на нефть

2.3. Классификация нефтепродуктов

2.4. Рынок нефтепродуктов в РФ

2.4.1. Производство нефтепродуктов

2.4.2. Цены производителей на нефтепродукты

2.4.3. Розничные цены на нефтепродукты

2.4.4. Экспорт нефтепродуктов

2.5. Нефтеперерабатывающие заводы в РФ

2.6. ТОП-10 НПЗ РФ

2.7. Реестр НПЗ РФ

2.8. Модернизация НПЗ в РФ

2.9. Модернизация НПЗ «РОСНЕФТЬ»

2.9.1. АО «Куйбышевский НПЗ»

2.9.2. «РН-Туапсинский НПЗ»

2.9.3. «Ачинский НПЗ ВНК»

2.9.4. «РН-Комсомольский НПЗ»

2.9.5. «Саратовский НПЗ»

2.9.6. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания»

2.10. НПЗ строящиеся и введенные в эксплуатацию после 2000-го года

2.10.1. АО «Танеко»

2.10.2. Антипинский НПЗ

2.10.3. Ильский нефтеперерабатывающий завод

2.10.4. Новошахтинский завод нефтепродуктов

2.10.5. Анжерская нефтегазовая компания

2.10.6. Волховский нефтеперерабатывающий завод

2.10.7. ООО «Енисей» (Усинский НПЗ)

2.10.8. ООО «ВПК-Ойл» (Коченевский НПЗ)

2.11. Структура нефтеперерабатывающего завода

3. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПЛАН

3.1. Производственные параметры проекта

3.2. План переработки нефти

3.3. План выручки

3.4. Параметры текущих затрат

3.5. Параметры прямых затрат на производство

4. ПЕРСОНАЛ ПРОЕКТА

4.1. Потребность в персонале и фонд оплаты труда

5. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПЛАН

5.1. Структура и объем необходимых инвестиций

5.2. Календарный план финансирования и реализации проекта

6. ОЦЕНКА РИСКОВ И ПУТЕЙ ИХ СОКРАЩЕНИЯ

6.1. Качественный анализ рисков

6.2. Точка безубыточности

6.3. Анализ чувствительности NPV

7. ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН ПРОЕКТА

7.1. Основные предположения к расчетам

7.2. План движения денежных средств (cash flow)

7.3. План прибылей и убытков (ОПУ)

7.4. Акцизы на нефтепродукты

7.5. Налогообложение НПЗ

7.6. Прогноз доходов инвестора

7.7. Прогноз доходов владельца проекта

7.8. Финансовый анализ проекта

8. О РАЗРАБОТЧИКЕ БИЗНЕС-ПЛАНА

Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.

СПИСОК ТАБЛИЦ, ГРАФИКОВ, ДИАГРАММ

Список таблиц

Таблица 1. Структура выхода продукции.

Таблица 2. Цены на продукцию предприятия.

Таблица 3. Акцизы на нефтепродукты.

Таблица 4. Ключевые показатели проекта.

Таблица 5. Переработка сырья и выход продукции (т / год.).

Таблица 6. Структура инвестиций.

Таблица 7. Распределение налоговых отчислений по уровням бюджета.

Таблица 8. Показатели эффективности проекта.

Таблица 9. Крупнейшие компании по добыче нефти в РФ, 2017, млн. тонн.

Таблица 10. Основные показатели по нефтяным ресурсам РФ.

Таблица 11. Список нефтяных и конденсатных месторождений России.

Таблица 12. Экспорт сырой нефти в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017.

Таблица 13. Мировые цены на нефть и природный газ в 2010-2017 гг., долл./барр.

Таблица 14. Средние цены производителей на нефть по федеральным округам, 2013-2018, руб./т.

Таблица 15. Производство и переработка нефти в России в 2010-2017 гг.

Таблица 16. Производство основных нефтепродуктов в РФ, 2012-2017, тыс. тонн.

Таблица 17. Среднегодовые цены производителей на основные нефтепродукты, руб./тн.

Таблица 18. Средние цены производителей на продукты нефтепереработки в РФ, 2012-2017, руб. / т.

Таблица 19. Розничные цены на топливо, 2012-2018, руб. / л.

Таблица 20. Экспорт нефтепродуктов в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017 гг.

Таблица 21. ТОП-10 НПЗ РФ в 2017 году.

Таблица 22. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в РФ по состоянию на 01.01.2017г.

Таблица 23. Программа модернизации НПЗ компании «НК Роснефть».

Таблица 24. Параметры проекта.

Таблица 25. План производства нефтепродуктов, 2019-2030, тн.

Таблица 26. План выручки по годам.

Таблица 27. Параметры текущих затрат.

Таблица 28. План текущих затрат по годам.

Таблица 29. Параметры прямых затрат.

Таблица 30. План прямых затрат по годам.

Таблица 31. Персонал НПЗ и ФОТ.

Таблица 32. Структура инвестиций.

Таблица 33. Календарный план финансирования и реализации проекта.

Таблица 35. Расчет точки безубыточности.

Таблица 36. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.

Таблица 37. План движения денежных средств по годам.

Таблица 38. План прибылей и убытков по годам.

Таблица 39. Ставки акцизов на нефтепродукты.

Таблица 40. Налогообложение на период планирования по годам.

Таблица 41. План получения и возврата финансирования.

Таблица 42. Показатели эффективности инвестиций.

Таблица 43. Расчет NPV проекта.

Таблица 44. Финансовый анализ проекта (12-й год).

Список графиков

График 1. План производства продукции (т / год).

График 2. Динамика поступления выручки (руб. / год).

График 3. Динамика текущих затрат.

График 4. Динамика прямых затрат.

График 5. Динамика чистой прибыли.

График 6. Получение и погашение долга.

График 7. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.

График 8. Динамика инфляции и ВВП России, 2003-2020 (прогноз), %.

График 9. Добыча нефти в РФ, млн. т.

График 10. Динамика экспорта сырой нефти в натуральном выражении, 2010 - 2016, т.

График 11. Динамика средних цен на сырую нефть в РФ, 2013-2018, руб./т.

График 12. Динамика первичной переработки нефти в РФ, 2010-2017, млн. т.

График 13. Глубина переработки нефтяного сырья в РФ, 2010-2016, %.

График 14. Изменение среднегодовых цен производителей на основные нефтепродукты, руб. / тн.

График 15. Динамика средних цен производителей на основные нефтепродукты, 2012-2017, рублей за тонну.

График 16. Динамика розничных цен на топливо в РФ, 2012 - 2018, руб. / л.

График 17. Динамика экспорта нефтепродуктов в натуральном выражении, 2010-2017, тн.

График 18. Динамика экспорта нефтепродуктов в стоимостном выражении, 2010-2017, млн. долл.

График 19. Капитальные затраты на модернизацию ведущих нефтеперерабатывающих компаний.

График 20. План ввода установок, влияющих на глубину переработки, 2014-2020.

График 21. Динамика производства продукции (т/год).

График 22. Динамика поступления выручки.

График 23. Динамика текущих затрат, руб.

График 24. Динамика прямых затрат, руб.

График 25. Расчет точки безубыточности.

График 26. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.

График 27. Выручка, затраты, прибыль.

График 28. Динамика чистой прибыли.

График 29. Финансовые результаты.

График 30. Получение и погашение долга.

График 31. Обслуживание долга.

График 32. Чувствительность NPV к ставке дисконтирования.

График 33. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.

График 34. Выплаты инвестору нарастающим итогом.

Список диаграмм

Диаграмма 1. Структура выручки.

Диаграмма 2. Распределение объема добычи сырой нефти между нефтедобывающими компаниями России, 2017,%.

Диаграмма 3. Распределение добычи нефти по федеральным округам, 2017, %.

Диаграмма 4. Структура производства основных нефтепродуктов в РФ, 2017, %.

Диаграмма 5. Динамика численности автотранспортных средств в РФ, 2010-2017, ед.

Диаграмма 6. Структура выхода нефтепродуктов по количеству производителей.

Диаграмма 7. Структура выхода продукции (тн).

Диаграмма 8. Объемы выхода продукции (т/год).

Диаграмма 9. Структура выручки НПЗ, руб.

Диаграмма 10. Структура текущих затрат.

Диаграмма 11. Структура прямых затрат.

Диаграмма 12. Структура первоначальных инвестиций.

Диаграмма 13. Структура налоговых отчислений.

Диаграмма 14. Структура затрат в 12-м году реализации проекта.

Список рисунков

Рисунок 1. Блок-схема НПЗ.

Рисунок 2. Запасы нефти в России.

Рисунок 3. Развитие нефтяной отрасли в 2017 году.

Рисунок 4. Сырая нефть и продукты ее переработки.

Рисунок 5. Карта российской нефтепереработки.

Рисунок 6. Блок-схема комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов АО «ТАНЕКО».

Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.

Если заходит речь о производствах, чаще всего думают, что это: тысячи сотрудников, множество машин, множество технологических линий, гектары с огромными помещениями. Высокая доходность оптимизированного производства обусловлена не его мощностью, а современным и высокоэффективным оборудованием с быстрой окупаемостью. Большинство наших фабрик так организованы, однако эти заводы являются низкорентабельными. Новые фабрики приходят на замену производствам устаревшего обрзца.

Производство мини нпз

Мы предлагаем услуги по проектированию и строительству мини нпз.

Проблема сбыта, подготовки и переработки нефти на малодебитных месторождениях решается очень медленно, да и вряд ли крупные компании пойдут на допуск владельцев небольших объемов нефти к ее подготовке, приему в товарные парки и дальнейшей прокачке по трубе. Вместе с тем, обеспечение отдаленных регионов качественными нефтепродуктами до настоящего времени решается в основном путем их дорогостоящего сезонного завоза. Поэтому наличие сырья в этих районах, и потребность в готовых нефтепродуктах является веским аргументом в пользу строительства и эксплуатации мини НПЗ. Мини НПЗ не находят широкого применения потому, что проекты, которые предлагаются для строительства или устаревшие и выдающие некачественную продукцию, но имеющие приемлемую цену, или производящие неплохие нефтепродукты, но имеющие очень высокую цену и довольно большие мощности, которые не всегда можно загрузить имеющимся сырьем. Ни то, ни другое не является стимулом для развития малотоннажной переработки нефти.

Стратегией энергетического развития России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003г. № 1234-р (раздел VI-2), предполагается строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах – малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.

В Украине под эгидой ГП НИИНП «МАСМА» разрабатывается программа производства на мини НПЗ альтернативных видов топлива (содержание компонентов из возобновляемых источников сырья не менее 30%).

Для мини-НПЗ невозможно использовать уменьшенные копии проектов, используемые на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях как для атмосферной так и для вакуумной перегонки. Более того, если проекты атмосферных установок существуют, то установок малой производительности для вакуумной переработки просто нет. Поэтому все мини-НПЗ имеют только атмосферную перегонку нефти, при которой глубина переработки довольно низкая, а попытки увеличить глубину за счет повышения температуры переработки резко снижают качество дизельного топлива. Так же большой проблемой для мини НПЗ является подготовка нефти. Ведь наличие солей и мехпримесей очень быстро выводит из строя оборудование и негативно влияет как на сам производственный процесс, так и на качество нефтепродуктов.

Разработанная нами технология позволяет эффективно решать все перечисленные проблемы.

#image.jpgМини НПЗ, которые мы строим, позволяют не только готовить нефть, но и имеют возможность ступенчато (50 тонн в сутки) изменять производительность атмосферного блока переработки, включает вакуумный блок, который позволяет увеличить глубину переработки на 10-12% не ухудшая качество дизельного топлива.

Высокоэффективная схема подготовки и переработки сырья позволяет использовать наши заводы непосредственно на месторождениях, а высокая глубина переработки дает высокую рентабельность, что снижает сроки окупаемости.

Нами построены и успешно работают заводы в г. Саки, г. Николаев, г. Кагарлык, г. Ладыжин.

Принципиально процесс превращения нефти, газового конденсата и их смеси в конечные продукты на предлагаемом нами комплексе представляет собой следующую схему (показанное на фото оборудование установлено на заводе ООО «Горизонт ОЙЛ» г. Ладыжин):

Из резервуарного парка #image.jpg сырье подается насосами в установку обезвоживания и обессоливания нефти (если сырье не подготовлено),#image.jpg если сырье подготовлено, оно подается непосредственно на печи огневого нагрева.
После нагрева сырье подается на атмосферные колонны, где происходит его фракционирование.#image.jpgПолученные при атмосферной перегонке сырья прямогонный бензин и дизельное топливо поступают в резервуарный парк, а мазут поступает в компенсационный резервуар, откуда подается на печь для догрева и поступает в вакуумную колонну.#image.jpg

При переработке мазута на вакуумной установке получается гудрон и вакуумный газойль.

В наших установках предусмотрена подготовка сырья, что позволяет применять их непосредственно на месторождениях. Атмосферная перегонка сырья осуществляется в атмосферных колоннах, каждая из которых имеет производительность 50 тонн в сутки, что позволяет построить комплекс нужной производительности или перерабатывать объемы в зависимости от потребности.

Следующий этап переработки происходит на вакуумной колонне, которая технологически включена в схему и позволяет перерабатывать мазут или параллельно с атмосферной переработкой или автономно.

Возможно также включение установки смешения для доведения полученного прямогонного бензина (октановое число 50-60) до товарной продукции путем добавления высокооктановых добавок или производство альтернативного топлива с применением биоэтанола.

* примечание: выход светлых нефтепродуктов и мазута зависит от фракционного состава нефти и определяется в каждом конкретном случае лабораторным способом.

Мини-НПЗ располагается на площадке, имеющей водоснабжение и электроснабжение. Для удобства работы желателен резервуарный парк, позволяющий хранить десятидневный запас сырья, а также готовую продукцию (в зависимости от потребности). Технологическое оборудование изготавливается и доставляется на площадку, где производится его установка и обвязка трубопроводами. При необходимости мы имеем возможность оборудовать резервуарный парк.

Площадка для размещения НПЗ должна находиться на расстоянии не менее 1000 м от жилого массива. Прочие требования определяются на проектной стадии и аналогичны требованиям, предъявляемым к складам ГСМ.

Ориентировочная площадь, занимаемая непосредственно установкой производительностью 30 тыс. т/год составляет 200 кв.м. Размеры площадки для нефтеперерабатывающего комплекса в целом с его инфраструктурой составляют примерно 0,5 га.

Все эти параметры определяются на стадии подготовки проекта.

В проекте предусмотрен дистанционный контроль параметров переработки, аварийная сигнализация критических параметров, автоматическая аварийная защита оборудования.

Все средства контроля и автоматики производства стран СНГ и имеют сертификаты соответствия и разрешения на применение во взрывоопасных установках.

Управление установкой ведется из операторной, расположенной вне взрывоопасной зоны.

Для электроснабжения применяется промышленная трехфазная сеть. Для нагрева сырья используется топливо, вырабатываемое на самой установке. Предусматривается аварийная система энергоснабжения – дизельгенератор, поскольку нефтеперерабатывающие предприятия должны иметь два независимых источника энергоснабжения.

Аналитический контроль процесса осуществляется стандартными методами анализов по ГОСТ, на обычном лабораторном оборудовании с обычными методами отбора нефтепродуктов.

Источник: http://mini-npz.com.ua/

Производство мини нпз

Насосная оборотной воды;

Помещение для операторной;

Установка ФУС - 30 состоит из рамы, на которой монтируются:

1.Кубовая емкость, с установленной на ней колпачковой ректификационной колонной с дефлегматором.

2.Сборник бензина с установленными на нем вертикально двумя теплообменниками для конденсации паров бензина. Трубные пространства соединяются последовательно, межтрубные параллельно.

3.Два горизонтально расположенных теплообменника служащих для предварительного подогрева исходного сырья.

№ Название Составной Части Параметры

1 Кубовая ёмкость Наружный диаметр 1020 мм

Длина 3930 мм

Масса 1520 кг

2 Сборник бензина Наружный диаметр 1020 мм

Ширина 5000 мм

Высота 6285 мм

Масса 8600 кг

Производительность по сырью 10-12 тыс. т/год

4. ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВКИ

Исходное сырье - нефть или газовый конденсат - из сырьевой емкости насосом под давлением 0.1 - 0.3 МПа и расходом 1.2 - 1.4 м. куб/час подается в трубное пространство теплообменника, где подогревается до 60–80 С печным топливом с температурой 150 -160 С, подаваемым из кубовой емкости.

Далее подогретое до t 60-80 С сырье подается в ректификационную колонну с колпачковыми тарелками. Ректификационная колонна монтируется на горизонтальной кубовой емкости, в которой смонтирован теплообменный элемент для окончательного подогрева сырья в кубе колонны. Подогрев осуществляется также блочной горелкой жидкотопливной мощностью 0,5 Мг/Вт. Ректификационная колонна состоит из тарелок колпачкового типа. В верхней части ректификационной колонны встроен порциональный дефлегматор. Охлаждение и конденсация паров бензина в дефлегматоре осуществляется производственной водой подаваемой в дефлегматор. Регулирование температуры верха колонны осуществляется путем изменения количества подаваемой воды в дефлегматор. Верх ректификационной колонны через шламовую трубу соединен с последовательно-расположенным теплообменником конденсатором, установленными вертикально на сборнике бензина. В теплообменнике конденсаторе пары бензина охлаждаются, конденсируются и стекают в сборник бензина, откуда в последствии производится откачка бензиновой фракции в бензиновую емкость. Оставшаяся тяжелая фракция - стабилизированный кубовый остаток - откачивается из кубовой емкости насосом, через двухсекционный теплообменник в котором производится его охлаждение водой до температуры 60-70 С, в емкость печного топлива.

Сброс подтоварной воды из бензиновой емкости, а также сброс дождевых стоков с площадки технологических емкостей производится в подземную емкость, с последующим вывозом автоцистернами.

При изготовление установки использовались листы и корпусные трубы стали: СТ-3 ГОСТ 380-88. Секции теплообменников изготовлены из труб СТ-20 ТУ 14-3-460-75. Сварка производилась электродами УОНИИ-13/55 ГОСТ 9467-75.

Установка соответствует всем требованиям санитарных норм, предъявляемых к данному оборудованию. Основной источник вредных выбросов в атмосферу – жидкотопливная блочная горелка. Максимальная количество вредных выбросов в атмосферу для установки производительностью по сырью 10 тыс. т/год при работе на жидком топливе составляет (кг/г): углеводороды – 364, окись углерода – 35, окись азота – 112, двуокись азота – 5, пыль неорганическая – 0,7.

По степени воздействия на организм человека (токсичность) вредные выбросы относятся к малоопасным (4 и 3 класс опасности), кроме двуокиси азота (2 класс опасности), количество которого незначительно.

5.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Установка стабилизации конденсата является взрывоопасным и пожароопасным производством.

Газоконденсат содержит углеводороды парафинового ряда от С5 до СП, нафтеновые и ароматические углеводороды, образующие с воздухом взрывоопасные и горючие смеси, все они относятся к 2,3 и 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88.

Установка стабилизации конденсата отнесена по взрывопожарной опасности к категории "А"; (ОНТП 24-86 МВД СССР).

По требованиям ПУЭ-85 "Правила устройства электроустановок"; наружные площадки установки стабилизации конденсата связанные с использованием и переработкой легковоспламеняющихся и горючих емкостей, отнесены к классу В-1г.

Группа производственных процессов по СНИП 2.09.04-87 по санитарной характеристике соответствует 2г. В соответствии с методикой "Общие принципы количественной оценки взрывоопасности технологических объектов», изложенной в Приложении №1 к "Общим правилам взрывоопасности для взрывопожароопасных химических , нефтехимических, нефтеперерабатывающих производств" 1988 г. выполнен расчет энергетического потенциала устанавливаемых блоков и определена категория взрывоопасности технологических блоков. В результате категория взрывоопасности всех блоков установки стабилизации конденсата определена как III, относительный энергетический потенциал взрывоопасности блоков - 27.

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ АППАРАТОВ УСТАНОВКИ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ СВАРНЫХ ШВОВ.

6.1. Все аппараты установки не относятся к котлонадзорным изделиям, для надежной оценки герметичности аппаратов на основе их практической прочности испытательное давление принято равным 0.3 МПа.

6.2 Продолжительность гидравлического испытания -10 минут. Испытания проводятся до покраски и наложения теплоизоляции.

6.3. Гидравлические испытания производятся при положительной температуре окружающего воздуха. Разница температур металла и окружающего воздуха не должна вызывать выделения влаги на поверхности аппарата.

6.4 Повышение давления при гидравлическом испытании должно происходить плавно, без гидравлических ударов.

6.5. При неудовлетворительных результатах испытания, обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытание повторено.

6.6. Аппарат считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

1. падения давления по манометру;

7.5. Трубопроводы связать проволокой в пучки.

7.6. Комплектность поставки определяется конструкторской документацией.

8. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ.

8.1. Хранение у заказчика поступившей на монтаж установки должно обеспечить передачу ее в монтаж без дополнительных работ по очистке, ревизии и ремонту. При передаче установки в монтаж, они подвергаются расконсервации, наружному осмотру. Проверяется комплектность поставки.

8.2. На подготовленную и выложенную дорожными плитами площадку укладывается рама установки. На раму устанавливается кубовая емкость, сборник бензина, теплообменник двухсекционный. На кубовую емкость монтируется колонна ректификационная в сборе с дефлегматором. На сборник бензина монтируется теплообменники - конденсатор в сборе. По верху установка, связывается шламовой трубой с теплообменником конденсатором. Обвязываются трубопроводами аппараты установки.

8.3. При монтаже установки необходимо ректификационную колонну с дефлегматором выставить по отвесу. Отклонение от вертикальности не более 10мм. Отвес закрепляется в верхней точке дефлегматора. Величина отклонения определяется на уровне фланца горловины кубовой емкости.

9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ.

Теплоизоляция выполнятся матами из минеральной ваты Р-125-1000-500 ГОСТ 9572-63

Покровный слой выполняется из оцинкованной ваты 5-ПН-НО-05-ГОСТ 14994-74 Ст.ЗкП-ОН-МТ-НРГОСТ 14918-80

 


Разделы



Реклама