Реконструкция установки первичной переработки нефти

РНПК приступила к реконструкции установки первичной переработки нефти

Рязань, 12 авг — ИА Neftegaz.RU. Рязанская нефтеперерабатывающая компания (РНПК), дочка Роснефти, в рамках программы модернизации производства реализует проект по реконструкции установки первичной переработки нефти АВТ-2.
Об этом сообщила Роснефть.

Данный проект является важным шагом, направленным на повышение экологичности процессов нефтепереработки предприятия.
Программа модернизации нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) направлена на значительное повышение глубины переработки нефти, выхода светлых нефтепродуктов, а также объемов выпуска качественных и экологичных видов моторных топлив.

Реконструкция установки производительностью 2 млн т/год позволит снизить объемы производства высокосернистого мазута и, тем самым, повысить экономическую эффективность РНПК.
Установка проектируется с учетом строгих стандартов промышленной и экологической безопасности, а также высоких требований к промышленным объектам, расположенным в городской черте.
Установка будет оснащена системой автоматического контроля выбросов (АСКВ), которая в круглосуточном режиме будет контролировать все производственные режимы и вести мониторинг окружающей среды с возможностью передачи информации в профильные заводские службы и государственные учреждения, осуществляющие контроль за состоянием загрязнения атмосферного воздуха.
Новое оборудование повысит эффективность процессов переработки нефти и нефтепродуктов за счет автоматизации, снизит нагрузку на окружающую среду благодаря применению ряда современных технологических решений.

Атмосферную перегонку — двукратное испарение нефти до мазута, с выделением бензиновой, керосиновой, дизельных фракций и мазута;
Вакуумную перегонку.

для снижения сернистых и олефиновых (непредельных) соединений в автобензинах оптимизировала технологическую схему очистки компонента бензина с установки каталитического крекинга. Бензин каталитического крекинга проходит дополнительную очистку от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений на блоке гидроочистки установки каталитического риформинга Л-35/5;
для снижения содержания ароматических углеводородов построила и ввела в эксплуатацию установку низкотемпературной изомеризации, где происходит переработка пентан-гексановой фракции в высокооктановый компонент товарного автобензина — изомеризат, в котором отсутствуют ароматические соединения.

Все эти, а также другие мероприятия позволили РНПК приступить к производству нового высокооктанового бензина АИ-95-К5 Евро 6.

Источник

Реконструкция установок первичной переработки нефти

Автор: Г.С. Яицких (Консорциум «НХПС»), Г.А. Сюняева, В.Г. Яицких (ЗАО «ИПН»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №8/2014

Большинство установок первичной переработки нефти (АТ, АВТ) на российских нефтеперерабатывающих заводах построены в период с 1950 по 1980 годы. В процессе эксплуатации на установках периодически производились текущие и капитальные ремонты: замена изношенных трубопроводов, технологического оборудования, а также по необходимости ремонт строительных конструкций. Тем не менее, учитывая «почтенный» возраст установок и несоответствие их требованиям современных и весьма строгих норм промышленной, экологической и пожарной безопасности, руководители заводов вынуждены решать дилемму: проводить реконструкцию действующих установок либо сносить их и строить новые.

Вариант строительства новой технологической установки имеет ряд преимуществ:

проектная документация выполняется с учетом всех актуальных требований промышленной безопасности, защиты окружающей среды;
применяется современное надежное технологическое оборудование;
для управления технологическим процессом используются автоматизированные системы (АСУ ТП);
современное технологическое, энергетическое оборудование и схемные решения позволяют значительно снизить удельные расходы энергии, воды на переработку 1 т нефти, что, в свою очередь, позволяет снизить себестоимость товарной продукции.

К основным недостаткам этого варианта следует отнести:

необходимость выделения дополнительной площади под новую установку;
необходимость привлечения кредитов в больших объемах на длительный срок и под значительные проценты.

Нередко по тем или иным причинам собственник НПЗ не имеет возможности или не видит экономической целесообразности брать кредит на строительство новой установки.

В этом случае реализуется вариант модернизации действующего производства, при этом также зачастую увеличивается производительность технологической установки.

Порядок проведения реконструкции установки с целью продления срока эксплуатации

До принятия решения о техническом перевооружении (реконструкции) необходимо предварительно провести обследование строительных конструкций, технологических аппаратов и трубопроводов с целью определения их остаточного ресурса.

Затем необходимо разработать «Основные технические решения» (ОТР), в которых будут содержаться все необходимые мероприятия по реконструкции данной установки, а также инженерных сетей, связывающих ее с объектами общезаводского хозяйства предприятия.

Как правило, эти мероприятия включают:

ремонт или замену ректификационных колонн (по необходимости);
замену части насосов более мощными (в случае значительного увеличения производительности установки);
замену старых теплообменников или монтаж новых;
ремонт печей и дооснащение их новыми горелками;
замену отбракованных участков трубопроводов;
реконструкцию системы сброса на факел;
организацию системы аварийного освобождения установки;
реконструкцию системы пожаротушения;
внедрение энергосберегающих технологий и оборудования;
ремонт или реконструкцию системы электроснабжения;
оснащение установки АСУ ТП;
необходимый ремонт строительных конструкций.

На основании ОТР определяется прогнозируемая стоимость реконструкции и принимается решение о целесообразности реконструкции установки. Затем разрабатывается проектно-сметная документация, производится соответствующая экспертиза.

После реконструкции установка обретает «второе дыхание» на многие годы.

Возможности увеличения мощности действующих установок АТ, АВТ

Спроектированные в советское время технологические установки имеют, как правило, резервы по следующим показателям:

мощности печей;
диаметрам ректификационных колонн;
диаметрам технологических трубопроводов;
производительности большей части насосов;
производительности части теплообменного оборудования;
несущей способности строительных конструкций.

Эти резервы позволили на некоторых НПЗ России увеличить производительность установок первичной переработки нефти (по сравнению с проектными показателями), что принесло существенную дополнительную прибыль предприятиям.

Для соблюдения требований нормативных документов РФ при увеличении производительности установок необходимо выполнить ряд организационно-технических мероприятий, которые включают:

разработку и утверждение «Программы опытного пробега установки при заданной повышенной производительности»;
проведение опытного пробега;
анализ полученных результатов, определение «узких мест» установки (недостаточная производительность отдельных технологических аппаратов и оборудования, недостаточный диаметр отдельных трубопроводов и т.п.); разработку мероприятий по техническому перевооружению установки с целью повышения производительности;
разработку проектно-сметной документации (ПСД) для реализации вышеуказанных мероприятий;
экспертизу ПСД;
выполнение строительно-монтажных работ по техническому перевооружению установки;
внесение соответствующих изменений в Технологический регламент установки.

Целесообразно разрабатывать и осуществлять единый комплекс мероприятий, позволяющий дать «вторую жизнь» установке при одновременном увеличении ее мощности.

Типичные «узкие» места установок

В результате опытного пробега технологической установки, как правило, выявляются следующие основные проблемы:

температура нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и мазута), выводимых из установки, зачастую превышает регламентные значения;
снижается температура нефти на входе в отбензинивающую колонну, вследствие чего необходимо увеличивать объем «горячей струи» (см. рисунок, поз. 15), разогревающей низ колонны;
вследствие увеличения тепловой нагрузки на печь (увеличение объема «горячей струи» и потока отбензиненной нефти) температура ее змеевика и футеровки значительно превышает проектные значения.

Читайте также: Атол 20ф установка кассы

Увеличение температуры нефтепродуктов на выходе из установки обусловлено недостаточностью площади поверхности теплообмена как рекуперативных теплообменников, так и холодильников (воздушных и водяных). Для решения этой проблемы, как правило, устанавливают дополнительные воздушные и/или водяные холодильники 5 доп., 8 доп., 11 доп., 12 доп., 13 доп. (см. рисунок).

При этом существенно увеличивается потребление электрической энергии, оборотной воды.

Увеличение мощности печи 3 обеспечивается сжиганием дополнительных сверхнормативных объемов топлива. Возможность эксплуатировать печь при повышенных (по сравнению с проектными) температурах руководство НПЗ обычно пытается узаконить посредством получения согласования у проектной организации. Необходимо отметить, что этот путь ведет к значительному сокращению срока службы печи.

По этой причине проектировщик печи часто не согласовывает регламент эксплуатации печи при чрезмерных температурных перегрузках ее элементов.

Более экономически и технически целесообразным вариантом является наращивание группы теплообменных аппаратов 1 доп. Как правило, во-первых, это позволяет исключить необходимость установки дополнительных аппаратов финишного охлаждения (5 доп., 8 доп., 11 доп., 12 доп., 13 доп.), при этом экономится электроэнергия, оборотная вода. Во-вторых, в значительной степени снижается тепловая нагрузка на печь. При этом экономятся большие объемы топлива, снижается негативное воздействие на окружающую среду, увеличивается срок службы печи.

При наиболее удачных схемных решениях теплообмена удается исключить «горячую струю» и применение оборотной воды.

Практические результаты

За последние шесть лет были проведены реконструкции семи технологических установок в ОАО «Московский НПЗ», ООО «КИНЕФ», ЗАО «Краснодарский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ» и др.

Как показала практика, затраты на реконструкцию технологической установки с увеличением ее мощности на 10–50% обычно составляют не более 15–35% объема затрат на строительство новой установки такой же производительности.

В некоторых случаях заводы проводят реконструкцию в 2–3 этапа с целью использования только собственных финансовых ресурсов. Такая схема финансирования пользуется наибольшей популярностью у собственников НПЗ.

Источник

Модернизация установки первичной переработки нефти на Марийском НПЗ

Модернизация установки первичной переработки нефти АТ-2 проводится в рамках глобальной программы модернизации завода по увеличению объемов переработки нефти до 8 миллион тонн в год, а глубины переработки — до 97-98%.

Завершен один этапов, включающий разработку проектной документации по реконструкции существующей установки первичной переработки нефти АТ-2. Документы успешно прошли Госэкспертизу, получено разрешение на начало строительных работ.

Модернизация установки АТ-2 предусматривает замену контактных устройств колонн, насосного и теплообменного оборудования, в результате производительность оборудования увеличится с 900 тысяч до 1,4 миллиона тонн нефти в год. При этом общее потребление топлива и энергоресурсов сократится.

Следующим этапом станет переоснащение установки вакуумной переработки нефти и доведение ее мощностей с 476 тысяч тонн до 1 миллиона тонн в год. Ожидается, что в итоге производительность завода превысит 2 миллиона тонн.

Группа компаний «Новый Поток» (New Stream Group) — российская частная группа компаний, в которую входят активы, занимающиеся добычей и переработкой нефти, а также транспортировкой, экспортом и реализацией нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынке. Главный офис находится в Москве. Согласно рейтингу «РБК 500» за 2016 год по выручке находилась на 48 месте среди всех компаний России и на 10 месте среди нефтегазовых компаний — 244 млрд рублей по данным 2015 года.

Источник

Минэнерго договорилось о модернизации НПЗ за ₽800 млрд

Минэнерго заключило с нефтяниками инвестсоглашения на 800 млрд руб. на модернизацию НПЗ. Это должно привести к появлению к 2031 году 30 новых установок переработки нефти с выпуском 3,6 млн т бензина и 25 млн т дизеля

Минэнерго заключило с нефтяными компаниями соглашения о модернизации 14 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и строительстве новых мощностей по производству топлива, которые предполагают инвестиции на примерно 800 млрд руб. до 2027 года. Об этом во вторник, 13 апреля, сообщила пресс-служба Минэнерго.

В соответствии с этими соглашениями нефтяники должны реконструировать и ввести 30 технологических установок вторичной переработки нефти, а также вспомогательных установок и объектов общезаводского хозяйства. Это позволит увеличить производство бензина на более 3,6 млн т в год и нарастить выпуск дизельного топлива свыше 25 млн т в год, говорится в сообщении ведомства. По данным Минэнерго, в 2020 году производство бензина снизилось на 4,5% к уровню 2019 года, до 38,4 млн т., дизтоплива — на 0,5%, до 78 млн т.

В конце 2020 года президент Владимир Путин подписал закон о новых стимулирующих мерах для НПЗ, предполагающий введение дополнительного инвестиционного коэффициента в размере 1,3 к ставке обратного акциза для тех заводов, которые заключат соглашения с Минэнерго на сумму не менее 30 млрд руб. каждое. «Многие инвестиционные проекты по модернизации заводов [ранее] откладывались. И здесь необходимо дать заводам предсказуемые правила игры и предсказуемую доходность для того, чтобы они могли принять решение по [модернизации] различных установок», — заявил в интервью телеканалу «Россия 24» замминистра энергетики Павел Сорокин. По данным Минэнерго, до конца 2021 года будет заключено еще несколько подобных соглашений.

С кем Минэнерго подписало соглашения

Инвестиционные соглашения на модернизацию НПЗ заключены с «Роснефтью» (они касаются ее четырех заводов — Новокуйбышевского, Сызранского, Туапсинского, Комсомольского НПЗ), «Газпром нефтью» (Московский и Омский НПЗ), предприятием ЛУКОЙЛа («ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»), группой «Сафмар» Михаила Гуцериева (Афипский НПЗ и «Орскнефтеоргсинтез»), а также с «Газпром нефтехим Салават», «дочкой» «Татнефти» «Танеко», Антипинским НПЗ (его совладельцем является азербайджанская SOCAR), Новошахтинским заводом нефтепродуктов и Ильским НПЗ. Cоглашения действуют до 1 января 2031 года.

По словам Сорокина, эти соглашения также предполагают «механизм гарантии» для государства. Компания, которая получает повышающий коэффициент обратного акциза, обязана будет вернуть все полученные льготы в случае, если не выполнит свои обязательства по инвестиционному соглашению. «Это один из первых применений такого механизма, когда инвестор, получая какую-то субсидию или стимулирующий пакет, обязуется в случае невыполнения со своей стороны соглашения вернуть со штрафом все деньги», — подчеркнул он.

Источник