Подогреватель высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт

Подогреватель высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт теплообменник на ямз 238 цена Вспомогательные трубопроводы каждой группы идентичны представленным на рис.

Повышается возможность организации строгой системы учета и подогревателя высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт за товародвижением продукции, объемами реализации, возвратом товара и его причинами. Формы и виды деятельности не ограничиваются настоящим Уставом. В случае, если по условиям нормального ряда выбора аппаратуры и оборудования по давлению величина максимального рабочего давления ПВД-1300-37-7,0 в интервал между двумя значениями, выбор максимальной величины рабочего давления должен обосновываться. Производство масел на нефтеперерабатывающем заводе АНХК состоит из двух потоков установок. Подогревтель поступает из местных месторождений Эмба и с Мангышлакского месторождения.

Кожухотрубный испаритель Alfa Laval DES 315 Чебоксары Подогреватель высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт

Подогреватель высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт Пластины теплообменника Tranter GC-051 P Абакан

Мощность предприятия была доведена до 5 млн. В году на базе собственного полипропилена на заводе создали цех по его переработке в изделия. В году реконструкция завода, в результате которой должно быть достигнуто полное обеспечение светлыми нефтепродуктами, битумом и котельным топливом.

Московский НПЗ выпускает нефтяного топлива, битумы, нефтехимическую продукцию, включая серу, полипропилен и изделия из полипропилена. В годы Великой отечественной войны, не перебазируя и не приостанавливая производство, работая в условиях прифронтового города, обеспечивал выпуск топлива для нужд фронта. За героический труд во время войны коллективу 14 раз присуждалось переходящее Красное знамя Государственного комитета обороны, переданное впоследствии заводу на вечное хранение, а к летию победы завод был награжден орденом войны 1-ой степени.

Высокий уровень технологии, опыт и квалификация персонала обеспечивают безопасность производства, что подтверждается лицензиями Гостехнадзора России, на право осуществления 5 видов деятельности повышенной опасности: За свои 60 лет завод ни разу не останавливался, работая круглосуточно, и переработал более миллионов тонн нефти.

Комбинированная установка атмосферно — вакуумнойпереработки нефти с пердварительным обессоливанием и вторичной перегонкой бензина предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов-сырья установок каталитического риформинга, газофракционирования, битумной, гидроочисток, дизельного топлива, авиакеросина, каталитического крекинга.

Атмосферно-вакуумная установка АВТ-3 предназначена для переработки обезвоженной и обессолинной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки: Блок висбрекинга предназначен для привращения гудрона в котельное топливо с низкой вязкостью и температурой застывания. Внедрения процесса виброкрекинга показало высокую работоспособность принятой схемы глубокой переработки нефтяного сырья.

Дистиллятные фракции вовлекаются в производство светлых нефтепродуктов, а остаток используется для производства котельного топлива стабильного качества. При этом надлежащее оформление технологического процесса позволяет свести к минимуму коксообразование на стенках реакционной аппаратуры. Внедрение эффективных катализаторов является наименьшим затратным способом повышения качества продуктов, эксплуатационных показателей и рентабельности установки, поэтому при очередных перегрузках отечественные катализаторы были заменены на зарубежные R фирмы ЮОПи.

Установки производили малозернистое дизельное топливо с содержанием серы не выше 0. Для перехода на выпуск моторных топлив сулучшенными экологическими показателями содержание серы не более 0. Битумное производство предназначено для получения дорожных вязких и строительных битумов.

В основу технологии положен метод непрерывного окисления сырья в трехсекционных аппаратах колонного типа. Соответствующим подбором сырья можно получить окисленные битумы различных марок. В состав производства входят также котел-утилизатор и компрессорное хозяйство для получения технического и КИПовского воздуха, эстакада для налива битумов в железнодорожные бункеры и цистерны для наливки битумов в автоцистерны.

Г введена в экспулатацию в году. Принятый в основу технологии набор процессов определяется следующим составом установки:. Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2 — 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью.

С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Разрушая поверхнустную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию коалесценции капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее.

Этот процесс ускоряется при повышенных температурах обычно 0 С , так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. Следует отметить, что при температурах более 0 С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения вырастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку.

На практике используют переменный электрический ток частотой 50Гц и напряжением кВ. Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежании испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей — работают при повышенном давлении.

На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:. Горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отсоявшейся воды. Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества т.

Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: Повышение напряжения между электродами сверх допустимого кВт нежелательно, так как это вызывает обратный эффект — диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии. Аппараты и технологимческие потоки на двухступенчатой обессоливающей установке с горизонтальными электродегидраторами показаны на схеме.

Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, паровые подогреватели 3 и с температурой 0 С поступает в электродегидратор 1-ой ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 — раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора 2-ой ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды.

В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кристаллов солей. Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через трубчатый распределитель 21 с перфорированными горизонтальными отводами.

Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор 19, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройства ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы 22 в канализацию или в дополнительный отстойник 12 в случае нарушения процесса отстоя.

Из отстойника насосом 14 жидкая смесь возвращается в процесс. Из электродегидратора 1-ой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор 2-ой ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей химически очищенной водой, подаваемой насосом 8. Обессоленая и обезвоженная нефть с верха электродегидратора 2-ой ступени отводится с установки в резервуары обессоленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.

Уровень воды в электродегидраторах поллерживается автоматически, Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов 1-ой и 2-ой ступени, проходит смотровые фонари 15 для контроля качества отстоя. Перед прочтением новости, позвольте пригласить вас в крупнейшее сообщество владельцев 3D-принтеров.

Да, да, оно уже существует, на страницах нашего проекта! Нефтегазовое подразделение корпорации General Electric испробует 3D-печать в производстве пробной партии топливных форсунок для газовых турбин. Согласно плану, создание прототипов начнется во втором полугодии текущего года, а серийное производство — в году.

Традиционные методы литья и сварки будут заменены технологией аддитивного производства — индустриальным аналогом трехмерной печати, используемой для производства медицинских имплантатов и пластиковых прототипов. Таким образом, топливные форсунки можно будет производить целиком, без необходимости сварки множества составляющих деталей, как это делается в настоящее время.

Корпорация Halliburton уже использовала трехмерную печать для производства компонентов бурового оборудования, но в меньших масштабах. Таким образом, решение GE использовать 3D-печать в больших объемах можно считать знаковым для нефтегазовой промышленности. Важность 3D-печати для нефтегазовой отрасли может возрасти, так как бурение производится во все более сложных условиях — на глубоководных шельфах и в Арктике.

Использование трехмерной печати позволяет инженерам создавать более сложные дизайны для преодоления трудностей, связанных с экстремальными условиями добычи. Нефтегазовое подразделение GE растет бурными темпами и планирует инвестировать миллионов долларов в развитие технологий. Несмотря на растущую роль трехмерной печати в массовом производстве, основным применением в нефтегазовой отрасли остается быстрое прототипирование.

Согласно Reuters, предприятие GE в Ньюкасле, занимающееся контролем качества труб, собирает роботов для мониторинга проката. Благодаря 3D-печати детали роботов можно напечатать и испытать до размещения заказа на производство из требуемого материала. Планы по использованию 3D-печати в нефтегазовой отрасли перекликаются с аналогичным решением, принятым авиационным подразделением GE — крупнейшим производителем реактивных двигателей в мире.

GE производит металлические топливные форсунки для реактивных двигателей CFM Leap, используя метод лазерного спекания кобальтохромового порошка. Данная технология позволяет наращивать модели слоями толщиной в 20 микрометров. Генеральный директор GE Джефф Иммелт восхваляет достоинства аддитивного производства: Важным примером инвестиций является приобретение компании Morris Technologies и ее дочернего предприятия Rapid Quality Manufacturing в ноябре года — эти компании специализируются на аддитивном производстве, применяемом в аэрокосмической, энергетической, нефтегазовой и медицинской отраслях.

Интеграция аддитивных технологий в традиционное производство направлена на понижение сроков производства, повышение эффективности и улучшение производительности. Корпорация GE принимала активное участие в развитии технологий аддитивного производства в течение последних 20 лет, настаивая на важности 3D-печати в собственной концепции производственных методов будущего.

Этот подход был четко описан в публикации вице-президента GE и главы подразделения GE Global Research, занимающегося разработкой продвинутых технологий. Недавнее решение нефтегазового подразделения GE в пользу использования 3D-печати в производстве топливных форсунок хорошо согласуется с взглядами компании на производственные технологии будущего.

В проектах необходимо указывать следующую производительность технологических установок: Часовая производительность определяется исходя из годовой номинальной производительности и среднегодового пробега установки. Среднегодовой пробег для технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств должен составлять:. Для циклических процессов и процессов, требующих увеличенной продолжительности текущего и капитального ремонта типа замедленного коксования.

В среднегодовом пробеге установки принимается только время работы по схеме основного технологического процесса, которое обеспечивает номинальную годовую производительность по сырью и товарной продукции. Разница между календарным годом и временем среднего пробега, а также временем на регенерацию катализатора, определяет продолжительность ремонта технологической установки, исчисляемую с момента прекращения подачи сырья и до вывода на нормальный режим.

Расчетное среднегодовое время работы отдельных установок должно быть увязано с общей схемой работы предприятия. Производительность установок, вырабатывающих несколько видов продукции, указывается по сырью, при выработке одного вида продукции, как правило, по продукту. Качество и количество намечаемых к переработке смесей нефтей, газового конденсата и других видов сырья принимать по конкретным рекомендациям научно-исследовательских институтов и проектных организаций.

В проекты закладывать продукцию с показателями качества, соответствующими лучшим отечественным и зарубежным образцам и, как минимум, показателям по ТУ и ГОСТам. Выработку каждого вида продукции увязывать со схемой развития отрасли или конкретным потребителем на ближайшие 5 лет после ввода в эксплуатацию данного объекта.

Все виды привозного сырья в том числе добавки к сырью включать в проект только при подтверждении их поставки в необходимом количестве к моменту пуска данного объекта. В случае, если по генеральной схеме развития отрасли намечается изменение сырья, то расчет вести на сырье к моменту пуска, а на последующее проводить поверочный расчет оборудования и приводить ожидаемый товарный баланс.

Расчетный материальный баланс установки составляется на номинальную производительность по основному варианту и служит основой для расчета и выбора аппаратуры и оборудования. Товарные материальные балансы установки или комплекса составляются на балансовую производительность с учетом потерь нефтепродуктов и являются исходными данными для определения расходных показателей и для расчетов технико-экономических показателей.

Потери нефтепродуктов на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности разделяются на возвратные и безвозвратные. Потери нефтепродуктов возвратные и безвозвратные по отдельным установкам складываются из потерь:. Ж нефтепродуктов, выводимых вместе с растворителями, абсорбентами, растворами нейтрализации и т.

Максимально допустимые потери для установок, не указанных в таблице 2, устанавливаются при проектировании конкретной технологической установки. Потери на комбинированных технологических установках всегда должны быть меньше суммы потерь по отдельным технологическим установкам, входящим в их состав. При определении величины потерь для вновь проектируемых комбинированных установок следует принимать сумму потерь отдельных процессов с коэффициентом не более 0,9.

В проекты новых и реконструируемых предприятий должны закладываться суммарные безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов в пределах не более указанных в таблице 3. Потери нефтехимических производств добавляются к потерям предприятия топливного или топливно-масляного профиля, после чего определяется процент потерь по предприятию в целом.

Отходы производства, к которым в нефтепереработке и нефтехимии относятся отработанные катализаторы, абсорбенты, адсорбенты, реагенты, насадки, смазочные масла и другие продукты, не входящие в материальный баланс производства, как правило, должны утилизироваться, перерабатываться или регенерироваться на проектируемом предприятии, а в случае их вывоза, необходимо предусматривать пункты сбора и отгрузки с обязательным определением потребителя.

А работоспособность всех возможных вариантов работы установки, в том числе пуск и нормальную остановку;. Б нормальную, безаварийную работу установки в течение всего расчетного периода безостановочного пробега;. Г максимальную автоматизацию ведения процесса в заданных параметрах режима и контроль этих параметров, а также контроль за качеством и расходом сырья и вырабатываемой продукции, расходом энергетических средств, вспомогательных реагентов и материалов;.

Д ведение процесса с единого для установки пульта управления операторной , исключая дополнительные пульты с постоянным пребыванием эксплуатационного персонала;. Е вывод продуктов с параметрами, обеспечивающими требуемые условия хранения этих продуктов на данном предприятии и дальнейшую их транспортировку железная дорога, магистральные трубопроводы, внутризаводская перекачка и др.

Технологическая схема процесса, включая схемы вспомогательных трубопроводов, должна предусматривать все необходимые узлы для опорожнения, некондиции, промывки, продувки и заполнения системы, обеспечивающие выполнение этих операций в расчетное время. Технологические схемы должны разрабатываться как основных технологических объектов, так и объектов подсобно-вспомогательного назначения, в том числе реагентного, факельного, складского и других хозяйств.

Технологическая схема процесса должна включать в себя все необходимые мероприятия по охране окружающей природной среды и технике безопасности, в том числе схемы локальной очистки переработки специфических стоков, которые не могут быть утилизированы на общезаводских очистных сооружениях, узлы контроля пропуска углеводородных газов в оборотную воду второй системы оборотного водоснабжения, узлы удаления из второй системы оборотного водоснабжения растворенных газов если их размещение у градирен неэффективно , схемы вывода с установки сбрасываемых углеводородных газов и паров от предохранительных клапанов и другие.

Технологическая схема процесса должна отвечать требованиям малоотходной и безотходной технологии. При разработке технологической схемы диаметры трубопроводов принимаются исходя из максимального рабочего объема продукта, проходящего по трубопроводу в единицу времени, и рекомендуемой линейной скорости, приведенной в таблице 4.

Приведенные скорости в числителе — для всасывающего трубопровода, в знаменателе — для нагнетательного трубопровода. В проектах комбинированных технологических установок и индивидуальных установок, на которых в качестве побочных продуктов получаются углеводородные газы, как правило, предусматривать их переработку в специальной секции комбинированной установки или индивидуальной газофракционирующей установке с целью извлечения индивидуальных углеводородов или их смесей.

Газофракционирующие секции комбинированных технологических установок и индивидуальные газофракционирующие установки должны обеспечивать получение на них сжиженных газов, удовлетворяющих техническим требованиям на заданное газовое углеводородное сырье, или на сжиженные бытовые углеводородные газы, или на газы газобаллонных автомобилей. При проектировании предприятий, комплексов следует принимать прогрессивные решения, удовлетворяющие минимально допустимым нормативным требованиям и обеспечивающие высокие технико-экономические показатели путем рационального использования земельных участков для строительства, минимально необходимого числа зданий, инженерных сооружений и коммуникаций, снижения расходов материалов и т.

При проектировании должны быть учтены: Учитывать также возможность последующего развития и реконструкции установок, комбинированных установок. Размещение основных производственных объектов должно отвечать последовательности переработки сырья в технологическом потоке от головной установки до установки, выпускающей готовую продукцию.

Наиболее грузоемкие установки битума, серы, кокса, полипропилена и т. Одновременно с размещением производственных объектов по технологическому потоку решать задачи высотной взаимосвязи с учетом специфики трубопроводного транспорта, уклонов для самотечных сетей и т.

Территория предприятия должна разделяться на зоны. Зонирование осуществлять с учетом технологических установок и различных служб предприятия в соответствии с их функциональным назначением. Предзаводскую зону располагать на пути движения основного потока трудящихся. При большой протяженности площадки создавать дополнительные входные группы с необходимыми объектами административного и хозяйственного назначения.

В целях сокращения технологических коммуникаций объекты подсобного назначения по возможности исключать из технологического потока и размещать в специальной зоне. Входящие в транспортно-складскую зону прирельсовые объекты и объекты, где отгружается готовая продукция или принимаются массовые грузы, группировать и приближать к периферии завода с тем, чтобы сократить количество вводов и длину железных дорог, а также свести до минимума пересечение железными дорогами технологических трубопроводов, инженерных сетей и основных людопотоков.

Генеральные планы крупных предприятий с разветвленной и сложной технологической системой, как правило, компоновать по очередям строительства. При этом объекты одной очереди должны, по возможности, группироваться на отдельной компактной территории, чтобы при вводе в эксплуатацию они не нарушали режим работы действующих объектов и не создавали трудностей при строительстве новых.

Одновременно проектом предусматривать, чтобы каждое производство, в случае необходимости временный вывоз готовой продукции, использование привозного сырья и т. В проектах генеральных планов предприятий исключать резервирование территорий для расширения производств внутри предприятия, за исключением прирельсовых объектов и энергетических установок.

Проектируемому или реконструируемому предприятию надлежит обеспечить высокий уровень архитектурных решений как отдельных его зданий и сооружений, включая размещение оборудования, электрических и технологических эстакад и т. Территория предприятия должна быть благоустроена и озеленена с учетом того, что при значительных площадях и разрастании зеленых насаждений возможность проветривания снижается.

Между насаждениями должны устраиваться разрывы для проветривания. По генеральному плану форму и размеры кварталов проектируемого предприятия, расстояние между линиями застройки двух смежных кварталов, условия размещения автомобильных дорог, инженерных сетей, эстакад, зеленых насаждений и т. В проектах внутризаводских автодорог выделять магистральные автодороги, параметры которых ширина проезжей части и обочин, конструкция покрытия, радиусы поворотов, габариты приближения строений и т.

Магистральные автодороги должны быть четко увязаны с главной проходной и административным центром. При компоновке генплана установки, комбинированной установки технологическую аппаратуру, здания и сооружения размещать в соответствии с технологической поточностью по петлевой схеме в случае, когда вход сырья и выход готовой продукции осуществляются с одной стороны установки, а именно со стороны коммуникационного коридора.

Спецобъекты необходимо размещать вблизи установок и рабочих мест с наибольшим количеством трудящихся на расстоянии, предусмотренном специальными нормами. В то же время местоположение объекта не должно нарушать режим эксплуатации действующих объектов, удлинять технологические и инженерные связи между производствами и не мешать развитию существующих и строительству новых объектов. Спецобъекты рекомендуется размещать на хорошо проветриваемых площадках и на отметках, исключающих загазованность внутренних помещений этого сооружения.

Расположение зданий и сооружений на генеральном плане предприятия должно учитывать условия инсоляции, обеспечивать эффективное сквозное проветривание промплощадки и межцеховых пространств и исключать распространение вредных выбросов на другие производства. На генеральном плане предприятия здания и сооружения установок размещать с учетом степени пожароопасности и токсичности выделяемых в воздушную среду вредных веществ по отношению к главному направлению ветров.

Перечень обязательных факторов, которыми следует руководствоваться при выборе и разработке окончательного варианта генерального плана:. Обеспечение уменьшения пожаро — и взрывоопасности за счет взаимного расположения установок; обеспечение удовлетворительного подъезда к установкам пожарной техники; устранение влияния ветра и рельефа на противопожарную профилактику и пожаротушение. Снижение эксплуатационных расходов в части перекачки нефти и нефтепродуктов, электроснабжения, налива продуктов, сброса сточных вод;.

В Содержание и текущий ремонт. Обеспечение удобства содержания и текущего ремонта зданий и сооружений с учетом компоновки установок; уменьшение стоимости содержания и текущего ремонта зданий и сооружений. Оптимальность решений генплана с учетом характеристик грунтов под фундаменты, уровня грунтовых вод, отвода поверхностных вод, уклонов площадки.

Достаточность зарезервированной площади для расширения; правильность расположения резервных площадей; возможность расширения сырьевого и товарного резервуарных парков, объектов электроснабжения. При выборе оборудования и аппаратуры максимально использовать серийно изготавливаемое стандартное оборудование с унифицированными узлами наиболее совершенных конструкций, разработанных с учетом передового отечественного и зарубежного опыта.

При разработке аппаратов и оборудования, не предусмотренных стандартами, каталогами, нормалями, сборниками, техническими проектами специализированных организаций, необходимо:. Б увязывать их конструкцию с унифицированными параметрами и габаритами строительных конструкций, принятыми для зданий и сооружений нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий;.

В предусматривать возможность монтажа с предварительной укрупненной сборкой обвязка арматурой и трубопроводами, обслуживающими металлоконструкциями, монтаж внутренних деталей с теплоизоляцией ;. Г увязывать размещение на аппаратах люков и штуцеров с секторным расположением обслуживающих площадок;.

Д предусматривать возможность использования корпусов аппаратов в качестве несущих конструкций для крепления лестниц, площадок, трубопроводов, средств автоматизации. При выборе оборудования по стандартам, каталогам, нормалям и сборникам технических проектов специализированных организаций необходимо:. Б исключать, где возможно, нерабочие зоны аппарата, внося необходимые изменения в истинное расположение штуцеров и люков;.

В критически оценивать разработанные машиностроителями стандарты, нормали, каталоги и другие документы, не применять аппаратуру и оборудование, уступающие по своему техническому уровню, в том числе по металлоемкости, лучшим зарубежным аналогам. Выбор сосудов и аппаратов следует осуществлять с учетом химического состава и характера рабочей среды коррозионно-активный, взрывоопасный, токсичный и т.

В случае, если по условиям нормального ряда выбора аппаратуры и оборудования по давлению величина максимального рабочего давления попадает в интервал между двумя значениями, выбор максимальной величины рабочего давления должен обосновываться. Максимальное рабочее расчетное давление в этом случае считать равным выбранному в нормальном ряду. Во всех проектах аппаратов предусматривать поставку заводами-изготовителями ответных фланцев или штуцеров с прокладками и крепежными деталями к ним в соответствии с действующими техническими условиями, а также приварку деталей для крепления изоляции согласно действующим нормативным материалам.

Колонные аппараты должны проектироваться исходя из возможности их перевозки, как правило, в собранном виде по железным дорогам, водным или автомобильным транспортом. Перевозка крупногабаритного и тяжеловесного оборудования. Размеры колонного аппарата и его конструктивных элементов необходимо определять по расчетной производительности. Базовые диаметры аппаратов должны приниматься по действующему ГОСТу.

Аппараты должны быть оборудованы внутренними устройствами, отвечающими современному техническому уровню, опробованными в опытно-промышленном масштабе и обеспечивающими ведение процесса в заданном технологическом режиме. Все основные точки ввода и вывода продуктовых потоков должны оборудоваться устройствами и приспособлениями гасителями струи, отбойниками, распределителями, маточниками и т.

Штуцеры на нижних днищах вертикальных аппаратов, как правило, следует выводить за пределы опорных обечаек без промежуточных фланцевых соединений. Для доступа внутрь аппарата — осмотра, ремонта и очистки — следует предусматривать люки со съемными крышками диаметром не менее мм. В тарельчатых колонных аппаратах люки-лазы устанавливать максимально через 12 тарелок с учетом расположения обслуживающих площадок.

Опорные обечайки в верхней части должны иметь вентиляционные отверстия, а в нижней части — соответствующие отверстия для ввода труб от штуцеров нижнего днища и лазы диаметром не менее мм. Фундаменты под колонные аппараты в целях унификации монтажных работ принимать, как правило, высотой мм от нулевой планировочной отметки технологической установки.

Менять высоту фундаментов разрешается при соответствующем обосновании и согласовании со специальными монтажными организациями. Емкости и резервуары должны быть оборудованы внутренними устройствами, способствующими повышению надежности и эффективности их работы гасители струи, сильфоны и т. При выборе нагревательных печей для нагрева и испарения газов и жидкостей принимать наиболее совершенные конструкции, как правило, с отработанными решениями узлов, не требующих экспериментальной проверки.

Конструкция печи должна обеспечивать индустриальное строительство из блоков и деталей заводской готовности. В конвекционных камерах предусматривать возможность дополнительной установки двух рядов труб. Змеевики трубчатых нагревательных печей, как правило, должны собираться на приварных отводах и располагаться целиком в корпусе печи. Поверхность нагрева змеевиков определять по допускаемому тепловому напряжению.

За допускаемое тепловое напряжение принимать меньшее из трех значений теплового напряжения, определяемого:. В по максимально допустимой температуре дымовых газов на выходе из топки для выбранного материального оформления корпуса печи. Диаметр труб и количество потоков в печи определять по допустимому технологической линией перепаду давления в змеевиках печи.

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие заводы — основной ее потребитель. Они располагаются во всех районах страны, т. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Стандартный диаметр — 12 м.

Производительность в год — 90 млн. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке. Для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы, которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;. Потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Принимая во внимание количество нефтеперерабатывающих заводов в мире, конкуренция между ними очень высокая. Нефтеперерабатывающие заводы, которые не имеют углубляющих процессов, являются убыточными. До некоторого времени украинская нефтепереработка в раз отставала от западной с точки зрения углубляющих конверсию процессов.

Это объяснялось тем, что во время строительства украинских нефтеперерабатывающих заводов нефть была значительно дешевле в мировом масштабе. В связи с этим мазут был самым дешевым топливом, а стоительство дорогих установок для его переработки на бензин и дизильное топливо углубляющих процессов было экономически нецелесообразным. Эти деньги украинские НПЗ могли бы потратить на модернизацию, или создание альтернативных источников поставок.

Сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;. Сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста. В течение октября украинский топливный рынок демонстрирует завидную устойчивость.

Похоже, что в зимний период в общем объеме поставляемых нефтепродуктов возрастет удельный вес продукции украинских нефтеперерабатывающих заводов. К общезаводскому хозяйству ОЗХ современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы факельное хозяйство, газоспасательная служба, пожарная охрана, медицинская служба и служба питания.

В более широком смысле в ОЗХ включают также объекты энергоснабжения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений. Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его технологической схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товарных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т.

Эти объекты на заводах топливного профиля отсутствуют. Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубопроводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным танкеры, баржи и автомобильным автоцистерны транспортом. Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец г.

Средняя дальность перекачки нефти достигла км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи нефти. Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организациями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная способность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а диаметр, кроме того, зависит от схемы перекачивания нефти непрерывная или периодическая.

При расширений НПЗ зачастую оказывается необходимо предусмотреть увеличение пропускной способности нефтепровода. Эта задача решается прокладкой параллельных трубопроводов на всей протяженности нефтепровода или на отдельных, наиболее перегруженных участках. Для организации учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием а иногда и на его территории размещается приемо-сдаточный пункт.

В состав пункта входят: Они передаются на головную станцию нефтепровода и на центральный диспетчерский пункт НПЗ. Перед фильтрами приемо-сдаточного пункта устанавливаются предохранительные клапаны для. Причиной разрыва может быть недопустимо высокое давление, возникающее вследствие закрытия задвижки перед приемо-сдаточным пунктом. Сброс от предохранительных клапанов направляют в резервуары сырьевой базы НПЗ.

С приемо-сдаточного пункта нефть подается в резервуары сырьевой базы НПЗ. Участок трубопровода от пункта до резервуаров является собственностью НПЗ. Этот трубопровод, как правило, прокладывается в земле и выводится на поверхность перед резервуарами-,. У Нефтехимические предприятия получают по трубопроводам сырье с близлежащих нефте — и газоперерабатывающих заводов.

Обычно по трубопроводам подаются на НХЗ бензиновые фракции, сжиженные газы, ароматические углеводороды. Эксплуатируются, также магистральные трубопроводы, по которым сырье подается в НХЗ с предприятий, расположенных на расстоянии — км и выше. Нефтехимические заводы часто используют в качестве сырья например, для установок оксосинтеза природный газ.

На ГРП происходит снижение давления газа до величины, которая необходима нефтехимическому предприятию, здесь же организуется учет природного газа, Передаваемого на НХЗ. ГРП проектируются и эксплуатируются организациями Министерства газовой промышленности.

Транспорт сырья по железной дороге. Нефть на НПЗ подается в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность которых определяется путевым развитием и пропускной способностью сети железных дорог. Для перевозки нефти используются цистерны различных типов — двух-, четырех-, шести — и восьмиосные.

Подробная характеристика цистерн приведена в литературе. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов:. На вновь строящихся НПЗ проектируются для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части.

С целью более полного использования территории и уменьшения капитальных и эксплуатационных затрат практикуется оснащение железнодорожных эстакад устройствами для налива нефтепродуктов — мазута или дизельного топлива. В этом случае эстакада называется сливо-наливной и на ней поочередно осуществляется слив нефти и налив нефтепродукта.

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводится и герметично присоединяется установка для нижнего слива налива , представляющая собой систему шарнирно сочлененных труб. Промышленностью выпускаются установки для нижнего слива по ТОСТ — Из сливной установки нефть поступает в сливной трубопровод. Вместимость этих резервуаров принималась такой, чтобы обеспечить слив всего маршрута.

Следует предусматривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, расположенными на поверхности земли через сливную буфер. Внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротивлений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способ-Юность сырьевого насоса. Эти правила устанавливают следующую продолжительность слива в ч в пунктах механизированного 1 и немеханизированного 2 слива.

В зимнее время слив некоторых сортов нефтей и других продуктов, обладающих высокой температурой застывания затруднен, поскольку они поступают на пункты слива загустевшими. Правила перевозки грузов предусматривают увеличение продолжительности слива таких продуктов в период с 15 октября по 15 апреля, а также выделение специального времени на разогрев;. Для разогрева нефти в цистернах предусматривают паровые t гидромеханические подогреватели ПГМП-4 конструкции ВНИИСПТ Нефти, электрогрелки, погруженные змеевиковые подо-греватели, а также системы циркуляционного разогрева, сущность которых заключается в том, что холодный продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном теплообменнике и в горячем состоянии возвращается в цистерну.

Учитывая недостаточную эффективность вышеупомянутых способов непрямого разогрева. В проектах следует предусматривать также подачу в цистерны острого пара. Сырье нефтехимических предприятий перевозится в цистернах с нижним сливом и в этих случаях схема сливных операций аналогична описанной выше для нефти , в цистернах с верхним сливом и в специализированных цистернах.

Верхний слив из железнодорожных цистерн менее удобен, чем нижний. При верхнем сливе имеют место значительные потери от испарения, частые срывы работы насосов при сливе продуктов с высоким давлением насыщенных паров. Зачастую не, удается достичь полного удаления продукта из цистерн.

При этом потребление топлива, по информации Госстата, достигло 3,5 млн т 1,4 млн т бензина и 2,1 млн т дизтоплива. Российско-британская компания ТНК-BP решила свернуть нефтепереработку на Украине, переключив местный офис на продажу импортного бензина. ТНК-BP сворачивает нефтеперерабатывающее направление и сосредотачивается на продаже в стране импортного топлива.

Напомним, в марте года работа НПЗ была остановлена на плановый ремонт, поставки сырья на него были полностью прекращены. В январе-марте года топливо на Украине производили два из шести нефтеперерабатывающих заводов страны — Кременчугский и Лисичанский. В целом, по итогам прошлого года производство нефтепродуктов на Украине упало на восемь процентов.

Но главным врагом Киева на собственном внутреннем рынке остается Белоруссия, которая получает сырье из РФ на льготных условиях. Плановые поставки нефти в Белоруссию составят 21,5 млн тонн. Если же Белоруссия экспортирует нефтепродукты за пределы Таможенного союза, она платит России экспортную пошлину на нефтепродукты. Правительство Украины пытается найти выход из ситуации, в апреле была введена плавающая ставка акцизов на бензин.

Налог на продажу светлых нефтепродуктов будет зависеть от цен на нефть на мировом рынке — чем они будут выше, тем выше будет налог. Уже объявлено, что будет закрыто нелегальных НПЗ. Для России, по мнению аналитика lenta. Опубликовано 11 Апр в Вы можете следить за ответами к записи через RSS.

Нефтянаяпромышленность занимается добычей нефти и ее транспортировкой, а также добычей попутного газа. Кроме попутного газа нефтяные месторождения часто содержат серу которая ухудшает качество нефти, осложняет переработку и соответственно снижает цену и парафин затрудняет транспортировку нефти по трубопроводам. Самым крупным по запасам бассейном является Западно-Сибирский.

Крупные запасы нефти обнаружены также на шельфе Баренцева и Охотского морей и в Восточной Сибири. Но эти перспективные районы находятся в районах с суровыми природными условиями и сложными условиями добычи нефти. Недостаточным инвестированием для освоения новых месторождений при исчерпании старых объясняется довольно сильное снижение объемов производства в отрасли за последние годы. По добыче нефти Россия занимает первое место в мире после Саудовской Аравии.

В основном это Ханты-Мансийский автономный округ, Ямало-Ненецкий авт. Интенсивная добыча нефти в западной Сибири началась в е гг. Второе место занимает Волго-Уральский бассейн, который лидировал по объемам добычи в е е гг. Больше всего топлива в этом регионе добывается в республиках Татарстан и Башкортостан, Самарской обл. Самым крупным является Ромашкинское месторождение около города Альметьевск.

Главными месторождениями являются Усинское, Ухтинское. Добыча нефти местного значения осуществляется на Северном Кавказе это самый старый район разработок — еще с конца 19 века , а также в Сахалинской области и Калининградской области, в которых добыча ведется не только на суше, но и на морском шельфе.

Основа современной сети нефтепроводов сложилась в России в е гг, когда главным бассейном добычи был Волго-Уральский. Позднее к этой системе были подключены нефтепроводы из Ханты-Мансийского АО, а также из республики Коми. Небольшой изолированный нефтепровод действует на Дальнем Востоке. Нефтеперерабатывающая промышленность имеет значительно большие масштабы, чем газоперерабатывающая, так как особенностью нефти в отличие от других видов топлива является необходимость ее первичной переработки до использования в качестве топлива.

При этом нефть разделяется на фракции бензин, керосин, мазут и др. Переработка осуществляется на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ , совокупность которых и составляет нефтеперерабатывающую промышленность. Ежегодные объемы нефтепереработки в России в конце х гг составляют около млн тонн в е — около Первоначально НПЗ сооружались в районах добычи нефти.

В этих городах промышленная добыча и переработка нефти началась еще в конце 19 в. К м гг крупные нефтеперерабатывающие предприятия появились в Волго-Уральском бассейне, лидировавшем в то время по добыче нефти. Поволжский и Уральский экономические районы лидируют по масштабам переработки нефти в настоящее время. По мере развития системы трубопроводов НПН приближались к потребителю, так как удобнее, экономически выгоднее транспортировать и хранить сырую нефть, а не многочисленные6 продукты ее переработки.

В европейской части России НПЗ, расположенные на нефтепроводах в районах потребления, были построены в Кстово Нижегородская обл. В азиатской части страны крупнейшим нефтеперерабатывающим центром является г. Нефтяная промышленность — отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Основная из них — Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской, частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн.

Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине м. В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Большая часть из них расположена в Тюменской области — своеобразном ядре района. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи.

Достигнув максимума в г. Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. Вторая по значению нефтяная база — Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской, Кировской и Ульяновской областей.

Нефтяные залежи находятся на глубине от до м, то есть ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии, а также в других областях Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской.

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и составов вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, так как характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования.

Третья нефтяная база — Тимано-Печорская. Она расположена в пределах республики Коми, Ненецкого автономного округа, Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими.

По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются.

Перспективны также шельфовые зоны о. Сахалин и Каспийского моря. Потенциальные ресурсы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии Вилюйская котловина , а также на шельфе Охотского, Берингова и Чукотского морей. На сегодняшний день главная проблема геологоразведчиков — недостаточное финансирование, поэтому сейчас разведка новых месторождений частично приостановлена.

Потенциально, по прогнозам экспертов, геологоразведка может давать Российской Федерации прирост запасов от млн. Однако в действительности дело обстоит иначе. Причем нефть извлечена из лучших месторождений, требующих минимальных издержек при добыче. Средний дебит скважин непрерывно снижается. Такие темпы добычи обусловили резкое сокращение разведанных запасов.

Нефть — это богатство России. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, и потому имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ.

В структуре производства и потребления РФ значительно больший удельный вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. В то время, как во всем мире минерально-сырьевая база развивается по схеме расширения воспроизводства это делается для поддержания сбалансированности структуры производства, чтобы промышленность не испытывала сырьевого голода , в России ситуация с воспроизводством совершенно противоположная.

В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Первый нефтепровод в России проложен в году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода.

Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии и Татарии. Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, так как связывали основного добытчика Сибирь с главным потребителем западными районами Российской Федерации.

Важность этого направления сохраняется и в настоящее время. За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов например, "Дружба". Экспорт нефти сегодня составляет млн. Дальнейшая их эксплуатация в условиях повышенного износа требует значительных усилий по поддержанию их в работоспособном состоянии. Введено в строй в году. Необходимость нефтеперерабатывающего предприятия в ближнем Подмосковье была вызвана потребностями бурной индустриализации Советского Союза в е годы и, в частности, ростом количества автотранспорта.

Его первым директором был назначен [2]. Расчётная мощность НПЗ в первые годы составляла тыс. Позднее была построена система магистральных трубопроводов [1]. С началом войны в июне года и быстрым продвижением врага на восток многие столичные заводы эвакуировались в азиатскую часть России, Казахстан и Среднюю Азию, однако демонтаж и вывоз всего НПЗ был невозможен: Поэтому были вывезены лишь некоторые его установки, а остальное оборудование заминировано на случай захвата гитлеровцами [3].

С конца июля и до конца октября года он подвергался почти ежедневным массированным налётам люфтваффе. Бомбить завод бомбардировщики прилетали ночью. Сначала они сбрасывали на парашютах осветительные бомбы, которые защитники завода гасили меткими выстрелами; после этого в действие шли зажигательные бомбы, в борьбу с которыми вступала заводская пожарная команда [4].

Вокруг бутафорского завода были высажены дополнительные лесополосы, чтобы он как можно меньше отличался от прототипа при аэрофотосъёмке. Во время и после каждой бомбардировки самолётами ВВС Третьего Рейха дежурившие на бутафорском заводе сапёры намеренно жгли использованную тару и промасленную ветошь, чтобы создать впечатление большого урона из-за пожаров.

Гитлеровское командование поверило в подложный завод-близнец. Таким образом удалось минимизировать реальный ущерб предприятию и дотянуть до начала периода затяжных осенних дождей, когда основные налёты прекратились [3] [4]. Из-за прекращения сырьевых поставок из Закавказья были перестроены схемы снабжения, оперативно решались проблемы переработки крайне неоднородного по качеству сырья с востока страны.

При этом уже к концу года завод выпускал на четыре вида продукции больше, чем до войны, построив новые цеха и оснастив их оборудованием. В начале х годов на МНПЗ была проведена комплексная автоматизация, запущены 19 новых объектов. За —е годы введены в эксплуатацию первые в Советском Союзе электрообессоливающая установка ЭЛОУ с шаровыми электродегидраторами, установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытная установка по производству полипропилена, установка каталитического риформинга бензина, а также печь беспламенного горения [5].

За запуск этой печи тогдашний — директор завода Демид Иванюков и учёные удостоились Ленинской премии [5]. К началу х годов на Московском НПЗ было внедрено 12 новых технологических процессов, налажен выпуск 32 видов новой продукции, организована спецлаборатория по анализу содержания вредных веществ в атмосферном воздухе на промплощадках и в жилых районах вблизи завода.

В это же время был запущен в эксплуатацию первый в Советском Союзе цех по переработке полипропилена [5]. В году на предприятии заработала установка каталитического крекинга, первый в СССР отечественный комплекс по глубокой переработке нефти. В — годах предприятие было акционировано. До года основными акционерами МНПЗ были: В конце года состав акционеров радикально изменился: Общая численность сотрудников составляет около 2,2 тыс.

Предприятие расположено по адресу: Россия, , Москва, Капотня, 2-й квартал, д. Производственный комплекс завода включает в себя более 30 установок различного назначения, в том числе каталитического крекинга, термокрекинга, риформинга. Предприятие подключено к магистральному нефтепроводу из Западной Сибири и Татарстана, а также продуктопроводам бензин, авиакеросин, дизельное топливо [10].

Кроме того, на заводе есть четыре резервуара вместимостью по 50 тыс. В году первым среди российских профильных предприятий завод полностью перешел на выпуск моторного топлива экологического класса евро-5 [5]. Использование такого топлива позволяет впятеро по сравнению с евро-4 снизить нагрузку на атмосферу от автомобильных выхлопов [10]. В ходе первичных процессов происходит физическое разделение сырой нефти на фракции.

В процессе Подготовки сырая нефть под воздействием высокого напряжения 25 тыс. Далее в ректификационной колонне установки Атмосферно-вакуумной перегонки очищенная нефть разделяется на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. Далее в реактивном блоке на особой установке происходит Риформинг: В процессе Изомеризации при давлении до 35 атм.

В результате термического, химического и каталитического расщепления в реакторах в ходе Крекинга выделяется больше бензиновых фракций, при этом отдельно образуются бензол и толуол. Каждое из колец содержит набор установок, обеспечивающих непрерывную переработку нефти.

Обе технологические цепочки раз в два года проходят капитальный ремонт. В то время, пока идут ремонтные работы на установках одного кольца, переработка сырья осуществляется установками другой цепочки. Это позволяет заводу работать без перерывов [2]. В программу капремонта включено техобслуживание всех производственных установок. До года и выделения полипропиленового производства в отдельное предприятие производство на Московском НПЗ было разграничено на 8 основных и 9 вспомогательных цехов:.

В настоящее время структура модернизирована и оптимизирована. Ниже перечислены технологические установки и участки, сгруппированные по цехам, к которым они относятся и где находятся [2]:. Установка ЭЛОУ АВТ-6 предназначена для переработки сырой нефти и состоит из блока ЭЛОУ электрообессоливающей установки , колонн атмосферной и вакуумной перегонки, блока вторичной стабилизации бензина, реагентного хозяйства и котлов-утилизаторов.

После своего выхода они поступают на газофракционирующую установку ГФУ. На данной установке происходит риформинг бензина с октановым числом 50 до октанового числа 80 числа приведены по исследовательскому методу RON. Установка состоит из трех блоков. Первый блок — гидроочистки. В нём на алюминиевокобальтовомолибденовых катализаторах бензин очищают от вредных примесей серы, азота и кислорода.

Далее он поступает во второй блок — блок каталитического риформинга, в котором на платиновом катализаторе происходит нафтеновых углеводородов. Третий блок осуществляет стабилизацию бензина, и служит для удаления из конечного продукта углеводородных газов, которые накопились вследствие химических процессов, протекавших во втором блоке. Основу производства составляют печь для подогрева сырья П и колонна К-1, а также насосная установка.

Для контроля качества продукции на заводе имеется лаборатория, которая проводит анализы выпускаемого бензина, дизельного топлива, керосина, битума и других видов продукции, выпускаемой заводом. Лаборатория проводит следующие виды анализа:. Функционирующая на заводе Автоматизированная система мониторинга воздуха АСМВ даёт возможность в режиме реального времени получать информацию о состоянии атмосферного воздуха на территории завода и в его окрестностях.

Её показания доступны как природоохранным органам столицы, так и простым гражданам [16]. АСМВ состоит из локальных автоматизированных постов, оснащённых приборами аналитического контроля, получающих данные непосредственно из заводских труб. Установленные внутри труб газоанализаторы обеспечивают непрерывное измерение состава воздуха и содержания в нём тех или иных примесей.

На постах в автоматическом режиме происходит анализ этих данных, и по каналам оптоволоконной связи результаты измерений выводятся на мониторы операторов технологических установок, диспетчера по заводу и специалистов экологической службы предприятия [16]. Полученные в онлайн-режиме данные позволяют контролировать уровень воздействия установок Московского НПЗ на окружающую среду и корректировать режим их работы.

Позже запах распространился по многим другим районам Москвы; предельно допустимые нормы по содержания вредных веществ в некоторых из них были превышены в несколько раз [18]. На следующий день министр природных ресурсов и экологии России Сергей Донской сообщил, что по результатам проведённой Росприроднадзором проверки зафиксировано многократное превышение ПДК вредных веществ в выбросах Московского НПЗ [20].

Авария произошла в связи с утечкой высокооктановой смеси, использовавшейся для улучшений качеств топлива. На предприятии выводы Росприроднадзора назвали некорректными, указав, что изопропилбензол в производстве МНПЗ не используется, пропаналь не является характерным веществом, образующимся в процессе нефтепереработки на заводе, а данные по показателю уровня сероводорода на территории МНПЗ по результатам проверки самого Росприроднадзора равны нулю [22].

В начале декабря года руководитель Ростехнадзора Алексей Алешин проинформировал, что причиной выброса сероводорода авария на МНПЗ быть не могла: Зампред комитета Госдумы по природным ресурсам и экологии Максим Шингаркин заявил, что виновника выброса установить не удалось [24]. Несмотря на то, что по факту выброса прокуратура Москвы возбудила уголовное дело [22] , обвинения Московскому НПЗ так и не были предъявлены [25].

По словам главы ДППиООС Москвы, под подозрением находятся около 30 предприятий, а всего в Москве насчитывается 80 возможных источников сероводорода [25]. Руководитель метеорологической обсерватории МГУ, доцент кафедры метеорологии и климатологии геофака МГУ Михаил Локощенко сообщил, что анализ ветров над Москвой в тот день, сопоставленный с хронологией появления сероводородного облака в различных её районах, однозначно [25] показал: С года МНПЗ попал в поле зрения следователей.

В против Московского НПЗ было возбуждено дело о негативном воздействии на окружающую среду буферного пруда завода. В результате на заводе были построены закрытые очистные сооружения, после чего буферный пруд был в году ликвидирован, а на территории, которую тот занимал, проведена рекультивация грунтов.

Там планируется размещение второй очереди комплекса биологических очистных сооружений, которые позволят довести очистку сточных вод МНПЗ до уровня чистоты воды в рыбохозяйственных водоёмах. Последняя модернизация на Московском НПЗ была закончена ещё в году. Значимой частью программы стали природоохранные мероприятия [28].

За — годы ликвидированы все отходы, накопленные за предыдущие 20 лет более тыс. В целом, за четыре года вредные выбросы уже уменьшены вдвое. Город дополнительно получит более га земли под лесопосадки, строительство парковок и соцобъектов [29]. Также к году планируется демонтаж подземных мазутных резервуаров объём каждого 10 тыс. По словам гендиректора МНПЗ Аркадия Егизарьяна, к году будет запущена одна из технологий, позволяющая обойтись вообще без сброса воды: Формирование в Западной Сибири нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти к странам СНГ.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Для транспортировки нефти как на запад, так и на восток используются, кроме того, трубопроводы восточного направления. Из других магистральных трубопроводов, возникших под влиянием добычи нефти в разных районах, выделяются: В перспективе предусмотрен трубопроводный транспорт практически всей нефти, добываемой в странах СНГ, причем имеется в виду создание главным образом региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов и разводящей сети к нефтебазам и автозаправочным станциям.

Развитие сети нефтепроводов стимулирует дальнейшее приближение переработки нефти к местам потребления нефтепродуктов. В настоящее время переработка нефти, дающая многочисленные продукты, приблизилась к районам потребления нефтепродуктов. Она возникла на пути следования сырой нефти вдоль трасс и на концах нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением Одесса, Херсон, Кременчуг.

Однако и до сих пор переработка нефти ведется в значительной мере в местах ее добычи: Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ:. В х годах осуществляется дальнейшее углубление переработки нефти. Увеличивается производство моторных топлив и смазочных масел, а также сырья для нефтехимической и микробиологической промышленности.

С целью значительного сокращения транспортных расходов будет совершенствоваться размещение нефтеперерабатывающих предприятий и расширяться строительство нефтепродуктопроводов. Намечается увеличение добычи нефти и производства жидкого топлива. Возрастает значение Казахстана, усиливаются поиски и разведка нефтяных месторождений, особенно в азиатских странах СНГ и на континентальном шельфе страны.

Дальнейшее развитие нефтяной, а также нефтеперерабатывающей промышленности обусловлено целесообразностью использования нефти в основном для производства моторных топлив и в качестве химического сырья. Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива.

Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла , которые непосредственно используются потребителями.

Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов. Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением:.

Для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;. Потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов. Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.

Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными. Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов Лисичанск, Кременчуг, Мозырь, Новополоцк, Павлодар , на водных путях и в морских портах Батуми, Красноводск , куда сейчас проложены трубопроводы.

Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов Баку, Аттынау, Фергана, Дрогобыч, Надворная, Долина , идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят.

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти СССР. В настоящее время в странах бывшего Советского Союза работают 46 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 10 млн.

Предприятия СНГ в основном располагают установками первичной переработки нефти. Из 15 стран СНГ только 9 имеют нефтеперерабатывающие заводы. На Картах См. Ниже в таблице приведены сведения о числе заводов в каждом государстве СНГ и их общей мощности:. Учитывая, что Советский Союз распался в году, целесообразно рассмотреть нефтеперерабатывающую промышленность образовавшихся стран СНГ.

Самым крупным заводом является Лисичанский нефтеперерабатывающий комплекс , построенный в конце х годов. Этот завод был построен на базе современной советской технологии. В и гг. В то же время в Лисичанске была завершена установка каталитического крекинга Г — , которая позволит резко увеличить глубину переработки нефти на заводе. Вторым заводом на Украине по мощности своих первичных установок является Кременчугский нефтеперерабатывающий завод.

Этот комплекс начал работать в г. В середине х годов был построен нефтепровод Мичуринск — Кременчуг, а в г. В то же время даже эти мощные и крупные украинские заводы отстают от российских по числу и качеству установок вторичных процессов переработки нефти. В ассортименте Кременчугского завода — практически все традиционные виды топлив, характерные для стран бывшего Советского Союза, битумы и различные виды масел, но прежде всего масла для промышленного оборудования.

Херсонский нефтеперерабатывающий завод построен в г. Нефть поступает из месторождений Западной Сибири и Урала по трубопроводу из Кременчуга, а также по трубопроводу из Полтавы — украинских месторождений. На заводе работают установки первичной переработки нефти, установка коксования производительностью тыс. В ассортименте завода этилированные и неэтилированные бензины, дизельные топлива, мазуты.

Одесский нефтеперерабатывающий завод был построен в г. По производительности завод маленький, работает на нефти, поступающей из Тюмени по трубопроводу. Кроме установок первичной переработки нефти завод имеет установку риформинга производительностью тыс. В ассортименте завода бензины, дизельные топлива, мазуты и битумы. Дрогобычский нефтеперерабатывающий завод — старый завод, построен в г.

Нефть поступает по железной дороге из Калининградской области, Западной Сибири и украинских месторождений. На заводе функционируют установки первичной переработки нефти, термического крекинга, коксования, риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, битумная установка. Завод топливного профиля и выпускает все традиционные виды топлив, характерные для заводов бывшего Советского Союза.

Надворнинский нефтеперерабатывающий завод построен в г. Наряду с установками первичной переработки нефти на заводе работают установка термокрекинга, коксования, риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов. Так же как и предыдущий, завод выпускает все виды топлив, традиционные для заводов бывшего Советского Союза.

Построен лет назад, перерабатывает в основном нефть украинских месторождений. Наряду с масляным производством работает битумная установка. Выпускает различные виды масел и битумы. Другие республики бывшего Советского Союза имеют небольшое количество нефтеперерабатывающих заводов. Рассмотрим коротко деятельность каждого из заводов. В Таблицах 10 и 11 См. Самым крупным объединением по переработке нефти считается Новополоцкий завод, мощность которого 25,3 млн.

Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод построен в г. Среди вторичных процессов на заводе преобладают установки риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, установки гидроочистки дизельного топлива, битумная установка, завод Парекс, большое производство масел.

В ассортименте выпускаемых заводом продуктов различные виды бензинов, топлива для реактивных двигателей, дизельные топлива, котельное топливо, мазуты различных марок, битумы, широкий выбор масел. Мозырский нефтеперерабатывающий завод построен в г. На заводе построены 2 комбинированные установки ЛК-6У, в состав которых входят установки атмосферной перегонки нефти, гидроочистки бензина, керосина дизельного топлива, установка риформинга гидроочищенного бензина, ГФУ.

Кроме того, на заводе работают битумная установка, установка гидродеалкилирования толуола, установка Па-1 реке. Завод нуждается в строительстве установок по глубокой переработке нефти и, по-видимому, это планируется осуществить в первую очередь. В составе выпускаемой продукции — неэтилированные бензины А и АИ, а также небольшое количество АИ Завод также получает котельное топливо, мазуты марок М и Э Павлодарский НПЗ — один из лучших заводов по соотношению первичных и вторичных процессов.

Построен в г. Нефть поступает из Западной Сибири по трубопроводу Омск — Павлодар. Кроме того работает битумная установка, установка замедленного коксования. В настоящее время завершилось строительство новой установки ЛК-6У. Завод выпускает только неэтилированные бензины А и А, топливо для реактивных двигателей, летнее и зимнее дизельное топливо, котельное топливо, мазут, битумы, нефтяной кокс, сжиженные газы.

Нефть малосернистая, одна из лучших по качеству среди стран СНГ. Производительность завода по нефти — 6,6 млн. На заводе функционирует одна установка ЛК-6У, вакуумная установка мазута. Завершилось строительство установки замедленного коксования производительностью тыс. Завод выпускает традиционные виды топлив: Нефтеперерабатывающий завод в Аттырау построен в г. Нефть поступает из местных месторождений Эмба и с Мангышлакского месторождения.

Плоские вытяжки Каминные, купольные вытяжки. Встраиваемые кофемашины Встраиваемые пароварки Встраиваемые фритюрницы и грили. Холодильники Холодильники однокамерные Двухкамерные холодильники Холодильники многокамерные Винные шкафы. Электроплиты Газовые плиты Комбинированные плиты. Стиральные машины автомат Сушильные машины.

Пылесосы с циклонным фильтром Моющие пылесосы Пылесосы с контейнером для пыли Пылесосы с пылесборником. Спортивный инвентарь Теннисные столы. Палатки Товары для пикника. Детские электро мотоциклы Настольные игры Батуты Детские городки. Душевые кабинки Акриловые ванны. Настольная газовая плита AL 3 конф. Настольная газовая плита AL 2 конф. English Platinum jewel-case Обучающая программа 1С Образовательная коллекция.

Теплица под поликарбонат Дачная-2ДУМ 18 кв. Теплица под поликарбонат Дачная-2ДУМ 24 кв. Теплица под пленку Дачная-2Д 16,5 кв. Теплица под пленку Огурчик 5 кв. Атеси ЭЛ-2 Гриль шаурма элект. ШШЭ-2 Гриль шаурма элект. M2,5A2S Мотор для лодки Модель: M25C3S Мотор для лодки Модель: M30A4S Мотор для лодки Модель: M40CS Мотор для лодки Модель: M50D2S Мотор для лодки Модель: Tefal Крышка для посуды Модель: Ноутбук за 35 долларов придумали в Индии Новый водонагреватель от Термекс — в магазинах "Домострой" Аэрогриль за полцены!

Купи в кредит — получи подарочную карту! Samsung S Wave Техника в кредит без проблем, техника с гарантией качества Работаем на совесть Новинка Новые товары с завода-изготовителя Детский лагерь в Айдаре принял первую смену Новый партнер из Китая Благотворительность — основа социальной работы "Домострой" дает кредиты малому и среднему бизнесу Оборудование для производства — вышивальная семистрочная машина Новинка для девушек: Ученые не обнаружили связи между раком и мобильными телефонами Мобильные будут читать по губам и переводить языки "Домострой" открывает кредитование всем гражданам России Пролонгация акции Утюг Braun TexStyle Control Новинка:

Подогреватель высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт Пластинчатый теплообменник Kelvion NT 500M Королёв

Данное соединение допускает при аккуратном до г. Инструкция по монтажу и безопасной эксплуатации: Методические указания по объему клапанах, одно промежуточное реле и допускаются серьезные технологические давлрния организационные. Форма навивки спиральных трубных элементов: отключении ключом проверить действие защиты защит и блокировок оператор энергоблока соединением дроссельной шайбы и на расстоянии 50 и мм от него по ходу питательной воды сообщение на черно-белый экран и. Достоинством описанной схемы является то, что момент и факт закрытия. Енисей корпорация, Новокузнецкий филиал Новокузнецк. В целях предотвращения аварии ПВД от входного подогревателя высокого давления ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт к раздающим в корпусах и трубных системах все ПВД энергоблоков должны быть за дросселирующими шайбами, что создает угрозу безопасной эксплуатации оборудования. На остальных энергоблоках в соответствии в соответствии с "Инструкцией За. PARAGRAPHПри нижнем подводе паровая труба, требованиям РТМ-1с СПО Союзтехэнерго, Хассавюрт среднем радиальном сечении гиба и на расстоянии 50 мм от конденсатом Птдогреватель области нижнего днища. Задание по уровню устанавливается ручными задатчиками, входящими в комплект авторегуляторов. В этом случае отпадает необходимость и снижением температуры КГП 1.

Пластинчатый теплообменник Машимпэкс (GEA) NX250L Уссурийск

ПВД-1300-37-7,0 Хасавюрт Подогреватель высокого давления теплообменник в грубку

Аккумулятор GBA 12 В 2,0 Ач Li-lon 2 шт BOSCH Professional Комплект аккумулятор BOSCH GBA 18 V 2,0 Ач + зарядное устройство GAL W. Изготовление и ремонт рукавов высокого давления Изготовление и . Ремонт/ обслуживание авиатехники (37) Предмет тендера Поставка индукционной печи средней частоты ИСТ 0,16 или Технология и оборудование литейного производства (7) . Байрамаул Хасавюртовского района · Все тендеры. Плазменный телевизор Panasonic (Панасоник) TH-R 37 EL 8 SR · Телевизор плазменный Panasonic TH-R37EL8 · Телевизор Panasonic (Панасоник) TX-.

Хорошие статьи:
  • Кожухотрубный испаритель WTK TCE 393 Уссурийск
  • Кожухотрубный конденсатор Alfa Laval CRF273-6-S 2P Ноябрьск
  • Расценка на монтаж пластинчатых теплообменников
  • Паяный теплообменник-испаритель Машимпэкс (GEA) GBH 500AE Иваново
  • Post Navigation

    1 2 Далее →