Проектирование НПЗ

Проектирование НПЗ это основное направление деятельности проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть».

Наш институт выполняет проекты строительства и реконструкции, а так же проекты технического перевооружения нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по переработки сырой нефти и вторичной переработке нефтепродуктов (нафты, прямогонного бензина, мазута, гудрона, газойля и других фракций), в том числе проектирование битумных производств (производства битума из мазута или гудрона). 

Разработка нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) всегда выполняется с учетом пожеланий заказчика, условий размещения объекта и только на основании разработанного и согласованного технического задания.

Стоимость проекта на строительство НПЗ.

Объем переработки, тонн/год	Стоимость проектирования*, руб. (без НДС)	Сроки выполнения работ**, календарные дни
500 000	25 000 000	250
600 000	27 000 000	250
700 000	29 000 000	250
800 000	31 000 000	250
1 000 000	35 000 000	270
1 200 000	37 000 000	270
1 500 000	40 000 000	270
2 000 000	45 000 000	300
2 500 000	47 000 000	300
3 000 000	50 000 000	330
4 000 000	60 000 000	330
5 000 000	70 000 000	360
6 000 000	80 000 000	360
7 000 000	90 000 000	360
8 000 000	100 000 000	360
10 000 000	150 000 000	360

Примечания.
*Цена примерная, ориентировочная, указана за проектную документацию (рабочая документация по отдельному договору) с учетом спецразделов и сопровождения в экспертизе. Сумма уточняется на момент заключения договора.
**Срок уточняется на момент заключения договора.

Проект завода по переработки нефти всегда выполняется с учетом пожеланий заказчика и условий размещения объекта.
Проект строительства резервуарного парка состоит из проектной документации (стадия ПД), рабочей документации (стадия РД) и специальных разделов таких как: 
"Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности"
"Мероприятия по обеспечению доступа инвалидов"
"Требования к обеспечению безопасной эксплуатации объектов капитального строительства"
"Мероприятия по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащенности зданий, строений и сооружений приборами учета используемых энергетических ресурсов"
"Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законами"
"Отчет о проведении анализа опасностей технологических процессов"
"Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера"
"Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений"

Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» также осуществляет:
— автоматизация оборудования нефтеперерабатывающих заводов (АСУТП объектов инфраструктуры НПЗ, АСУТП НПЗ);
— осуществление функций генерального проектировщика нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
— авторский надзор за строительством и реконструкцией нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
— инжиниринговые услуги в области нефтепереработки;

Состав разделов проектной документации (ПД) согласно 87 Постановления Правительства РФ. 

Наименование раздела проектной документации

Раздел 1 – ОПЗ - Пояснительная записка

Раздел 2 – ПЗУ - Схема планировочной организации земельного участка НПЗ

Раздел 3 – АР - Архитектурные решения

Раздел 4 – КР - Конструктивные и объёмно-планировочные решения НПЗ

Раздел 5 - Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений по НПЗ Подразделы:

ИОС 1 - подраздел "Система электроснабжения нефтеперерабатывающего завода";

ИОС 2 - подраздел "Система водоснабжения НПЗ";

ИОС 3 - подраздел "Система водоотведения нефтеперерабатывающего завода";

ИОС 4 - подраздел "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха, тепловые сети НПЗ";

ИОС 5 - подраздел "Сети связи нефтеперерабатывающего завода";

ИОС 6 - подраздел "Система газоснабжения НПЗ";

ИОС 7 - подраздел "Технологические решения для нефтеперерабатывающего завода";

ИОС 8- подраздел "Автоматизация комплексная НПЗ".

Раздел 6 – ПОС - Проект организации строительства нефтеперерабатывающего завода

Раздел 7 – ПОД - Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства НПЗ

Раздел 8-ООС- Перечень мероприятий по охране окружающей среды нефтеперерабатывающего завода

Раздел 9 -ПБ- Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности НПЗ

Раздел 10 – МЭ - Перечень мероприятий по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащённости зданий, строений, сооружений приборами учёта используемых энергетических ресурсов

Раздел 11- СМ - Смета на строительство объектов капитального строительства нефтеперерабатывающего завода

Раздел 12 - Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законам ГОЧС - Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера

Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть»  выступая подрядчиком по проектам комплексной модернизации установок ЭЛОУ-АВТ решает следующие задачи:
— доведение производства до существующих норм правил безопасности;
— замена устаревшего приборного парка КИП и А;
— создание современной автоматизированной системы управления;
— уменьшение ресурсо- и энергопотребления;
— внедрение технологий рекуперации избытка тепла процесса;
— замена изношенных частей технологических аппаратов;
— увеличение производительности установки на 15%.

 

ПРИМЕР ТЗ.

Задание на разработку проектной и рабочей документации для строительства завода по переработке тяжелого углеводородного сырья (нефти, мазутов, отработанных масел дизельных двигателей).

1. Основание для проектирования
1.1. Бизнес план строительства завода
1.2. Договор аренды земельного участка под строительство завода.
1.3. Договор No ___от «___»_____________2026 г. на разработку проектной документации.

2 Наименование объекта проектирования Завод по переработке нефти, мазутов и тяжёлого углеводородного сырья мощностью 1500 тысяч тонн в год по сырью.

3 Назначение предприятия
3.1. Прием, хранение и переработка углеводородного сырья.
3.2. Реализация нефтепродуктов и сопутствующих товарных продуктов переработки углеводородного сырья

4 Вид строительства Новое строительство.

5 Местоположение площадки строительства

6 Заказчик — АО «НПЗ»

7. Наименование проектной организации ООО «ПриволжскНИПИнефть»

9. Стадийность проектирования Двухстадийное. Проектная документация. Рабочая документация

10 Режим работы предприятия Непрерывный – 8400 часов (350 дней). Количество смен в сутки – 3 Продолжительность смены — 8 часов

11 Исходные данные для разработки проекта Требования к характеристикам сырья: Согласно Приложению 1. «Анализы качества отработанных масел дизельных двигателей»

12 Мощность, выход товарной продукции.
12.1. Мощность завода 1500 тыс.т/год (1,5 млн тонн/год) по сырью
12.2. Продукция пускового комплекса первой очереди:
а) Газ топливный по СТП
б) Легкая фракция коксования, (нафта) поставляемая на экспорт по ТУ 38.1011303-90
в) Судовые топлива по ISO 8217:2010
г) Сера техническая гранулированная по ГОСТ 127.3-1 д) Котельное топливо по ISO 3448–75 (СТП).
е) Азот и углекислый газ
12.3 Продукция пускового комплекса второй очереди:
Наименование этапов задания: Содержание этапов
а) Газ топливный по СТП
б) Нафта стабильная гидроочищенная по СТП
в) Дизельное топливо по EN-590:2001 (ИSО 12156-1)
г) Котельное топливо по СТП
д). Сера техническая гранулированная по ГОСТ 127.3-1

13. Состав проектируемого НПЗ.
13.1. Технологические блоки НПЗ в составе основного производства с указанием их мощности, тыс. т/год. Первый пусковой комплекс:
13.1.1. Блок первичной очистки углеводородного сырья с выделением углеводородного концентрата, воды и газа 500
13.1.2. Блок фракционирования (ЭЛОУ-АТ)
13.1.3. Блок вакуумной перегонки масла
13.1.4. Блок замедленной термической конверсии тяжелой газойлевой фракции
13.1.5. Блок стабилизации бензина
13.1.6. Блок стабилизации судовых топлив
13.1.7. Блок получения и гранулирования серы
13.1.8. Блок получения инертного газа Второй пусковой комплекс: 1.1.1. Блок фракционирования (ЭЛОУ-АТ)
1.1.2. Блок замедленной термической конверсии тяжелой газойлевой фракции
1.1.1. Блок гидроочистки широкой дистиллятной фракции
1.1.2. Блок производства водорода
13.2. Объекты общезаводского хозяйства
13.2.1. Операторная
13.2.2. Заводская лаборатория
13.2.3. Закрытая факельная установка
13.2.4. Установка гранулирования серы
13.2.5. Склад тарного хранения серы
13.2.6. Реагентное хозяйство с насосной и ёмкостями производительностью 18 м3/час
13.2.7. Товарно-сырьевые парки:
а) Сырьевой парк НПЗ
б) Товарный парк светлых нефтепродуктов: Бензин, Дизельное топливо (СМТ)
в) Резервуары темных нефтепродуктов 4 х 3000 м3, 3 х 10000 м3 + 2 х 20000 м3 Котельное топливо печное
13.2.8. Реагентное хозяйство с насосной и ёмкостями
13.2.9. Общезаводские насосные:
а) Насосная слива сырья с 3-мя насосами
б) Насосная налива светлых с 2-мя насосами
в) Насосная сырьевого парка с 2-мя насосами.
Сливно-наливные эстакады: 3 х 5000 м3 220 м2 162 м2 162 м2 162 м2
а) Железнодорожные сливо-наливные эстакады: количество стояков – для слива сырья (по 25 на две стороны АСН) 50 – для налива дизельного топлива (СМТ) (по 25 на две стороны АСН) 50 – для налива нафты стабильной 2 
13.2.10. Административно-бытовой корпус со вспомогательными помещениями (проходной, здравпунктом, столовой, санитарно-бытовыми помещениями) до 1700 м2
13.2.11. Товарно-транспортнаяпроходнаяиконтрольно-пропускные пункты
13.2.12. Ремонтно-механическая мастерская
13.2.13. Склад МТС
13.2.14. Система пожаротушения завода в составе: насосная станция пенотушения; склад пенообразователя; автоматическое пенное пожаротушение насосных ; резервуары противопожарного запаса воды; насосная станция водяного пожаротушения; лафетные стволы на площади; система пенного пожаротушения Ж/д АСН ; сети пожарного водовода ; сети раствора пенообразователя
13.2.12. Очистные сооружения в составе: установка очистки дымовых газов от диоксида серы с получением инертных газов ; локальная станция очистки хозбытовых стоков ; локальные сооружения очистки промстоков ; очистные сооружения ливневых стоков ; сети ливневой канализации ; сети канализации промстоков
13.2.13.Электроснабжение: ; энергоблок 13 МВт эл. энергии +8Гкал тепла ; электрогенератор на топливных элементах ; электрические распределительные устройства (РУ) на 2000 кВт 13.2.14. Теплоснабжение в составе энергоблока: паровой котёл на 9 тн/час; 0,8 Мпа ; водогрейный котёл теплофикационной воды 115/70 1 ед.
13.2.15. Топливоснабжение: блок пускового и резервного топлива
13.2.16. Компрессорная инертного газа и воздуха КИПиА
13.2.17. Инженерные сети и коммуникации: сети технологических трубопроводов; сеть газообразного топлива ; сети электроснабжения 0,4 кВ ; сети теплофикационной воды ; сети инертного газа ; сети водопроводов и пенопроводов ; сети канализации промливневых стоков ; сети аварийного сброса газо-жидкостных сред 450 нм3/час 3500 пм 400 пм 2500 пм 2000 пм 1600 пм 2700 пм 1900 пм 300 пм 2 количество стояков 4 5 2 2х54 м2 288 м2 216 м2 144 м2 36 м2 170 м2 3000 м3 144 м2 7000 м2 1000 м2 2400 пм 1800 пм 2 т.т./год 25 м3/сут 100 м3/сут 140 м3/сут 1800 пм 450 пм 13 МВт/8ГКал 200 КВт 16 ячеек 2 ед. 

Наименование этапов задания: Содержание этапов
— сети КИПиА; сети (АСУТП) ; сети связи, радиофикации и система оповещения ГО ; наружное освещение автодорог, площадь ; пожарная сигнализация, охранная сигнализация ; молниезащита зданий и сооружений
13.2.18. Внутризаводские автодороги и тротуары
13.2.19. Железнодорожные пути внутриплощадочные
13.2.20. Ограждение периметра с освещением
13.2.21.Система видеонаблюдения
13.2.22. Генеральный план и транспорт площадь
13.2.23. Тепловая изоляция резервуаров
13.2.24. Тепловая изоляция трубопроводов
13.2.25. Тепловая изоляция оборудования 3800 пм 300 портов 18 га 18 га 28 объектов 28 объектов 1800 пм 1440 пм 2000 пм 50 ВК 18 га 7 ед. 5400 пм 18 ед.

14 Потребность в инженерных изысканиях Инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно- гидрометеорологические и инженерно-экологические изыскания для проектирования выполняются на основании разбивочного плана завода.

15 Требования к разработке природоохранных мероприятий
Раздел проекта «Перечень мероприятий по охране окружающей среды» выполняется в соответствии с требованиями локальных норм РФ.

16. Требования по разработке ИТМ ГО и ИТМ ЧС при проектирование НПЗ.

Разделы ИТМ ГО и ЧС выполняются по условиям и требованиям МЧС РФ.

17. Требования по выполнению исследований и конструкторских разработок. Не требуется

18 Требования к разработке декларации промышленной безопасности. Декларация промышленной безопасности разрабатывается в составе проектной документации.

19 Исходные данные для проектирования, предоставляемые Заказчиком
19.1. Сырьё в количестве 40 литров;
19.2. План земельного участка с существующими инженерными сетями, коммуникациями и сооружениями (масштаб 1:500) согласованного с владельцами указанных инженерных сетей и коммуникаций;
19.3. Технические условия на энергоснабжение, газоснабжение, водоснабжение, водоотведение, присоединение к действующим железнодорожным путям, с указанием точек подключения;
19.4. Паспортные данные на приобретаемое Заказчиком оборудование (габаритно- привязочные размеры и их веса. Электротехнические параметры и характеристики по насосно- компрессорному оборудованию).
19.5. Условия порта и местного органа самоуправления, которые требуется учесть при проектировании.
19.6. Условия соответствующих министерств и ведомств РФ.
20 Особые условия проектирования
20.1. Задание на проектирование подлежит корректировке в случае изменения Заказчиком требований по объёму переработки,
20.2. Проектное присоединение внешних инженерных сетей и коммуникаций завода осуществляется в соответствии с техническими условиями порта.
20.3. Для исключения переделок проектной документации основные технические решения согласовываются до начала разработки рабочей документации.
20.4. Заказчик заключает лицензионные договоры с лицензиарами и договор конфиденциальности по представлению их Проектировщику. Документация, предоставляемая лицензиарами, интегрируется в проекте Проектировщиком.
20.5. Состав и разделы проектной документации выполняются в соответствии с нормами ЕС.
20.6. Доставка сырья на завод и отгрузка готовой продукции с завода осуществляется морским паромом, железнодорожным и специальным автомобильным транспортом.
20.7. Выполнить проект организации строительства 14 га
20.8. К данному заданию могут быть приложения с условиями и требованиями, на основании общественных слушаний и согласований проектной документации первого этапа с соответствующими ведомствами и службами города, необходимые для отражения в проектной документации.
20.9. Мощность энергоблока по пункту

13.2.13. будет уточнена после разработки базового проекта технологической части завода 21 Требования по составлению сметной документации Сметная документация составляется в местных ценах РФ.

22. Количество экземпляров передаваемой документации — Готовую документацию выдать в 4-х экз. на бумажном носителе и в одном экземпляре на электронном носителях.

 

Основные понятия.
 

Переработка нефти.
Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы.
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей — этот процесс называется первичной сепарацией нефти[1].

Подготовка нефти.
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Атмосферная перегонка.
Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти
Пределы выкипания — °С, выход фракции в % 
Газ — доля 1,1 %.
Бензиновые фракции
62—85°С — доля 2,4%
85—120°С — доля 4,5%
120—140°С — доля 3,0%
140—180°С — доля 6,0%
Керосин
180—240°С — доля 9,5%
Дизельное топливо
240—350°С — доля 19,0%
Мазут — доля 49,4%
Потери — доля 1,0%

Вакуумная дистилляция.
Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Вторичные процессы.
Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

Вторичные процессы при проектирование НПЗ можно разделить на 3 вида:
Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т.д.
Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т.д.
Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т.д.

Риформинг.
Каталитический риформинг — каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Каталитический крекинг.
Каталитический крекинг — процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг.
Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Коксование.
Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Изомеризация.
Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование.
Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.

Установка ЭЛОУ-АВТ.
Парк средств КИП и А составляют преимущественно приборы с пневматической передачей данных системы ГСП. Физически изношенные схемы управления электрооборудованием не обеспечивали его защиту и приводили к частым остановкам процесса.

Основной сложностью при разработке проекта реконструкции бывает отсутствие у заказчика части архивной документации и большое количество незадокументированных изменений, выполненных в процессе эксплуатации. Специалистами проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняют по месту замеры и эскизы узлов трубопроводов с установленными средствами КИП и А, привязка установленных полевых шкафов к планам расположения технологического оборудования, определение фактического положения трубопроводов системы обогрева средств КИП и А.

Технологическая часть.
Замена тарелок и расчет новых режимов работы колонн ректификации К-2 (отбензиненной нефти) и К-10 (мазута) для повышения чистоты разделения фракций.
— Увеличение КПД нагревательных печей П1/1, П1/2, за счет организации дополнительной конвективной зоны для подогрева нефти и использования рекуперации тепла отходящих дымовых газов.
— Увеличение КПД нагревательных печей П1/3, П3, за счет подогрева подаваемого в топку воздуха теплом отходящих дымовых газов.
— Подбор эффективных реагентов-деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий. Установка эффективных смесителей перед электродегидраторами первой и второй ступеней.
— Трубная переобвязка системы теплообменников с изменением схем движения теплоносителей, для более эффективного охлаждения циркуляционного орошения части колонн.
— Установка подземной емкости аварийного опорожнения с погружными насосами.
— Разделение установки на блоки по вызрыво-пожароопасности, расчет энергетических потенциалов, установка межблочной отсекающей арматуры.

Система электроснабжения.
-Модернизация существующего РУ кВ c заменой масляных выключателей и релейной защиты, на оборудование «Schneider Electric», установка конденсаторных батарей 6 кВ;
-Подбор и установка частотных преобразоватей без ущерба для характеристик сети;
-Реконструкция системы электроосвещения. Расчет стабилизаторов напряжения (СПН) для соблюдения нормативных характеристик электросети и поддержания уровня освещенности, регламентированного СНиП;
-Замена щита управления электроприводами (ЩСУ) задвижек и насосов;
-Разработка схемы электроснабжения технических средств автоматизации, относящихся к приемникам I категории.
Средства КИП и А.
-Замена устаревших приборов на современные, производства Yokogawa, VEGA, Endress-Hauser.
— Приведение НПЗ к нормам до норм ПБ 09-540-03, 09-563-03. Установка датчиков загазованности Drager, быстродействующих отсечных клапанов Emerson. Дополнительный контроль критических параметров процессов и работы оборудования.
-Экологический контроль состава дымовых газов (O2, CO2, NOx, SO2, CO), выбрасываемых в атмосферу после комплекса печей П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-3, многокомпонентным анализатором Modcon.
-Оптимизация процессов горения в топках печи, организация регулирования с коррекцией по концентрации O2 и СО в отходящий газах.
-Непрерывный автоматический анализ качества выходной продукции (легкий бензин, бензин, керосин) по диапазонам температуры кипения фракций, определяемым поточным анализатором Modcon.
-Организация коммерческого учета сырой нефти и выходных нефтепродуктов с применением высокоточных средств измерения производства Emerson, Yokogawa.
-Организация хозяйственного учета промежуточных потоков между аппаратами. Расчет прямых участков и сужающих устройств.
-Аттестация узлов. Расчет материальных баллансов. Автоматизированная система управления

Для достижения запланированной производительности установки и стабильно высокого качества продукции были выполнены все работы по проектированию и внедрению «под ключ» АСУ ТП на базе оборудования производства Yokogawa.

Установки первичной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6.
Проект полной или частичной модернизации установок первичной перегонки нефти на основании технической целесообразности и пожеланий Заказчика.

Установки атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки нефти типа ЭЛОУ АВТ-6, АВТ–5, АТ и другие являются головными установками переработки нефти на всех нефтеперерабатывающих заводах.

На этих установках перерабатывается или вся поступающая на НПЗ нефть, например на установках ЭЛОУ АВТ-6 мощностью в 6 млн.тонн в год или её основная часть.

При этом надежность и стабильная работа установок первичной переработки нефти имеет чрезвычайное значение для успешной работы НПЗ в целом.

В период с 1976 по 1989 г. в странах СНГ было построено 12 установок ЭЛОУ АВТ-6:

Строительство этих установок представляло в своё время значительный технический прогресс в нефтепереработке и являлось существенным шагом вперед по сравнению с эксплуатируемыми тогда в СССР установками первичной переработки нефти.

Однако, время проходит быстро и на сегодня минимальный срок эксплуатации этих установок уже составляет 20 лет, а максимальный – более 30 лет.

Из-за большого срока эксплуатации некоторые узлы этих установок устарели и физически и морально. По нашим расчетам на многих НПЗ износ изначально поставленного и не замененного технологического оборудования должен составлять не менее 80 – 100%, а на некоторых установках и более.

Таким образом, необходимость модернизации установок ЭЛОУ АВТ-6 является очевидной и стратегической задачей для обеспечения бесперебойной работы НПЗ в будущем.

Но при этом возникает вопрос выбора наиболее приемлемого варианта модернизации для каждого НПЗ в отдельности, что само по себе является непростой задачей.

По нашему опыту возможны 3 основных варианта решения проблем модернизации этих установок:

Осуществление кардинальной модернизации с заменой всех критических и устаревших узлов установки на современное высокоэффективное оборудование и системы.

Замена старого оборудования новыми образцами тех же моделей, если это еще возможно. В ряде случаев сделать это уже невозможно, поскольку компании производители старого оборудования более не существуют на рынке.

Комбинирование вариантов 1 и 2 с осуществлением поэтапной модернизации и заменой старого оборудования на современное.

 

Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет проекты НПЗ по всем трем вариантам на примере установок ЭЛОУ АВТ-6:

Механическая часть:
Печи ( П1/1, П1/2, П1/3 ): При малой загрузке установки возможно осуществить переобвязку потоков печей с отсечением одной печи в качестве резервной из основной технологической схемы.

В частности разработано и внедрено более 15-ти новых технологических схем по улучшению теплообменных процессов на установке ЭЛОУ АВТ-6, что позволяет сэкономить около 15.000 т / год условного топлива.

Змеевики и фитинги: замена осуществляется с использованием подбора изначального типа материалов в соответствие с нормами стандартов ASTM и DIN.

Футеровка: осуществление модернизации с использованием новых современных материалов и конструкций.

Горелки: замена старых горелок на новые с автоматической системой погашения пламени.

Сажедувочные аппараты: использование новой улучшенной модели (старая модель более не выпускается).

Трансферные и шлемовые линии: приведение размеров и обозначений используемых материалов в соответствие с нормами ASTM и DIN.

Дымососы: использование новой более компактной конструкции:
· значительно меньшие размеры и вес
· меньшая мощность двигателя при одинаковой производительности,
(число оборотов 740 /мин. против 590 /мин.)
· более высокий КПД –76,5% против 72%
Стоимость новой модели ниже стоимости старой.

Насосное хозяйство: представляет собой один из ключевых узлов установки и требует особо тщательной проработки вопросов замены

Модернизация НПЗ может быть осуществлена по нескольким вариантам:

Вариант 1:
· Поставка новых насосов старой, многоступенчатой конструкции с комплектацией новыми двойными торцевыми уплотнениями.
· Ремонт насосов старой конструкции с оснасткой двойными торцевыми уплотнениями.

Эти варианты рекомендуются использовать при частичной замене одного или двух насосов в каждой технологической позиции.

Преимущества: не требуется менять обвязку и эксплуатационные условия.

Недостатки: в будущем могут возникнуть проблемы с запчастями.

Вариант 2:

Поставка новых малогаборитных (одно- / двухступенчатых) насосов новой конструкции.
Этот вариант рекомендуется использовать при осуществлении коренной модернизации насосного хозяйства и полной замене всех насосных агрегатов во всех технологических позициях.

Преимущества: меньшие эксплуатационные расходы благодаря меньшему потреблению энергии, несложному обслуживанию и ремонту (использования картриджных торцевых уплотнений) и компактности конструкции; индивидуальному выбору материалов корпуса, рабочих колес и вала для насосов к отдельным технологическим позициям с учетом особенностей эксплуатационных условий и среды.
Значительно более низкая стоимость и экономичность насосов полностью компенсирует затраты на установку и обвязку новых насосов.

Атмосферные и вакуумные колонны:
Вакуумные колонны: модернизация старой пароижекторной вакуумсоздающей системы на вакуумно-гидроциркуляционную систему.
Индивидуальный подбор типа и толщины материалов пакетов / насадок для различных секций по высоте колонны.
Преимущества: В результате модернизации выход светлых продуктов увеличивается на 1,6%, а высококачественного вакуумного газойля — на 5,3%. Годовой расход теплоэнергии уменьшается на 69.000 Гкал.
Общий экономический эффект по предварительным расчетам составляет более 10 млн. USD.
Атмосферные колонны: оптимизация конструкции тарелок и разработка новых конструкций внутренних сегментов , подбор типа материалов тарелок, балок, крепёжных элементов и др. комплектующих для различных секций по высоте колонны.
Котлы – утилизаторы: Экономайзеры

Разработка новой, простой конструкции экономайзера с предварительной сборкой на заводе – изготовителе и несложной заключительной досборкой при монтаже.
Преимущества: высокая надежность благодаря использованию стального сердечника для чугунных ребристых элементов и исключению в новой конструкции практически всех фланцевых соединений.
Стоимость новой конструкции ниже старой.

Электрическая часть.
В этой части наблюдается сильный моральный и физический износ комплектующего оборудования, в особенности систем сигнализации и блокировок всей установки.
Электрическая часть может быть модернизирована поэтапно с заменой, в первую очередь, комплектующих с критической степенью износа (в частности, электродвигатели, трансформаторы, различные реле, контакторы, изоляторы и другое оборудование).
В этой части ситуация очень критическая , поскольку большинство комплектующих старой модели больше не выпускается и по этой причине поставка новых комплектующих старой конструкции, заменяющих старые, практически уже не возможно. В критических случаях следует искать замену среди аналогов.

КИП.

Одна из самых важных, морально и физически устаревших частей установки и поэтому требующей незамедлительной модернизации.

И этом случае модернизация может быть осуществлена по нескольким вариантам:

Вариант 1: Замена используемых пневматических и других комплектующих на новые старой модели (регуляторы, преобразователи и т.д.).

Этот вариант рекомендуется использовать для кратковременного решения существующих технических проблем при отсутствии средств для проведения коренной модернизации.

Вариант 2: Перевод всей установки на современную электронную систему управления

Этот вариант рекомендуется использовать для разового кардинального решения всех проблем системы управления установки, поскольку использование пневматических средств управления на мощных современных установках не оправдано ни технически и ни экономически.

Преимущества:

· Существенное увеличение надежности работы и сокращение времени

останова и пуска установки

· Снижение стоимости эксплуатации и обслуживания как всей установки в

целом, так и системы управления в отдельности

· Возможность увеличения производительности установки по сырой нефти

· Многочисленные другие преимущества

Из вышеприведенного видно, что модернизация установок первичной переработки нефти на примере установки ЭЛОУ АВТ-6 является необходимым мероприятием для НПЗ на пути решения долгосрочных задач по уменьшению эксплуатационных расходов, улучшению безопасности и надежности, увеличению производительности, и тем самым снижению себестоимости выпускаемых нефтепродуктов и увеличению, в конечном итоге прибыли предприятия.

Конкретно внедрение вышеуказанных мероприятий позволяет увеличить выход светлых нефтепродуктов как минимум на 1,9% и снизить себестоимость производства более чем на 2%.

Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» осуществляет комплексную реализацию модернизационных проектов принимая на себя единую ответственность за разработку и подбор оборудования.
 

Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-563-03.

Настоящие Правила распространяются на все действующие, проектируемые и реконструируемые нефтегазоперерабатывающие и нефтехимические производства, включая опытно-промышленные установки и малогабаритные блочно-модульные установки (мини-НПЗ).

Технологические процессы следует разрабатывать на основании исходных данных на технологическое проектирование в соответствии с требованиями обеспечения промышленной безопасности.

Для всех действующих и вновь вводимых в эксплуатацию производств, опытно-промышленных, опытных установок и мини- НПЗ разрабатываются и утверждаются в установленном порядке технологические регламенты. Состав и содержание разделов технологических регламентов должны соответствовать установленным требованиям на технологический регламент на производство продукции нефтеперерабатывающих производств.

Склады сжиженных газов (СГ), легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) под давлением должны соответствовать установленным требованиям безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением.

Пуск установки НПЗ должен производиться в строгом соответствии с технологическим регламентом. Основанием для пуска установки является приказ по предприятию, в котором устанавливаются сроки пуска и вывода на режим, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ. На ответственных за пуск лиц возлагается организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим эксплуатации с обеспечением мер безопасности.

Перед пуском нефтеперерабатывающей установки должна быть проверена работоспособность всех систем энергообеспечения (тепло-, водо-, электроснабжение, снабжение инертными газами), систем отопления и вентиляции и др., а также готовность к работе факельной системы, обслуживающей данную установку.

Перед пуском и после остановки оборудования с учетом особенностей процесса должна предусматриваться продувка инертным газом или водяным паром, с обязательным контролем за ее эффективностью путем проведения анализов.

Остаточное содержание кислорода после продувки оборудования и трубопроводов перед первоначальным пуском и после ремонта со вскрытием оборудования и трубопроводов должно исключать возможность образования взрывоопасной концентрации применяемых горючих веществ.

Содержание горючих веществ в аппарате после продувки инертным газом при подготовке его к ремонту не должно превышать предельно допустимой концентрации в воздухе рабочей зоны.

Работы, связанные с применением метанола, должны производиться в соответствии с требованиями безопасности, предъявляемыми к организации работ с применением метанола.

Проливы продуктов на поверхность пола обрабатываются и удаляются в соответствии с установленными технологическими регламентами.

Электрооборудование электрообессоливающей установки должно быть во взрывозащищенном исполнении и эксплуатироваться в соответствии с нормативными документами по эксплуатации электроустановок.

Электродегидратор должен иметь блокировку на отключение напряжения при понижении уровня нефтепродукта в аппарате ниже регламентированного.

Дренирование воды из электродегидратора и отстойника должно осуществляться в автоматическом режиме закрытым способом.

За содержанием подтоварной воды в подаваемом на установку нефтепродукте осуществляется постоянный контроль, и ее количество не должно превышать предельно допустимую величину, установленную проектом.

Запрещается пуск вакуумной части атмосферно-вакуумной установки на сырой нефти.

Регулировка подачи воды в барометрический конденсатор должна исключать унос отходящей водой жидкого нефтепродукта.

Контроль и поддержание регламентированного уровня жидкости в промежуточных вакуум-приемниках должны исключать попадание горячего нефтепродукта в барометрический конденсатор по уравнительному трубопроводу.

За работой горячих печных насосов должен быть установлен постоянный контроль. Снижение уровня продукта в аппаратах, питающих насосы и (или) сброс давления до предельно допустимых величин, установленных регламентом, необходимо обеспечить световой и звуковой сигнализацией.

Каталитические процессы.

Работы по загрузке катализатора должны быть механизированы.

Персонал, занятый загрузкой катализатора, оснащается двусторонней телефонной или громкоговорящей связью.

При загрузке, выгрузке, просеивании катализатора персонал должен пользоваться респираторами, защитными очками, рукавицами и соблюдать требования безопасности при обращении с катализатором в соответствии с техническими условиями поставщика конкретного катализатора.

По окончании операций по загрузке, выгрузке, просеиванию катализатора спецодежду необходимо очистить от катализаторной пыли и сдать в стирку. Просыпавшийся на площадку катализатор должен быть убран.

Операции по подготовке реактора к загрузке и выгрузке катализатора производятся в соответствии с технологическим регламентом.

Не допускается выгрузка из реактора катализатора в нерегенерированном или в непассивированном состоянии.

Вскрытие реактора производится в соответствии с технологическим регламентом, техническими условиями завода — изготовителя реактора и в соответствии с требованиями разработанной организацией инструкции.

Проверка реактора, загруженного катализатором, на герметичность производится в соответствии с технологическим регламентом.

Перед регенерацией катализатора система реакторного блока должна быть освобождена от жидких нефтепродуктов и продута инертным газом до содержания горючих газов в системе не более 3,0 % об.

Пуск и эксплуатация реактора должны производиться в соответствии с инструкциями завода-изготовителя и технологическим регламентом.

Отбор проб катализатора производится в соответствии с технологическим регламентом и инструкцией по отбору проб, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.

Система реакторного блока перед пуском и после ремонта должна быть продута инертным газом до содержания кислорода в системе не более 0,5 % об.

Перед подачей водородсодержащего газа система должна быть испытана азотом на герметичность при давлении, равном рабочему.

Скорость подъема и сброса давления устанавливается проектом и отражается в технологическом регламенте.

Необходимо предусматривать аварийный сброс давления из системы реакторного блока в экстремальных ситуациях. Режим аварийного сброса и действие обслуживающего персонала должны указываться в проекте и технологическом регламенте.

 

 

 

 

3.7. Мини-НПЗ

3.7.1. Проектирование, строительство и эксплуатация мини-НПЗ осуществляются в соответствии с требованиями нормативно-технической документации для нефтеперерабатывающих производств и требований правил промышленной безопасности.

3.7.2. Помещение управления мини-НПЗ следует размещать от взрывоопасных объектов на расстоянии не ближе установленного для 3-го класса зоны разрушения и должно соответствовать устойчивости к воздействию ударной волны не менее 28 кПа.

3.7.3. Аппараты колонного типа должны быть защищены на высоту до 4 метров от воздействия внешних высоких температур.

3.7.4. Проектной организацией производится при необходимости разбивка технологической схемы на блоки, для каждого блока произведена оценка энергетического уровня, определены категории взрывоопасности блоков и выполнены соответствующие требования по обеспечению минимального уровня взрывоопасности технологического блока.

3.7.5. В составе мини-НПЗ следует предусматривать собственные очистные сооружения или сборники-накопители промышленных стоков.

3.7.6. Дренажные сливы и (или) утечки из аппаратуры и трубопроводов направляются в дренажную емкость или специальные сборники с последующей эвакуацией в очистные сооружения или сборники-накопители промышленных стоков.

3.7.7. В качестве средств для продувки оборудования допускается использовать инертные газы в баллонах. Минимальный запас инертного газа следует рассчитывать из условия обеспечения остановки мини-НПЗ и перевода объекта в безопасное состояние, т. е. отсутствие в системе взрывоопасных концентраций парогазовоздушных смесей.

3.7.8. При определении запасов воды для пожаротушения и защиты оборудования на мини-НПЗ исходят из расчета обеспечения необходимым расходом воды с учетом работы передвижной пожарной техники, но не менее 170 л/с.

3.7.9. Системы пожаротушения взрывоопасных объектов (насосных, наружных сооружений, товарно-сырьевых парков и т.п.) предусматриваются как стационарные, так и с использованием передвижной пожарной техники.

 

 

 

Производство метилтретбутилового эфира (МТБЭ)

3.9.1. Аппараты и резервуары с обращающимися в них метанолом и МТБЭ должны иметь азотное дыхание.

3.9.2. Скорость подъема температуры в кубе реакционно-ректификационных аппаратов не должна превышать 20 °С в час.

3.9.3. Во избежание забивки реакторов вследствие образования олигомеров изобутилена в случае прекращения подачи метанола в реактор должна быть предусмотрена блокировка по расходу метанола с прекращением подачи сырья (фракции С-4), а также предусмотрен контроль и регулирование температуры по слоям катализатора в реакторе для предотвращения «спекания» катализатора.

3.9.4. Для сбора метанола и стоков, содержащих метанол, в составе установки предусматривается специальная емкость.

3.9.5. Если в составе производства имеется стадия предпусковой подготовки катализатора, то катализатор необходимо промывать раствором щелочи для нейтрализации свободной серной кислоты.

3.9.6. Перед выгрузкой отработанного катализатора из реакторов необходимо провести промывку (пропарку) его от метанола водой с последующей продувкой азотом. Промывочные воды (конденсат) направляются на локальные очистные сооружения.

3.9.7. В случае пролива метанола на территории установки необходимо смыть его большим количеством воды и направить на локальные очистные сооружения.

3.9.8. Анализ сточных вод, отводимых с локальных очистных сооружений в промышленную канализацию, на содержание в них метанола и щелочи производится по графику, утвержденному техническим директором (главным инженером) организации.

 

 

 

Территория проектируемых НПЗ и производств должна быть разделена на производственные зоны, зоны складов товарно-сырьевых, химических реагентов, баллонов и т. п., зоны административно-бытовых и вспомогательных объектов. В производственной зоне могут быть размещены подстанции глубокого ввода и другие объекты подсобного и вспомогательного назначения, технологически связанные с производственным объектом.

Каждая организация должна вести исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции, размещении новых и ликвидации существующих объектов организация передает проектировщику исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план нефтеперегонного завода.

Обследование зданий и сооружений должно проводиться при обнаружении нарушений целостности строительных конструкций (трещины, обнажение арматуры и т.д.), перед реконструкцией технологического объекта или изменением функционального назначения здания или сооружения, а также после аварии с взрывом и (или) пожаром.

На территории НПЗ должны быть выделены, специально оборудованы и обозначены места для курения.

На объектах, где обращаются в процессе щелочи и (или) кислоты, устанавливаются аварийные души, включающиеся автоматически при входе человека под рожок, или раковины самопомощи. Места расположения и количество аварийных душей и раковин самопомощи определяются проектом.

Здания, в которых расположены помещения управления, должны соответствовать требованиям промышленной безопасности, строительным нормам и правилам. Помещение управления с площадью более 60 м должно иметь запасной выход, расположенный с противоположной стороны основному. Основной вход должен быть устроен через тамбур или коридор; запасной выход должен быть наружу здания, может не иметь тамбура, дверь должна быть с уплотнением и утеплена. При расположении помещения управления на втором этаже здания запасной выход должен иметь лестницу снаружи здания.

На территории производства устанавливается прибор, определяющий направление и скорость ветра. Показания прибора выводятся в помещение управления.

Термины и определения.

Мини-НПЗ — нефтеперерабатывающая установка с объемом переработки сырья до 500 т/сут.

Граница установки — условная линия, проходящая на расстоянии 2 м от прямых линий, соединяющих выступающие части оборудования и фундаментов.

Опытная установка — установка, предназначенная для отработки аппаратурно-технологической части процесса по результатам, полученным на лабораторных установках; получения исходных данных, необходимых для включения в регламент на проектирование промышленных установок, а также наработки опытных партий продуктов для последующих исследований.

Насосная — группа насосов с числом насосов более трех, которые удалены друг от друга не более чем на 3 м. Насосные СУГ, ЛВЖ и ГЖ могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под этажерками и на открытых площадках).

5. Производственное помещение — помещение, где размещается основное и вспомогательное оборудование, задействованное в технологической схеме производства, и помещение, из которого осуществляется управление технологическим процессом.

Вспомогательное помещение — помещение, где размещается оборудование, не задействованное в технологической схеме производства и без которого возможно ведение процесса, но которое обеспечивает безопасные и надлежащие санитарно-гигиенические условия работы обслуживающего персонала и работоспособность оборудования.

Помещение управления — помещение или группа помещений для размещения в них совокупности различных систем и средств контроля и автоматики, с помощью которых автоматически или при участии персонала осуществляется дистанционное управление технологическими процессами на установках. Помещения управления могут быть как отдельно стоящими зданиями, так и встроенными или пристроенными к другим зданиям.

Рабочая зона — пространство, ограниченное по высоте 2 м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих.

Рабочее место — место постоянного или временного пребывания работающих в процессе производственной деятельности.

Постоянное рабочее место — место, на котором работающий находится большую часть своего рабочего времени (более 50 % или более 2 часов непрерывно). Если при этом работа осуществляется в различных пунктах рабочей зоны, постоянным рабочим местом считается вся рабочая зона.

Безопасное место — место на установке, расположенное вне зон постоянного обслуживания оборудования и обеспечивающее безопасное пребывание и действия персонала при аварии на обслуживаемой установке.

Технологическое оборудование — любое оборудование, которое используется на установке для получения конечного продукта, например, компрессоры, емкости, трубопроводы и арматура, контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации и др. оборудование, содержащее жидкости, называется технологическим.

Редко обслуживаемое оборудование — оборудование, частота обслуживания которого составляет реже 1 раза в смену.