Какие существуют доступные виды мини-заводов для переработки нефти. Проектирование нефтеперерабатывающих заводов и мини нпз Проектирование нефтеперерабатывающих заводов и мини НПЗ. Мы делаем все в одном комплексе
Мини-НПЗ — это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти (объемом до 1 миллиона тонн сырья/год) в бензин, дизельное топливо, мазут.
Основные данные переработки нефти на НПЗ
Предприятия переработки нефти находятся во всех континентах (кроме Антарктиды)- 109 стран эксплуатирует свыше 770 нефтеперерабатывающих заводов. Десять стран наибольшей мощностью (млн тонн/год) нефтеперерабатывающих заводов приводится ниже: США – 830; Китай – 340; Россия – 271; Япония – 234; Индия – 171; Канада – 166; Южная Корея – 135; Германия – 123; Франция – 120; Италия – 102; Мощность отдельных нефтеперерабатывающих заводов колеблется от 50 тыс. т до 55 млн тонн/год (комплекс фирмы «Реланс», штат Гуджерат, Индия). Владельцами нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются как ведущие мировые компании, осуществляющие добычу, переработку нефти, а также снабжение нефтепродуктами (американские компании «ExxonMobil», «Shell», «Shevron», «ConocoPhilipce» британская «BritishPetrolium»), французкая «Total», итальянская «Adgip», китайская «Sinopeck», бразильская «Petrobraz», индийская «Indian Oil», российские «Роснефть», «Лукойл»), так и компании, сосредоточившиеся на переработке нефти («Valero Energy» в США).
К основным преимуществам мини-НПЗ перед многотоннажными НПЗ относятся:
- Быстрый срок проектирования, строительства;
- Усиленный контроль качества;
- Использование меньше энергии;
- Меньше капитальных затрат;
- Меньше участок земли (площадь) для завода;
- Меньше полевых работ;
- Сниженная потребность в квалифицированной рабочей силы;
- Более быстрые финансовые отчеты для установленного завода;
- Повышенная безопасность.
Стадии строительства мини-НПЗ
Строительство мини-НПЗ состоит из следующих стадий:
- ТЭО инвестиций объекта строительства;
- Проект строительства;
- Согласование, утверждение проекта;
- Проектирование, изготовление оборудования (комплектация всего нефтеперерабатывающего комплекса);
- Строительные работы;
- Монтаж оборудования (пуско-наладочные работы, вывод на режим);
- Сдача объекта в эксплуатацию.
Основным проектным документом строительства объектов мини-НПЗ является технико-экономическое обоснование. Состав, назначение работ по разработке ТЭО (технико-экономическое обоснование строительства объекта).
1. Назначение ТЭО, основания для его разработки
Порядок разработки, согласования, утверждения, состав технико-экономических обоснований на строительство новых и изменение (расширение, модернизацию, техническое перевооружение, реконструкцию, реставрацию, капитальный ремонт) существующих предприятий, зданий, сооружений (далее- объектов мини-НПЗ ) устанавливаются законодательными, нормативными правовыми актами, иными нормативными документами государства строительства объекта и предназначены для применения всеми субъектами архитектурной, градостроительной, строительной деятельности на территории этого государства. Положения этих актов должны соблюдаться при разработке ТЭО строительства объектов, возводимых полностью или частично за счет государственных инвестиций, а также возводимых без участия государственных инвестиций, но предусматривающих установленную в законодательном порядке долю государственной собственности в объемах выпускаемой продукции или предоставляемых услуг. Разработка ТЭО осуществляется с учетом данных и положений, содержащихся в планах социально-экономического развития государства, региональных, отраслевых, научно-технических, других государственных программах, схемах развития, размещения производительных сил, градостроительной документации (генеральных планов развития городов, населенных пунктов) так же иных документов, необходимых для строительства объектов мини-НПЗ на территории государства строительства объекта. Результаты ТЭО служат основанием для принятия решения о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство, получения Акта выбора земельного участка для размещения объекта.
2. Состав ТЭО
В ТЭО должны выполняться альтернативные проработки, расчеты предложенных вариантов, в том числе принципиальные объемно-планировочные решения, расчеты эффективности инвестиций, а также данные социальных, экологических, других последствий при строительстве, эксплуатации объекта, в том числе величина причиненных убытков землевладельцам, землепользователям, арендаторам, потерь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земельного участка и др. Состав, содержание указанных материалов должны быть достаточны для обоснования принятых в ТЭО проектных решений, проведения необходимых согласований и экспертиз. Состав, содержание ТЭО должны быть достаточны для оценки целесообразности, эффективности инвестиций в строительство объектов с проработкой каждого раздела, которые должны содержать результаты изучения осуществимости и эффективности проекта строительства, проводимого на основе экономического анализа затрат и выгод. Состав ТЭО для объектов производственного назначения должен состоять из следующих разделов:
- исходные данные (наименование объекта строительства, место реализации, предполагаемые источники, схемы финансирования, период реализации проекта строительства, а также исходные документации для разработки ТЭО);
- введение (обоснование необходимости строительства объекта, цели инвестирования, экономический эффект, ожидаемый от функционирования объекта, с указанием основных количественных, качественных показателей объекта);
- маркетинговый раздел (- результаты технико-экономических оценок; — оценка существующего, перспективного спроса на предполагаемую к выпуску продукцию; — анализ современного состояния отрасли, социально-экономической необходимости строительства объекта; — оценка коммерческих рисков);
- мощность предприятия (- обоснование выбора политики в области сбыта продукции; — анализ работы существующих объектов в данной отрасли; — разработка мероприятий по стимулированию сбыта продукции; — номенклатура, объемы производства основной, попутной продукции; — оценка влияния проекта на инфраструктуру региона);
- обеспечение предприятия ресурсами (потребность предприятия в необходимых ресурсах: сырье, материалы, энергетические ресурсы, трудовые, финансовые ресурсы);
- основные технико-технологические решения (обоснование выбранной технологии основного и вспомогательных производств на основе сравнения возможных вариантов технологических процессов по уровню их экономической эффективности, технической безопасности, потреблению ресурсов на единицу продукции, а также степени риска, вероятности возникновения аварийных ситуаций);
- место размещения предприятия (основные требования к месту размещения объекта);
- основные архитектурно-строительные решения (принципиальные архитектурные, объемно-планировочные, конструктивные решения);
- транспорт (обоснование выбора вариантов транспортной схемы, внутриплощадочных путей, автодорог);
- инженерные системы (выбор решения по энергосбережению, тепло-, водоснабжению, канализации и др. с обоснованиями выбранных схем);
- оценка воздействия на окружающую среду (- оценка влияния проекта на состояние окружающей среды; — мероприятия, предполагаемые проектом для улучшения экологической ситуации; — оценка экологических рисков);
- институциональный раздел (информации о всех участниках реализации проекта, их функциях, а также структуре управления с оценкой финансовых затрат);
- финансовый анализ (- расчеты общих инвестиционных расходов; — расчеты себестоимости основных видов продукции; — расчет доходов от продаж; — сводный расчет потока денежных средств; — анализ проекта с помощью простых методов финансовой оценки; — анализ проекта с помощью методов дисконтирования; — финансовый анализ в условиях неопределенности; — анализ ликвидности проекта; — текущее финансовое состояние участников проекта; — анализ схемы, источников, условий финансирования так же их альтернативных вариантов; — оценка финансовых рисков);
- экономическая эффективность инвестиций (- расчет стоимости строительства; — оценка экономических выгод, затрат; — анализ наименьших затрат; — расчет показателей экономической эффективности проекта; — определение оценки риска инвестиций);
- социальный раздел (- потребность в трудовых ресурсах по категориям работников; — обоснованность проекта с точки зрения социально-культурных, демографических характеристик населения; — нормы охраны труда, техники безопасности; — оценка социальных рисков);
- технико-экономические показатели (данные о мощности объекта строительства, финансовые, экономические показатели проекта, а также стоимостные показатели строительства, стоимость основных производственных фондов, стоимость товарной продукции, себестоимость основных видов продукции, ориентировочный срок строительства и т. д.);
- общие выводы (выводы о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство объекта).
Проект строительства мини-НПЗ — это комплект документации, по которому производят строительные работы, монтируют оборудование, сдают объект в эксплуатацию. От качества проектных работ зависит очень многое, а именно – время прохождения экспертизы, скорость, стоимость строительства. Состав проекта:
- Общая пояснительная записка;
- Генеральный план и транспорт;
- Технологические решения;
- Организация и условия труда работников. Управление производством, предприятием;
- Архитектурно-строительные решения;
- Инженерное оборудование, сети и системы;
- Организация строительства;
- Охрана окружающей среды;
- Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
- Сметная документация;
- Эффективность инвестиций.
Согласование, утверждение проекта строительства осуществляется в соответствующих государственных органах (процедура осуществляется силами Генерального проектировщика).
Проектирование, изготовление оборудования
Проектирование и последующее изготовление основного технологического оборудования, входящего в состав мини-НПЗ , осуществляется на основании следующих исходных данных (основные, все необходимые исходные данные перечислены в Опросном листе):
- перерабатываемое сырье (паспорт, объемы переработки);
- характеристики готовой продукции (ассортимент, качество);
- место строительство объекта (отчет об инженерных изысканиях, топосъемка участка строительства, условия окружающей среды и т.д.);
- наличие воды (скважин), других энергоресурсов;
- требования к автоматизации управления технологическим процессом.
Предприятие изготовитель нефтеперерабатывающего оборудования поставляет комплект оборудования (блочно-модульный) на участок строительства, после того как там были проведены работы подготовки участка к монтажу оборудования. После монтажа оборудования производится комплекс пуско-наладочных работ, ввод оборудования в эксплуатацию. Вывод оборудования на режим, с последующим подтверждением качества выпускаемой продукции в независимой аккредитованной лаборатории, является окончательным этапом перед сдачей объекта в эксплуатацию.
Ограничение ответственности
Информация и соответствующие материалы могут быть изменены без предварительного уведомления. Bеб-сайт, а также вся информация и связанные с ним материалы, которые он содержит, предоставляются в состоянии «как есть». ООО «УКРНЕФТЕМАШ ЕРС» не предоставляет каких-либо гарантий и не гарантирует полноту, точность, «актуальность» или адекватность, пригодность, функциональность, доступность или работу этого веб-сайта или информации и материалов, которые он содержит. Используя этот веб-сайт, вы соглашаетесь с тем, что информация и материалы на этом веб-сайте могут быть неполными, неточными, устаревшими или не соответствовать вашим потребностям и требованиям.
Мини-завод по переработке нефти является достаточно прибыльным делом. Своими руками организовать такое производство под силу не каждому. Но если приложить максимум усилий, все обязательно получится.
Что собой представляет данный бизнес?
Мини-НПЗ представляют собой небольшой завод, который перерабатывает в год не больше 1 млн. тонн сырья. Данное производство является достаточно привлекательным, поскольку при относительно небольших затратах (для этой отрасли) можно много заработать. В зависимости от типа оборудования и от необходимой мощности, нужно инвестировать от 3 до 30 млн долларов.
Процесс сбора и подготовки нефти
Мини-НПЗ небольших размеров — вполне легальный бизнес, который можно организовать самостоятельно или привлечь к этому партнеров. Для нужд завода можно легко организовать бесперебойные поставки нефти.
Преимущества бизнеса
Мини-НПЗ обладают следующими преимуществами:
- максимальная оптимизация процесса, что ведет к снижению текущих и капитальных расходов;
- небольшие габариты установок по переработке сырья облегчает их транспортировку и снижает стоимость монтажа;
- несложное обслуживание всех устройств;
- наличие возможности корректировки технологических параметров завода;
- для эффективного производства не нужна вода, пар или другие дополнительные ресурсы;
- существует возможность полной автоматизации всего процесса производства;
- полное соответствие нормативам пожарной безопасности и охраны труда.
Необходимое оборудование
Чтоб организовать завод по производству разного топлива, в первую очередь необходимо закупить дорогостоящее оборудование.
«Чеченский» вариант
Данное оборудование является самым дешевым на рынке, но оно также считается нелегальным. Его стоимость колеблется от 25 до 40 тысяч долларов. Качество полученного продукта очень низкое, что сочетается с недостаточной долговечностью таких устройств.
Данные установки представляют собой перегонный куб. Во время его эксплуатации очередную порцию сырья заливают внутрь оборудования, после чего нагревают при помощи открытого огня. Пары светлых фракций отводят по специальной длинной трубе. В это же время происходит охлаждение продуктов до оптимальной температуры. В процессе данной перегонки сначала получают бензин, потом дизтопливо. Остатками переработки сырья является мазут, который считается непригодным для дальнейшего использования. Его необходимо утилизировать любым доступным методом.
Установки непрерывного действия
Данное оборудование представляет собой второе поколение установок, которые работают по принципу фракционирования нефти. Оно способно переработать за год около 10-20 тысяч тонн сырья. Стоимость такого оборудования достаточно высокая – от 80 до 150 тысяч долларов. Чтоб удешевить его, применяют следующие приемы:
- данные приборы изготавливают из дешевой стали, срок службы которой составляет 1-2 года;
- применение водоохлаждающих холодильников;
- не используют детали, которые позволяют автоматически обслуживать НПЗ.
Данное оборудование представляет собой кубы, в которых несколько раз происходит испарение и конденсация нефтепродуктов. Они могут дополнительно оснащаться насосами, холодильными установками. Нагрев сырья происходит при помощи мазутной или дизельной горелки.
Чаще всего после покупки оборудования такого типа можно столкнуться с множеством проблем:
- отсутствие трубопроводов и арматуры;
- наличие некачественных труб – сварных шовных;
- в комплектацию установки включена водопроводная арматура, которая категорически запрещена для такого оборудования из-за своей небезопасности;
- это оборудование является полулегальным. Полностью узаконить его использование нереально;
- качество полученного бензина и дизельного топлива низкое. Оно не отвечает государственным стандартам.
Малотоннажное нефтеперегонное оборудование
Относится к третьему классу установок, которые можно использовать для обустройства завода по производству бензина и другого топлива. Их стоимость составляет от 400 тысяч до нескольких миллионов долларов. С помощью данного оборудования можно переработать до 150 тысяч тонн нефти за год.
Такие установки являются полностью легальными и имеют все необходимые сертификаты, которые подтверждают качество полученного после перегонки топлива. Это оборудование оснащено современными ректификационными колоннами. Оно разделяет сырье на разные фракции, каждая из которых обладает необходимыми рабочими характеристиками. Из-за того, что все конструктивные элементы таких устройств выполняются из легированных сталей, их срок службы составляет не меньше 10 лет.
Бизнес-план производства
Мини-НПЗ по производству разных типов топлива способен дать в результате:
- 15-25% бензина от общего объема сырья;
- 25-35% дизельного топлива;
- 35-55% мазута;
- углеводородного газа – 3%.
При переработке сырья также существуют потери. Они составляют не больше 2% при применении эффективного оборудования.
Завод по переработке нефти нужно разместить на подходящем участке, площадь которого составляет:
- 300 кв. м при мощности производства 20-30 тыс. т продукции в год;
- 600 кв. м при производительности 50-65 тыс. т в год;
- 1200 кв. м при мощности 100-120 тыс. т в год;
- 2400 кв. м при производительности 200-250 тыс. т в год.
Чтоб мини-завод для производства бензина смог функционировать, необходимо привлечь обслуживающий персонал – не больше 6 человек.
Чтоб сэкономить при организации НПЗ, можно использовать для транспортировки, хранения бензина и других горючих материалов подручные емкости – металлические бочки разного объема, грузовые автоцистерны и другие. Также рекомендуется купить утилизатор отходов мазута, который является более выгодным вариантом, чем организация специальных амбаров и хранилищ.
Завод по переработке нефти окупляется в среднем за 1-1,5 года в зависимости от использованного оборудования и объемов сбыта продукции.
Видео: Нефтеперерабатывающее оборудование
Если заходит речь о производствах, чаще всего думают, что это: тысячи сотрудников, множество машин, множество технологических линий, гектары с огромными помещениями. Высокая доходность оптимизированного производства обусловлена не его мощностью, а современным и высокоэффективным оборудованием с быстрой окупаемостью. Большинство наших фабрик так организованы, однако эти заводы являются низкорентабельными. Новые фабрики приходят на замену производствам устаревшего обрзца.
Производство мини нпз
Мы предлагаем услуги по проектированию и строительству мини нпз.
Проблема сбыта, подготовки и переработки нефти на малодебитных месторождениях решается очень медленно, да и вряд ли крупные компании пойдут на допуск владельцев небольших объемов нефти к ее подготовке, приему в товарные парки и дальнейшей прокачке по трубе. Вместе с тем, обеспечение отдаленных регионов качественными нефтепродуктами до настоящего времени решается в основном путем их дорогостоящего сезонного завоза. Поэтому наличие сырья в этих районах, и потребность в готовых нефтепродуктах является веским аргументом в пользу строительства и эксплуатации мини НПЗ. Мини НПЗ не находят широкого применения потому, что проекты, которые предлагаются для строительства или устаревшие и выдающие некачественную продукцию, но имеющие приемлемую цену, или производящие неплохие нефтепродукты, но имеющие очень высокую цену и довольно большие мощности, которые не всегда можно загрузить имеющимся сырьем. Ни то, ни другое не является стимулом для развития малотоннажной переработки нефти.
Стратегией энергетического развития России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003г. № 1234-р (раздел VI-2), предполагается строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах – малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.
В Украине под эгидой ГП НИИНП «МАСМА» разрабатывается программа производства на мини НПЗ альтернативных видов топлива (содержание компонентов из возобновляемых источников сырья не менее 30%).
Для мини-НПЗ невозможно использовать уменьшенные копии проектов, используемые на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях как для атмосферной так и для вакуумной перегонки. Более того, если проекты атмосферных установок существуют, то установок малой производительности для вакуумной переработки просто нет. Поэтому все мини-НПЗ имеют только атмосферную перегонку нефти, при которой глубина переработки довольно низкая, а попытки увеличить глубину за счет повышения температуры переработки резко снижают качество дизельного топлива. Так же большой проблемой для мини НПЗ является подготовка нефти. Ведь наличие солей и мехпримесей очень быстро выводит из строя оборудование и негативно влияет как на сам производственный процесс, так и на качество нефтепродуктов.
Разработанная нами технология позволяет эффективно решать все перечисленные проблемы.
#image.jpgМини НПЗ, которые мы строим, позволяют не только готовить нефть, но и имеют возможность ступенчато (50 тонн в сутки) изменять производительность атмосферного блока переработки, включает вакуумный блок, который позволяет увеличить глубину переработки на 10-12% не ухудшая качество дизельного топлива.
Высокоэффективная схема подготовки и переработки сырья позволяет использовать наши заводы непосредственно на месторождениях, а высокая глубина переработки дает высокую рентабельность, что снижает сроки окупаемости.
Нами построены и успешно работают заводы в г. Саки, г. Николаев, г. Кагарлык, г. Ладыжин.
Принципиально процесс превращения нефти, газового конденсата и их смеси в конечные продукты на предлагаемом нами комплексе представляет собой следующую схему (показанное на фото оборудование установлено на заводе ООО «Горизонт ОЙЛ» г. Ладыжин):
Из резервуарного парка #image.jpg сырье подается насосами в установку обезвоживания и обессоливания нефти (если сырье не подготовлено),#image.jpg если сырье подготовлено, оно подается непосредственно на печи огневого нагрева.
После нагрева сырье подается на атмосферные колонны, где происходит его фракционирование.#image.jpgПолученные при атмосферной перегонке сырья прямогонный бензин и дизельное топливо поступают в резервуарный парк, а мазут поступает в компенсационный резервуар, откуда подается на печь для догрева и поступает в вакуумную колонну.#image.jpg
При переработке мазута на вакуумной установке получается гудрон и вакуумный газойль.
В наших установках предусмотрена подготовка сырья, что позволяет применять их непосредственно на месторождениях. Атмосферная перегонка сырья осуществляется в атмосферных колоннах, каждая из которых имеет производительность 50 тонн в сутки, что позволяет построить комплекс нужной производительности или перерабатывать объемы в зависимости от потребности.
Следующий этап переработки происходит на вакуумной колонне, которая технологически включена в схему и позволяет перерабатывать мазут или параллельно с атмосферной переработкой или автономно.
Возможно также включение установки смешения для доведения полученного прямогонного бензина (октановое число 50-60) до товарной продукции путем добавления высокооктановых добавок или производство альтернативного топлива с применением биоэтанола.
* примечание: выход светлых нефтепродуктов и мазута зависит от фракционного состава нефти и определяется в каждом конкретном случае лабораторным способом.
Мини-НПЗ располагается на площадке, имеющей водоснабжение и электроснабжение. Для удобства работы желателен резервуарный парк, позволяющий хранить десятидневный запас сырья, а также готовую продукцию (в зависимости от потребности). Технологическое оборудование изготавливается и доставляется на площадку, где производится его установка и обвязка трубопроводами. При необходимости мы имеем возможность оборудовать резервуарный парк.
Площадка для размещения НПЗ должна находиться на расстоянии не менее 1000 м от жилого массива. Прочие требования определяются на проектной стадии и аналогичны требованиям, предъявляемым к складам ГСМ.
Ориентировочная площадь, занимаемая непосредственно установкой производительностью 30 тыс. т/год составляет 200 кв.м. Размеры площадки для нефтеперерабатывающего комплекса в целом с его инфраструктурой составляют примерно 0,5 га.
Все эти параметры определяются на стадии подготовки проекта.
В проекте предусмотрен дистанционный контроль параметров переработки, аварийная сигнализация критических параметров, автоматическая аварийная защита оборудования.
Все средства контроля и автоматики производства стран СНГ и имеют сертификаты соответствия и разрешения на применение во взрывоопасных установках.
Управление установкой ведется из операторной, расположенной вне взрывоопасной зоны.
Для электроснабжения применяется промышленная трехфазная сеть. Для нагрева сырья используется топливо, вырабатываемое на самой установке. Предусматривается аварийная система энергоснабжения – дизельгенератор, поскольку нефтеперерабатывающие предприятия должны иметь два независимых источника энергоснабжения.
Аналитический контроль процесса осуществляется стандартными методами анализов по ГОСТ, на обычном лабораторном оборудовании с обычными методами отбора нефтепродуктов.
Источник: http://mini-npz.com.ua/
Производство мини нпз
Насосная оборотной воды;
Помещение для операторной;
Установка ФУС - 30 состоит из рамы, на которой монтируются:
1.Кубовая емкость, с установленной на ней колпачковой ректификационной колонной с дефлегматором.
2.Сборник бензина с установленными на нем вертикально двумя теплообменниками для конденсации паров бензина. Трубные пространства соединяются последовательно, межтрубные параллельно.
3.Два горизонтально расположенных теплообменника служащих для предварительного подогрева исходного сырья.
№ Название Составной Части Параметры
1 Кубовая ёмкость Наружный диаметр 1020 мм
Длина 3930 мм
Масса 1520 кг
2 Сборник бензина Наружный диаметр 1020 мм
Ширина 5000 мм
Высота 6285 мм
Масса 8600 кг
Производительность по сырью 10-12 тыс. т/год
4. ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВКИ
Исходное сырье - нефть или газовый конденсат - из сырьевой емкости насосом под давлением 0.1 - 0.3 МПа и расходом 1.2 - 1.4 м. куб/час подается в трубное пространство теплообменника, где подогревается до 60–80 С печным топливом с температурой 150 -160 С, подаваемым из кубовой емкости.
Далее подогретое до t 60-80 С сырье подается в ректификационную колонну с колпачковыми тарелками. Ректификационная колонна монтируется на горизонтальной кубовой емкости, в которой смонтирован теплообменный элемент для окончательного подогрева сырья в кубе колонны. Подогрев осуществляется также блочной горелкой жидкотопливной мощностью 0,5 Мг/Вт. Ректификационная колонна состоит из тарелок колпачкового типа. В верхней части ректификационной колонны встроен порциональный дефлегматор. Охлаждение и конденсация паров бензина в дефлегматоре осуществляется производственной водой подаваемой в дефлегматор. Регулирование температуры верха колонны осуществляется путем изменения количества подаваемой воды в дефлегматор. Верх ректификационной колонны через шламовую трубу соединен с последовательно-расположенным теплообменником конденсатором, установленными вертикально на сборнике бензина. В теплообменнике конденсаторе пары бензина охлаждаются, конденсируются и стекают в сборник бензина, откуда в последствии производится откачка бензиновой фракции в бензиновую емкость. Оставшаяся тяжелая фракция - стабилизированный кубовый остаток - откачивается из кубовой емкости насосом, через двухсекционный теплообменник в котором производится его охлаждение водой до температуры 60-70 С, в емкость печного топлива.
Сброс подтоварной воды из бензиновой емкости, а также сброс дождевых стоков с площадки технологических емкостей производится в подземную емкость, с последующим вывозом автоцистернами.
При изготовление установки использовались листы и корпусные трубы стали: СТ-3 ГОСТ 380-88. Секции теплообменников изготовлены из труб СТ-20 ТУ 14-3-460-75. Сварка производилась электродами УОНИИ-13/55 ГОСТ 9467-75.
Установка соответствует всем требованиям санитарных норм, предъявляемых к данному оборудованию. Основной источник вредных выбросов в атмосферу – жидкотопливная блочная горелка. Максимальная количество вредных выбросов в атмосферу для установки производительностью по сырью 10 тыс. т/год при работе на жидком топливе составляет (кг/г): углеводороды – 364, окись углерода – 35, окись азота – 112, двуокись азота – 5, пыль неорганическая – 0,7.
По степени воздействия на организм человека (токсичность) вредные выбросы относятся к малоопасным (4 и 3 класс опасности), кроме двуокиси азота (2 класс опасности), количество которого незначительно.
5.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
Установка стабилизации конденсата является взрывоопасным и пожароопасным производством.
Газоконденсат содержит углеводороды парафинового ряда от С5 до СП, нафтеновые и ароматические углеводороды, образующие с воздухом взрывоопасные и горючие смеси, все они относятся к 2,3 и 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88.
Установка стабилизации конденсата отнесена по взрывопожарной опасности к категории "А"; (ОНТП 24-86 МВД СССР).
По требованиям ПУЭ-85 "Правила устройства электроустановок"; наружные площадки установки стабилизации конденсата связанные с использованием и переработкой легковоспламеняющихся и горючих емкостей, отнесены к классу В-1г.
Группа производственных процессов по СНИП 2.09.04-87 по санитарной характеристике соответствует 2г. В соответствии с методикой "Общие принципы количественной оценки взрывоопасности технологических объектов», изложенной в Приложении №1 к "Общим правилам взрывоопасности для взрывопожароопасных химических , нефтехимических, нефтеперерабатывающих производств" 1988 г. выполнен расчет энергетического потенциала устанавливаемых блоков и определена категория взрывоопасности технологических блоков. В результате категория взрывоопасности всех блоков установки стабилизации конденсата определена как III, относительный энергетический потенциал взрывоопасности блоков - 27.
6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ АППАРАТОВ УСТАНОВКИ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ СВАРНЫХ ШВОВ.
6.1. Все аппараты установки не относятся к котлонадзорным изделиям, для надежной оценки герметичности аппаратов на основе их практической прочности испытательное давление принято равным 0.3 МПа.
6.2 Продолжительность гидравлического испытания -10 минут. Испытания проводятся до покраски и наложения теплоизоляции.
6.3. Гидравлические испытания производятся при положительной температуре окружающего воздуха. Разница температур металла и окружающего воздуха не должна вызывать выделения влаги на поверхности аппарата.
6.4 Повышение давления при гидравлическом испытании должно происходить плавно, без гидравлических ударов.
6.5. При неудовлетворительных результатах испытания, обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытание повторено.
6.6. Аппарат считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:
1. падения давления по манометру;
7.5. Трубопроводы связать проволокой в пучки.
7.6. Комплектность поставки определяется конструкторской документацией.
8. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ.
8.1. Хранение у заказчика поступившей на монтаж установки должно обеспечить передачу ее в монтаж без дополнительных работ по очистке, ревизии и ремонту. При передаче установки в монтаж, они подвергаются расконсервации, наружному осмотру. Проверяется комплектность поставки.
8.2. На подготовленную и выложенную дорожными плитами площадку укладывается рама установки. На раму устанавливается кубовая емкость, сборник бензина, теплообменник двухсекционный. На кубовую емкость монтируется колонна ректификационная в сборе с дефлегматором. На сборник бензина монтируется теплообменники - конденсатор в сборе. По верху установка, связывается шламовой трубой с теплообменником конденсатором. Обвязываются трубопроводами аппараты установки.
8.3. При монтаже установки необходимо ректификационную колонну с дефлегматором выставить по отвесу. Отклонение от вертикальности не более 10мм. Отвес закрепляется в верхней точке дефлегматора. Величина отклонения определяется на уровне фланца горловины кубовой емкости.
9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ.
Теплоизоляция выполнятся матами из минеральной ваты Р-125-1000-500 ГОСТ 9572-63
Покровный слой выполняется из оцинкованной ваты 5-ПН-НО-05-ГОСТ 14994-74 Ст.ЗкП-ОН-МТ-НРГОСТ 14918-80
Готовый бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 5 млн. тонн в год разработан в августе 2018 г. специально для нефтеперерабатывающей отрасли по авторским методикам ЭКЦ «Инвест-Проект» с учетом международных рекомендаций UNIDO , поэтому может быть использован как для внутренних целей, так и для представления в российские и зарубежные банки, инвесторам, партнерам, органам власти.
Дата расчетов: 22.08.2018.
Валюта расчетов: рубль.
Период планирования: 12 лет по годам.
Методика планирования: международные рекомендации UNIDO, собственные методики.
Цель бизнес-плана: построение финансовой модели и расчет ключевых финансовых, экономических и маркетинговых параметров проекта строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) для подтверждения его экономической эффективности и привлечения инвестиций.
Бизнес-план содержит укрупненные данные по проекту, отражает концепцию создания предприятия и является техническим заданием для дальнейшей разработки проектной и строительной документации, согласования с подрядчиками, инвестором, органами власти.
Производственная мощность предприятия: до 5 млн. тонн по сырью в год.
Структура выхода продукции
Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в инвестициях
Для реализации проекта требуется инвестировать *** млрд. руб. из двух источников:
*** млрд. руб. за счет собственных средств владельца проекта (** % инвестиций),
*** млрд. руб. в виде банковского кредита по ставке 14,0 % годовых (** % инвестиций), возврат тела кредита - с **-го по **-й год включительно, уплата процентов - с момента получения транша.
Итого срок использования заемных средств - ** года.
По кредиту будет начислено процентов *** млн. руб.
Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в земельных ресурсах
Размер площадки с учетом противопожарных разрывов под строительство НПЗ в целом с учетом товаросырьевого парка и объектов ОЗХ оценивается в *** га.
Сроки реализации проекта :
начало реализации: I кв. 2019 г.,
стадия проектирования и строительства НПЗ: ** года,
ввод в эксплуатацию и начало переработки сырья: ***,
выход на проектную мощность: ***.
Маркетинговый обзор отрасли
В 2017 году добыча нефти с газовым конденсатом в России снизилась на 0,1 % и составила 546,8 млн т. По состоянию на 01.01.2018, добычу нефти и газового конденсата (нефтяного сырья) на территории Российской Федерации осуществляли 288 организаций, имеющих лицензии на право пользования недрами.
В 2017 году Россия увеличила экспорт нефти на 1,1 %, до *** млн тонн. В 2017 году среднегодовая цена на российскую нефть на мировом рынке установилась на отметке 53,1 долл. / барр. По данным Росстат, среднегодовая цена производителей нефти на российском рынке в 2017 году составила *** тыс. руб./т.
По данным Росстата, *** млн. тонн нефти поступает на переработку - это ** % всей добытой нефти.
По данным Минэнерго РФ, всего на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России за 2017 г. произведено основных видов нефтепродуктов:
- автомобильных бензинов — *** млн. т;
- дизельного топлива — *** млн. т;
- авиационного керосина — *** млн. т;
- мазута топочного — *** млн. т.
В 2017 г. глубина переработки нефти впервые достигла 81,0 %.
В России в 2017 году цены производителей на бензины автомобильные увеличились на 12 % (*** тыс. руб./т), на дизельное топливо — на 20 % (*** тыс. руб./т). Цены на мазут топочный и битумы нефтяные дорожные увеличились на 59 % и 68 %. Среднегодовая цена на мазут составила *** тыс. руб./т, битумы стоили *** тыс. руб./т.
Средняя розничная цена на бензин марки Аи-92 в 2017 году установилась на отметке *** руб./л., бензин марки Аи-95 стоил *** руб./л., дизельное топливо - *** руб. /л.
Составляющая налогов в конечной цене каждого проданного в стране литра автомобильного топлива составляет порядка 60 %.
Экспорт нефтепродуктов в 2017 г. составил 148 млн т.
Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)
Цены на продукцию предприятия
Продукция | цена базовая, руб. / т | дисконт, % | опт. цена, руб. / т | выручка, руб. / год |
Диз.топливо | ||||
Битум дорожный | ||||
На выработку электроэнергии, потери | ||||
Итого: | *** млрд. руб. |
Таким образом, среднегодовая выручка предприятия составит *** млрд. руб .
Акцизы на нефтепродукты
* Согласно ст. 193 ч. 2 НК РФ с 03.08.2018.
Ключевые показатели проекта
Показатель | Значение |
Производственная мощность, т / год | |
Производственная мощность, т / мес | |
Выручка, руб. / мес | |
Выручка, руб. / год | |
Себестоимость производства, руб. / т | |
Средняя цена продаваемой продукции, руб. / т | |
Себестоимость переработки, % |
При выполнении производственных и экономических параметров бизнес-плана по проекту будут достигнуты следующие показатели эффективности.
Показатели эффективности проекта
Наименование показателя | Значение | Размерность |
Общие показатели проекта |
||
Суммарная выручка за период планирования | млрд. руб. |
|
Выбытия на текущую деятельность | млрд. руб. |
|
Сальдо от основной деятельности | млрд. руб. |
|
Чистая прибыль проекта | млрд. руб. |
|
Сумма инвестиционных вложений | млрд. руб. |
|
Имущество на балансе в конце горизонта планирования | млрд. руб. |
|
Рентабельность продаж в целом по проекту | ||
Рентабельность по чистой прибыли | ||
Чистая прибыль в месяц в конце прогнозного периода | млрд. руб. / мес. |
|
Продажи в конце прогнозного периода | млрд. руб. / мес. |
|
Показатели для кредитора / займодателя |
||
Сумма собственных средств | млн. руб. |
|
Сумма заемных средств | млрд. руб. |
|
Общий размер финансирования | *** | млрд. руб. |
Отношение собственного капитала к заемному (D/E) | ||
Ставка кредита (в номинальных ценах) | ||
Начисленная сумма процентов по кредитам | млн. руб. |
|
Длительность возврата тела кредита | месяцев |
|
Срок кредитования | интервал, лет |
|
Инвестиционные показатели проекта |
||
Ставка дисконтирования, годовая | ||
Ставка дисконтирования, месячная | ||
NPV проекта на момент его начала | млрд. руб. |
|
PI проекта | раз |
|
IRR проекта | ||
Срок окупаемости (недисконтированный) | интервал, лет |
|
Срок окупаемости (дисконтированный) | интервал, лет |
Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV ) проекта за прогнозный период составляет *** млрд. руб. при ставке дисконтирования 14,0 % в год (1,10% в месяц). При оценке значения NPV важно учитывать, что проект реализуется и за пределами горизонта планирования.
Индекс рентабельности проекта , или коэффициент возврата инвестиционных средств (Payback Investments, PI ) = ***. Это означает, что на каждый инвестированный рубль проект сгенерирует за прогнозный период *** руб. (с учетом дисконтирования).
Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR ) - ***%. Данный показатель демонстрирует устойчивость проекта в отношении возможного роста ставок дисконтирования, СМР и рисков.
Готовый бизнес-план нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
Купить готовый или заказать индивидуальный бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ): +7 (495) 617.39.02.
Готовый бизнес-план может быть модифицирован под проект:
- по мощности (1, 2, 3 или 10 млн. тонн в год);
- по месту размещения завода (Брянская, Волгоградская, Самарская, Оренбургская, Иркутская обл., Красноярский, Краснодарский или Пермский края, Татарстан, Башкирия, ЯНАО, Казахстан, Киргизия);
- по структуре выхода продукции ;
- по стоимости закупки сырой нефти ;
- по источнику и условиям финансирования и т.д.
2. МАРКЕТИНГОВЫЙ ОБЗОР РЫНКА
2.1. Инфляция и ВВП России, 2003-2020 гг.
2.2. Анализ рынка нефти в РФ
2.2.1. Добыча нефти в РФ
2.2.2. Основные регионы нефтедобычи в РФ
2.2.3. Производственные мощности по добыче нефти
2.2.4. Нефтяные ресурсы РФ
2.2.5. Экспорт сырой нефти
2.2.6. Цены на нефть
2.3. Классификация нефтепродуктов
2.4. Рынок нефтепродуктов в РФ
2.4.1. Производство нефтепродуктов
2.4.2. Цены производителей на нефтепродукты
2.4.3. Розничные цены на нефтепродукты
2.4.4. Экспорт нефтепродуктов
2.5. Нефтеперерабатывающие заводы в РФ
2.6. ТОП-10 НПЗ РФ
2.7. Реестр НПЗ РФ
2.8. Модернизация НПЗ в РФ
2.9. Модернизация НПЗ «РОСНЕФТЬ»
2.9.1. АО «Куйбышевский НПЗ»
2.9.2. «РН-Туапсинский НПЗ»
2.9.3. «Ачинский НПЗ ВНК»
2.9.4. «РН-Комсомольский НПЗ»
2.9.5. «Саратовский НПЗ»
2.9.6. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания»
2.10. НПЗ строящиеся и введенные в эксплуатацию после 2000-го года
2.10.1. АО «Танеко»
2.10.2. Антипинский НПЗ
2.10.3. Ильский нефтеперерабатывающий завод
2.10.4. Новошахтинский завод нефтепродуктов
2.10.5. Анжерская нефтегазовая компания
2.10.6. Волховский нефтеперерабатывающий завод
2.10.7. ООО «Енисей» (Усинский НПЗ)
2.10.8. ООО «ВПК-Ойл» (Коченевский НПЗ)
2.11. Структура нефтеперерабатывающего завода
3. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПЛАН
3.1. Производственные параметры проекта
3.2. План переработки нефти
3.3. План выручки
3.4. Параметры текущих затрат
3.5. Параметры прямых затрат на производство
4. ПЕРСОНАЛ ПРОЕКТА
4.1. Потребность в персонале и фонд оплаты труда
5. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПЛАН
5.1. Структура и объем необходимых инвестиций
5.2. Календарный план финансирования и реализации проекта
6. ОЦЕНКА РИСКОВ И ПУТЕЙ ИХ СОКРАЩЕНИЯ
6.1. Качественный анализ рисков
6.2. Точка безубыточности
6.3. Анализ чувствительности NPV
7. ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН ПРОЕКТА
7.1. Основные предположения к расчетам
7.2. План движения денежных средств (cash flow)
7.3. План прибылей и убытков (ОПУ)
7.4. Акцизы на нефтепродукты
7.5. Налогообложение НПЗ
7.6. Прогноз доходов инвестора
7.7. Прогноз доходов владельца проекта
7.8. Финансовый анализ проекта
8. О РАЗРАБОТЧИКЕ БИЗНЕС-ПЛАНА
Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
СПИСОК ТАБЛИЦ, ГРАФИКОВ, ДИАГРАММ
Список таблиц
Таблица 1. Структура выхода продукции.
Таблица 2. Цены на продукцию предприятия.
Таблица 3. Акцизы на нефтепродукты.
Таблица 4. Ключевые показатели проекта.
Таблица 5. Переработка сырья и выход продукции (т / год.).
Таблица 6. Структура инвестиций.
Таблица 7. Распределение налоговых отчислений по уровням бюджета.
Таблица 8. Показатели эффективности проекта.
Таблица 9. Крупнейшие компании по добыче нефти в РФ, 2017, млн. тонн.
Таблица 10. Основные показатели по нефтяным ресурсам РФ.
Таблица 11. Список нефтяных и конденсатных месторождений России.
Таблица 12. Экспорт сырой нефти в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017.
Таблица 13. Мировые цены на нефть и природный газ в 2010-2017 гг., долл./барр.
Таблица 14. Средние цены производителей на нефть по федеральным округам, 2013-2018, руб./т.
Таблица 15. Производство и переработка нефти в России в 2010-2017 гг.
Таблица 16. Производство основных нефтепродуктов в РФ, 2012-2017, тыс. тонн.
Таблица 17. Среднегодовые цены производителей на основные нефтепродукты, руб./тн.
Таблица 18. Средние цены производителей на продукты нефтепереработки в РФ, 2012-2017, руб. / т.
Таблица 19. Розничные цены на топливо, 2012-2018, руб. / л.
Таблица 20. Экспорт нефтепродуктов в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017 гг.
Таблица 21. ТОП-10 НПЗ РФ в 2017 году.
Таблица 22. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в РФ по состоянию на 01.01.2017г.
Таблица 23. Программа модернизации НПЗ компании «НК Роснефть».
Таблица 24. Параметры проекта.
Таблица 25. План производства нефтепродуктов, 2019-2030, тн.
Таблица 26. План выручки по годам.
Таблица 27. Параметры текущих затрат.
Таблица 28. План текущих затрат по годам.
Таблица 29. Параметры прямых затрат.
Таблица 30. План прямых затрат по годам.
Таблица 31. Персонал НПЗ и ФОТ.
Таблица 32. Структура инвестиций.
Таблица 33. Календарный план финансирования и реализации проекта.
Таблица 35. Расчет точки безубыточности.
Таблица 36. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.
Таблица 37. План движения денежных средств по годам.
Таблица 38. План прибылей и убытков по годам.
Таблица 39. Ставки акцизов на нефтепродукты.
Таблица 40. Налогообложение на период планирования по годам.
Таблица 41. План получения и возврата финансирования.
Таблица 42. Показатели эффективности инвестиций.
Таблица 43. Расчет NPV проекта.
Таблица 44. Финансовый анализ проекта (12-й год).
Список графиков
График 1. План производства продукции (т / год).
График 2. Динамика поступления выручки (руб. / год).
График 3. Динамика текущих затрат.
График 4. Динамика прямых затрат.
График 5. Динамика чистой прибыли.
График 6. Получение и погашение долга.
График 7. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.
График 8. Динамика инфляции и ВВП России, 2003-2020 (прогноз), %.
График 9. Добыча нефти в РФ, млн. т.
График 10. Динамика экспорта сырой нефти в натуральном выражении, 2010 - 2016, т.
График 11. Динамика средних цен на сырую нефть в РФ, 2013-2018, руб./т.
График 12. Динамика первичной переработки нефти в РФ, 2010-2017, млн. т.
График 13. Глубина переработки нефтяного сырья в РФ, 2010-2016, %.
График 14. Изменение среднегодовых цен производителей на основные нефтепродукты, руб. / тн.
График 15. Динамика средних цен производителей на основные нефтепродукты, 2012-2017, рублей за тонну.
График 16. Динамика розничных цен на топливо в РФ, 2012 - 2018, руб. / л.
График 17. Динамика экспорта нефтепродуктов в натуральном выражении, 2010-2017, тн.
График 18. Динамика экспорта нефтепродуктов в стоимостном выражении, 2010-2017, млн. долл.
График 19. Капитальные затраты на модернизацию ведущих нефтеперерабатывающих компаний.
График 20. План ввода установок, влияющих на глубину переработки, 2014-2020.
График 21. Динамика производства продукции (т/год).
График 22. Динамика поступления выручки.
График 23. Динамика текущих затрат, руб.
График 24. Динамика прямых затрат, руб.
График 25. Расчет точки безубыточности.
График 26. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.
График 27. Выручка, затраты, прибыль.
График 28. Динамика чистой прибыли.
График 29. Финансовые результаты.
График 30. Получение и погашение долга.
График 31. Обслуживание долга.
График 32. Чувствительность NPV к ставке дисконтирования.
График 33. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.
График 34. Выплаты инвестору нарастающим итогом.
Список диаграмм
Диаграмма 1. Структура выручки.
Диаграмма 2. Распределение объема добычи сырой нефти между нефтедобывающими компаниями России, 2017,%.
Диаграмма 3. Распределение добычи нефти по федеральным округам, 2017, %.
Диаграмма 4. Структура производства основных нефтепродуктов в РФ, 2017, %.
Диаграмма 5. Динамика численности автотранспортных средств в РФ, 2010-2017, ед.
Диаграмма 6. Структура выхода нефтепродуктов по количеству производителей.
Диаграмма 7. Структура выхода продукции (тн).
Диаграмма 8. Объемы выхода продукции (т/год).
Диаграмма 9. Структура выручки НПЗ, руб.
Диаграмма 10. Структура текущих затрат.
Диаграмма 11. Структура прямых затрат.
Диаграмма 12. Структура первоначальных инвестиций.
Диаграмма 13. Структура налоговых отчислений.
Диаграмма 14. Структура затрат в 12-м году реализации проекта.
Список рисунков
Рисунок 1. Блок-схема НПЗ.
Рисунок 2. Запасы нефти в России.
Рисунок 3. Развитие нефтяной отрасли в 2017 году.
Рисунок 4. Сырая нефть и продукты ее переработки.
Рисунок 5. Карта российской нефтепереработки.
Рисунок 6. Блок-схема комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов АО «ТАНЕКО».
Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
