Переработка нефти на НПЗ России
Д.И. Менделеев
Специальность 25.04 (ХТТ)
«Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»
Природные энергоносители мира
| Природные энергоносители | Удельная теплота сгорания Q, Ккал/кг |
| 1 Нефть | |
| 2 Природный газ | |
| 3 Попутный газ | |
| 4 Газовый конденсат | |
| 5 Уголь (каменный, бурый, антрацит) | 4000-6000 |
| 6 Сланцы | |
| 7 Сапропелиты | |
| 8 Торф | |
| 9 Битуминозные пески | |
| 10 Лигнин (шламовый) | |
| 11 Лигнин (гидролизный) | |
| 12 Древесина |
| 13 Углеродные волокна | |
| 14 Активные угли | |
| 15 Нефтяные остатки (крекинг остатки, мазут, смола пиролиза, асфальты деасфальтизации, шламы) |
Мировые Ресурсы Ископаемого Топлива
| Топливо | Ресурсы, млрд. тут* | |
| Пригодные к эксплуатации | По прогнозам | |
| Природный газ | 72,1 (6,75%) | 360,0 (4,9%) |
| Газоконденсат | 72,1 (6,75%) | 36,9 (0,5%) |
| Нефть | 122,0 (11,4%) | 565,0 (7,7%) |
| Битумные сланцы | 54,0 (5,05%) | 500,0 (6,7%) |
| Уголь | 813,0 (77,1%) | 5900,0 (80,2%) |
| Всего | 1068,2 | 7364,6 |
* 1 тут имеет теплоту сгорания 7000 ккал / кг (29400 кДж/кг)
 | |||
 | |||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 |
Технологическая Классификация Нефтей
ГОСТ 912-66
| Класс | Содержание серы, вес. % | Тип | Выход фракций до 350°, вес. % | Группа | Потенциальное содержание базовых масел, вес. % | Подгруппа | Индекс вязких базовых масел | Вид | Содержание парафина в нефти, вес. % | ||||
| в нефти | в бензине (200°C) | в реактивном топливе (120-240°C) | в дизельном топливе (240-350°C) | на нефть | на мазут (выше350°C) | ||||||||
| К1 | не более 0,50 | не более 0,15 | не более 0,1 | не более 0,2 | Т1 | не менее 45 | М1 | не менее 25 | не менее 25 | И1 | выше 85 | П1 | не более 1,50 |
| К2 | 0,51-2,0 | не более 0,15 | не более 0,25 | не более 1,0 | Т2 | 30-44,9 | М2 | 15-25 | не менее 25 | П2 | 1,51-6,0 | ||
| М3 | 15-25 | 30-45 | И2 | 40-85 | |||||||||
| К3 | более 2,0 | более 0,15 | более 0,25 | более 1,0 | Т3 | менее 30 | М4 | менее 15 | менее 30 | П3 | более 6,0 |
Условные обозначения трубопроводов жидкостей и газов
ГОСТ 3464 - 63
| Содержание трубопровода | Условные обозначения | Цветные обозначения | ||
| Цвет | Краска | |||
| Жидкость или газ, преобладающие в данном проекте | Красный | Киноварь, кармин, сурик | ||
| Черный | Тушь черная | |||
| Вода Пар Воздух Азот Кислород | _____1________1_____ _____2________2_____ _____3________3_____ _____4________4_____ _____5________5_____ | Зеленый Розовый Голубой Темно – желтый Синий | Гумингут с лазурью, киноварь, слабо разведенные кармин, лазурь, кобальт Охра Ультрамарин | |
| Инертные газы | Аргон Неон Гелий Криптон Ксенон | _____6________6_____ _____7________7_____ _____8________8_____ _____9________9_____ ____10________10____ | Фиолетовый | Кармин с лазурью |
| Аммиак Кислота (ок - ль) Щелочь Масло Жидкое горючее | ____11________11____ ____12________12____ ____13________13____ ____14________14____ ____15________15____ | Серый Оливковый Серо – коричневый Коричневый Желтый | Тушь черная, слабо разведенная Синяя с охрой Жженая Гумингут | |
| Горючие и взрывоопасные газы | Водород Ацетилен Фреон Метан Этан Этилен Пропан Пропилен Бутан Бутадиен | ____16________16____ ____17________17____ ____18________18____ ____19________19____ ____20________20____ ____21________21____ ____22________22____ ____23________23____ ____24________24____ ____25________25____ | Оранжевый | |
| Противопожарный трубопровод Вакуум | ____26________26____ ____27________27____ | Красный Светло - серый | Тушь |
Переработка нефти на НПЗ России
(По данным Министерства энергетики)
| Предприятия | Январь 2002г. | По итогам работы 2001 года | ||||
| Переработка нефти тыс.т | Темп к январю 2001 % | Выход светлых н/пр на переработанную нефть % | Глубина переработки нефти % | Безвозратные потери нефти и н/пр % | ||
| Министерство – н/переработка | 14338,9 | 102,6 | 53,0 | 70,47 | 4,14 | |
| в том числе: | ||||||
| Омский НПЗ | 1054,4 | 101,3 | 68,0 | 81,41 | 1,38 | |
| Уфимский НПЗ | 679,7 | 97,4 | 66,3 | 75,50 | 0,86 | |
| Ангарская НПЗ | 620,1 | 101,8 | 64,6 | 74,28 | 2,08 | |
| Уфанефтехим | 528,5 | 109,5 | 58,3 | 73,41 | 0,84 | |
| Волгограднефтепереработка | 719,0 | 95,0 | 56,7 | 80,42 | 1,29 | |
| Хабаровский НПЗ | 201,7 | 117,7 | 56,7 | 66,10 | 1,12 | |
| Куйбышевский НПЗ | 499,0 | 121,1 | 54,6 | 66,48 | 0,93 | |
| Ачинский НПЗ | 471,2 | 104,6 | 54,6 | 61,14 | 0,96 | |
| Московский НПЗ | 815,7 | 109,6 | 54,4 | 67,45 | 1,21 | |
| Салаватнефтеоргсинтез | 608,4 | 121,4 | 53,8 | 63,16 | 0,96 | |
| Новокуйбышевский НПЗ | 597,3 | 99,4 | 53,6 | 74,51 | 1,21 | |
| Комсомольский НПЗ | 287,2 | 90,3 | 53,6 | 57,81 | 1,40 | |
| Туапсинский НПЗ | 337,7 | 115,5 | 53,1 | 53,99 | 0,79 | |
| Краснодарэконефть | 44,1 | 37,3 | 53,0 | 61,76 | 0,15 | |
| Ярославнефтеоргсинтез | 916,2 | 114,9 | 52,8 | 61,39 | 1,25 | |
| Саратовский НПЗ | 360,5 | 124,5 | 52,3 | 63,76 | 0,85 | |
| Сызранский НПЗ | 451,5 | 138,8 | 52,1 | 68,05 | 1,12 | |
| Орскнефтеоргсинтез | 306,1 | 93,1 | 51,5 | 65,1 | 2,19 | |
| Ново – Уфимский НПЗ | 379,2 | 76,7 | 49,8 | 70,75 | 1,02 | |
| Рязанский НПЗ | 767,7 | 78,1 | 46,6 | 61,61 | 1,56 | |
| Пермнефтеоргсинтез | 866,4 | 95,9 | 46,1 | 82,02 | 1,16 | |
| Нижегороднефтеоргсинтез | 669,7 | 140,2 | 45,5 | 61,76 | 0,85 | |
| Кири нефтеоргсинтез | 1298,1 | 96,9 | 40,3 | 81,09 | 0,52 | |
| Нижнекамскнефтехим | 527,0 | 100,3 | 38,3 | 49,26 | 1,42 | |
| Яр.НПЗ им. Менделеева | 19,1 | 79,6 | 37,6 | 76,86 | 3,63 | |
| Ухтанефтепереработка | 313,3 | 150,1 | 35,8 | 49,75 | 0,76 | |
| Битран - переработка | - | - | 35,8 | 49,75 | 0,76 |
|
