[Сергей Попов]

Без привязки к гарантированному сырью (особенно для мазутов) нельзя, риски очень велики. Хотя переработать можно любой, а вот сделать установку универсальной... практически невозможно!
Подумайте, может попробовать перерабатывать прямогонные бензины? Тут ситуация попроще.
НПО "Катализ" и филсофский камень :rolleyes: , не хочу кидать камни в чужой огород, но видел воочию факт их процессов..
Схему нашей переработки мы выстрадали и кучу всего пытались привязать, но увы безуспешно.
Термический крекинг и его вариации не пройдут, поскольку прявятся бензины, и газы... в сумме их будет более 40%, ну и как говорится чтобы довести продукт опять вылезает гидроочистка. То есть проиграем по выходам и все равно вляпаемся в гидроочистку.
Есть у партнеров наработка как доочистить бензины каткрекинга без потери октана, пока не виделись и не обсудили, что почем и сколько. Но думаю им можно верить, ребята серьезные.

[Денисяко В.В.]

Привязка к сырью даст только более-менее фиксированный выход и качество выхода. А пусть( абстрактно-реально) мазут будет разный - тогда заведомо изменение в выходе и качестве ( ведь оператор - почти биоробот- что впрограмме- то и на пульте. Это ведь дело технолога- играться с параметрами).
- вывод - возможно влиять только на произведенный продукт - отсекать худшее.
Я вижу так, что нельзя в нашей небольшой стране привязываться к одному источнику сырья- в условиях нестабильности ( а стабильность , увы, была только при СССР) сырье будет заведомо разное. Поэтому и упор, видимо, имеет смысл делать на дальнейшую обработку продукта. А выход светлых считать минимальным ДЛЯ ЭТОГО ПРОЦЕССА ( но менее 50 меня не сильно устраивает по экономике).
Поскольку выход свтлых - это 70% "а-ля" дизелька и 30% "а-ля" бенкзин, то большая проблема, как мне видится- в дизельке.
Да. чуть не забыл - перекос в выходе светлых в сторону дизельки и ВЫХОД СВЕТЛЫХ более 50-60 % ( с уменьшением битума) ЗДОРОВО облегчат мне существование в мире путем устранения тяжелых мыслей о большом битумном хозяйстве, текучем горючем и ВСЯЧЕСКИ контролируемом всеми контролирующими органами - бензине. :blush: Вот завернул.Видимо. погода. :rolleyes:
Я имел ввиду облагораживание дизельки. Бензины меня смущают :blush:

[Сергей Попов]

Дизельку и хрошую, только гидрокрекингом.
Если асфальтенов и силикакгелевых смол немного (как у нас в среднетрубной нефти) то можно все дизельку свалить и битумов не будет как факт.

[Денисяко В.В.]

Если все свалить в дизельку, то для меня это то, что надо. Т.е, у Вас есть данные под какой-то проверенный мазут(мазуты). Регламент проверки сооурид, оборудование переносное выберем, и снабженец сможет проверять на месте мазут (естественно, будет с легковым авто). Тогда под это можно будет найти 3-5 поставщиков мазута и не заморачиваться. А цифирь какова по стоимости оборудования и количество энергоносителей-дабы посчитать экономику? Порадуйте, пожалуйста, цифирками - дабы выходные провел в праздности, а посчитал сегодня.

[Сергей Попов]

Не с того начинаете.
Поставщика выбираете сами и надолго, Заказчик в нефтепереработке приходит со своим сырьем, и под него уже все делается. Очень сомневаюсь, что под ваши планируемые объемы вы найдете поставщика, тем более на Украине. Чтобы найти поставщика нужны какие-то очень серьезные личные связи. Уверяю вас, что мазуты - это самая неопределенная на рынке позиция, если планируете брать его из России, то это чистейшей воды утопия, почитайте постановление правительства РФ, которое Путин подписал в Киришах. Через два года РФ вообще откажется от экспорта мазутов (такова декларация).
Поэтому определитись с потками нефти, которые идут на Украину (внимательно смотрите на долговременность контракта поставки) и договаривайтесь с вашими нефтепереработчиками о выделении вам сырья.
Поймите правильно, пока вы нас не убедите, что сырье у вас гарантированно, никаких контрактов мы с вами не заключим. Не нужны нам в будущем аварии на оборудовании, которое мы спроектировали и сделали.
Проект на Украине (да в общем и везде в мире) имеет перспективы, если он рассчитан на глубокую переработку сырой нефти. Пускать его можно очередями (вы, к примеру, хотите начать с мазутов), оптимальный порядок:
- каталитический риформинг бензинов. Позиция стабильная на рынке и еще лет пять такой будет. Сырье для пиролиза (прямогонный бензин) есть и будет, пока работают предприятия оргсинтеза.
- гидрокрекинг мазутов (+возможно битумы)
- гидроочистка дизельки
- и лишь в самом конце атмосферная дистилляция

[Сергей Попов]

DA197 (11 апреля в 9:51) писал:

Квалифицированная переработка мазутов - удел крупных НПЗ. При всей раскладке вы будете убыточны по производству, но с качественными проуктами (в рамках миниНПЗ).

Не факт, экономика всех больших НПЗ определяется их технологиями, а это в лучшем случае 70-е годы прошлого столетия, модернизация их процесс долгий и нудный. Есть наработки современне и лучше, так что если базироваться на них, вполне можно и посоревноваться в экономической эффектиности.
Подходить к строительству нужно аккуратно и грамотно!

[Денисяко В.В.]

Спасибо за критический подход. Заказчик в нефтепереработке приходит со своим сырьем, и под него уже все делается.
Ищу желающих работать.

[Денисяко В.В.]

Рискну все-таки с миниНПЗ по переработке мазута производительностью 215 тыс.т в год.

[Сергей Попов]

DA (11 апреля в 12:25) писал:

Экономика предприятия на уровне, при переработке порядка не менее 4-6 млн. т в год. Ниже вам уже не выгодны эноргоемкие процессы которые обеспечивают качество продуктов. Поэтому технологии мининпз примитивны и с невысоким качеством продуктов которые способны удовлетворить лишь локальные запросы или для собственных нужд.
Для крупных нпз необходима реконструкция/новое строительство, модернизация - это для отечеств. НПЗ как мертвому припарка.

С тем, что гиантов в России, да и во всем мире нужно сносить и строить новые согласен и всецело. Модернизация, да и реконструкция, дело черезвычайно дорогое, да и результат не 100%-ный. В том и соль, что строительство новых НПЗ выгодна, любая реконструкция старого обходится раза в два дороже, чем строительство нового, так, что выигрыш очевиден уже на старте. Нпз вполне полнценнен уже со 100тыс.тонн/год, это только у нас приклеился дурацкий термин "мини".
Технологии, котрые мы предлагаем, как раз абсолютно те же, что и на больших нпз, только доработанные и слегка модифицированные, чтобы сделать их эффективными на малых и средних мощностях.

[Сергей Попов]

Den0260 (11 апреля в 12:08) писал:

Спасибо за критический подход. Заказчик в нефтепереработке приходит со своим сырьем, и под него уже все делается. Ищу желающих работать.

Так присылайте полные данные по составу ваших мазутов, тех, в поставках которых вы уверенны. На ваш запрос в нашу компанию поэтому и не отвечаем, поскольку не знаем, что именно вы собираетесь перерабатыать. Так пока обсуждаем на форуме - форум для того и создан.

[Денисяко В.В.]

2.Относительно инфраструктуры- мысли одинаковы.Пытаемся попасть на недействующую площадку большого НПЗ. Собственник думает. Кризис нам помог - нед денег у них на снос всего и возврат земли городу. И город уже не настаивает (инвестор.который хотел строить микрорайон на этом месте - спекся).
1.Относительно состава перерабатываемого сырья - как писал УЖЕ ВЕЗДЕ, будем исходить из параметров поставщика-разработчика. Если у него есть наработки.
0.Нет письменного( смс-ного, на мыло, конвертом под дверь, устами гонца...) ответа на предложение - нет заказа.Никого неволить не хочу. Если есть заинтересованные среди читающих - пришлите, пожалуйста, свое мыло на мой адрес- перешлю свои пожелания к оборудованию.
Спасибо всем.

[Сергей Попов]

- фракционный состав
- плотность
- содержание металлов, железо, ваннадий, никель
- соли
- содержание асфальтенов
- содержание смол силикагелевых
- вода
- парафины, содержание и температура кристаллизации
Это те параметры по которым можно понять что и как можно сделать с сырьем.
(прошу прощения если кто то воспринял как обиду, но начинать нужно всетаи с определения параметров сырья)

[Денисяко В.В.]

Пишу еще раз РУССКИМ ЯЗЫКОМ - если есть наработки по параметрам, в пределах которых может работать предлагаемое оборудовнаие - указывайте, пожалуйста. А то, пока - просят дать параметры от заказчика. А заказчик сообщает - скажите Ваши возможности, тем более, что ожидать 3 месяца работы с сырьем (даю, для примера, ссылочку - как у нас дела с сырьем в стране обстоят http://www.ukroil.com.ua/forum/viewforum.p...884fdc49c025f5b - выбирай и плати) нет возможности. Тем более, что ограничения по сырью никто не дает. На заводах ГОСТ мазут ( ссылку на ГОСТ и ОСТ не даю - сам бы воспринял, как издевательство - такие данные у каждого должны быть в запасниках).Завод сообщает - открой ГОСТ и читай.
Видимо, просто не понимаем друг друга. А может, у нас необычный подход - ориентируемся на оборудование и далее подбирает подходящую площадку по ТТХ и минимально ее дорабатываем. И так же с сырьем - есть ограничения- запрос информации- выбор нескольких-работа с ними по подтверждению объемов- сброс средств.
Принятое Главой Правительства России решение о мазутах ( через 2 года), при всем моем личном уважении к означеному тезке (по всем параметрам, окромя НЫНЕШНЕЙ должности) не означает полностью выполнение означенного Постановления. Тем мы, народ бывшего СССР и отличаемся от супостатов - принятое - не значит- обязательное к исполнению. А всех по Уставам не построить. Жаль.

[Сергей Попов]

Ограничений по сырью нет, я уже писал об этом. Работали и с тяжелми мазутами и с прямогонными и сернистыми. Пожалуй единственное ограничение это "кислые" мазуты, но это редкость.
Обкатка нужна не столько производителю, сколько самому заказчику, поскольку это уверенность в процессе и гарантия на катализатор. Я привел данные без которых невозможно подсчитать ни цену, ни конфигурацию оборудования. Будут данные по сырью будут и цифры, а обкатаем по ходу дела.
Весьма и весьма приблизительно, все вместе с СМР должно обойтись не более 70млн.евро.

[Денисяко В.В.]

7 или 70. При последнем - срок возврата инвестиций составляет от 35 до 42 лет (приблизительно) :ohmy:

[Москаленко А.А.]

Den0260 (11 апреля в 18:29) писал:

Принятое Главой Правительства России решение о мазутах ( через 2 года), при всем моем личном уважении к означеному тезке (по всем параметрам, окромя НЫНЕШНЕЙ должности) не означает полностью выполнение означенного Постановления. Тем мы, народ бывшего СССР и отличаемся от супостатов - принятое - не значит- обязательное к исполнению. А всех по Уставам не построить. Жаль.

Действительно, а что через два года наши большие НПЗ дружно модернизируются и начнут сами перерабатывать свой же мазут. Кто-то в это верит? Да им дай бог с бензином и дизелькой разобраться, а тож ведь тех. регламент временно приостановили но не отменили. А тут ещё кризис подоспел, не до мазута им.

[Денисяко В.В.]

1. По переработке.А что скажите о воздействии на мазут кавитатором а-ля Термакат. А еще лучше - так как результат "разбития" лучше - мощным источником ионизирующего излучения ( не шучу).Выход светлых ( по лит.данным) значительно выше. С кавитатором опыты проводил еще в 1993 - только однородность супер и процесс на чеченке шел быстрее почти на 2 часа (это много было).
2.Уважаемые читающие-специалисты и интересующиеся. Если есть сомнения и пр. виду открытости информации и работы с Заказчиком через инт.и форум, то предлагаю
- сбросить -кто запросит- устав ( там прописан заполненный уставной фонд в 276 млн.грн. (тогда это было за 50 млн.дол.- сейчас около 30) на 2007 год.Переоценку не делали (это чистые металлы), поскольку цена только в евро(международная- по ТПП), а переоценка (это почти в 2 раза) - это необходимость уплаты налога на прибыль,) перешлю в виде скан.копий на мыло
- банковские документы- при выходе на поставщика - при необходимости , до окончательного подписанияч договора - пусть его банковский офицер пообщается с нашим (процедура есть, снашей стороны все необходимое для разрешения от нас оформим)
- по ряду причин мы должны быть прозрачными и все данные по входу-выходу в онлайн-режиме отражать на сайте (согласовываем вид-зависит от поставщика оборудования), с парольным разделением доступа для администрации области, города, проверяющих структур, силовых структур, ну, и для нас.Это всех"заводит", особенно потенциальных поставщиков.Причины опять же пояснить не могу по ряду ограничений. :cool: НО КАК ВСЕ ИНТЕРЕСНО! :rolleyes:

[Сергей Попов]

"Развалить" мазуты дело нехитррое, вопрос сколько реальной дизельки в продукте будет. Вылезут газы и бензины, а это потери в экономике. Считать нужно все и очень внимательно. Термакат и различные вариации на эту тему вполне реальные способы, но все после них продукт доводить нужно, а тут без гидроочистки, как минимум, не обойтись.

[Сергей Попов]

Den0260 (11 апреля в 19:15) писал:

7 или 70. При последнем - срок возврата инвестиций составляет от 35 до 42 лет (приблизительно) :ohmy:

Это те цены, которые есть в большой нефтепереработке.
Стоимость самого оборудования, процесса где-то треть, все остальное - это СМР и инфрастуктура.

[Денисяко В.В.]

1. Если треть - тогда 10 лет ( и это без аморт. отчислений и прибыли). Мне сейчас 49.+10 лет=59+время создания объекта=60 лет.Не доживу- спросят за прибыль и кто будет заново завод строить ( ведь за 10 лет не менее 70% железа и контроля следует обновить). Т. е, реальная окупаемость по таким вводным данным на оборудование = 20 лет.Числа несколько смущают.
2.Термакат - не сильно реальный способ. М.б, существуют местные пароли, заклятья - но выход светлых не хочет увеличиваться на %.
3.Разбитие - светлые и бензин вылезают больше- на 12-25% к обычным 50-52. Это уже пристойно.
4.С учетом первоначальной отмывки мазута от серы и асфальтенов имеем чисто катализаторное последующее облагораживание (после крекинга).
5.А как интересно себя ведет всякая "ненужная гадость " в мазутах при ионизирующем излучении!В итоге- большая оставшаяся часть в тяжелом остатке - а ему "все равно"- пойдет на битум. (Кстати, после разбития мазута таким образом битум получается лучше, чем супостатовский с бешенной адгезией- но пока нет результатов времени- все делали "на коленях"). И источник ионизирующего излучения - штука не страшная ( при соблюдении ТБ).Подойдет и а-ля рентгеновская установка или то, что в Лыткарино (было).

[Сергей Попов]

Давайте подытожим:
Влезать в современные технологии на мазутах дорого, потому что все технологии заточены под полный цикл переработки нефти, и вся экономика есть следствие этого цикла. Выдергивая любой процесс, проигрываешь из-за отсутствия соседних процессов, грубо говоря, то, что в полном цикле дается даром или является отходом процесса, тебе приходится затрачивать и создавать. Цены на оборудование диктуют большие нпз, а они изначально расчитаны на окупаемость порядка десяти лет, снижать этот уровень цен можно и нужно, но не в разы, мы уже давно этим занимаемся и в докризисном исчислении нашли подхды снизить их почти в два раза. Подоспел кризис, можно на этой волне еще ужаться в расходах, но пока не ясно насколько.
Попробуем все-таки определиться как можно грамотно и эффективно перерабатывать мазуты:
Определим узкие места. Мазуты - вещь непостоянная по своему составу и свойствам, и это главное ограничение по их технологиям, поэтому и переработка их должна быть наименее чувствительна к данному факту.
единственный продукт, который достаточно дешево можно отобрать из него, - это неокисленный битум.
- технология деасфальтизации жидким пропаном достаточно хорошо отработана, есть прекрасные современные технологии данного процесса. На детанде можно выделить попутно гудроны, полугудроны и масла. Все данные продукты востребованы рынком, и цена на них существенно выше, чем на исходный продукт. Попутно отделится и обычная для мазутов вода.
полученный продукт будет по своим свойствам близок к вакуумному конденсату, продукт востребован рынком и цена на него блика к цене дизтоплива.
Этот процесс будет первым депфером, стахующим от изменения свойств мазута на входе - сколько есть асфальтенов, столько и получишь и без изменения технологических режимов.
Что делать дальше с полученным продуктом????
Можно попробовать шаманские пляски с термо/рентген/свч и прочими фуэтэ...
А лучше гидроочистить сырье, если сделать это грамотно, то на выходе получится фракция смеси базовых масел, ну и весьма вероятно, кусочек дизельки (в трех случаях из пяти ее специально добавляют на заводе).
Парафины!
Часть уйдет в битумы, и дай их бог хороших и побольше.
Та часть, что будет в деасфалитизате вполне, легко депарафинизируется (доп реактор на выходе из реактора гидроочистки).
Это самый экономически оправданный вариант переработки мазутов. Лезть в топлива не стоит, поскольку это дорого СТОИТ!

[Денисяко В.В.]

Почти со всем согласен, но
- самое главное -экономика даже по варианту не Вашего оборудования "не пляшет" из-за сокращения светлых,
- дизелька- не дизелька, а печное топливо почти в той же цене, что и дизелька - а не акцизное ( а это -30 евро с тонны)
- рассуждения без примерных балансов и расхода энергоносителей на 1 т. переработки не позволяют говорить что-либо определенное.Готов, при запросе от любого - при интересе-выложить экономики. Считаю в Проекте Эксперте , версия 7.21. Считает нормально.
- по битуму еще мелочь - необходимость поддерживать температуру в битумной емкости ( яме). А это ой как накладно. Пускать весь битум на линию фасовки ( строительный) -так закроем по объемам всю Украину. А у нас сейчас в строительстве деньги не ходят - бартер на квадратные метры жилья. И что мне с ними делать? Жидкий битум - нужен автодору, но - вывозить авто транспортом - не вывезем.Цистерны - можно еще договариваться с автодором, но куда девать его зимой...
Печное - дизелька- бензин - это фермеры-зернохранилища(элеваторы) ( а Украина , увы, аграрная страна) - спрос частично закрыт
Вот от чего я шел изначально. Поэтому под выход светлых больше можно и с сырьем помучаться- подобрать под требования изготовителя оборудования, и возле установки с радиоактивным бубном поплясать (плясали же молодые т. Кириенко, Чубайс иНемцов возле установки переработки нефти, колдуна пригласили, выход светлых увеличили на 3 или 5 % - не помню. Но факт из их биографий реальный)- получилось бы.
И экономику поэтому считаю очеть дотошно.

[Сергей Попов]

Добавляйте установку замедленного коксования, что ж делать, коли битумы не подходят, но всю эту хрень тащить в реакторы, вы уж обессудьте...

[Денисяко В.В.]

Понимаю, оборудования жалко http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif
Спасибо, а то замедленное коксование я выпустил из виду. Уже учел.
Будет немножко битумов - вот и хорошо.
Спасибо всем, кто читал, а тем более, принимает активное участие в обсуждении.
Хеопс тоже начинал с малого.

[Москаленко А.А.]

Den0260 (12 апреля в 18:18) писал:

Понимаю, оборудования жалко http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif
Спасибо, а то замедленное коксование я выпустил из виду. Уже учел.
Будет немножко битумов - вот и хорошо.
Спасибо всем, кто читал, а тем более, принимает активное участие в обсуждении.
Хеопс тоже начинал с малого.

"Восходы" и "Сатурны" тоже по началу падали, а теперь летают и никто не жалуется :rolleyes: Успехов Вам!

[Денисяко В.В.]

Спасибо за моральную поддержку. :rolleyes: ВСЕМ СПАСИБО!

[Панкин А.А.]

Интересный у вас разговор получился....
Вот что касается больших НПЗ...а у Den0260 он все-таки не очень маленький...
Строят НПЗ водородки,практически не задумываясь-очень мало дает кат риформинг-с трудом хватает на гидроочистку дизельки...а то до евро уже не дотягивают...про гидрокрекинга молчу вообще...
Интересен друг наш,заявляющий что в его гидрокрекинге мазуте по Стехиометрии! во! (интересно-весь мир не знает состава смол и асфальткнов индивидуально),а структурно-групповой состав этого не даст! ест мало водорода-по-мойму,заврался он,если с большим выходом хочет получить стабильные продукты!
Давления нормального гидрокрекинга не менее 10МПа - иначе конверсии достаточной не будет...да и при ГК мазута любой! катализатор закоксовывается- поэтому он в таких процессах в основном в движущися слое с регенерацией...или фирма лицензиар вам просто построит катализаторную фабрику...
Вообще-то,обо всем этом в простейших букварях написано,например а Ахметове...

[Сергей Попов]

AlexP (13 апреля в 19:34) писал:

Интересный у вас разговор получился....
Вот что касается больших НПЗ...а у Den0260 он все-таки не очень маленький...
Строят НПЗ водородки,практически не задумываясь-очень мало дает кат риформинг-с трудом хватает на гидроочистку дизельки...а то до евро уже не дотягивают...про гидрокрекинга молчу вообще...
Интересен друг наш,заявляющий что в его гидрокрекинге мазуте по Стехиометрии! во! (интересно-весь мир не знает состава смол и асфальткнов индивидуально),а структурно-групповой состав этого не даст! ест мало водорода-по-мойму,заврался он,если с большим выходом хочет получить стабильные продукты!
Давления нормального гидрокрекинга не менее 10МПа - иначе конверсии достаточной не будет...да и при ГК мазута любой! катализатор закоксовывается- поэтому он в таких процессах в основном в движущися слое с регенерацией...или фирма лицензиар вам просто построит катализаторную фабрику...
Вообще-то,обо всем этом в простейших букварях написано,например а Ахметове...

Хороший вопрос, жаль, что только с эмоциями.
1. Современные катриформинги дают в среднем 2.7% масс. водорода, таким образом:
0.725х0.027х1000х1000/9.3=2104нм3 водорода
какую то часть съест изомеризация и гидроочистка (не более 500нм3), так что останется весьма прилично, вопрос грамотно сохранить тот водород, что уходит растворенным в готовом продукте.
2. Литературу нужно читать, только всю, да и опыт реальных установок знать!
Первые установки ГО тяжелых нефтянных остатков в США были пущены в конце 60-х и по ним кратности водорода вообще 200. Предвидя замечание - унос с серой и пр... Не поленитесь и с калькулятором посчитайте.
Понятно, что рынок технологий нефтепереработки перекошен, кто мощнее пропиарил свое, тот и дирижирует хором.

[Панкин А.А.]

Только вот одно могу сказать с правдой - нас на заводе кольцо водорода...Для ГО и ряда др процессов...его только туда и хватает-построили гидрокрекинг высого давления-строили одновременно и водородку,сейчас реконструируем ГО на дизельку 10 ppm- надо строить еще одну водородку...и PSA есть, и очень строгий учет водорода...
Ну,как мы знаем, кратность циркуляции ВСГ не определяет его потребления- то определятся самим процессом и устойчивостью катализатора к закоксовыванию,те его активностью...
Сколько кто ест?Да риформинга дают прилично водорода,но...бензиновых фракций в нефти поменьше дизельных...а на ДТ тех же 10 ppm серы требуется около 1 % на дизельку...наш ГК (дизельный вариант) на сырье вакуумном газойле по регламенту 2,23 %. Добавьте гидрирование большого колличества ароматики и все-таки потери...не хватат...не по книжкам -по жизни...по книжкам я так,насчет многих вопросов,возникающих по процессам на форуме сослался...
Что касается крупных установок по переработке остаточного сырья-они практически все направлены на производство сырья для кат крекинга, их потребление водорода (Axens, CHEVRON) около 3% (проценты все массовые на сырье). Если вы хотите пустить на ГК продукт ГК остатков-то прибавьте примерно такое же количество водорода,как и при обычном ГК, только его там будет меньше ввиду значительного выхода др дистиллятов...
Поэтому не убедили, что хватит...Да и к слову...переработка остатков-это все-таки удел крупных НПЗ либо заводов со специализацией по их пререработке (например, собирались строить небольшой заводик по производству базовых масел и битумов)...но то далеко не на нефтепромыслах http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif

[Сергей Попов]

AlexP (15 апреля в 3:35) писал:

Ну,как мы знаем, кратность циркуляции ВСГ не определяет его потребления- то определятся самим процессом и устойчивостью катализатора к закоксовыванию,те его активностью...
Сколько кто ест?Да риформинга дают прилично водорода,но...бензиновых фракций в нефти поменьше дизельных...а на ДТ тех же 10 ppm серы требуется около 1 % на дизельку...наш ГК (дизельный вариант) на сырье вакуумном газойле по регламенту 2,23 %. Добавьте гидрирование большого колличества ароматики и все-таки потери...не хватат...не по книжкам -по жизни...по книжкам я так,насчет многих вопросов,возникающих по процессам на форуме сослался...
Что касается крупных установок по переработке остаточного сырья-они практически все направлены на производство сырья для кат крекинга, их потребление водорода (Axens, CHEVRON) около 3% (проценты все массовые на сырье). Если вы хотите пустить на ГК продукт ГК остатков-то прибавьте примерно такое же количество водорода,как и при обычном ГК, только его там будет меньше ввиду значительного выхода др дистиллятов...
Поэтому не убедили, что хватит...Да и к слову...переработка остатков-это все-таки удел крупных НПЗ либо заводов со специализацией по их пререработке (например, собирались строить небольшой заводик по производству базовых масел и битумов)...но то далеко не на нефтепромыслах http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif

Уважаемцй оппонент немного ошибся в видении гидропроцессов, кратность водорода к сырью как раз и определяет сколько водорода нужно подать с тем, чтобы пошел каталитический процесс....
Если цифры потребления водорода отличаются от кратности, значит где-то накосячили в технологии.
Честно, не знаю как в Белоруссии, а у нас (впрочем как и во всем мире) творится очень неприятный перекос - схему пререработки и сами процессы выбирают по каким-то абсолютно оторванным от реалий (честно пытаюсь соблюсти этикет) принципам. Делают это либо бизнесмены, либо в лучшем случае проектировщики, вот и получаются такие схемы переработки какие есть...
Мы же в своей идеологии идем от сырья и только от него, первым делом обкатываем его на пилотных установках, во всех режимах и на разных катализаторах. Так, к примеру, гидроочистку смотрим, начиная с 3.5МПа и вплоть до 25МПа, не забываем так же и объемные скорости поварьировать, так же и по остальным процессам. И только затем по полученному массиву данных выбираем процесс - сиречь лицензию!
В "традиционной " нефтепереработке получается весьма по другому - "Вон у них получилось, и мы так же будем".

[Панкин А.А.]

Во многом согласен-то,что строить,далеко не инженеры переработчики выбирают...это конечно жаль...,но вот в процессах у вас может быть свое мнение, и различия в ГК и ГО существенны...и касаются они в основном катализатора, давление и температура вторичны, хотя тоже играют основную роль.
А кратность циркуляции ВСГ определяется как отношение циркулирующего ВСГ с массе (объему)сырья и в основной массе не зависит от его потребления, а исключительно касаются процессов.

[Сергей Попов]

AlexP (15 апреля в 13:44) писал:

Во многом согласен-то,что строить,далеко не инженеры переработчики выбирают...это конечно жаль...,но вот в процессах у вас может быть свое мнение, и различия в ГК и ГО существенны...и касаются они в основном катализатора, давление и температура вторичны, хотя тоже играют основную роль.
А кратность циркуляции ВСГ определяется как отношение циркулирующего ВСГ с массе (объему)сырья и в основной массе не зависит от его потребления, а исключительно касаются процессов.

Понятно, что каждый процесс вещь строго индивидуальная и как говорится у портных -"Семь раз отмерь..", а у нас лучше семь раз обкатать.
Кратнось ВСГ это сколько объемов норального водорода нужно вместе с сырьем подать в реактор, в какое место вы подаете дополнительный????? и причем по вашим данным очень и очень много.

[Панкин А.А.]

Водород подается в разные точки, перед входом в реактор, перед блоком теплообмена и тд, подпиточный (а он обычно для современных ГО и ГК высокой чистоты 99,9%) подается в поток циркулирующего ВСГ перед смешением с сырьем. И по моим данным,его все равно значительно меньше циркулирущего...
Можно вообщето много спорить по водороду...только стоит заглянуть на мало-мальски современный завод,даже бензинового направления переработки, не говоря уже о заводе, производящем еще и качественную дизельку (с глубиной переработки более 85-90%) увидите проблемы с водородом...и не стоит лишний раз по тому спорить-паровой риформинг (производство водрода) процветает! Я просто и хотел об этом сказать, чтобы не рассказывать о заоблачных выходах дизельки евро-3 и качественнее,тем боле наостаточном сырье, тем более с минимальным потреблением водорода! В колбе и мини-реакторе получите,в больших масштабах-вопрос очень спорный...
Я могу ответить только так,что пока не увижу данный процесс в железе и вышедший на проектный режим-буду с трудом верить в написанное.

[Сергей Попов]

Да, наверное не стоит залезать так глубоко в профессиональные дебри, форум все таки не для этого предназначен. В качестве рекомендации, посмотрите температуру стенки на змеевиках печи, скорее всего идет перегрев (думаю навскидку более 750град.) вот и топите водородом. По опыту знаю, что проектировщики печей почему то забывают о том, что с ростом температуры стенки металл становится "прозрачным" для водорода вот и вылазят расходы подпитывающего. А местные перегревы вам дают снижение выходов, ввиду тремкрекинга, а снижать этот паразитный эффект в основном приходится повышением давления процесса.
Ловля зайцев, это наука, надо знать как бежит, как и куда прыгает....

[Панкин А.А.]

Kimich (16 апреля 2009 в 5:33) писал:

Да, наверное не стоит залезать так глубоко в профессиональные дебри, форум все таки не для этого предназначен. В качестве рекомендации, посмотрите температуру стенки на змеевиках печи, скорее всего идет перегрев (думаю навскидку более 750град.) вот и топите водородом. По опыту знаю, что проектировщики печей почему то забывают о том, что с ростом температуры стенки металл становится "прозрачным" для водорода вот и вылазят расходы подпитывающего. А местные перегревы вам дают снижение выходов, ввиду тремкрекинга, а снижать этот паразитный эффект в основном приходится повышением давления процесса.
Ловля зайцев, это наука, надо знать как бежит, как и куда прыгает....

Печки новые и современные...температура редко выше 650 скачет...даладно...согласен,нужно разбираться только конкретно в каждом случае-я указывал на свой, а у вас свои мнения и опыт!

[Москаленко А.А.]

Цитата

Я однажды нашёл такое оборудование в России, но ни как не поподаю на них. Важно ещё и то у этой установки, что работает электрическим током, без колоны и очень четко можно выделять фракции.

А с этими вопросами на http://igooeg.ru/content/view/45/2/

[Ходаковский В.А.]

Думаю требования нормативных положений не изменятся в сторону "облегчения", т.к. они мало привязаны к конкретным технологиям. Но при использовании новых технологий решения по безопасности могут оказаться и более "мягкими" за счет, например, снижения энергетического потенциала (см. ПБ 09540-03) по сравнению с "традиционными" технологиями.
По поводу "импорта" - отдельный и сложный вопрос, т.к. у них уровень решений по безопасности - следствие уровня риска, а у нас скорее наоборот http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif .

[Москаленко А.А.]

Читаем очень внимательно. Но основная доля переработки (порядка 95%) УВ приходится на наших ВИНКи и только 5% на долю независимых производителей, читай МНПЗ. Так у кого голова больше должна болеть?
Что касается МНПЗ поговорите с RAE, Kimich у них есть разработки МНПЗ начиная с производительности 50 т.твг и выше с выходом моторных топлив по Евро 4 и более. Цикл изготовления МНПЗ до 500 т.твг включительно порядка 2-3 года. Так что если начать в этом году к 2011 получите нормальный МНПЗ, как раз в сроки уложитесь. Только если надумаете, подумайте о приобретении подходящего месторождения, чтобы потом ВИНК не кланяться.

[Москаленко А.А.]

Light Sweet (12 мая 2009 в 20:56) писал:

Я в параллельной ветке задал четкие вопросы, чтобы понять, насколько реальны эти разработки. Вопросы простые - где работают установки, какие катализаторы. Мне подробности и ноу-хау не нужны. В ответ - тишина. Вывод: разработки мифические.

Всё верно МНПЗ глубокой переработки 50-250 т.твг наверняка нет действующих. А кто заказывал? Все же ждут когда кто-либо закажет, только не мы. Хотя по нашей информации под Воронежем построили МНПЗ на 100 т.твг под Евро 3 а может и Евро 4. Подробностей не знаю.
..."разработки мифические." Разработка не может быть мифической, на то она и разработка, что на бумаге. А вот мифические заказчики это реальность.
Впрочем, кто Вам мешает позвонить тому же Kimich сайт http://azsneftebazstroy.ru/kontakt.htm Вы же в одном городе находитесь.
Не нравится эта фирма, тогда сюда http://www.metaprom....panies/?id=2773 это питерские о вторичке на российских НПЗ знают не по наслышке.

[Москаленко А.А.]

SBN (14 мая 2009 в 20:32) писал:

По поводу системы ПАЗ и оценки рисков вообще есть хорошие книги у Федорова.

А ссылку на книги можно?

[Москаленко А.А.]

МНПЗ у нас пока-что настроены на первичную переработку УВ, т.е на получение прямогонного бензина, далее присадками можно довести и до АИ-92 (всё от сырья зависит). Качество соответственное.
В настоящее время "куваркаемся" со вторичкой, но до действующих установок не дошло. Да не спросил на какую производительность хотите МНПЗ? А то "Лукойл" построил МНПЗ на 300 т.твг в Когалыме, он имеет в составе блок каталитического риформинга. Поинтересуйтесь у них.
По импортным установкам обратитесь к Kimich сайт http://azsneftebazstroy.ru/kontakt.htm. Они и этой тематикой занимаются.
Если не договоритесь тогда к нам. Будем думать. Да, а в ЮФО, это где собираетесь ставить МНПЗ. Немного в курсе дел по этому округу.