Алмат Джапаров

Малотоннажный риформинг бензина

Recommended Posts

Сейчас у нас (по загрузке мощностей) бензина коксования около 10% от сырья риформинга, но прямо он туда не поступает. Сначала мы делаем ему гидроочистку с гидрированием до уровня качества бензина прямой гонки (с рециклом примерно 50%), затем разгонка в смеси с прямогонным бензином на фракции для изомеризации и риформинга. Сейчас строится гидроочистка ДТ, где и будет в последствии перерабатываться вторичный бензин вместе с ДТ, а далее по старой схеме. С риформингом стараемся эксперименты не проводить...

Понятно, сложно конечно, мне легче, затолкал в гидроочистку бензина и прямогонку и бензин коксования и бензин после гидроочистки дизеля и бензин после очистки вакуумного дистиллята (два последних очень мало) и получил сырье для реформинга и для изомеризации.

А вы не пробовали,подобрать хорошие катализаторы, что бы так не мучится, на одном из наших заводов, тоже были мучения и круговорот, потом обратились к хорошему лицензиару и забыли проблемы, теперь все в одном котелке (реакторе, простите)

В отношении риформинга, эксперименты конечно не нужны, давно хотел спросить ваше мнение об этой работе (см приложение), которая касалась не посредственно Вашей установки.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из этой серии есть ещё одна интересная разработка БИМТ http://bimt.ru/tech/default.asp, но проблема с газами также не решена (выход до 20%). Хотя есть интересное "но", новосибирцы довольно плотно работали с Афипкой, стоит там опытная установка. Так вот были разработанны процессы ультрасорбс и теплоформинг, которые решили проблему с газами (выход 1-2% по заявлениям разработчиков) при остальных параметрах получаемых продуктов аналогично процессам цеаформинг, БИМТ. Установки были изготовлены на уровне опытных. В настоящий моент работы в этом направлении приостановлены по причине отсутствия финансирования.

А вот на малотоннажные НПЗ России, которых, как я слышал больше 100 штук, почему его не ставят?

Share this post


Link to post
Share on other sites

"...давно хотел спросить ваше мнение об этой работе (см приложение), которая касалась не посредственно Вашей установки."

Там много о чем, что Вас интересует конкретно?

Share this post


Link to post
Share on other sites

"...давно хотел спросить ваше мнение об этой работе (см приложение), которая касалась не посредственно Вашей установки."

Там много о чем, что Вас интересует конкретно?

С Автором, мы вместе учились и жили в одной общаге,приятно было бы услышать мнение людей, которые работают этом заводе.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"С Автором, мы вместе учились и жили в одной общаге,приятно было бы услышать мнение людей, которые работают этом заводе."

Что-то у меня функция цитирования перестала работать, приходится цитировать так. Правильно ли я понял, что по технике вопросов нет? А по остальному - не принято, как-то, на форуме живого человека обсуждать. Он сейчас на Ухтинском НПЗ, можете написать...

Share this post


Link to post
Share on other sites

А вот на малотоннажные НПЗ России, которых, как я слышал больше 100 штук, почему его не ставят?

"А вот на малотоннажные НПЗ России, которых, как я слышал больше 100 штук, почему его не ставят?" Так надо же как минимум опытно-промышленную установку сделать, обкатать её, выявить достоинства-недостатки, недостатки исправить в промышленной установке, а уж потом и рекомендовать к применению. Обычная работа, но её надо делать. Насколько мне известно идёт поиск инвесторов для выполнения всех этих работ, вероятно дело не безнадёжное.

Хотя для МНПЗ более важна глубина переработки, а вот тут кроме перспективных разработок на уровне эскизных проектов пока ничего нет, по нашей информации. Есть ещё один момент, все МНПЗ в общем перерабатывают порядка 5-7% УВ от всей переработки. Понятно, что эти объёмы погоды не делают и как не странно даже на уровне АТ продукция МНПЗ находит спрос и если завод работает, то со сбытом особых проблем нет. Так зачем тогда колотиться, деньги в модернизацию вкладывать, когда и так продукция не залёживается. Вот если объёмы переработки на МНПЗ возрастут хотя бы до 15-20% от общей переработки тогда владельцы задумаются, что надо и глубиной переработки заниматься и про качестко продукции не забывать. К этому времени и технологии будут отработаны.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"С Автором, мы вместе учились и жили в одной общаге,приятно было бы услышать мнение людей, которые работают этом заводе."

Что-то у меня функция цитирования перестала работать, приходится цитировать так. Правильно ли я понял, что по технике вопросов нет? А по остальному - не принято, как-то, на форуме живого человека обсуждать. Он сейчас на Ухтинском НПЗ, можете написать...

Я только про технику и спрашивал, а именно, насколько полученные выводы, были полезны для практической деятельности завода.

Что бы Автора обсудить, я могу это сделать и без форума, просто набрав по телефону, и сказав, а сейчас братан, я тебя обсужу, и уверен, что будет рад звонку.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"А вот на малотоннажные НПЗ России, которых, как я слышал больше 100 штук, почему его не ставят?" Так надо же как минимум опытно-промышленную установку сделать, обкатать её, выявить достоинства-недостатки, недостатки исправить в промышленной установке, а уж потом и рекомендовать к применению. Обычная работа, но её надо делать. Насколько мне известно идёт поиск инвесторов для выполнения всех этих работ, вероятно дело не безнадёжное.

Хотя для МНПЗ более важна глубина переработки, а вот тут кроме перспективных разработок на уровне эскизных проектов пока ничего нет, по нашей информации. Есть ещё один момент, все МНПЗ в общем перерабатывают порядка 5-7% УВ от всей переработки. Понятно, что эти объёмы погоды не делают и как не странно даже на уровне АТ продукция МНПЗ находит спрос и если завод работает, то со сбытом особых проблем нет. Так зачем тогда колотиться, деньги в модернизацию вкладывать, когда и так продукция не залёживается. Вот если объёмы переработки на МНПЗ возрастут хотя бы до 15-20% от общей переработки тогда владельцы задумаются, что надо и глубиной переработки заниматься и про качестко продукции не забывать. К этому времени и технологии будут отработаны.

Спасибо, все понятно, вернее абсолютно ничего не понятно, а именно:

- у них написано, что были установки в Польше и Сургуте, а получается, что их нет?

- вы хотите сказать, что все (или почти все) 100 мининпз работают на одной АВТ и получают прибыль? Откуда? Я не спрашиваю про мазут, остаток после АТ мы и сами пытались купить в России, но не смогли, стали брать на одном из балканских заводов. Допустим нафту пристроят на пиролизы, в этом случае ее от серы чистить не надо, чем больше серы (по крайней мере до 0,1%), тем меньше кокса на змеевиках пиролиза, а куда девается дизель не гидроочищенный. Или я что не понимаю, т.к периодически мы попадаем под раздачу предложенией на мининпз 500-1 млн тонн, так там рисуют глубину под 90%, с использованием различных хитрых ноу-хау, конечно эти предложения урнируются, но копию электронную оставляем, на всякий случай. Вдруг из большой нефтепереработки попрут.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я только про технику и спрашивал, а именно, насколько полученные выводы, были полезны для практической деятельности завода.

Что бы Автора обсудить, я могу это сделать и без форума, просто набрав по телефону, и сказав, а сейчас братан, я тебя обсужу, и уверен, что будет рад звонку.

Если только про технику, то гидроизомеризация ароматики не используется, пока нет необходимости. Для обеспечения бензола в товарных бензинах на уровне "до 1%" держим бензол в катализате (ИОЧ = 97-98) на уровне 1,15 -1,3% (в зависимости от соотношения плановых объемов производства АИ-92/АИ-95) фракционным составом сырья риформинга. Ну так и позвоните, всегда приятно и полезно вспомнить студенческие годы...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если только про технику, то гидроизомеризация ароматики не используется, пока нет необходимости. Для обеспечения бензола в товарных бензинах на уровне "до 1%" держим бензол в катализате (ИОЧ = 97-98) на уровне 1,15 -1,3% (в зависимости от соотношения плановых объемов производства АИ-92/АИ-95) фракционным составом сырья риформинга. Ну так и позвоните, всегда приятно и полезно вспомнить студенческие годы...

Спасибо, за технические комментарии.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Спасибо, все понятно, вернее абсолютно ничего не понятно, а именно:

- у них написано, что были установки в Польше и Сургуте, а получается, что их нет?

- вы хотите сказать, что все (или почти все) 100 мининпз работают на одной АВТ и получают прибыль? Откуда? Я не спрашиваю про мазут, остаток после АТ мы и сами пытались купить в России, но не смогли, стали брать на одном из балканских заводов. Допустим нафту пристроят на пиролизы, в этом случае ее от серы чистить не надо, чем больше серы (по крайней мере до 0,1%), тем меньше кокса на змеевиках пиролиза, а куда девается дизель не гидроочищенный. Или я что не понимаю, т.к периодически мы попадаем под раздачу предложенией на мининпз 500-1 млн тонн, так там рисуют глубину под 90%, с использованием различных хитрых ноу-хау, конечно эти предложения урнируются, но копию электронную оставляем, на всякий случай. Вдруг из большой нефтепереработки попрут.

"...у них написано, что были установки в Польше и Сургуте, а получается, что их нет?" Так отвечал на вопрос по процессам ультрасорбс .теплоформинг, а насчёт новосибирцев, так как пишут так и есть, сомневаться нет оснований.

"...вы хотите сказать, что все (или почти все) 100 мининпз работают на одной АВТ и получают прибыль? Откуда?" Да именно это и хочу сказать и не АВТ, а АТ. Конечно те которые работают, так а без прибыли кто работать будет. На некоторых МНПЗ сам присутствовал и как не странно ВСЕ продукты получаемые на МНПЗ ликвидны, даже при их качестве.

"периодически мы попадаем под раздачу предложенией на мининпз 500-1 млн тонн..." ну да, если вспомнить, что у МНПЗ производительность принято считать до 1млн.твг, то это что, годовые объёмы продукции скопились под реализацию, а весь год завод за счёт святого духа существует?

"так там рисуют глубину под 90%..." угу, наши ВИНКИ ещё до такой глубины не дожили с их отработанными вторичными процессами, а тут на АТ получили. Поглядеть бы на этих кулибиных. Вероятнее всего, врут как и все очевидцы. Хотя, надо думать предложения исходят от нефтетрейдеров, а там иной раз такие ребята встречаются, которые НПЗ разве что на картинке видели и им всё равно что продовать.

"с использованием различных хитрых ноу-хау..." а вот без этого ничего и не получится т.к классические процессы вторичной переработки хороши начиная с производительности более 1 млн.твг, это общеизвестно и сомневаться не приходится. Поэтому для МНПЗ нужны немного другие процессы и они есть, но в разработках и пока о реальном действующем МНПЗ с соответствующей глубиной переработки и качеством выпукаемой продукции не слышно. Но всё течет, всё изменятеся, будет спрос, будет и предложение.

"...конечно эти предложения урнируются, но копию электронную оставляем..." поглядеть бы на эти копии, если не секрет.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"...у них написано, что были установки в Польше и Сургуте, а получается, что их нет?" Так отвечал на вопрос по процессам ультрасорбс .теплоформинг, а насчёт новосибирцев, так как пишут так и есть, сомневаться нет оснований.

"...вы хотите сказать, что все (или почти все) 100 мининпз работают на одной АВТ и получают прибыль? Откуда?" Да именно это и хочу сказать и не АВТ, а АТ. Конечно те которые работают, так а без прибыли кто работать будет. На некоторых МНПЗ сам присутствовал и как не странно ВСЕ продукты получаемые на МНПЗ ликвидны, даже при их качестве.

"периодически мы попадаем под раздачу предложенией на мининпз 500-1 млн тонн..." ну да, если вспомнить, что у МНПЗ производительность принято считать до 1млн.твг, то это что, годовые объёмы продукции скопились под реализацию, а весь год завод за счёт святого духа существует?

"так там рисуют глубину под 90%..." угу, наши ВИНКИ ещё до такой глубины не дожили с их отработанными вторичными процессами, а тут на АТ получили. Поглядеть бы на этих кулибиных. Вероятнее всего, врут как и все очевидцы. Хотя, надо думать предложения исходят от нефтетрейдеров, а там иной раз такие ребята встречаются, которые НПЗ разве что на картинке видели и им всё равно что продовать.

"с использованием различных хитрых ноу-хау..." а вот без этого ничего и не получится т.к классические процессы вторичной переработки хороши начиная с производительности более 1 млн.твг, это общеизвестно и сомневаться не приходится. Поэтому для МНПЗ нужны немного другие процессы и они есть, но в разработках и пока о реальном действующем МНПЗ с соответствующей глубиной переработки и качеством выпукаемой продукции не слышно. Но всё течет, всё изменятеся, будет спрос, будет и предложение.

"...конечно эти предложения урнируются, но копию электронную оставляем..." поглядеть бы на эти копии, если не секрет.

Слов у меня, кроме не фига себе, нет, одни эмоции. Я постараюсь вывесить пару предложений, перед этим убрав все координаты авторов этих предложений, так как мы связаны жесткими рамками конфи, откровенно не понимаю, почему они засекречивают свои предложения, если хотят их внедрять.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"так там рисуют глубину под 90%..." угу, наши ВИНКИ ещё до такой глубины не дожили с их отработанными вторичными процессами, а тут на АТ получили. Поглядеть бы на этих кулибиных. Вероятнее всего, врут как и все очевидцы. Хотя, надо думать предложения исходят от нефтетрейдеров, а там иной раз такие ребята встречаются, которые НПЗ разве что на картинке видели и им всё равно что продовать.

Думаю несложно догадаться как такая глубина переработки на АТ достигается. Берется нефть, отбирается бензин, керосин, ДТ или только бензин или только ДТ, вообщем что требуется, а остальное закачивается назад в нефть (трубу), топливо+потери около 8% вот тебе и глубина переработки под 90%...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Слов у меня, кроме не фига себе, нет, одни эмоции. Я постараюсь вывесить пару предложений, перед этим убрав все координаты авторов этих предложений, так как мы связаны жесткими рамками конфи, откровенно не понимаю, почему они засекречивают свои предложения, если хотят их внедрять.

Что-то меня терзают смутные сомнения, что не совсем поняли друг друга. Мой предыдущий пост о действующих мини НПЗ. Если же к Вам выходят с преложение о поставке МНПЗ, то это совсем другой разговор. Тем более было бы интересно взглянуть на эти предложения. Почему засекречивают... конкуренция однако. С другой стороны чтобы убедить инвестора, надо карты открывать, а то кот в мешке получается, ну а кто под него деньги даст?!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Думаю несложно догадаться как такая глубина переработки на АТ достигается. Берется нефть, отбирается бензин, керосин, ДТ или только бензин или только ДТ, вообщем что требуется, а остальное закачивается назад в нефть (трубу), топливо+потери около 8% вот тебе и глубина переработки под 90%...

Весьма оригинальный расчёт, так и 100% переработку получить элементарно, если не учитывать то что слесарюги с операторами на заправку собственных авто и других целей конфискуют.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Что-то меня терзают смутные сомнения, что не совсем поняли друг друга. Мой предыдущий пост о действующих мини НПЗ. Если же к Вам выходят с преложение о поставке МНПЗ, то это совсем другой разговор. Тем более было бы интересно взглянуть на эти предложения. Почему засекречивают... конкуренция однако. С другой стороны чтобы убедить инвестора, надо карты открывать, а то кот в мешке получается, ну а кто под него деньги даст?!

Мы правильно друг друга поняли, как впрочем и в более ранней переписке. Я повешу именно то, что вам тем более интересно, только уберу координаты, так как связан условиями конфиденциальности.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мы правильно друг друга поняли, как впрочем и в более ранней переписке. Я повешу именно то, что вам тем более интересно, только уберу координаты, так как связан условиями конфиденциальности.

Договорились.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Уважаемые коллеги, приношу свои извинения за отсутствие на форуме в начатом мною обсуждении.

Надеюсь что в ближайшее время смогу регулярно поддерживать обсуждение.

"с использованием различных хитрых ноу-хау..." а вот без этого ничего и не получится т.к классические процессы вторичной переработки хороши начиная с производительности более 1 млн.твг, это общеизвестно и сомневаться не приходится. Поэтому для МНПЗ нужны немного другие процессы и они есть, но в разработках и пока о реальном действующем МНПЗ с соответствующей глубиной переработки и качеством выпукаемой продукции не слышно. Но всё течет, всё изменятеся, будет спрос, будет и предложение.

Это и есть главный поднимаемый нами вопрос:

"...классические процессы вторичной переработки хороши начиная с производительности более 1 млн.твг, это общеизвестно и сомневаться не приходится."

Мнение действительно широко распространённое практически "общеизвестное", но мы как раз его и подвергаем сомнению.

При подробной проработке вопроса на уровне базового проектирования малотонажной (7 тыс твг) установки переработки прямогонного бензина в АИ93 (классические гидроочистка, риформинг, изомеризация), мы пришли к обнадёживающим предварительным результатам, что граница приемлемой рентабельности такой установок, при современном подходе к проектированию лежит гораздо ниже общераспространённых мнений (1млн/ 500тыс/ 200тыс твг по нефти).

Хотя мы и полны оптимизма, но так как проект пока на стадии базового, и тема в некоторых частях новая для нас (наш практический опыт разработки, изготовления, ПНР ограничен атмосферной и немного вакуумной ректификацией) , поэтому нам бы очень хотелось найти технических специалистов в том числе и оппонентов которые помогли бы нам заранее предупредить возможные ошибки и заблуждения.

Если у кого-то тема вызовет интерес с удовольствием обсудим любые вопросы. :)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ниже приведены выдержки из статьи (полная статья в начале темы), отражающие наши основные посылки и выводы.

Будем благодарны за любую конструктивную критику и комментарии.

"Практически, каждый, кто вплотную серьёзно интересовалсявозможностью строительства малотоннажной установки по производству высокооктанового бензина в нашей стране, слышал или читал широко распространенные мнения о том что промышленный процесс каталитического риформинга практически не осуществим в условиях мини-завода по следующим причинам:

1.Слишком высокие температура и давлениепроцесса.

2.Высокая стоимость катализатора,содержащего драгоценный металл - платину

3.Сложное водородное хозяйство

4.Невозможно обеспечить приемлемую рентабельность проекта при малой производительности установки.

В результате проделанной работы мы пришли к следующим результатами выводам:

1. Максимальные технологические температура и давление на уровне 490-500 гр.С и 35-40 атм. хотя конечно и выше чем в процессе первичной переработки нефти, но тем не менее не представляют серьёзной технической проблемы, даже в условиях малотоннажного производства. …

2. Стоимость катализаторной загрузки по всем блокам установки современными катализаторами последнего поколения по ценам на момент проведения оценки составила порядка 100 тыс.$, но при этом гарантийный срок службы современных катализаторов составляет не менее 5-6 лет, а, практически возможно, и до 8, что сопоставимо со сроком службы основных единиц оборудования на мини-НПЗ, …

3. Водородное хозяйство всей установки, практически,ограничилось применением четырёх водородных компрессоров, три из которых циркуляционные, с развиваемым перепадом не более 3 атм., и один дожимной сперепадом порядка 20-25 атм., но при этом не большой производительности. И хотя,по нашим оценкам, подбор данных компрессоров является одним из самых сложных и ответственных этапов разработки, тем не менее, это не является непреодолимой задачей.

4. И наконец, по вопросу о низком уровне рентабельности малотоннажных установок каталитического риформинга у нас сформировалось следующее мнение:

Основным фактором, приводившим к высокому относительному уровню капитальных затрат на строительство установок, по сравнению с прибылью, получаемой от их эксплуатации (из чего и следует низкий уровень рентабельности и длительные сроки возврата инвестиций), являлось то, что при всех практических попытках, в прошлом, рассчитать затраты на разработку и строительство установок,включающих в себя такие технологические процессы, как каталитический риформинг бензина, в разделах затрат на технологическое и конструкторское проектирование, в основном, закладывались услуги больших российских проектных институтов. И именно эти затраты на инжиниринговую часть проектирования, подобных установок привели к расчётным выводам о том что приемлемые уровни рентабельности установок производства товарного бензина достижимы при мощностях переработки не менее 100 тысяч тонн по году. Данный подход был оправдан 10-15 лет назад, так как в те времена российские проектные институты нефтехимического профиля были фактически «монополистами» на предоставление услуг по разработке и проектированию нефтехимического оборудования на всем постсоветском пространстве. А так как единственными клиентами данных НИПИ были крупные нефтеперерабатывающие заводы, то и подходы и уровень издержек, приемлемый при оказании услуг для крупнотоннажного производства, оказались чрезмерно высокимидля масштабов малотоннажной нефтепереработки.

Но за прошедшие годы ситуация в сфере проектирования сильноизменилась, как в сторону значительного увеличения количества предложений услуг от разных организаций, так и в сторону относительного удешевления по сравнению с остальными статьями затрат на строительство. …

Поэтому мы однозначно считаем, что оценки, сделанные более чем десять лет назад о нижних границах приемлемой рентабельности установки каталитического риформинга, на сегодняшний день устарели. Поэтому, в качестве одной из главных задач пробного - пилотного проекта разработки установки производства товарного бензина, была задача об определении сметной стоимости затрат на разработку проектирование и строительство установок подобного типа, с целью нахождения такой минимальной производительсти установки,при которой срок окупаемости капитальных затрат составлял бы менее 3-х лет, а в оптимистичном варианте мог бы составить порядка 1-1.5 лет. По нашим предварительным оценкам проектируемая нами установка с производительностью 7 тыс. т. в год по прямогонному бензину должна удовлетворять данным условиям."

Share this post


Link to post
Share on other sites

Зачем строить малотоннажный риформинг? Он за 40-50 лет не окупится. Все делается намного проще:

http://www.ecotavr.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=12:2011-02-09-13-51-15&catid=5:preze&Itemid=9

http://professionali.ru/Topic/17700427

http://professionali.ru/Topic/15611573

Получая циклогексановые производные далее из них получить ароматические соединения совсем не составит труда...

Скомбинировав процессы деароматизации полициклических углеводородов из отгонов масляных фракций с процессами дегидрирования циклогексановых (состава С6-С9) углеводородов на неплатиновых катализаторах, переработчику нефти не нужно будет париться, где достать водород. Глубина переработки нефти при таком подходе достигает 92-94% без развития вторичных дорогостоящих процессов с предгидроочисткой узких фракций. Сернистые соединения убираются адсорбционной или экстракционной очисткой...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Зачем строить малотоннажный риформинг? Он за 40-50 лет не окупится. Все делается намного проще:

http://www.ecotavr.r...:preze&Itemid=9

http://professionali.ru/Topic/17700427

http://professionali.ru/Topic/15611573

Получая циклогексановые производные далее из них получить ароматические соединения совсем не составит труда...

Скомбинировав процессы деароматизации полициклических углеводородов из отгонов масляных фракций с процессами дегидрирования циклогексановых (состава С6-С9) углеводородов на неплатиновых катализаторах, переработчику нефти не нужно будет париться, где достать водород. Глубина переработки нефти при таком подходе достигает 92-94% без развития вторичных дорогостоящих процессов с предгидроочисткой узких фракций. Сернистые соединения убираются адсорбционной или экстракционной очисткой...

Внимательно прочитал информацию по приведённым Вами ссылкам. Возникли некоторые вопросы:

Приведённая информация рекламного характера 2-4 летней давности. Каков прогресс в данном напрвлении за последние годы?

Есть ли опыт успешного внедрения на производстве? Дайте ссылки.

Я думаю, однозначно, что если кому-то удасться построить реально действующий мНПЗ с описываемыми Вами характеристиками (товарный высокооктановый бензин, глубина переработки более 90%, стоимость около 2 млн.долл за 120 тыс твг), то мы свернём свои работы и будем активно продвигать Ваши мНПЗ в Казахстане.

Но если реально действующих производств пока нет, то мы остаёмся ( пока :) ) при своей точке зрения (изложенной в предыдущих постах) что по сравнению с изучением и внедрением нового-неизученного, правильнее и продуктивнее для малотоннажки будет осваивать разработку и производство отработанных в крупнотоннажном производстве технологических процессов и в первую очередь (по ряду причин) каталитический риформинг.

Насчёт "... Он за 40-50 лет не окупится ..." мы и хотели бы повести контструктивное обсуждение в данной теме.

Если, по изложенной нашей позиции, у когото имеются сомнения/возражения/комментарии/вопросы, то мы готовы к обсуждению. Так как честно говоря, у меня самого достаточно опасений, что возможно я чего-то не допонимаю в вопросе. Поэтому очень хотелось бы услышать мнения специалистов.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Внимательно прочитал информацию по приведённым Вами ссылкам. Возникли некоторые вопросы:

Приведённая информация рекламного характера 2-4 летней давности. Каков прогресс в данном напрвлении за последние годы?

Есть ли опыт успешного внедрения на производстве? Дайте ссылки.

Я думаю, однозначно, что если кому-то удасться построить реально действующий мНПЗ с описываемыми Вами характеристиками (товарный высокооктановый бензин, глубина переработки более 90%, стоимость около 2 млн.долл за 120 тыс твг), то мы свернём свои работы и будем активно продвигать Ваши мНПЗ в Казахстане.

Но если реально действующих производств пока нет, то мы остаёмся ( пока :) ) при своей точке зрения (изложенной в предыдущих постах) что по сравнению с изучением и внедрением нового-неизученного, правильнее и продуктивнее для малотоннажки будет осваивать разработку и производство отработанных в крупнотоннажном производстве технологических процессов и в первую очередь (по ряду причин) каталитический риформинг.

Насчёт "... Он за 40-50 лет не окупится ..." мы и хотели бы повести контструктивное обсуждение в данной теме.

Если, по изложенной нашей позиции, у когото имеются сомнения/возражения/комментарии/вопросы, то мы готовы к обсуждению. Так как честно говоря, у меня самого достаточно опасений, что возможно я чего-то не допонимаю в вопросе. Поэтому очень хотелось бы услышать мнения специалистов.

Полноценный мини-нпз, удовлетворяющий всем нормам промышленной и экологической безопасности, даже с простой атмосферной перегонкой мощностью 120тыс.тн/год уже стоит дороже 2млн$. Один только самовар такой мощности будет стоить больше 1млн$. А вторичные процессы, как правило, дороже АТ.

И что считать глубиной переработки? Битум - это "+" или "-" к % глубины? Если "+", то и сейчас достаточно много мини-нпз +- такой глубины. АТ+вакуум+Компаундирование до Н-80+Блок производства битумов - такие связки есть даже на установках мощностью 20тыс.тн.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Полноценный мини-нпз, удовлетворяющий всем нормам промышленной и экологической безопасности, даже с простой атмосферной перегонкой мощностью 120тыс.тн/год уже стоит дороже 2млн$. Один только самовар такой мощности будет стоить больше 1млн$. А вторичные процессы, как правило, дороже АТ.

И что считать глубиной переработки? Битум - это "+" или "-" к % глубины? Если "+", то и сейчас достаточно много мини-нпз +- такой глубины. АТ+вакуум+Компаундирование до Н-80+Блок производства битумов - такие связки есть даже на установках мощностью 20тыс.тн.

Я же указал "... товарный высокооктановый бензин..." так как это основной востребованный нефтепродукт, и только освоив его производство ИХМО малотоннажка станет по настоящему "серьёзной темой".

Основная маржа, по крайней мере у нас в Казахстане, имеенно по светлым нп.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я же указал "... товарный высокооктановый бензин..." так как это основной востребованный нефтепродукт, и только освоив его производство ИХМО малотоннажка станет по настоящему "серьёзной темой".

Основная маржа, по крайней мере у нас в Казахстане, имеенно по светлым нп.

К сожалению одного риформинга мало. Как минимум надо еще изомеризацию...

Share this post


Link to post
Share on other sites

К сожалению одного риформинга мало. Как минимум надо еще изомеризацию...

Конечно же. Мы говорим "малотоннажный риыорминг" просто потому-то так исторически сложилось у нас. Правильное рабочее название "Установка производства товарного бензина" УПТБ (или "Установка переработки прямогонного бензина" (УППБ) до сих пор не определились на что сделать ударение, может кто выскажется по поводу... )

Так вот в составе установки пять блоков: Гидроочистка, фракционирование, риформинг, изомеризация, стабилизация.

Если у кого-то возникнет интерес в сотрудничестве, пусть пока на техническом уровне - из интереса, готовы поделиться наработками - схемами, балансами, расчётами.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.