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)

Аннигиляционное топливо (античастица)

Термоядерное топливо (ядерный синтез)

Атомное топливо (ядерный распад)

Свободные радикалы, атомы, ионы (выделяющие энергию при соединении)

Эндотермичные соединения (выделяющие энергию при разложении)

Коллоидные и др. кислородсодержащие пороки

Твердые смеси горючих с окислителями

Растворы горючих в окислителе

Жидкий фтор и его соединения (фторид кислорода, BrF5)

Кислородсодержащие неорганические соединения (HNO3, H2O2)

Жидкий кислород и озон

Кислородсодержащие и др. органические соединения (спирты, гликоли)

Алкилароматические углеводороды

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