[kalimah]

Всем привет! Какими нормативными документами руководствоваться при проектирований НПЗ. Можно ли руководствоваться СНиП 2.11.03-93 при размещении оборудования на генплане? Поясняю.. до этого момента проектировал только склады нефти, но тут у заказчика будет устанавливаться нефтеперерабатывающая установка.. Подскажите или дайте ссылки на нормативную документацию. За ранее благодарен...

[Солидворкер]

НП -это нервно-паралитический?

[alandr]

Загляните на http://souz.msk.ru/Нормативы/norm.htm
для общего развития можно и сюда заглянуть http://www.niichimmash.ru/per-rd.php
А насчёт НП -нерво-паралитический, какой-то есть в этом резон. Если пройти весь цикл от проектирования НПЗ до его пуска, то столько нервов потратишь, что и паралич может хватить.

[alandr]

kalimah заинтересовало: у заказчика будет устанавливаться нефтеперерабатывающая установка.
Подробей можно, если не секрет, большая вероятность, что смогу помочь.

[kalimah]

"Установка производства светлого топлива из стабильного газового конденсата" как видно alandr не совсем нефтеперерабатывающая... Если в кратко то, состав установки следующий: 2 теплообменика, 3 насоса, парогенератор, гидроциклон, 10 емкостей на одну из которых будет устанавливаться гидроциклон, играющий основную роль по разделению газового конденсата. На данный момент работа в этом направлений у меня еще не началась, я буду выполнять чертежи обвязки трубопроводами всего оборудования, на первом этапе выполнил предворительную посадку на генплане всего оборудования с учетом противопожарных разрывов, в этом и были вопросы. Нашел ВУПП-88, ВНТП 03-170-567-87 и др. Уважаемый alandr буду весьма благодарен за любую помощь и советы! Пишите.. Прилагаю, так для интереса, гидроциклон..

[alandr]

Весьма интересно. Небольшое замечание. нефтеперерабатывающая установка или завод, можно сказать, определение в какой-то степени условное. Ведь эти установки перерабатывают как нефть так и газовый конденсат. И это, обычно, оговаривается в техзадании.
Теперь о Вашей установке. Знакомы такие установки, одна из них стоит под Воронежем, вот имено стоит и не работает. Судя по Вашим характеристикам, почти один к одому. Хотя гидроциклоны разной конструкции. Небольшой ньюанс, а как с сырьём решается вопрос, или пообещали в обмен на приобретение установки, организовать поставки сырья?
По нормативным документам давал Вам ссылку. Если какие нужны, пишите, сброшу. Для работы у меня почти всё есть.
Запросите у Ваших потенциальных поставщиков результаты лабораторных испытаний, если ещё это не сделали, что было до установки, что стало после. Наверяка там большое наложение фракций будет, если стриппинг не установлен, а это, как минимум, получите температуру вспышки по дизельке не ГОСТовскую, что будет не совсем хорошо. Если результаты лабораторок у Вас есть, то итересно было бы взглянуть на них. Често говоря, очень трудно получить такие данные у поставщиков всяческих ноу-хау, а в Вашем варианте это явно проглядывается.
По гидроциклону, интересная схема, такой ещё не встречал. Кто автор, если не секрет.
Кстати загляните на http://nppetn.tomsk.ru/ делают девайсы из этой серии.
Далее давайте общаться, чем смогу, помогу.

[kalimah]

Уважаемый alandr, прошу прошения, но на ваши вопросы я постараюсь дать ответы позже, а пока думаю что вам будет интересно ознакомиться с..

[alandr]

Ознакомился с Вашими материалами. По производительности установка порядка 80 тыс тонн в год (80т.твг.) Относится к классу мини НПЗ.
Некоторые замечания;
1. Все насосы необходимо сдублировать, так принято в нефтянке. Представьте, что насос сломался, а с ними такое случается, а у Вас непрерывный цикл производства. Значит, останавливаетесь, ремонтируете, запускаете установку, выводите на режим. Совсем никому не нужные потери производительности, плюс запросто можете получить аварийную ситуацию.
2. Материальный баланс (п.3.1 стр.9 регламета) вызывает некоторые вопросы;
имеем светлая фракция 8017 кг/час
бензиновая фракция 1983 кг/час
потери на свече 7,2 кг/час
всего: 10007,2 кг/час , должно быть 10000 кг/час и ни граммом больше. Не корректный расчёт. Хотя можно отнести на невнимательность.
3. По разгонке сырья (табл.2.1, стр.7) имеем, что 50% сырья выкипает при 170С т.е. имеем немного менее 50% бензиновой фракции, остальное дизельная фракция, по регламенту светлое топливо, само по себе что-то новое в нефтепереработке. Ладно, будем считать , что это дизтопливо по ТУ. Далее по материальному балансу имеем бензиновой фракции 1983 кг/час – 19,8%, светлого топлива 8017 кг/час – 80,2% явное не соответствие. Вероятно, такое несоответствие связано с тех. процессом.
4. Обратим внимание на табл.2.2 стр.8 гр.5. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле - не ниже 12 определяется в град С. По ГОСТ305-82 минимальная 30 С для дизелей общего назначеия марки А, а для марки Л должно быть 40 С, вот на эту цифру и нужно ориентироваться. Разницу чувствуете.
И если на п.2,3 можно особо не обращать внимание, то на этот пункт нужно обратить особое внимание. Иначе получите большие неприятности в ходе использования или же, что ещё хуже, реализации данного продукта. Вы же не собираетесь использовать или продавать светлое топливо, да понятно, от акцизов можно уйти, но не от неприятностей в ходе эксплуатации. Смысл в этом не проглядывается, вы же не альтруисты. Значит нужно д/т.
Не соотвествует ГОСТ количество 50% перегонки, 250 С вместо 280 С и плотность не соответствует 780 вместо 830-860, что тоже мало радует.
Фирма ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект" специализируется на установках для систем сбора и подготовки продукции скважин нефтяных и газовых месторождений, сайт http://www.mngk.ru/about.php но производство мини НПЗ у них не проглядывается. Значит Вам они поставляют эксперементальную установку?
Такие вот, некоторые замечания.

[Magdanoff]

alandr, ты можешь рассказать про проектирование мини-НПЗ - с чего начинается обычно, какие расчеты выполняются, как подобрать оборудование, выпускаются ли готовые (сконструированные) установки которые надо только обвязать? Просто возникают темы проектирования мини-НПЗ, а приходится отказываться за отсутствием опыта в этом деле. Заранее спасибо.

[alandr]

Magdanoff интересный вопрос Вы задали. Попробую ответить.
Начинать надо с финансирования. То, что заказчик хочет, это не значит, что он может это сделать. Мы с этим постоянно сталкиваемся. Изначально большие обещания, которые кончаются мягким исчезновением из поля зрения, когда дело доходит до финансирования. Извините за отступление.
Да, тем не мение, по финансам. Есть простой расчёт. Если заказчик хочет получить установка первичной переработки углеводородного сырья (УВ), или установку атмосферной трубчатки (АТ), или первичку, то это будет стоить ориентировочно 200у.е.(баксов или евро, как договоритесь) умножайте на производительность установки в тыс. тонн по году. Пример: 50т.твг. (тысяч тонн в год) х 200у.е. = 10 000тыс. у.е., далее переводите в наши родные деревянные. Расчёт чисто ориентировочный, но даёт довольно чёткое представление для потенциального заказчика о "размере бедствия", которое ему предстоит.
Если же заказчик пожелает связаться с продуктами типа ЕВРО3,4 и выше, т.е. вторичная переработка УВ (вторичка), то смело берите цифру 500 и далее по схеме.
Если у заказчика есть такое финансовое обеспечение, о чём он Вам точно никогда не скажет, но может пообещать, тогда пошли следующие вопросы.
1. Производительность установки, измеряется в тысячах тонн перерабатываемого сырья в год, сокращённо т.твг. По существующей условной градации это 10т.твг., 25т.твг., 50т.твг., 100т.твг., 250т.твг., 500т.твг., 1000т.твг., вот и, пожалуй, хватит для мини НПЗ. Далее пошли просто НПЗ.
2. Что заказчик хочет перерабатывать, это может быть нефть, газовый конденсат и, недавно столкнулись с таким заказчиком, это переработка мазута.
3.Проект мини НПЗ, это уже пошли работы, требующие финансового обеспечения, т.к. ничего конкретного Вам никто не скажет, пока не будет конкретного заказчика. Единственное, что могу сказать, стоят эти работы примерно 5-7% (ну не более10%, хотя как договоритесь) от сметной стоимости завода (см. расчёт .по финансам).
А вот далее пошли чисто профессиональные вопросы, на которые, я при всём желании, вряд ли смогу ответить. Это уже пошла конкретика, - место предполагаемого строительства, взаимоотношения с проектантами, изготовителями, властями и т.д и т.п.
Предлагать ли свой проект технологической части или брать готовый, - лучше взять готовый, если нет своих разработок. По всей линейке МНПЗ, т.е.по первичке, есть стандартные разработки и, весьма интересные, не традиционные установки. Тут проблем нет. Что касается вторички, то тут, будем считать, пока ничего действующего нет, хотя есть весьма интересные и перспективные, и даже действующие, опытные установки. Да, это относится к установкам до 250т.твг. На 300т.твг. есть установки у ЛУКОЙЛа, судя по и-нету.
Короче, поле деятельности тут весьма перспективное.
Обвязывать необходимо любую установку, хоть своей разработки, хоть приобретённую. Ведь необходимо принять сырьё, даже если "седите на трубе", и куда-то деть полученные продукты. Т.е. без нефтебазы никак не обойтись. Отсюда и все «заморочки» пойдут.
Вот, коротко, что могу сказать. Если не знаете, как поступить с потенциальными заказчиками то обращайтесь, всегда поможем и договоримся. Только не «отфутболивайте” их, ведь весьма вероятно, что они не просто, ради любопытства, этими вопросами интересуются.

[Ranli]

Большое спасибо! Очень интересно было узнать. Посчитав по Вашей схеме, вышел на ту же сумму, что нам когда-то озвучивали: 200у.е.*100т.твг*30=600 млн.руб*0,05=30 млн.руб. за проектную и рабочую документацию. Вот только Заказчик тогда ушёл думать... надолго...

[kalimah]

Всем привет! Выкладываю, с моей точки зрения, очень полезные расчеты выполненные в MathCADе. alandr благодарен за ваши замечания, обязательно приму во внимание когда буду выполнять этот проект, а пока всецело занят другим. Катастрофически не хватает времени...

[alandr]

Сообщение от Ranli Большое спасибо! Очень интересно было узнать. Посчитав по Вашей схеме, вышел на ту же сумму, что нам когда-то озвучивали: 200у.е.*100т.твг*30=600 млн.руб*0,05=30 млн.руб. за проектную и рабочую документацию. Вот только Заказчик тогда ушёл думать... надолго...

У нас тоже в основном исчезают, когда дело до платежей доходит. А расчёт значит довольно точный, коль и у Вас такие цифры получаются.

[alandr]

Сообщение от kalimah Всем привет! Выкладываю, с моей точки зрения, очень полезные расчеты выполненные в MathCADе. alandr благодарен за ваши замечания, обязательно приму во внимание когда буду выполнять этот проект, а пока всецело занят другим. Катастрофически не хватает времени...

Когда дойдёте до выполнения проекта обратите внимание на следующие моменты.
Посмотрим на технологическую схему:
1. Гидроциклон ГЦ установлен на ёмкости СТ и оба выхода из гидроциклона направлены в ёмкость, довольно интересное технологическое решение: «Часть легких фракций удаляется через верхний сливной патрубок в паровую зону емкости СТ, а остальная часть в виде газожидкостного потока через нижний слив поступает в емкость СТ над уровнем светлого топлива.» Так зачем было разделять сырьё на фракции, чтобы потом направить их в одну ёмкость? Какай-то новый процесс, обычно фракции направляются в разные ёмкости, а зачем тогда их было разделять? Или же ёмкость СТ как-то хитро устроена с целью организации какого-то процесса, прямо таки ноу-хау какое-то. А так, вроде бы законы физики уже побоку.
2. «Из конденсатосборника КС-1 остаточные пары в потоке 7 направляются на боковой вход газожидкостного эжектора ЭГ.» Зачем это делается? Ведь цель установки получить необходимые углеводороды т.е. разделить сырьё на фракции, отличающиеся по началу (н.к.) и концу (к.к.) кипения. В ЭГ опять же происходит смешение уже разделённых фракций. Зачем? Или опять какое-то ноу-хау? Понятно, что смешиваются не вся «лёгкая фракция», а только её газовая часть. Есть такие процессы, когда газовая часть загоняется в бензиновую фракцию, с целью уменьшения общих потерь. Но с процессом разделения фракций они никак не связан.
Применяя такую схему получить светлое топливо (читай диз.топливо) с температурой вспышки более 12-20С (вместо требуемых ГОСТом 45С) вряд ли получится. Или же что-то не понимаю.
3. По материальному балансу (Таблица3.1) имеем выход лёгких (читай бензиновых) фракций (в табл. АБ,10) – 1983 кг/час, выход светлого топлива (читай диз.топливо, в табл.- 12) – 8017 кг/час. Почему тогда под бензиновую фракцию имеем два резервуара по 50м3, а для дизельного топлива только одну ёмкость на 50м3. Чего больше получается, где логика? Да, и почему по табл. имеем, что фазовое состояние этих фракций – газ?

Есть ещё замечания, но и этих вполне достаточно, чтобы у изготовителя запросить наличие действующей установки и обязательно результаты лабораторных испытаний.

Иркутская обл., а более конкретно – где? А то есть определённые интересы в этих краях.
Кстати в Иркутске есть фирма ИГОО Экологическая группа http://igooeg.ru/content/view/170/2/ судя по рекламе более адекватные в данных вопросах, нежели ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект" Да и ближе к Вам и есть на что посмотреть. Хотя это уже не моё дело, просто мнение.

[DariaPolka]

Насколько я знаю, в настоящее время не существует общего подхода к тому, на какие этапы нужно разделять процесс проектирования, какую документацию следует выдавать на каждом этапе и по каким критерииям оценивать завершенность этих этапов. Конкретно интересует общая методология проектирования ПО для телекоммуникационного оборудования коммутаторы, маршрутизаторы, а также их комплексная отладка.