CC BY
68к.т.н. Курочкин А.К., к.х.н. Курочкин А.В., Набиулин Г.Н., Чирко Ю.А.
ООО "Научно-производственный центр "Термакат", г. Уфа, Россия
КОМПЛЕКТУЕМ СРЕДНЕТОННАЖНЫЙ НПЗ.
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО НАБОРА СОВРЕМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ДЛЯ НПЗ ТОПЛИВНОГО ПРОФИЛЯ
Не существует универсальных схем переработки нефтяного сырья и "наилучшего" набора технологических процессов. Легкая и тяжелая, малосернистая и высокосернистая, парафини-стая и смолистая - каждый тип нефти требует определенного комплекса технологий, позволяющего наиболее оптимальным способом получить товарную продукцию требуемого качества с максимальным выходом. Еще на стадии разработки концепции НПЗ возможные схемы переработки должны быть проанализированы и оптимизированы именно для той нефти, которую планируется перерабатывать.
Продолжение
Оптимизация схемы переработки нефти - основной путь минимизации капиталоемкости НПЗ
Ранее [1-4] была рассмотрена возможность предварительной оценки объема необходимых капиталовложений для строительства НПЗ безотносительно к характеристикам сырья. Показано, что первичная оценка стоимости НПЗ может быть выполнена на основании статистических данных, исходя только из планируемой мощности предприятия и желаемой глубины переработки нефти.
В данной публикации анализируется зависимость капиталоемкости и ряда технико-экономических показателей НПЗ от его мощности и укомплектованности технологическими процессами. Рассмотрен случай переработки смеси западно-сибирских нефтей, свойства которой приведены в табл.1.
В продолжение исследования авторы планируют выявить и формализовать зависимость основных экономических и технических характеристик НПЗ разной
комплектности от некоторых легко определяемых свойств нефти. В завершение работы будут предложены простые методики, которые позволят потенциальным заказчикам самостоятельно подобрать оптимальную схему переработки имеющейся сырьевой нефти и оценить потенциальную доходность переработки и расходы на стадии проектирования и строительства НПЗ.
Для анализа условно выбраны 13 конфигураций НПЗ, включающих современные процессы переработки нефти, исходя из логики последовательного увеличения глубины переработки от I (45-55%) до III уровня (более 80%), и улучшения качества товарных моторных топлив от не-нормируемого (по сырью) и ГОСТов конца XX века (ГОСТ 2487-77, ГОСТ 305-82 и т.п.), до норм первого десятилетия XXI века - Евро-0 (ГОСТ 51105-97, ТУ 38.401-58-171-96, ТУ 38.401-58-170-96) и современных требований - Евро-4 (ГОСТ 51866-2002, ГОСТ 52368-2005). Конфигурации НПЗ нефтехимического и смешанного профиля не рассматривали. Ряд прогрессивных схем переработки (такие, как, например, схемы с использо-
Табл. 1. Физико-химические свойства смеси западно-сибирских нефтей
Наименование показателя Значение показателя
Плотность при 20°С, г/см3 0,865
Вязкость кинематическая при 20°С, сСт 10,2
Содержание, % масс.:
общей серы 0,98
солей, мг/л 38
Коксуемость по Конрадсону, % масс. 3,3
Фракционный состав, выкипает % масс. при Т,°С:
100 4,5
200 20,1
300 38,7
350 49,3
ванием глубокой переработки остатков в сочетании с газификацией, очисткой га-
A \
D
ПРОИЗВОДСТВО ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ ДАЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Табл.2. Краткая характеристика использованных конфигураций НПЗ
№ п/п Основные процессы переработки1 Примеры
Наименование первичной остатков светлых фракций газов Основная товарная продукция российских малых Н ПЗ [7]
I уровень глубины переработки
1. Комплектная установка АТ ЭЛОУ-АТ нет нет нет нафта , дизельная фракция2, мазут ГОСТ 10595-99 Антипинский НПЗ, 2003 г.
2. Комплектная установка АВТ ЭЛОУ-АВТ нет нет нет нафта2, дизельная фракция2, вакуумный газойль2, гудрон2 Йошкаролинский НПЗ, 2004 г.
3. НПЗ-! с переработкой остатков ЭЛОУ-АВТ ВБ БУ нет нет нафта2, дизельная фракция2, вакуумный газойль2, мазут ГОСТ 10595-99, битум ГОСТ 22245-90 ОАО "Таас-ЮряхНефть"
4. НПЗ-! с переработкой остатков и облагораживанием светлых фракций ЭЛОУ-АВТ ВБ БУ3 ГО ДТ ГО/ РФ нафты АО ПС ВУ автобензин ГОСТ 2487-77, дизтопливо ГОСТ 305-82, вакуумный газойль2, битум ГОСТ 22245-90, сера ГОСТ 127.1-93 Кичуйский НПЗ, 1995 г., ОАО ТПП "Лукойл-Когалымнефтегаз", 2003 г.
II уровень глубины переработки
5. НПЗ с переработкой остатков и облагораживанием светлых фракций ЭЛОУ-АВТ ККФ ВБ БУ3 ГО ДТ ДП ДТ ГО/РФ нафты ИЗО АЛК ГФУ АО ПС ВУ4 сжиженный газ ГОСТ 20448-75, автобензин ГОСТ 2487-77, дизтопливо ГОСТ 305-82, мазут ГОСТ 10595-99, битум ГОСТ 22245-90, сера ГОСТ 127.1-93 Малых НПЗ подобной конфигурации в РФ не имеется
III уровень глубины переработки
6. Интегрированная установка АТ-Висбрекинг-ТЕРМАКАТ АТ-Висбрекинг- ТЕРМАКАТ нет нет нафта2, дизельная фракция2, мазут ГОСТ 10595-99, битум ГОСТ 22245-90 Кондинский НПЗ, 2008 г.
7. НПЗ традиционной конфигурации на основе замедленного коксования ЭЛОУ-АВТ ККФ ЗК ГО ДТ, ВГ ГО/РФ нафты ИЗО АЛК АО ПС ВУ4 автобензин ГОСТ 51105-97 дизтопливо ТУ 38.401-58-170-96 кокс нефтяной ГОСТ 22898-78 сера ГОСТ 127.1-93 Малых НПЗ подобной конфигурации в РФ не имеется
8. НПЗ традиционной конфигурации на основе гидрокрекинга остатков ЭЛОУ-АВТ ККФ ГК остатков ГО ДТ, ВГ ГО/РФ нафты ИЗО АЛК АО ПС ВУ автобензин ГОСТ 51105-97 дизтопливо ТУ 38.401-58-170-96 мазут ГОСТ 10595-99 сера ГОСТ 127.1-93 То же
9. НПЗ-ГПН с традиционными процессами облагораживания светлых фракций КУ ГПН ГО ДТ ГО/ РФ нафты ИЗО АО ПС ВУ4 автобензин ГОСТ 51105-97 дизтопливо ТУ 38.401-58-170-96 битум ГОСТ 22245-90 Чердаклинский НПЗ5
10. НПЗ-ГПН с комбинированной установкой облагораживания светлых фракций КУ ГПН КУ КОД КУ СОГР автобензин ГОСТ 51866-2002 дизтопливо ГОСТ 52368-2005 вид 1 битум ГОСТ 22245-90 и др. НПЗ ООО "Форус"5
11. НПЗ-ГПН с углубленным облагораживанием светлых фракций КУ ГПН КУ КОД ЭР ОО КУ СОГР автобензин ГОСТ 51866-2002 дизтопливо ГОСТ 52368-2005 вид 3 битум ГОСТ 22245-90 и др. Малых НПЗ подобной конфигурации в РФ не имеется
12. НПЗ традиционной конфигурации с углубленным облагораживанием светлых фракций КУ ГПН ГК остатков ГО ДТ ГО/ РФ нафты ИЗО ЭР ОО АО ПС ВУ автобензин ГОСТ 51866-2002 дизтопливо ГОСТ 52368-2005 вид 3 мазут ГОСТ 10595-99 битум ГОСТ 22245-90 и др. То же
13. НПЗ-ГПН с углубленной переработкой остатков и облагораживанием светлых КУ ГПН ГК остатков КУ КОД ЭР ОО КУ СОГР автобензин ГОСТ 51866-2002 дизтопливо ГОСТ 52368-2005 вид 3 мазут ГОСТ 10595-99 сера ГОСТ 127.1-93 (сероцемент) То же
*ЭЛОУ - электрообессоливающая установка, АТ - атмосферная трубчатка, АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка, ВБ - висбрекинг, БУ - битумная установка, ККФ - каталитический крекинг, ЗК - замедленное коксование, ГК - гидрокрекинг, КУ ГПН - комбинированная установка глубокой переработки нефти, ГО - гидроочистка, РФ - риформинг, ДП - депарафинизация, ИЗО - изомеризация, АЛК - алкилирование, КУ КОД - комбинированная установка каталитического облагораживания дистиллятов, ЭР - экстрактивная ректификация, ОО - окислительное обессеривание, АО - аминная очистка, ПС - производство серы, ВУ - водородная установка, ГФУ - газофракционирующая установка, КУ СОГР - комбинированная установка сероочистки и газоразделения и т.д.
Соответствие ГОСТу и ТУ зависит от характеристик сырья 3кроме парафинистых нефтей 4для высокосернистых нефтей 5для парафинистых нефтей
Табл. 3. Исходные данные для экономических расчетов
Наименование показателя Значение Наименование Значение
показателя показателя показателя
Этапы проекта, мес.
Расчетная продолжительность 120 Проектирование и строительство. 0-24
Инвестирование 0-24 Возврата кредита (5лет) 25-84
Цены на сырье, продукцию, руб./т, и энергоносители, руб./ед.
Нефть 8 500 ДТЛ 0,5 13 000
СПБТ 10 000 ДТЛ 0,2 14 000
Нафта сернистая 5 000 ДТЛ 0,035 16 500
Нафта малосернистая 10 000 ДТЛ 0,005 17 500
АБ Евро-0 18 000 Вакуумный газойль 6 500
АБ Евро-3 20 000 Мазут топочный 3 500
АБ Евро-4 22 000 Битум дорожный 6 500
ПБТ, СМТ 11 000 Кокс нефтяной 1 000
Электроэнергия7 , за 1 кВт^час 1,39 Пар, за 1 Гкал 515
Топливо (газ природный), за 1000 м3 1610 Вода техническая, за 1 м3 5,35
Расходные нормы8
Расход электроэнергии, кВт^час/т сырья 5-106 Расход топлива, кг/т сырья9 2,5-37
Расход пара10 , Гкал/т сырья 0,04-0,38 Расход воды, м3/т сырья 0,2-2,0
Численность персонала, чел. 90-310 Средний доход персонала, тыс. руб. 30,0
Расчетная себестоимость переработки нефти, руб./т 300-6508
Экономические нормативы
Коэффициент инфляции, % в год 10,0 Кредитная ставка банка, % годовых 12,0
Норма амортизации, % 8,3 Коммерческие расходы (% от оборота) 1,0
Расходы на текущий ремонт (% от стоимости основных фондов) 3,0 Общехозяйственные расходы (% от прямых затрат) 10,0
Налоги - в соответствии с действующим в 2008 г. законодательством РФ
7110КВ, с учетом услуг
8в зависимости от конфигурации и мощности НПЗ 9с учетом топливного газа собственной выработки 10с учетом пара собственной выработки
зов и производством электроэнергии) также не просчитывали в связи с ограниченным объемом статистических данных. С учетом ориентации исследования на малые НПЗ сложные схемы крупных предприятий, включающие 12-15 установок, рассматривали ограниченно. Отобранные конфигурации НПЗ представлены в табл.2, а их блочно-поточные
схемы с кратким описанием вынесены в приложение. Для каждой из принятых схем рассчитывали междуустановочные материальные потоки, включая определение потерь на каждом технологическом переделе. В тех случаях, когда учет рецикловых потоков принципиально важен (водород риформинга, легкая нафта и газы процессов облагоражива-
ния и т.п.), использовали итерационные процедуры.
Рассчитывали материальный баланс, мощность, потребление энергоресурсов и воды для каждой технологической установки и завода в целом. При этом для стандартных процессов принимали усредненные материальные балансы по [5,6], для процессов, разрабатываемых авторами, - проектные данные по строящимся объектам. Показатель "глубина переработки нефти" определяли как 100%, за минусом потерь и суммы остаточных продуктов (к которым относили и тяжелый газойль коксования, как компонент котельного топлива).
По балансовым данным, используя уравнения, предложенные в [2], определяли необходимый объем капиталовложений для строительства набора технологических установок, составляющих НПЗ. При расчетах балансовую мощность каждой установки округляли до 10 тыс.т/год по сырью (производство серы - до 1 тыс.т серы в год, производство водорода - до 10000 нм3/сут). Коэффициент запаса мощности не применяли.
Затраты на создание вспомогательных объектов для простейших НПЗ, представляющих собой комплектные установки АТ и АВТ (конфигурации 1 и 2, табл.2) рассчитывали по уравнению (1):
Log (Log К) = -0,5041 + 0,2275Log Q здесь и далее К - объем капиталовложений для создания вспомогательных объектов, $ млн.,
Q - мощность НПЗ по сырью, тыс.т/год. Затраты на сооружение объектов ОЗХ более сложных НПЗ первого уровня глубины переработки (конфигурации 3 и 4, табл.2) рассчитывали по уравнению (2):
Log (Log К) = -0,3052 + 0,1904Log Q Затраты на сооружение объектов ОЗХ сложных НПЗ рассчитывали по методике [4] на суммарную мощность технологических установок (что равносильно предположению о нулевом коэффициенте интеграции вспомогательных объектов) по уравнению:
Log (Log К) = -0,2695 + 0,1794 Log Q^, где Qсумм - суммарная мощность технологических установок, тыс.т/год.
Для сравнения: для НПЗ-I с переработкой остатков и облагораживанием светлых дистиллятов (4-я конфигурация) расходы на ОЗХ были рассчитаны по уравнениям (2) и (3). Результаты расчетов практически совпали (см. табл.4).
Табл. 4. Мощность установки, тыс.т в год/капиталовложения, $ млн. для комплекса технологических установок, объектов ОЗХ и комплектных НПЗ конфигураций 1-13 (см. Приложение) мощностью 500 тыс.т/год смеси западносибирских нефтей
Вариант комплектации НПЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Уровень глубины переработки I II III
Качество моторных топлив по сырью Евро-0 по сырью Евро-3 Евро-4
Первичная переработка нефти
ЭЛОУ-АВТ 500/4,9 500/9,7 500/9,7 500/9,7
КУ АТ-Висбрекинг-ТЕРМАКАТ 500/22,4 500/22,4
КУ ГПН 500/19,4 500/19,4
Переработка остатков
Замедленное коксование 130/14,4
Гидрокрекинг остатков 160 /18,2 160 /18,2 80/12,6
Висбрекинг гудрона 70/8,5
Производство битума 30/1,4
Переработка светлых продуктов
Гидроочистка бензинов и дизельных топлив 270/14,1 290 /14,8 320/15,9 290 /14,8 420/19,3 290/14,8
Гидроочистка вакуумного газойля 120/8,7 120 /8,7 120 /8,7 120/8,7
Каталитический крекинг вакуумного газойля 100 /12,5 100/12,5 120 /13,9 120/13,9
Каталитический риформинг 70/7,4 70/7,4 70/7,4 70/7,4 80/7,9 70/7,4
Каталитическая изомеризация 80/7,1 80/7,1 90 /7,6 70/6,6 90/7,6
Алкилирование 10/3,8 10/3,8 20/5,1 20/5,1
КУ КОД 420/20,4 430/20,7
Окислительное обессеривание дизтоплив 220/16,8 240/17,9 260/18,9
Экстрактивная ректификация 50/7,3 30/5,7 50/7,3
Переработка газов
Аминная очистка газов 30/6,3 70/7,4 80/7,7 110/8,2 50/6,9 110/8,2
Производство серы (мощность по сере) 2/3,4 3/3,9 4/4,2 5/4,6 4/4,2 5/4,6
Газоразделение сухой/ жирный газ 60/5,8 40/5,2 70/6,1 40/5,2 70/6,1
Производство водорода, мощность в тыс.нм3 /сут 10/4,7 40/7,3 50/8,0 170/13,5 20/5,8 170/13,5 70/9,1
КУ СОиГР 70/15,6 80/16,0
Всего капиталовложения в основное производство, $млн. 4,9 9,7 19,6 55,5 98,5 22,4 104,6 117,9 78,4 55,5 79,6 141,4 104,1
Капвложения в ОЗХ11, $млн. 500/ 17,5 500/ 19,4
Капвложения в ОЗХ12, $млн. 600/ 47,2 982/ 69,0
Капвложения в ОЗХ13, $млн. 982/ 70,9 1443/ 96,1 500/ 43,6 1504/ 99,4 1725/ 111,5 1184/ 82 990/ 71,3 1260/ 86,1 1995/ 126,3 1470/ 97,6
Итого капвложения в НПЗ, $млн. 22,3 29,1 66,8 126,4 194,6 66,0 204,0 229,4 160,3 126,8 165,7 267,7 201,6
"рассчитано по уравнению (1)
12рассчитано по уравнению (2)
13рассчитано по уравнению (3) в предположении К интегр =0
Табл. 5. Технико-экономические показатели НПЗ мощностью 500 тыс.т/год смеси западно-сибирских нефтей
Вариант комплектации НПЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Уровень глубины переработки I II III
Качество моторных топлив по сырью Евро-0 по сырью Евро-3 Евро-4
Технические показатели
Глубина переработки нефти, % 52,0 52,0 55,4 56,3 71,8 85,1 78,2 88,2 83,5 83,2 82,8 87,9 93,3
Безвозвратные потери, % 0,25 0,5 1,08 1,58 3,44 0,64 3,65 3,66 1,57 1,85 1,87 3,80 2,15
Товарный баланс, тыс.т:
- светлые продукты 255 255 267 254 343 413 374 426 414 414 413 425 463
- мазут/газойль вакуумный 239/- -/115 52/115 52/115 71/- -/- 53/- 36/- -/- -/- -/- 37/- 18/-
- гудрон/битум дорожный/ кокс нефтяной -/-/- 123/-/- -/50/- -/50/- -/50/- -/72/- -/-/34 -/-/- -/75/- -/75/- -/77/- -/-/- -/-/-
- сера - - - 1,0 2,8 - 3,6 4,8 - - - 4,7 4,814
Экономические показатели
Удельные капиталовложения, $/т 44,6 58,2 134 235 389 132 408 459 321 254 331 535 403
Объем выручки, $млн./год 118 137 135 156 170 159 193 216 223 217 236 239 251
Фондоотдача, $/$ 5,3 4,7 2,0 1,23 0,87 2,41 0,95 0,94 1,39 1,71 1,42 0,89 1,24
Удельная чистая прибыль, $/т -55 -28 -35 -9,0 7,1 0,6 37,7 70,8 90,3 85,2 109,9 102,4 128,8
Рентабельность переработки, % -23,3 -11,9 -14,4 -3,4 3,2 0,4 15,2 28,0 38,8 35,1 44,6 39,8 51,5
Дисконтированный эксплуатационный срок окупаемости, лет Нет Нет Нет Нет >8 >8 7,7 5,1 2,9 2,5 2,5 4,2 2,6
Налоги в федеральный бюджет, млн.руб./год 174 174 186 219 341 279 481 654 671 663 753 786 872
Налоги в региональный бюджет, млн.руб./год 261 261 280 328 473 405 582 739 707 712 772 835 888
Цена нефти, которой соответствует нулевой рентабельности, руб/т 6400 7710 7150 8330 8800 £5530 9990 >11000 >11000 >11000 >12000 >12000 >13000
Устойчивость НПЗ НУ НУ НУ НУ МУ МУ У ВУ ВУ ВУ ВУ ВУ ВУ
,4на производство сероцемента и ЖБИ
а, ТЫС
Рис.1. Сопоставление расчетного объема необходимых капиталовложений для НПЗ-I мощностью 3 млн.т/год со статистическими дан ными (•) по [9].
т/го
(Л)
Суммарный объем капиталовложений для строительства НПЗ рассчитывали для мощностей 100, 250, 500 тыс.т, 1,0 и 3,0 млн. т в год. Экономические расчеты проводили по методике Минэкономики РФ [8]. Цену нефти приняли равной 8500 руб./т, цены товарных продуктов - по состоянию табл.3 В этой же таблице приведены другие исходные данные, использованные при экономических расчетах.
Рассчитывали следующие технические характеристики НПЗ: товарный баланс, количество безвозвратных потерь, глубину переработки нефти, потребление энергоресурсов и воды, а также экономические показатели: объем выручки, фондоотдачу, удельную чистую прибыль, рентабельность переработки, срок окупаемости капиталовложений. При расчете товарных балансов компаундирование с присадками не учитывали. Для оценки социального эффекта приводятся объемы налогов, отчисляемых пред-
Табл. 6. Экономические показатели НПЗ мощностью 3 млн.т и 100 тыс.т в год смеси западно-сибирских нефтей
Вариант комплектации НПЗ 1 2 З 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1З
Мощность З млн.т в год
Удельные капиталовложения, S/т ЗЗ,4 4З,8 97,5 174 278 90,4 295 З4З 2З2 187 257 416 З10
Объем выручки, Snim/rc^ 709 822 811 9З4 1019 952 1157 1294 1ЗЗ7 1З0З 1416 14З5 1506
Фондоотдача, S/S 7,08 6,26 2,77 1,79 1,22 З,51 1,З1 1,26 1,92 2,З2 1,84 1,15 1,62
Удельная чистая прибыль, S/т -54,2 -27,9 -ЗЗ,8 -6,8 10,1 1,7 40,8 7З,9 92,7 87,0 111,9 105,6 1З1,4
Рентабельность переработки, % -2З,2% -11,8% -14,0% -2,7% 4,З% 0,8% 16,5% 29,5% З8,0% З6,1% 45,7% 41,5% 52,9%
Дисконтированный эксплуатационный срок окупаемости, лет Нет Нет Нет Нет >8 >8 5,6 З,8 2,1 1,8 1,9 З,2 1,9
Налоги, млн.руб./год 2610 2610 2796 З278 4749 4022 6206 8191 8152 8151 9058 9522 10446
Цена нефти, которой соответствует нулевой рентабельности, руб/т 6420 77З0 7190 8420 8900 8570 10090 >11000 >12000 >11000 >12000 >12000 >1З000
Устойчивость НПЗ НУ НУ НУ НУ МУ МУ У ВУ ВУ ВУ ВУ ВУ ВУ
Мощность 100 тыс.т в год
Удельные капиталовложения, $/т 91,0 120 286 607 910 269 912 1014 708 548 697 1159 86З
Объем выручки, $млн./год 2З,б 27,4 27,0 З1,1 З4,0 З1,7 З8,б 4З,1 44,6 4З,4 47,2 47,8 50,2
Фондоотдача, $/$ 2,60 2,28 0,95 0,51 0,З7 1,18 0,42 0,4З 0,6З 0,79 0,68 0,41 0,58
Удельная чистая прибыль, $/т -55,8 -З0,0 -З8,9 -18,6 -7,1 -З,1 24,0 55,6 79,8 77,2 99,9 85,4 116,З
Рентабельность переработки, % -2З,б% -12,5% -15,7% -6,8% -1,9% -1,0% 9,8% 21,5% З1,6% З1,2% З9,4% З1,9% 44,9%
Дисконтированный эксплуатационный срок окупаемости, лет Нет Нет Нет Нет Нет Нет >8 >8 6,6 5,5 5,4 >8 5,7
Налоги, млн.руб./год 87 87 9З 110 155 141 208 272 275 277 З06 З15 З50
Цена нефти, которой соответствует нулевой рентабельности, руб/т 6З50 7650 6980 7950 8З20 8З80 95З0 10770 >11000 >11000 >12000 >11000 >1З000
Устойчивость НПЗ НУ НУ НУ НУ НУ НУ МУ У ВУ ВУ ВУ ВУ ВУ
приятием в федеральный и территориальный бюджеты.
Кроме того, определяли точку нулевой рентабельности (цена сырьевой нефти при нулевой чистой прибыли) и коэффициент устойчивости экономики НПЗ (% снижения чистой прибыли при однопроцентном снижении цены товарной продукции или повышении цены нефти). Если, при увеличении цены нефти в пределах 400 руб./т или соответствующем ~5% снижении цены на моторные топлива, расчетная чистая прибыль снижалась не более чем на 10%, то такие предприятия относили к экономически высокоустойчивым (ВУ); при 20%-ном снижении чистой прибыли - к устойчивым (У); при 50%-ном - к малоустойчивым (МУ). Если при указанном ухудшении конъюнктуры рынка предприятие становилось убыточным или эксплуатационный срок его окупаемости превышал 8 лет, то экономику такого НПЗ относили к неустойчивой (НУ).
Авторы вполне отдают себе отчет в некоторой условности выполненного исследования. Так, использование усредненных
3ÛÛ
4 250
200
150
100
50
/ \ НПЗ-ll конфигурация 5
♦ < ► ►
♦ ♦ ♦ ♦ *
1000
2000
3000
4<ХЮ
5000
6000
Q. тыс.т^год
Рис.2. Сопоставление расчетного объема необходимых капиталовложений (А) для НПЗ-II мощностью З млн.т/год со статистическими данными (♦) по [9].
550
450
Ф
Л
£
I
350
250
150
\ \ * * \ . \
\ V " \ •
V _ *■ Л НПЗ-11 - ♦ Евро-4 ¡конфигурамия
7\^цпз-и ♦ /\ НПЗИЇ1 ♦ ♦ Евро-3 конфигурация Евро - Э ^рнсЬ игу рация
■ 1 г 1 і і ■ ♦ ■ %♦ ■ 1
12
1000
2000
3000
4000
6000
6000 У, тыс .т/гад
Рис.3 . Сопоставление расчетного объема необходимых капиталовложений (А) для НПЗ-Ш мощностью 3 млн.т/год со статистическими данными (♦) по [9].
технологических балансов, без коррекции в зависимости от химического состава нефти и использования балансовых данных лицензиаров представляет собой существенное упрощение реальной кар-
тины, равно как и использование статистических данных по стоимости отдельных установок, сырья и продукции. Однако для целей настоящей публикации -разработки методической основы пер-
вичных оценочных расчетов использованный уровень приближений, на взгляд авторов, вполне приемлем. Более точные расчеты выполняют специализированные консалтинговые фирмы за многие сотни тысяч евро.
Расчетная капиталоемкость отдельных установок и НПЗ в целом для мощности 500 тыс.т в год приведены табл. 4, товарный баланс и техникоэкономические показатели НПЗ - в табл. 5 и для сравнения, экономические показатели НПЗ мощностью 100 тыс. т и 3 млн.т - в табл. 6.
Отметим, что расчеты, выполненные для НПЗ мощностью 100 тыс.т в год, ввиду отсутствия данных о малотоннажных вариантах многих технологических процессов являются весьма приблизительными (кроме проектируемых НПЗ-ГПН). Ориентироваться на них можно только с большой осторожностью, скорее, как к оценке возможного максимума затрат. Для оценки достоверности расчетов капиталоемкость, определенная для НПЗ мощностью 3 млн. т в год, разной конфигурации на рис.1-3 сопоставлена со статистическими данными по капиталоемкости НПЗ 1-Ш уровней глубины переработки.
на правах рекламы
Совпадение результатов для НПЗ-Ш уровня глубины переработки практически полное. Для НПЗ-1 расчеты со статистикой совпадают для конфигурации АВТ-БУ, что, вероятно, отражает реальную комплектацию построенных в 90-х годах НПЗ-1, приведенных в справочнике [9]. Расчетная капиталоемкость принятой нами конфигурации НПЗ II уровня глубины переработки существенно превышает статистические цифры, что, возможно, свидетельствует о ее излишней усложненности, связанной с получением продуктов более высокого качества. Приведем другой пример несовпадения рассчитанной нами капиталоемкости НПЗ конфигурации 4 и проектных расчетов, выполненных для планируемого к строительству в Ленинградской области НПЗ аналогичной конфигурации для переработки 600 тыс.т смеси 30%-ной нефти и 70%-ного газового конденсата в год (с дополнительной установкой изомеризации пентан-гексановой Рис. 4 а. Зависимость вклада стоимости объектов 03Х в стоимость комплектных фракции, но без переработки остатков) Н ПЗ-1 классич еской конфигурации и НПЗ-ГПН, включающих и итерированные [10]. Наши расчеты его и м осш техншюги че-
процессы. Мощность НПЗ: #- 3 млн.т/г, + - 500 тыс.т/г, | - 100 тыс.т/г. ских устан°в°к дают $66,6 шш., стошиосш
объектов ОЗХ - $98,8 млн., эксплуатационного д и сконтированного срока окупаемости - 6,9 года. Данные ТЭО, разработанного ООО "ЭНП", -$123,3 млн. для комплекса технологических установок и $160,3 млн. для объектов ОЗХ, эксплуатационный дисконтированный срок окупаемости - более 12,5 года. Превышение проектного объема капиталовложений над расчетным (фактически - среднемировым) более чем в полтора раза, вероятно, частично связано с местными условиями строительства, частично - с применением дорогостоящих вариантов технологических процессов для комплектации НПЗ (так, про ектная стоимость гидроочистки широкой фракции на 480 тыс.т в год - $48,8 млн., среднемировой уровень цены - $22,0 млн., расчет по методике М. Дж. Кайзера и Дж. Х. Гэри [11] дает $ 25,3 млн.). И такие случаи не единичны. Так, на рис.3 отмечены два казахстанских НПЗ мощностью около 3 млн.т/ год, построенных в 2000 г., с удельной капиталоемкостью в ценах 2007 г. 452 $/т мощности (Атыраус-ский НПЗ) и 564 $/т (Мангышлакский НПЗ), превышающей в 1,4 и в 1,7 раза среднемировой статистический уровень 326 $/т.
В табл.4-6 голубым цветом выделены конфигурации, включающие комбинированные установки, разработанные или разрабатываемые авторами. Данные, приведенные в табл.4, позволят специалистам оценить вклад отдельных выбранных процессов в мощность и стоимость НПЗ. В стоимости современных НПЗ-Ш вклад стоимости первичных процессов вместе с процессами переработки остатков составляет лишь около четверти, процессов переработки газов - также примерно 25%, около половины стоимости основного производства НПЗ составляют процессы
Рыбин ский кабельный завод_
С рыбйнскнабель і
г. Москва, шоссе Энтузиастов, д. 5, офис 307 Тел.: (495) 937-40-24, 792-51-21 (многоканальные) | rk-m@rkz.ru
www.rkz.ru
КАБЕЛЬ МОНТАЖНЫЙ МНОГОЖИЛЬНЫЙ С ЭКРАНОМ ИЗ МЕДНЫХ ПРОВОЛОК
(КМЭВ, КМЭВнг, КМЭВнг-1_в)
КАБЕЛЬ МОНТАЖНЫЙ МНОГОЖИЛЬНЫЙ С ЭКРАНОМ ИЗ МЕДНЫХ ПРОВОЛОК С БРОНЕЙ ИЗ СТАЛЬНЫХ ОЦИНКОВАННЫХ ПРОВОЛОК
(КМЭКВ, КМЭКВнг, КМЭКВнг-1_в
180 9001:2000
I14!г ' л 1 ’■ ¿И ЧЧЧП
чіПІЇІ її їм її II
во
Сложность
на правах рекламы
Рис. 4 б. Зависимость вклада объектов ОЗХ в стоимость НПЗ-П и III традиционной конфигурации. Мощность НПЗ: о - 3 млн.т/г, 4 - 500 тыс.т/ г,
1 - 100 тыс.т/г.
облагораживания светлых дистиллятов. шая доля затрат приходится на общеза-В общей сумме капиталовложений боль- водское хозяйство, особенно для НПЗ
простейших конфигураций (рис.4 а). В интервале мощностей 0,1-3 млн.т. вклад ОЗХ в стоимость комплектных установок АТ и АВТ составляет 65-78% и почти не зависит от мощности. С ростом сложности НПЗ (отношение суммарной производительности установок НПЗ к его мощности по сырью) доля затрат на ОЗХ систематически понижается, причем в гораздо большей степени для мини-НПЗ. Снижение относительной стоимости объектов ОЗХ с уменьшением мощности - положительный момент для потенциальных инвесторов малых НПЗ. Отметим, что в затратах на ОЗХ кроется и еще один резерв снижения стоимости завода - при строительстве малых НПЗ можно эффективно задействовать местные ресурсы, использовать для НПЗ уже имеющиеся объекты инфраструктуры, здания, сооружения, емкости, дороги и пр.
Данные по НПЗ-ГПН укладываются на те же графики зависимости вклада стоимости ОЗХ от сложности, что и для простейших НПЗ. Относительная стоим о сть объектов ОЗХ со снижением мощности НПЗ уменьшается с 58-68% для "трехмиллионников" до 41-48% для
ГРУППА КОМПАНИЙ
Разработка и промышленное производство высокотехнологичных стальных опор новых типов для ЛЭП напряжением 6-10, 35, 110 и 220 кВ.
• Комплексное обслуживание объектов электроснабжения (проектирование, комплектация, строительство ЛЭП и подстанций, пуско-наладка)
V I
Jt - -
'Ti
■ - і і kl* ИД п In ,
-. Ifc?.
630024 г. Новосибирск, ул. Сибиряков-Гвардейцев, 50 тел.: (383) 3534662, 2174009, 2174010, 2174011 www.elsi.ru E-mail: eisi@eisi.ru
"стотысячников".
Для сложных НПЗ II и III уровней глубины переработки с традиционным набором процессов доля ОЗХ практически не зависит от сложности НПЗ, оставаясь в интервале ±2%, но также существенно уменьшается со снижением мощности (рис.4б). Приведенные на рисунках уравнения могут быть использованы для количественной оценки вклада стоимости объектов ОЗХ для НПЗ различной мощности и конфигурации. При этом сколько-нибудь заметного влияния вида установок, входящих в НПЗ, на вклад объектов ОЗХ в его стоимость не наблюдается.
Обеспечить современный уровень глубины переработки нефти могут НПЗ, включающие по крайней мере 12-15 установок для традиционных схем переработки или соответствующий состав интегрированных установок. В лидерах - НПЗ, включающие гидрокрекинг, как процесс глубокой переработки остатков. На них вырабатывается минимальное количество дешевых остаточных продуктов и максимум дорогих светлых.
Уровень потерь для традиционных НПЗ-III превышает 3,5%, для НПЗ с интегрированными процессами - почти в два раза меньше.
Из приведенных ниже в этой же таблице экономических показателей видно, что несмотря на большие абсолютные и удельные величины капитальных затрат, лучшая структура товарного ассортимен-
та обеспечивает более сложным НПЗ максимальную рентабельность, чистую прибыль и сроки эксплуатационной окупаемости на уровне 2-4 лет. Даже до введения в действие Технического регламента и без коррекции акцизной политики сложившийся уровень цен на рынке ГСМ дает возможность современным предприятиям иметь максимальную доходность.
Тот же рынок говорит "нет" простейшим НПЗ I и II уровней глубины переработки. Несмотря на дешевизну, максимальные значения показателя "фондоотдачи", они нерентабельны, убыточны, дают минимальный социальный эффект. Такие НПЗ могут успешно эксплуатироваться лишь в каких-то специфических условиях - при "серых" схемах минимизации налогов, в северных районах при больших транспортных издержках на доставку ГСМ с "большой земли", при переработке местных нефтей с ценой существенно ниже средней рыночной (см. данные по цене нефти, обеспечивающей нулевую рентабельность переработки) и т.п. Недаром реестр ЦДУ ТЭК свидетельствует о том, что около половины из 65 учтенных малых НПЗ в России законсервировано.
Чистую прибыль, превышающую $100 с тонны переработанной нефти, рентабельность, превышающую 40%, максимальные поступления в бюджет, максимальную устойчивость на свободном (пусть - относительно) рынке сырья
обеспечивают НПЗ-ГПН с максимальной глубиной переработки и максимальным качеством товарной продукции. Следует подчеркнуть еще один на первый взгляд неожиданный вывод - весьма приемлемые сроки окупаемости сложных НПЗ, включающих множество процессов облагораживания светлых и переработки остатков. Можно также отметить преимущество во всех техникоэкономических показателях предприятий, базирующихся на интегрированных процессах. Это говорим не мы - свидетельствует статистика.
Для сопоставления с показателями НПЗ-500 в табл. 6 приведены экономические характеристики предприятий мощностью 3 млн.т/год (которые можно отнести и к категории крупных) и малых НПЗ мощностью 100 тыс.т/ год. Подробный анализ полученных данных могут сделать сами заинтересованные читатели. В нескольких словах выводы можно сформулировать так: экономика малых НПЗ-500 не слишком отличается от экономики крупных предприятий, а снижение технико-экономических показателей малотоннажных НПЗ не фатально (особенно с учетом вышеприведенной оговорки об объективном завышении расчетного объема капвложений по использованной авторами методике). НПЗ мощностью и 100 и 250 тыс.т/год при правильной комплектации могут рентабельно работать и, безусловно,
ПРОМЫШЛЕННЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ КОРОБОВ®
Короба
Лотки
Кабель
Абсолютная Надежность
8-800-200-5110 www.korobov.ru
телефон-факс info@korobov.ru
на правах рекламы
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ответственностью торговый дом
СИБИРСКАЯ КАБЕЛЬНАЯ КОМПАНИЯ
/
'Z
/
/
/
КОНКУРЕНТНЫЕ ЦЕНЫ
ШИРОКИЙ АССОРТИМЕНТ СКЛАДСКОГО НАЛИЧИЯ КАЧЕСТВО ВЕДУЩИХ КАБЕЛЬНЫХ ЗАВОДОВ ОТМОТКА ДОСТАВКА ПО РФ
Томск: (3822) 43-55-03 Новосибирск (383) 2-105-398
634062, г Томск, а/я 5060 Красноярск: (3912) 99-63-31
Е-ггаіі: зсэЫе_(аm@mail.ru і Кемерово: (3842) 64-28-32
Ші: тір:/Алллли.£сзЬіе.ги » Новокузнецк: (3843) 45-64-94
имеют право на существование в современной России.
Литература
1. А.К. Курочкин, А.В.Курочкин. Разработка конфигурации НПЗ топливного профиля для переработки нефтей Северного и Норвежского морей // Территория НЕФТЕГАЗ. 2007, № 3. с.38-45.
2. А.К. Курочкин,
А. В. Курочкин, Г.Н.Набиулин. Комплектуем среднетоннажный НПЗ. II. Выбор оптимального набора современных процессов нефтепереработки для НПЗ топливного профиля //
Территория НЕФТЕГАЗ.
2007, № 5. с.34-41.
3. А.К.Курочкин, А.В.Курочкин, Г.Н.Набиулин. Комплектуем среднетоннажный НПЗ. II. Выбор оптимального набора современных процессов нефтепереработки для НПЗ топливного профиля (продолжение) // Территория НЕФТЕГАЗ. 2007, № 9. с.60-65.
4. А.К.Курочкин, А.В.Курочкин, Г.Н.Набиулин. Комплектуем среднетоннажный НПЗ. II. Выбор оптимального
набор современных процессов нефтепереработки для НПЗ топливного профиля (продолжение) // Территория НЕФТЕГАЗ. 2007, № 11. с.44-47.
5. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика, Л.: "Химия", 1980, 328 с.
6. Справочник современных нефтехимических процессов // Нефтегазовые технологии. 2001, №3. с. 94-137.
7. Фокина Е.А. Обзор мини-НПЗ в России // Международный форум "Малые НПЗ в России: новая волна", 17-18 сентября 2007 г., г. Москва
8. Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Утверждено: Госстрой России Министерство экономики РФ Министерство финансов РФ Госкомпром России от 31
марта 1994 года №7-12/47
9. Технико-инвестиционные показатели современных нефтеперерабатывающих установок. Перспективные направления переработки нефти на мировом рынке. // Отчет-справочник., СПб., 2002 г., 225 с.
10. Яковлев А.А. Определение экономической эффективности строительства новых мини НПЗ // Международный форум "Малые НПЗ в России: новая волна", 17-18 сентября 2007 г., г. Москва
11. Кайзер Марк Дж., Гэри
Джеймс Х. Расчет капитальных затрат в нефтепереработке // OiL&Gas Journal. 2007, №6,
с. 72-80.
'&! і' fr
НАЛИЧИИ НА СКЛАДЕ БОЛЕЕ Ш® ЕДИНИЦ ТЕХНИК
ПОСТАВКА
АВТОТЕХНИКИ
Я
8 (3513) 54-63-00 www.uralst.ru
СЕРВИСНЫЕ ЦЕНТРЫ
на правах рекламы
ТЕХНИКА В НАЛИЧИИ г'Мшкх: 8 iiS13} S4‘63 00 шпллшс UAS*TU г‘ Vx!tlQ t(82iA7f3r364t3
iw «WlWfc ЧЯС ftf g Усинск: S (B21Ы) 9-1 (J-5P
OBР6ИС И ГАРАНТИЯ г Уренгой; s tt-iO-83
на правах рекламы
