Разработка бизнес-плана на реконструкцию предприятия

Легкий газойль каткрекинга (LCO) направляется на установку гидроочистки дизтоплива.

 

В таблице 2.9 приведены сводные результаты оценки по наиболее перспективным рабочим вариантам при загрузке на 6 млн.т /год по сырью и наиболее тяжелого для переработки качества нефти (смесь Актюбинск-Кумколь, 75%/25%).

 

Таблица 2.9 – Сводные результаты расчетов и выбора основного вариант реконструкции ТОО «КОП».

 

№ п/п	Краткое описание	Инвестиции, млн, USD*	NPV, млн, USD*	IRR, %	Срок  окупаемости
1	Вариант 1	664	940	40,5	6,6
	- плюс установка МТБЭ и ТАМЭ	693	977	40,4	6,6
	- плюс установка акилирования	792	975	37,7	6,3
	- плюс установка производства  полипропилена	942	950	36,2	7,8
2	Вариант 2	1110	527	24,9	9,6
	- плюс установка коксования	1221	589	24,8	9,3
3	Вариант 3	1219	402	22,1	10,3
	- плюс установка коксования	1320	472	22,4	10,2
в ценах 2009 г №

 

 

РАЗДЕЛ 3 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПРОИЗВОДСТВ

 

Исходя из вышеприведенных данных и рассмотрения результатов исследования рабочих вариантов модернизации ТОО «КОП» очевидно, что с экономической и технико-технологической точки зрения оптимальной схемой реконструкции ТОО «КОП» является Вариант 1 с восстановлением и модернизацией установки каталитического крекинга RFCC.

Детальное исследование выбранного варианта было проведено  для смеси нефтей Акюбинская/Кумкольская в соотношении 75%/25%.

На основании полученных результатов конфигурационного  исследования был выбрал именно этот вариант в качестве основного направления модернизации НПЗ.

Этот вариант предусматривает:

• Загрузку ПКОП на 6 млн.т/год.
• Восстановление каталитического крекинга мазута (RFCC).
• Включение в схему ПКОП установки по производству октаноповышающего компонента бензинов (установка МТБЭ).
• Возможность производства бензола в качестве товарного продукта.
• Возможность включения в конфигурацию ПКОП производства октаноповышающего компонента бензинов (установка ТАМЭ) и установки получения полипропилена.

Наиболее приемлемая с точки зрения потребностей рынка  и экономических критериев загрузка ПКОП находится в пределах 5,5-6 млн.т.

Оптимизационное технологическое  моделирование и экономические расчеты показали, что конфигурация ПКОП, ориентированная на максимизацию выпуска бензинов ("бензиновое" направление модернизации) наиболее полно удовлетворяет потребностям рынка. Более того, выбранная конфигурация позволяет максимально использовать незавершенные капитальные вложения (прежде всего, комплекс FCC Fluid Catalytic Cracking - каткрекинг с псевдоcсжиженным катализатором).

Вариант 2 - дизельная  конфигурация, направленная на максимизацию выпуска средних дистиллятов, является более дорогой и не сбалансированной по рынку; при загрузке ПКОП на 6 млн. по этому по этому варианту наблюдается значительное перепроизводство средних дистиллятов (дизельного топлива и авиакеросина) - на 500-700 тыс.т/год. Кроме того при этом варианте, требуется строительство новой крайне дорогой установки гидрокрекинга.

Вариант 3 модернизации смешанного типа (гидрокрекинг и каткрекинг вакуумного газойля) оказывается низкоэффективным как с технологической точки зрения ввиду нехватки сырья на загрузку каталитического крекинга на проектную мощность в 1,8 млн.т, так и с экономической (капитальные затраты оказались не ниже, чем для варианта 2).

 

 

 

 

 

 

 

Нефтеперерабатывающая отрасль Казахстана существенно  отстает в своем развитии от промышленно  развитых стран мира. Основными проблемами отрасли являются: низкая глубина переработки нефти, невысокое качество выпускаемых нефтепродуктов, отсталая структура производства, значительная степень износа основных фондов, высокий уровень энергопотребления.

 

 

 

Комплексным планом развития нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан на 2009-2015 годы предусматривается, что для обеспечения выпуска продукции по новым стандартам необходимо строительство новых технологических, установок, замена катализаторов и реконструкции действующих установок облагораживания нефтепродуктов - установок гидроочисток дистиллятов, изомеризации, извлечения бензола и ароматических углеводородов, производства водорода производства серы.

Цели и задачи Комплексного плана развития нефтеперерабатывающих  заводов Республики Казахстан

на 2009-2015 годы.

 

 

В настоящее  время на ШНПЗ перерабатывается всего  около 4 млн.т нефти в год, отсутствуют

углубляющие процессы, часть оборудования морально устарела и выработала свой ресурс, системы

автоматического контроля за работой технологических установок на ряде производств устарели, а

экономическая эффективность работы завода довольно низка

.Все это обуславливает  недостаточное качество вырабатываемых  товарных продуктов, глубина

переработки нефти  мала, а в структуре производимой продукции высок выход топливного мазута и

вакуумного  газойля (последний является полуфабрикатом и его приходится продавать по относительно

низкой цене, поскольку нет процесса для его  переработки). Суммарное производство мазута и

вакуумного  газойля составляет 32 %.

 

Руководством  ПКОП было принято решение о разработке ТЭО реконструкции и модернизации

предприятия. В  соответствии с Техническим задание  на ТЭО модернизации на ТОО «ПетроКазахстан

Ойл Продактс»  должны были быть рассмотрены (на основе расчетов на компьютерной модели НПЗ)

различные варианты модернизации НПЗ с целью выбора наиболее экономичной схемы переработки,

максимально использующей существующие действующие и недостроенные  мощности и

обеспечивающей  производство продукции в соответствии с стандартом Евро-4

 

После завершения модернизации:

§ Выход светлых продуктов будет составлять более 82%, в том числе выход бензина - 43 % (2,57

млн.т/год) , керосина - 9% (0,51 млн.т/год);

§ Глубина переработки нефти составляет 91%;

§ Выход тяжелых продуктов снижен с 32% до 4,1% (0,76 млн.т/год);

§ Выбранный вариант предусматривает максимальное использование частично ранее

смонтированного