Прогноз социально-экономического развития
За год во всех категориях хозяйств надоено 10130тонн молока, по сравнению с 2002 годом надоено на 322 тонны молока меньше. Искусственным осеменением охвачено 14 наслегов.
Всего по улусу работают 25 техников осеменаторов. В улусе имеется 4 племенных хозяйства по разведению КРС и 2 базовых хозяйства по коневодству.
Закуп сельскохозяйственной и промысловой продукции. В 2003 году заготовителями в улусе работали агрофирма Вилюйская, ОАО ФАПК Вилюй, СПК Артыал, СПК То5ус и союз потребительских обществ УСПО Вилюй.
Заготовительные предприятия в начале года заключили государственный контракт с министерством сельского хозяйства на закупаемый объем продукции и договора контрактации с сельхозтоваропроизводителями на поставку продукции.
Все договора контрактации зарегистрированы управлением сельского хозяйства. В 2003 году всего было зарегистрировано 640 договоров контрактации на общую сумму 22 965 тыс. руб. За отчетный год всего по улусу заготовлено 3816 тонн молока при годовом плане 4000 тонн (95,4%).
По сравнению с 2002 годом заготовлено молока на 635 тонн больше.
Коллективными хозяйствами сдано 1466,2 тонн молока, крестьянскими хозяйствами 63,6 тонн, личными подсобными хозяйствами 2286,7 тонн. При большем удельном весе поголовья коров (до 80%), индивидуальным сектором сдано от одной коровы по 585 кг., коллективными предприятиями в среднем по 1135 кг.
Данный показатель в 2002 году составлял по 312 и 1402 кг.
Соответственно. При закупке продукции местных товаропроизводителей эффективность, результат целенаправленной работы зависит от деятельности заготовительных организаций.
Годовые планы по закупкам молока агрофирмой Вилюйская выполнены всего на 76,1% (меньше уровня 2002 года на 520 тонн). ОАО ФАПК Вилюй план выполнил на 101%, или 1427тонн.
СПК Арыал закуплено 604,8 тонн, годовой план выполнен на 101,4%, СПК То5ос - 556,7 тонн (100,3%) и УСПО Вилюй закуплено 503,5 тонн молока.
Объем государственного заказа по поставке молока не выполнен в основном коллективными производственными кооперативами. Например ПК Бетюнг за прошедший год сдано всего 86,4 тонн при плане 150 тонн, или 57,6% племенное хозяйство имени Степана Аржакова при скорректированном плане 93,5 тонн сдано 69,3 тонн (74,1), ПК Чочу сдано 55,2 тонн при годовом плане 105 тонн (52,6%)
Прогноз социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) в нефтегазовой отрасли до 2007г.
. К нефтедобывающей отрасли республики относятся ОАО ННГК Саханефтегаз, ОАО Ленанефтегаз, ЗАО Иреляхнефть, ООО Таас-Юрях Нефтегазодобыча. При этом, ОАО ННГК Саханефтегаз не ведет самостоятельной добычи нефти.
В целом по нефтедобывающей отрасли в 2003 году наблюдалось сохранение добычи нефти на уровне 340 тыс. тонн. В 2004 году объем добычи нефти возрос до 385 тысяч тонн, прогнозируется рост добычи в 2005 2006 годах соответственно до 650 1000 тысяч тонн.
Рост будет связан, в основном, с добычей нефти на Талаканском месторождении.
В 2003-2004 годах объемы добычи на Талаканском месторождении сохраняются на уровне 260 тыс. тонн в год.
На Среднеботуобинском месторождении прогноз добычи нефти составлен по ООО Таас-Юряхнефтегазодобыча - дочернему предприятию ОАО Таас-Юряхнефть. Начиная с 2005 года, прогнозируется значительное увеличение объема добычи до 80 тыс. тонн, а к 2006 году - 100 тысяч тонн ежегодно.
Завершение строительства нефтеперерабатывающего завода на Иреляхском НГКМ откладывается до 2006 2007 гг. В связи с чем, добыча нефти ЗАО Иреляхнефть ожидается в объеме 50 тысяч тонн ежегодно.
Первоочередными задачами отрасли являются:
совершенствование технологий сооружений и эксплуатации нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;
совершенствование и широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи.
Перспективные объемы добычи нефти в республике будут определяться в основном следующими факторами спросом на жидкое топливо на внутреннем и внешних рынках, уровнем мировых цен, налоговыми условиями и качеством разведанной сырьевой базы. Добычу газа в республике осуществляют ОАО АЛРОСА-Газ и ОАО Якутгазпром, на долю которого приходится 83% добычи.
Весь добытый газ направляется на внутриреспубликанское потребление.
В 2004 году добыча газа составила 1,6 млрд.куб.м., в 2005 году ожидается 1,9 млрд. куб. м., в 2006 году 2,0 млрд. куб. м. газа.
С 2005 года планируется значительное увеличение объемов добычи газа в Мирнинском районе с 270 млн. куб. м. в 2003 году до 435 млн. куб. м. в 2006 году (в 1,6 раза) в связи с вводом в 2004 году газопровода до Удачного.
По Средневилюйскому месторождению (ОАО Якутгазпром) прогнозируемый объем добычи природного газа в 2004 году составит 1,3 млрд.куб.м., в 2005 году 1,4 млрд.куб.м., в 2006 году 1,5 млрд.куб.м.
Мастахское месторождение, также разрабатываемое ОАО Якутгазпром, находится в конечной стадии разработки, и последние годы используется в качестве регулятора для покрытия пиковых нагрузок в зимние времена. С 2003 года произошло увеличение добычи газа на месторождении до 100 млн.куб.м. ежегодно.
Всего по ОАО Якутгазпром в 2004 году добыча газа составила 1,37 млрд. куб. м. и газового конденсата в объеме 74,7 тысяч тонн. В 2005-2006 годах добыча газа составит соответственно 1500 и 1605 млн. куб., добыча газоконденсата -79,4 и 85,1 тысяч тонн.
Ожидается значительное повышение рентабельности предприятий газовой отрасли.
Основными задачами развития газовой промышленности на ближайшую перспективу являются:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего спроса на газ;
рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспорте газа;
развитие газоперерабатывающей промышленности;
развитие транспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа. Производство продуктов переработки нефти и газа.
В связи с тем, что 2005 году на Средневилюйском месторождении ОАО Якутгазпром планируется ввод в эксплуатацию атмосферной установки переработки газового конденсата мощностью 120 тыс. тонн в год, более чем в два раза увеличится производство бензина из газового конденсата.
В 2006 году производство бензина достигнет 73 тысяч тонн с ежегодным производством около 27 тысяч тонн дизельного топлива.
Объемы производства моторного топлива для внедорожной техники и бензина на ГПЗ в прогнозируемый период будут стабильны: 2,9 и 2,1 тысяч тонн соответственно.
АК АЛРОСА ведется строительство нефтеперерабатывающего завода на Иреляхском месторождении производительностью 200 тыс. тонн в год по сырью. Однако, в прогнозируемый период ввод завода в эксплуатацию не ожидается.
Экономическая стратегия республики в области развития топливно-энергетического комплекса до 2006 года будет направлена на:
повышение влияния топливно-энергетического комплекса на формирование экономических и финансовых показателей республики;
достижение стабильного функционирования предприятий, повышение финансовой устойчивости и эффективности использования его потенциала;
полное и надежное обеспечение населения и экономики республики энергоресурсами по доступным ценам;
снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении республики;
совершенствование топливного баланса, соблюдение оптимальных параметров в обеспеченности запасами потребностей Республики Саха (Якутия) в топливно-энергетических ресурсах, исходя из энергетической безопасности и экономической целесообразности;
рост конкурентоспособности продукции и услуг на внутреннем и мировом рынках, снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;
стимулирование энергосбережения и развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
Достижение принятых положений энергетической стратегии республики будет обеспечиваться программными методами.
В республике созданы основы мощной сырьевой базы добычи нефти и газа, открыты крупные нефтяные и газовые месторождения, в том числе такие уникальные, как Чаяндинское и Талаканское подготовленные к промышленному освоению и находящиеся в нераспределенном фонде. Компактное расположение этих месторождений на юго-западе республики позволяет рассматривать их суммарный углеводородный потенциал в качестве достаточной базы для осуществления крупномасштабных нефтегазовых проектов, рассматриваемых на федеральном уровне.
Указанные месторождения имеют стратегическое значение для газоснабжения в Российской Федерации.
После проведения конкурсов (аукционов) и определения недропользователей по каждому из месторождений появятся реальные предпосылки для создания консорциумов (альянсов) из числа ведущих нефтегазовых компаний, способных реализовать крупномасштабный проект за счет собственного инвестиционного потенциала. На этом этапе чрезвычайно важно обеспечить интересы республики при освоении месторождений углеводородного сырья и создании общей трубопроводной инфраструктуры.
СЫРЬЕ
Сырьем для переработки будет являться газовый конденсат. Для обеспечения нормальной работы установки и выхода качественных нефтепродуктов, газовый конденсат должен отвечать следующим требованиям:
- Содержание (% масс.): сероводород отсутствует
Меркаптаны - отсутствуют
Сера - не более 1
Парафин не более 9
Вода не более 0,5
Хлористые соли не более 40 мг/куб.дм.
- Выход фракций до 350 С не менее 50% на сырье
- Октановое число бензиновых фракций, выкипающих до 140 С не менее 56
- Остаток после отделение светлых фракций до 350 С должен быть не хуже, чем мазут марки 100 по ГОСТ 10585-75
- Прочие параметры должны соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76 на нефть, поставляемую на нефтеперерабатывающие предприятия и предназначенную для переработки
- Состав сырья, поступающего на установку, должен быть стабилизирован.
За основу сырьевой базы проекта принят газовый конденсат.
ФИЗИКО-ХИМЕЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Таблица 1.1.
| Показатели | Газовый конденсат |
Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть |
| 1. Плотность при 20ОС, кг/м3 | 740 | 765 | 840 |
| 2. Молекулярная масса | 120 | 160 | 208 |
| 3. Вязкость кинематическая при 20ОС,мм/с | 0,96 | 1,4 | 5,5 |
| 4. Фракционный состав по ГОСТ2177-82,ОС | |||
| НК | 35 | 33 | 36 |
| 10% | 65 | 81 | 100 |
| 50% | 130 | 185 | 340 |
| 90% | 290 | 360/84 | 360/54 |
| КК | 342 | - | - |
| Температура застывания, ОС | -48 | -6 | +11 |
| Температура вспышки, ОС | -36 | -30 | -30 |
| Кислотность, мг КОН/100мл | 0,45 | 1,6 | 0,5 |
| Содержание, %масс: | |||
| Серы | 0,05 | 0,05 | 0,14 |
| смол селикагелевых | 0,2 | 0,56 | 1,25 |
| Асфальтенов | 0,05 | отс | 1,0 |
| Парафинов | 0,9 | 5,7 | 5,0 |
| Мехпримесей | отс | отс | Отс |
| Воды | 0,04 | отс | 0,3 |
| солей, мг/л | 7,6 | 5,0 | 100 |
Фракционный состав углеводородного сырья (Разгонка на аппарате АРН-2)
Таблица 1.2.
| Пределы | Выход фракций | |||||
| выкипания | Газовый конденсат | Нефтегазоконд. Смесь | Нефть | |||
| фракция, ОС | % масс. | фракций | % масс. | Фракций | % масс. | Фракций |
| НК | 32ОС | 30ОС | 33ОС | |||
| НК-60 | 5,16 | 5,16 | 11,13 | 11,13 | 1,28 | 1,28 |
| 60-70 | 3,97 | 9,13 | 5,61 | 16,74 | 1,95 | 3,23 |
| 70-80 | 4,15 | 13,28 | 3,54 | 21,28 | 3,15 | 6,38 |
| 80-90 | 7,07 | 20,35 | 3,34 | 23,62 | 0,99 | 7,37 |
| 90-100 | 8,40 | 28,75 | 6,16 | 29,78 | 1,04 | 8,41 |
| 100-110 | 8,33 | 37,08 | 2,23 | 32,01 | 1,49 | 9,90 |
| 110-120 | 6,35 | 43,43 | 3,55 | 35,56 | 2,65 | 12,35 |
| 120-130 | 5,55 | 48,98 | 2,20 | 37,76 | 1,74 | 14,29 |
| 130-140 | 5,20 | 54,18 | 2,66 | 40,42 | 1,82 | 16,11 |
| 140-150 | 4,35 | 58,53 | 1,76 | 42,18 | 1,45 | 17,56 |
| 150-160 | 4,90 | 63,43 | 3,38 | 45,76 | 1,66 | 19,22 |
| 160-170 | 4,28 | 67,71 | 2,38 | 48,14 | 1,86 | 21,68 |
| 170-180 | 3,06 | 70,77 | 2,18 | 50,32 | 1,45 | 22,53 |
| 180-190 | 2,47 | 73,24 | 0,35 | 50,67 | 1,82 | 24,35 |
| 190-200 | 2,47 | 75,71 | 1,49 | 52,16 | 1,45 | 25,80 |
| 200-210 | 1,73 | 77,44 | 3,15 | 55,31 | 0,70 | 26,50 |
| 210-220 | 0,76 | 78,20 | 3,45 | 58,76 | 0,87 | 27,37 |
| 220-230 | 2,6 | 80,80 | 2,88 | 61,64 | 1,16 | 28,53 |
| 230-240 | 2,13 | 82,93 | 2,77 | 64,41 | 1,45 | 29,98 |
| 240-250 | 2,01 | 84,94 | 2,50 | 66,91 | 1,53 | 31,51 |
| 250-260 | 2,38 | 87,32 | 2,85 | 69,76 | 2,53 | 34,04 |
| 260-270 | 0,59 | 87,91 | 0,61 | 70,37 | 2,69 | 36,73 |
| 270-280 | 0,65 | 88,56 | 0,63 | 71,00 | 1,04 | 37,77 |
| 280-290 | 0,58 | 89,14 | 0,64 | 71,64 | 2,11 | 39,88 |
| 290-300 | 0,79 | 89,93 | 1,75 | 73,39 | 2,15 | 42,03 |
| 300-310 | 0,87 | 90,80 | 2,55 | 75,94 | 2,53 | 44,56 |
| 310-320 | 0,84 | 91,64 | 1,07 | 77,01 | 2,61 | 47,17 |
| 320-330 | 0,99 | 92,63 | 2,51 | 79,52 | 1,08 | 48,25 |
| 330-340 | 0,39 | 93,02 | 0,85 | 80,37 | 1,53 | 49,78 |
| 340-350 | 0,74 | 93,76 | 1,93 | 82,30 | 2,53 | 52,31 |
| 350-360 | 0,77 | 94,53 | 1,70 | 84,00 | 1,29 | 53,60 |
| 360 | 5,47 | 16,00 | 46,40 | |||
| Остаток | 2,90 | 97,43 | 14,00 | 46,40 | ||
| Выход | 97,43 | 98,00 | 100 | |||
| Потери | 2,57 | - | 2,00 | - | - | - |
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРКТЕРИСТИКА ПРОДУКТОВ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Характеристика качества прямогонных бензиновых фракций
Таблица 2.1.
| Показатели | Газовый Конденсат |
Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть | Бензин А-76 по ГОСТ 2084-77 |
| 1. Октановое число (моторный метод), не менее | 65 | 58 | 56 | 76 |
| 2. Плотность при 20ОС, кг/м3 | 716 | 720 | 736 | не нормир. |
| 3. Упругость насыщенных паров, мм.рт.ст. | 204 | 368 | 210 | 500/700 |
| 4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, ОС |
||||
| НК, не ниже | 50 | 37 | 48 | 35 |
| 10% не выше | 65 | 61 | 69 | 70/55 |
| 50% не выше | 89 | 98 | 106 | 115/100 |
| 90% не выше | 136 | 143 | 146 | 180/160 |
| КК не выше | 154 | 163 | 169 | 195/185 |
| Выход, % об. | 98 | 98 | 98 | 98 |
| 5. Содержание: | ||||
| серы, % масс. не выше | 0,002 | 0,003 | 0,06 | 0,1 |
| фактических смол мг/100 мл, не выше |
0,25 | отс. | 7,2 | 8/10 |
| кислотность , мг КОН /100 мл бензина, не выше |
Отс. | 0,17 | 0,8 | 1,3 |
| 6. Испытание на медной пластине | выд. | выд. | выд. | выд. |
Из приведенных выше данных следует, что качественные показатели прямогонных бензиновых фракций, за исключением октанового числа, удовлетворяют требованиям ГОСТ 2077-84 на бензин автомобильный А-76. Для доведения октанового числа бензина до 76 по моторному методу требуется предусмотреть его компаундирование с присадками и высокооктановыми компонентами на блоке компаундирования
Характеристика качества фракции дизельного топлива
Таблица 2.2.
| Показатели | Газовый Конденсат |
Нефтегазо-конденсат-ная смесь | Нефть | Дизтопливо по ГОСТ 305-82 |
| 1. Цетановое число, не менее | 46 | 57 | 50 | 45 |
| 2. Плотность при 20 ОС, кг/м3, не выше | 796 | 817 | 840 | 860/840 |
| 3. Вязкость кинематическая при 20 ОС, мм/с | 1,6 | 3,3 | 5,0 | 3,0-6,0 1,8-5,0 |
| 4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, ОС | ||||
| 10% | 150 | 195 | 213 | не норм. |
| 50% не выше | 187 | 251 | 275 | 280 |
| 90% не выше | 295 | 330 | 354 | 360 |
| 5. Температура: помутнения, ОС, не выше | -40 | -5 | -5 | -5/-25 |
| застывания, не выше | -48 | -17 | -12 | -10/-35 |
| вспышки, не ниже | 38 | 62 | 85 | 62/40 |
| 6. Содержание, % масс. не выше | ||||
| Серы | 0,004 | 0,15 | 0,16 | 0,5 |
| Меркаптанов | Отс. | отс. | отс. | 0,01 |
| Зольность | Отс. | отс. | отс. | 0,01 |
| Мехпримесей | Отс. | отс. | отс. | отс. |
| Воды | Отс. | отс. | отс. | отс. |
| 7. Кислотность, мг КОН/100мл, не выше | 2,2 | 1,3 | 1,3 | 5,0 |
| 8. Фактических смол, мг/100мл, не выше | 1,0 | 5,0 | 22,0 | 40 |
Приведенные данные показывают, что фракции дизельного топлива из нефти и нефтегазоконденсатной смеси полностью соответствуют требованиям ГОСТ 305-82 на дизтопливо. В случае использования в качестве сырья газового конденсата наблюдается некоторое отклонение показателей качества фракции дизельного топлива от требований ГОСТ - кинематическая вязкость и температура вспышки.
Но так как основными целевыми фракциями являются бензиновая и фракция дизтоплива, их качественные характеристики можно регулировать режимом работы ректификационного аппарата и отбором керосина.
Необходимо отметить, что существует возможность широко варьировать качественные показатели целевых фракций за счет изменения параметров процесса ректификации, для достижения их соответствия требованиям ГОСТ. Кроме этого, корректировка тех или иных параметров топлив возможна применением различных присадок.
Необходимость изменения каких-либо показателей качества отдельных фракций определяется после исследования работы установки Н30 на конкретном сырье, в каждом случае отдельно.
ТОВАРНЫЙ БАЛАНС
Товарный баланс составлен на основании принятых пределов выкипания главных целевых фракций по кривой ИТК нефти:
бензиновая фракция НК - 160 ОС;
фракция дизельного топлива 160 - 300-350 ОС.
В случае отбора керосиновой фракции для реактивного топлива интервал выкипания - 180 - 240 ОС. Для получения уайт-спирита - 165 - 200 ОС.
Остаток атмосферной перегонки нефти представляет собой фракцию, кипящую выше - 300-350 ОС.
Производительность по сырью принята с расчетом, что количество поступающих в ректификационный аппарат паров светлых нефтепродуктов составляет в каждом случае - 701 кг/ч.
Товарный баланс
Таблица 3.1.
| Статья баланса |
Газовый конденсат | Нефтегазоконденсатная смесь | Нефть | ||||||
| % мас. | т/год | т/сут | % мас. | т/год | т/сут | % мас. | т/год | т/сут | |
| Поступает : | 100 | 5813 | 17,6 | 100 | 6597 | 20 | 100 | 10280 | 31,2 |
| Получено: | |||||||||
| Бензин прямогонный | 52 | 3023 | 9,2 | 38 | 2507 | 7,6 | 15 | 1542 | 4,7 |
| Топливо ТС-1 | 21 | 1221 | 3,7 | 12 | 792 | 2,4 | 10 | 1028 | 3,1 |
| Дизтопливо марки Л или З | 20 | 1163 | 3,5 | 32 | 2111 | 6,4 | 28 | 2878 | 8,7 |
| Котельное топливо | 4,5 | 262 | 0,8 | 16 | 1056 | 3,2 | - | - | - |
| Топочный мазут | - | - | - | - | - | - | 46 | 4729 | 14,3 |
| Потери | 2,5 | 145 | 0,4 | 2 | 132 | 0,4 | 1 | 102 | 0,3 |
Количество рабочих дней в году - 330. Режим работы 3-х сменный.
Технологическая схема
Нефть, соответствующая по показателям качества п.2 настоящей записки, после входного контроля из сырьевого резервуара насосом Н-1 подается в теплообменники Т-1, Т-2, Т-3 и далее в трубчатую печь П-1. В печи нефть нагревается до температуры 300-350 ОС и большая ее часть испаряется.
Парожидкостная смесь поступает в эвапоратор Е-1, где происходит сепарация парообразных и жидких углеводородов, а также отпаривание котельного топлива от более легких фракций.
В установке Н30 применена одноколонная схема ректификации с боковыми отборами дополнительных продуктов. Ректификационный аппарат Б-1 представляет собой укрепляющую часть колонны, размещенную в горизонтальном положении.
Паровой поток в ректификационном аппарате создается подачей в нее паров углеводородов, испарившихся в трубчатой печи и эвапораторе. Совместное испарение низкокипящих и высококипящих компонентов приводит к снижению необходимой температуры нагрева нефти в печи и более полному извлечению содержащихся в остатке фракций дизельного топлива.
Горизонтальное расположение секций ректификационного аппарата позволяет значительно увеличить количество тарелок без увеличения высоты установки, что дает увеличение четкости ректификации. Поэтому в технологическом процессе не используются стриппинг-секции для отпаривания фракций керосина и дизельного топлива.
Охлаждение верха ректификационного аппарата принято по схеме острого испаряющегося орошения. Пары бензиновой фракции конденсируются в конденсаторе-холодильнике КХ-1, после чего попадают в рефлюксную емкость Е-2, где разделяются на прямогонный бензин, несконденсировавшуюся часть паров и воду.
Углеводородный газ и вода удаляются из рефлюксной емкости на утилизацию.
Холодное орошение подается в ректификационный аппарат насосом Н-2, а товарная часть прямогонного бензина насосом Н-6 подается в холодильник Х-1 для доохлаждения и далее в накопительные емкости комплекса.
Керосиновая фракция откачивается насосом Н-5 и, проходя теплообменник Т-1, охлаждается до необходимой температуры за счет передачи тепла потоку сырья.
Фракция дизельного топлива поступает из ректификационного аппарата в теплообменник Т-2 и откачивается насосом Н-4 в товарную емкость комплекса.
Котельное топливо (мазут) из эвапоратора Е-1 направляется в теплообменник Т-3, после чего насосом Н-3 прокачивается через холодильник Х-2 и далее в товарную емкость комплекса.
Вода, полученная при сепарации бензиновой фракции, направляется в канализацию. Углеводородный газ дожигается в трубчатой печи или на факеле.
В большинстве случаев фракционный состав сырья не требует для получения качественных нефтепродуктов отбора керосиновой фракции, поэтому теплообменник Т-1 и насос Н-5 из технологической схемы зачастую исключаются.
В зависимости от климатической зоны из технологической схемы может исключаться холодильник бензина Х-1.
Характеристика основного оборудования
Таблица 4.1.
