Белоусов Н. Л. - Бизнес-план. Организация малотоннажной переработки нефтепродуктов

Данный бизнес-план представляется на конфиденциальной основе исключительно для принятия решения по финансированию проекта и не может быть использован для копирования или для каких-либо других целей, а также передаваться третьим лицам.
Принимая на рассмотрение данный бизнес-план, получатель берет на себя ответственность и гарантирует возврат данной копии авторам проекта, если он не намерен инвестировать капитал в новое производство.
Все данные, оценки, планы, предложения и выводы, приведенные по данному проекту, касающиеся его потенциальной прибыльности, объемов реализации, расходов, основываются на согласованных мнениях участников разработки инвестиционного проекта.
Информация, содержащаяся в бизнес-плане, получена от источников, заслуживающих доверия.

Суть проекта

Данный бизнес-план является экономическим обоснованием эффективности организации малотоннажной переработки нефтепродуктов в Республике Саха (Якутия), максимально приближенной к местам потребления.
Поставщиком оборудования является ОАО БЕЛЭНЕРГОМАШ, г. Белгород. Стоимость установки переработки нефти и газоконденсата со стоимостью доставки монтажа и запуска 17 млн. рублей.
Строительство и эксплуатация установки переработки нефти (УПН) поможет снизить остроту проблемы завоза нефтепродуктов извне и существенно сократить затраты на закупку, накопление, хранение и транспортировку нефтепродуктов.
Сравнительно недорогая стоимость малотоннажной нефтеперерабатывающей установки и гибкость технологии для получения целевых продуктов являются наиболее привлекательными факторами данного проекта. УПН проектируется и изготавливается в соответствии с действующими нормами и правилами с учетом климатических условий Республики Саха (Якутия), что гарантирует надежность работы в заданных технологических режимах.
УПН способна заменить целое нефтеперерабатывающее производство. Установка функционально вписывается в федеральную программу использования нетрадиционных технологий.
Базовый модуль нефтеперерабатывающая установка, приспособленная к эксплуатации в автономных условиях, а также оснащена дополнительными производственными мощностями.
Главная отличительная особенность УПН, от аналогичных разработок, является то, что установка имеет полный законченный цикл на производство товарной продукции.
Установка вырабатывает бензин марки А-76 (ГОСТ), дизельное топливо (зимнее, летнее) (ГОСТ), топливо ТС-1(авиационный) (ГОСТ), мазут (котельное топливо) (ГОСТ). Он состоит из технологических блоков и комплектного оборудования для управления и контроля, куда входят запорная, регулирующая арматура и трубопроводная обвязка.
При сборке узлов выдерживаются все требования к действующим стандартам, чтобы получать продукт высокого качества.
Конструкция герметична, эксплуатация комплексов не наносит вреда окружающей среде и гарантирует полную безопасность для обслуживающего персонала.

УПН	Полученные продукты: в % отношении к массе сырья
Сырье нефть: ? бензин ? дизельное топливо ? мазут	20-39 34-52 46-9
Сырье стабильный газовый конденсат ? бензин ? дизельное топливо	60-85 40-15

На УПН, как и на крупных заводах, в основе лежит процесс ректификации. Газовый конденсат подается через теплообменники в печь, где предварительно подогревается, и в парожидкостной фазе поступает в колонну, где происходит разделение многокомпонентной смеси на составляющие: бензин, дизельное топливо, керосин и др.
Технология фракционирования происходит в соответствии с требованиями ГОСТа. Переработка жидких углеводородов ведется при атмосферном давлении.
Система управления выполняет сбор и обработку информации технологического процесса, сообщает об отклонениях параметров от заданных. На УПН предусмотрена предупредительная сигнализация о нарушениях в режиме, что делает производство бензина, всех видов дизельного топлива экологически безвредным.
Все это гарантирует безопасность их эксплуатации.
УПН отличается компактностью и экономической целесообразностью. Автономность составных частей дает возможность быстро разместить оборудование на площадке.
Благодаря небольшому числу блоков, простоте конструкции монтажные работы выполняются в течение одного месяца.
А вывод модуля на рабочий режим осуществляется за 1-3 часа.
Установка выдержала самые суровые испытания и доказала, что может производить бензин и другие виды топлива в любых географических поясах, от северных до южных широт. Она работает на Тюменском севере, в Средней полосе России и других регионах.
Технология переработки и конструкция УПН отвечают высоким требованиям защитников природы и не наносят экологического вреда. Они обеспечивают герметичность всего оборудования, исключают выход вредных газов и паров в окружающую среду.
Переработка жидких углеводородов ведется при атмосферном давлении и при отсутствии сброса газа на факел, что выгодно отличает ее от известных технологий.
Газообразные отходы переводятся в жидкость, которая используется в качестве определенных добавок при компаундировании. Сточные воды отсутствуют.
Обслуживание оборудования не требует использования высококвалифицированных специалистов.
В основу разработки УПН заложены следующие критерии:

• оптимизация технологического процесса;
• уменьшение удельных капитальных вложений на единицу сырья;
• модульность конструкции, обеспечивающая максимальные удобства при транспортировке;
• минимум монтажных работ на месте эксплуатации;
• простота и централизованный контроль в управлении и обслуживании;
• экологическая безопасность.

Перерабатываемое сырье:

• нефть
• газовый конденсат;
• смеси газоконденсата и нефти;

Срок окупаемости до 1 года.

Место строительства

Строительство УПН планируется разместить в г. Вилюйске. Размещение объекта в данном месте позволяет использовать имеющиеся транспортные коммуникации, инженерные сети, энерго-теплоснабжение, нефтебазу для хранения сырья и реализации готовой продукции.
Площадь строительства УПН составляет 0,8 га.
Зона объекта соответствует требованиям СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов.
Цели бизнеса

• Обоснование рентабельности ввода в эксплуатацию малотоннажной нефтеперерабатывающей установки по производству светлых нефтепродуктов и реализации качественной продукции потребителям республики.
• Устойчивое и экономически выгодное обеспечение районов республики качественными нефтепродуктами.
• Внедрение новых технологий по повышению качества производимой продукции.
• За 2 года стать лидером в своем деле, войти в список лучших производителей горюче-смазочных материалов республики.

Описание отрасли
Практически весь объем светлых нефтепродуктов завозится в республику из-за ее пределов. Ежегодная потребность в светлых и темных нефтепродуктах превышает 1 млн. тонн.
В настоящее время в обеспечении республики нефтепродуктами наблюдается очень сложная ситуация, обусловленная постоянным ростом цен на топливо и тарифов на их перевозку и хранение. Одним из основных проблем ежегодного северного завоза нефтепродуктов в республику является отвлечение огромных материально-технических и финансовых средств, причем доля транспортных затрат составляет существенную часть всех расходов. Завоз нефтепродуктов осуществляется различными видами транспорта по следующим направлениям:
- основной объем нефтепродуктов поступает через перевалочную базу Усть-Кут с загрузкой в танкерный флот.
- в Южные районы республики (Алданский и Нерюнгринский), а также частично в Цетнральный регион нефтепродукты поступают по железной дорогое и далее развозятся автотранпортом.
- часть нефтепродуктов вырабатываемых в Западных регионах России, поступают через Мурманск в танкерах ледового типа до морских портов в устьях рек Лена, Яна, Колыма.

Описание продукции

В проекте планируется организовать производство следующих видов продукции:
тонн/год
Автобензин А-76 7008
Дизельное топливо (летнее, зимнее) 3840
Мазут 432
Вся перечисленная продукция имеет устойчивый спрос в республике.
Основные потенциальные потребители продукции
- агропромышленные предприятия и организации республики
- крестьянские и фермерские хозяйства республики
- население Центрального и Южного районов республики В результате проведенных расчетов получены следующие интегральные показатели эффективности проекта, рассчитанные по стандартной методике ЮНИДО с применением программного продукта Project Expert. Эффективность проекта:
При реализации проекта будут достигнуты следующие результаты:

1. Увеличение предложения на рынке ГСМ с целью удовлетворения спроса в целом по Республике.
2. Создание новых рабочих мест.

Прогнозируемые финансовые результаты
Рассчитано для периода: 1 ... 72 мес.
Ставка дисконтирования: 12 %
Срок окупаемости: PB = 3 года.
Индекс прибыльности: PI = 2,11
Чистый приведенный доход: NPV = 22 млн. руб.
Внутренняя норма рентабельности: IRR = 82,16% Данные финансовые показатели свидетельствуют об экономической эффективности проекта, прибыльности, рентабельности, окупаемости. Также полученные данные позволяют сделать вывод о том, что предприятие в состоянии погашать проценты по кредиту и кредит.

ПАСПОРТ ПРЕДПРИЯТИЯ

Полное наименование: Общество с ограниченной ответственностью Тайга
Сокращенное наименование: ООО Тайга
Директор: Евдокимов Павел Павлович
Форма собственности: частная
Регистрационное свидетельство: 93 от 27 сентября 2001 г.
Юридический адрес: РС (Я), Вилюйский улус, г. Вилюйск, ул. Интернациональная, 13
Фактическое местонахождение: РС (Я), Вилюйский улус, г. Вилюйск, ул. Ярославского, 4
Телефон: 41-4-18

Перечень собственников предприятия Заявителя	Доля в уставном капитале (%)
1. Государственная	0%
2. Муниципальная	0%
3. Общественная организация	0%
4. Другие предприятия	0%
5. Физические лица	100%

Наименования, адреса и реквизиты банков, в которых открыты счета Заявителя:
в рублях: ________________________________________________________________________
в иностранной валюте:___________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________
Дата начала деятельности: 27 сентября 2001 г.
Размер уставного капитала: 135 941 руб. (сто тридцать пять тысяч девятьсот сорок один рубль)
Стоимость основных фондов (по последнему балансу)___________________________________
Основные виды деятельности (по кодам Госкомстата): строительная деятельность, торгово-закупочная деятельность, производственная деятельность
Основные виды деятельности (фактически, к моменту начала реализации проекта): строительная деятельность, торгово-закупочная деятельность, торговля нефтепродуктами.
Среднесписочная численность сотрудников (к моменту начала реализации проекта, включая совместителей и работающих по договорам гражданско-правового характера): ______________
__________________________________________________________________________________
Социально-экономическое положение МО Вилюйский улус, Прогноз социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) в нефтегазовой отрасли на период до 2007 г.. Социально-экономическое положение МО Вилюйский улус
Вилюйский улус образован 9 января 1930 г. расположен в восточной части центральной якутской равнины. Территория улуса составляет 55,2 тыс. кв. км.
Улус делится на 22 административно территориальные единицы, в т. ч. 1 город, 1 поселок, 20 наслегов.
Расстояние от г. Якутска до улуса составляет: наземным путем 592 км.; воздушным путем 535 км.; водным путем 732 км. Транспортное сообщение с г. Якутском автодорога Вилюй (Якутск - Вилюйск Сунтар - Мирный).
Завоз грузов (ПТН, мука, ТЭР) осуществляется в основном водным путем, продукты питания и непродовольственные товары наземным транспортом, небольшое количество грузов воздушным путем.
Внутритерриториальные связи осуществляются автомобильным транспортом. Из-за высоких авиационных тарифов перевозки воздушным путем внутри улуса не осуществляются.
Национальный состав населения по данным 1989 года: якуты 68,5% населения, русские 22,7%, эвены 0,2%, эвенки 0,2%, другие национальности 8,4 %. Средний возраст населения 59 лет.
Сельское хозяйство является традиционным занятием коренного населения, основой экономики улуса. Общая площадь сельскохозяйственных угодий составляет 26,6 га, из низ пашни 9,4%, сенокосы 54,6%, пастбища 34,5%.
Территория Вилюйского улуса охватывает территорию площадью 5519,3 тыс. га. В т. ч. землит сельскохозяйственного назначения 26,6 тыс. га, земли населенных пунктов 2,9 тыс. га, земли промышленности, транспорта, связи и энергетики 2,3 тыс. га, земли лесного фонда 5114,4 тыс. га, земли водного фонда 17,7 тыс. га, земли запаса 355,1 га.

Сельское хозяйство

Индикаторы	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.
Поголовье КРС во всех категориях хозяйств, голов	17739	18286	18246	18173	17113
Темп роста поголовья КРс, % к предыдущему году	100	103	99	99	94
В т. ч. коровы, голов	7070	6762	6836	6751	6448
Поголовье лошадей, голов	6352	6432	6745	6804	7215
Темп роста поголовья лошадей. % к предыдущему году	100	101	105	101	106
Поголовье свиней, голов	711	934	1111	799	754
Реализовано на убой скота в живом весе, тонн	1507	1296	1281	1400	1248,8
Валовой надой молока, тонн	10459	9613	9359	10228	10130,2
Число с/х предприятий, единиц	180	176	196	194
В т.ч. крестьянских хозяйств	172	163	158	179	184
Площадь предоставленных КФХ земель, га	3851	3384	3105	3191	3534
Темп роста площади предоставленных КФХ земель, % к предыдущему году	100	88	92	103	111

Экономика. В структуре экономики улуса ведущими отраслями являются сельское хозяйство, промышленность, торговля, строительство.
Вплоть до 2000 года во всех этих отраслях (кроме торговли и промышленности) наблюдался спад. В 2000 г. по сравнению с 1999 г. объем промышленной продукции был снижен в 3 раза.
Увеличение объема промышленной продукции началось с 2001 года, темп роста по сравнению с 2000 г. составил в 2001 г. 51,6 %, в 2002 г. 92,7 %, в 2003 г. в 3,8 раза.
Положительная динамика в развитии достигнута в торговле. Решена проблема обеспечения населения товарами, а также трудоустройства населения.
Розничный товарооборот в 1999 г. составил 218,6 млн. руб. и достиг 751,5 млн. руб. в 2003 г. В торговле лидирующее положение занимает частный сектор. Доля потребительских обществ в розничном товарообороте составила в 2003 году 23,2 %.
В сельском хозяйстве максимальные показатели по поголовью крупного рогатого скота были достигнуты в 1992 году 26837 голов, минимальные в 1998 году 17231. В сравнении с 1990 годом в 1999 году вдвое сокращены посевные площади всех сельскохозяйственных культур и составили 837 га.
Из-за недостаточного объема мелиоративных работ и работ по орошению и улучшению земель сохраняется сильная зависимость растениеводства от метеорологических условий. Так в 2003 году валовой сбор картофеля составил 1389, 5 тонн, что ниже показателей 1990 года на 22,6%.
Сокращается завоз комбикормов и заготовка сочных кормов, что отражается на количестве и качестве продукции животноводства. Валовой надой молока снизился с 15869 тонн в 1990 году до 9096 тонн в 2001 году.
Грузооборот автомобильного транспорта в 1999г. составлял 1034 тыс. тонно-км., а в 2003 году 3762,8 тыс. тонно-км. Отрицательным моментом в работе транспорта является то, что в 2003 году не были осуществлены перевозки пассажиров автомобильным транспортом.
Основными проблемами, сдерживающими социально-экономическое развитие улуса, являются:

• слабое развитие транспортной инфраструктуры. Дороги и состояние. Транспортные предприятия.
• Электроснабжение. Необходимость реконструкции и оптимизации линий электропередач.
• Газификация.
• Снабжение нефтепродуктами.
• Состояние производственных фондов.
• Строительный комплекс.

В социально-экономическом положении улуса есть проблемы, которые требуют принятия неотложных и решительных мер. О неблагополучной ситуации в производственной сфере свидетельствует состояние производственных фондов предприятий.
Их износ достиг 62%, а коэффициент обновления составляет всего лишь около 4% в год.
Неблагоприятные тенденции имели место и в инвестиционной сфере. Инвестиции в основной капитал в 2000 г. достигли увеличения в более чем 3 раза по сравнению с 1998 г., однако, в 2002 г. они достигли только 13,7 % от уровня 2000 года.
Слабая инвестиционная поддержка привела к сокращению объемов подрядных работ.
Объем подрядных работ, выполненных в 2002 году, составил менее 9 % от уровня 1995 г. Ввод в действие жилых домов составил только 36 % 1998 г. Это связано с тем, что кредитование индивидуального жилищного строительства существенно сократилось из-за низкого уровня возврата ранее полученных кредитных средств от населения. Неблагоприятные тенденции в экономике обусловил рост безработицы, который достиг своего пика в 1998 г. В последние годы ситуация на рынке труда улучшается, число зарегистрированных безработных в составе населения в трудоспособном возрасте снизилось с 7,02% в 1998 г. до 2, 98% в 2002 г.
Бюджет муниципального образования обеспечивает покрытие расходов по минимальным стандартам. Существующие бюджетные доходы позволяют финансировать только первоочередные расходы.
Недостаточно финансируются инвестиционные статьи расходов.
Отставание по отдельным показателям от улусов республики: по удельному весу прибыльных предприятий, по размеру среднемесячной заработной платы одного работника, объему производства промышленности, инвестициям, доходам на душу населения, по уровню общей безработицы, основным фондам, - имеет тенденцию к усугублению и оказывает отрицательное влияние на все сферы жизнедеятельности людей и социальные процессы в улусе.

Экономика, предпринимательство и хозяйственный климат.

Удельный вес улуса в общереспубликанских основных экономических показателях составляет 0,04% производства продукции промышленности, 2,45% - продукции сельского хозяйства, 1,87% - оборота розничной торговли.
По показателям экономического положения и социальной сферы по состоянию на 1 января 2005 года Вилюйский улус входит в состав улусов со средним уровнем развития. В том числе по производству потребительских- товаров занимает 11, по производству мяса 13, молока 10, по обороту розничной торговли 12, по реализации платных услуг 26, по удельному весу прибыльных предприятий 4, по вводу жилья 12, по размеру среднемесячной зарплаты одного работника 19, по уровню общей безработицы (по убыванию показателей) 25 места.
В 2003 году в улусе размещалось 571,08 млн. руб. основных фондов. Из них: 18,0 млн. руб. основных фондов промышленности, 219,0 млн. руб. сельского хозяйства, 62,0 млн. руб. строительства, 261,6 млн. руб. бюджетных организаций.
Объем реализованной продукции отраслей экономики по состоянию на 1 января 2003 г. составил 364054,7 тыс. руб. В том числе сельского хозяйства 17589 тыс. руб. (4,8 %), промышленности 6740,0 тыс. руб. (1,85%), транспорта 14001,1 тыс. руб. (3,85%), жилищно-коммунального хозяйства 183205,9 тыс. руб. (50,3%), розничной торговли и общепита 142517,5 тыс. руб. (39,15%).
Как видно из вышеизложенного, доля производящих отраслей составляет всего 6,6% от общего объема реализованной продукции, т. е. улус не имеет в структуре экономики какую-либо отрасль, имеющую определяющую роль в территориальном разделении труда.
Традиционным занятием населения является сельское хозяйство.
Сельское хозяйство.
В структуре агропромышленного комплекса Вилюйского улуса имеется 9 коллективных предприятий, 1 агрофирма, 6 сельскохозяйственных кооперативов, 2 прочих предприятия, 181 крестьянских хозяйств, в том числе 10 базовых крестьянских хозяйств по свиноводству. Приоритетными направлениями развития сельского хозяйства являются:

• сохранение и увеличение поголовья скота, посевных площадей, объемов производства и повышение товарности продукции;
• совершенствование заготовительной деятельности, развитие базы переработки и хранения сельхозпродукции;
• развитие земледелия по отдельным направлениям;
• развитие племенного дела.

Поголовье скота. По годовому отчету на 1 января 2004 года по улусу во всех категориях хозяйств содержится 17113 голов крупного рогатого скота, в том числе 6448 коров.
Если по сравнению с 2002 годом общее поголовье КРС сократилось на 4,4 %, то поголовье коров увеличилось на 1%. Структура поголовья скота по категориям хозяйств продолжает изменяться в сторону увеличения доли индивидуального сектора и крестьянских хозяйств.
Так, в личных подсобных хозяйствах населения и крестьянских хозяйствах содержится 84% КРС, 60% лошадей, 100% свиней, 100% птиц от общего поголовья.
Поголовье основного стада свиней в базовых хозяйствах составляет 474 голов, в том числе маточное поголовье 150 голов.

Финансовая модель бизнес-плана

- дымовые газы трубчатой печи установки Н30;
- испарение легких фракций нефтепродуктов из резервуаров при приеме и из автомобильных цистерн при их наливе;
- испарение нефтепродуктов с поверхности очистных сооружений;
- испарение нефтепродуктов при розливе, а также при зачистке резервуаров.
Ожидаемые расчетные выбросы газообразных загрязняющих веществ составляют 31,452 т/год.
Основная доля всех выбросов приходится на испарение легких фракций нефтепродуктов из резервуаров при приеме и из автомобильных цистерн при их наливе. Для сокращения выбросов нефтепродуктов при испарении предусматриваются следующие мероприятия:
- оборудование резервуаров, предназначенных для хранения, дыхательными клапанами, создающими избыточное давление в резервуаре 180 мм вод. ст;
- окраска наружных поверхностей резервуаров покрытиями с низким коэффициентом излучения;
- налив нефтепродуктов в автоцистерны под слой нефтепродукта. Для исключения утечек нефтепродуктов предусматривается:
- герметизация сливо-наливных операций;
- соединение трубопроводов на сварке, фланцевые соединения предусмотрены только в местах установки оборудования;
- надземная установка оборудования на площадках с твердым бензостойким покрытием, легкодоступного для обслуживания и визуального осмотра. Для исключения выбросов нефтепродуктов при авариях предусматривается:
- автоматизация, контроль технологических операций и работы оборудования;
- надземная прокладка трубопроводов, позволяющая производить визуальный осмотр трубопроводов;
- компенсация температурных деформаций надземных трубопроводов. Потери нефтепродуктов от утечек, разлива, неполного слива цистерн, смешения и аварий могут быть полностью ликвидированы при соблюдении правил эксплуатации и при систематическом контроле над техническим состоянием технологического оборудования и трубопроводов.

Охрана поверхностных и подземных вод

В конструкции установки Н-30 предусмотрены поддоны для предотвращения попадания нефтепродуктов в сточные воды.
Другие мероприятия, необходимые для предотвращения и сокращения загрязнения поверхностных и подземных вод предусматриваются рабочим проектом, а именно:

1. строительство сети хоз-фекальной канализации;
2. строительство сетей и очистных сооружений для нефтесодержащих производственно-ливневых сточных вод;
3. раздельный прием стоков производственно-ливневой и хоз-фекальной канализации;
4. устройство водонепроницаемых покрытий с дождеприемными колодцами или лотками для эстакады, в резервуарном парке, на технологических площадках, исключающих попадание загрязненными нефтепродуктами сточных вод в грунт;
5. применение материалов и конструкций, обеспечивающих безаварийную работу и исключающую возможность утечек стоков в грунт, обеспечение технического надзора, а также контроль за качеством поступающей и выходящей из отдельных сооружений сточной воды;
6. устройство резервуаров-отстойников, которые позволяют не только выравнивать расходы сточных вод, но и избежать аварийного сброса неочищенных стоков;

Расходы воды составят:
на хозяйственно-питьевые нужды 1,2 м3 /сут.;
на производственные нужды 1,2 м3 /сут.;
повторно-используемая вода 5 м3;
на противопожарные нужды 100 м3.
Расчетный расход бытовых сточных вод составляет: 1,2 м3/сут.
Ожидаемые расчетные сбросы сточных вод составляют 869 м3/год, в том числе:
хоз-бытовые 438 м3/год;
производственные 1,752 м3/год;
дождевые 430,0 м3/год.

Охрана почв

Ожидаемые расчетные количества твердых отходов составляют 4,766 т/год, в том числе:
при зачистке резервуаров 3,66 т/год;
ТБО 0,48 т/год;
производственные отходы 0,594 т/год;
люминисцентные лампы 0,032 т/год.

Санитарно-защитная зона предприятия

В соответствии с требованиями п.2.2.5. СанПиН 4946-89 Санитарные правила по охране атмосферного воздуха населенных мест и на основании СанПиН 2.2.1/2.1.1.984-00 санитарно-защитная зона (СЗЗ) предприятия, эксплуатирующего установку Н-30 должна составлять 1000 м. СВОДНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ Таблица 10.1.

Наименование	Ед. измерения	Величина
1. Мощность установки по сырью (нефть) годовая	тыс. тонн	10,3±2
2. Вид сырья		нефть, конденсат, нефтеконденсатная смесь
3. Годовой выпуск продукции в натуральном выражении:
- бензин А-76	тыс. тонн	2,4-3,6
- дизельное топливо летнее	тыс. тонн	1,7-3,3
- мазут М-100	тыс. тонн	0,2-4,7
4. Базовая цена комплекта оборудования	тыс. рублей	8000,00
5. Себестоимость 1 тонны усл. продукта без стоимости сырья	рублей	200-600
6. Численность обслуживающего персонала, чел	ИТР	1
	рабочие	2
7. Эксплуатационные затраты:
- электроэнергия
- годовой расход	тыс. кВт ч	175
- установленная мощность	кВт	22,7
- потребляемая мощность	кВт	19,5
- печное топливо (собственной выработки) годовой расход	тонн	172
8. Габариты установки, м:
Длина	м	8,82
Ширина	м	2,1
высота, без дымовой трубы\ с трубой	м	2,75\7,0
9. Масса	тонн	9,5
10. Ресурс	лет	6

КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

В базовый комплект поставки нефтеперерабатывающей установки Н-30 входят:
1. Печь трубчатая П-1 - 1 шт;
2. Блок ректификации Б-1 - 1 шт;
Состав блока ректификации Б-1 Таблица 11.1.

п/п	Наименование	Количество
1.	Аппарат ректификационный	1
2.	Конденсатор-холодильник КХ-1	4
3.	Холодильник Х1 мазут	1
4.	Холодильник Х2 вода	1
5.	Теплообменник Т1 дизтопливо	1
6.	Теплообменник Т2 мазут	1
7.	Рефлюксная емкость	1
8.	Эвапоратор	1
9.	Рама	1
10.	Бак топливный	1
11.	Комплект трубопроводов внутриблоковых с запорной арматурой	1
12.	Насос НД	7
13.	Агрегат вентиляторный	3
14.	Комплект контрольно-измерительных приборов	1
15.	Водоотделитель	1

3. Блок подачи воды - 1 шт;
4. Шкаф управления - 2 шт;
5. Пульт оператора - 1 шт. Базовый комплект поставки может дополняться любыми аппаратами и устройствами в соответствии с рабочим проектом: дегидраторами, блоками компаундирования, подготовки сырья, воды, защелачивания и проч.

НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Условия налогообложения, учтенные при обосновании проекта, соответствуют действующему на 1 квартал 2005 г. налоговому законодательству Российской Федерации и Республики Саха (Якутия).
На основании указанных норм при формировании налогового окружения проекта были учтены следующие моменты:

1. ставка налога на имущество составляет 2% годовых от стоимости имущества предприятия. При этом, с 1 января 2001 г. в состав имущества, подлежащего налогообложению, включаются остатки по незавершенному строительству;
2. ставка налога на прибыль составляет 24%. При определении суммы налога на прибыль, подлежащей уплате в бюджет, учитывается льгота, связанная с реинвестированием прибыли;
3. Акциз на бензин АИ-76 - 1 512 руб. с тонны., акциз на дизельное топливо 616 руб. с тонны продукта.
4. единый социальный налог составляет 35,6%.
5. льгот по налогообложению не предусматривается.

НАЛОГ НА ДОБАВЛЕННУЮ СТОИМОСТЬ
При исчислении НДС по проекту были учтены следующие моменты:

1. при формировании оборотов по налогу на добавленную стоимость ставка указанного налога принималась равной 18%;
2. НДС по предметам, относящимся к прочему хозяйственному инвентарю, выставляется к зачету на полную сумму в момент ввода соответствующего актива в эксплуатацию;

НДС по постоянным активам выставляется к зачету в полной мере в момент ввода основных средств в эксплуатацию и подлежит возмещению за счет сумм НДС по текущей деятельности, подлежащих уплате в бюджет.
ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН Финансовый план осуществлен посредством программы Project Expert 6.1 в соответствии с принятыми международными стандартами финансово-экономического анализа проектов. План содержит следующие таблицы:

• Инвестиционные затраты;
• Календарный план;
• Общие издержки;

• План по персоналу;
• Отчет о прибылях и убытках;
• Предварительный отчет о движении денежных средств (Кэш-фло);
• Предварительный баланс;
• Финансовые показатели;
• Интегральные показатели;
• График окупаемости инвестиций.

Оценка эффективности фирмы произведена нарастающим итогом. Оценка проекта произведена на основании интегральных показателей, отражающих экономическую эффективность, которую намечается достигнуть в результате его реализации.
Принятая в расчетах эффективности проекта норма дисконта равна 12%. Коэффициент дисконтирования рассчитан в соответствии с формулой, заданной в пункте 7 приложения 1 Положения об оценке эффективности инвестиционных проектов при размещении на конкурсной основе централизованных инвестиционных ресурсов Бюджета развития Российской Федерации:
(((1+r/100)/(1+i/100)-1)*100) + R =12%
где:
r=0.13 - ставка рефинансирования;
I=0,15 - прогнозируемый темп инфляции, принятый Правительством РФ на 2005 г.
R = 13 - поправка на риск

Финансовая модель бизнес-плана Производство ГСМ в МО Вилюйский улус

Ориентировочные капитальные вложения, необходимые для строительства перерабатывающего газоконденсат завода представлены в следующей таблице.

п/п	Наименование глав, объек-тов, работ и затрат	Сметная стоимость без НДС, тыс. руб.	Общая сметная стоимость работ, тыс. руб.
Строитель-ные работы	Монтажные работы	Оборудование, инвентарь, приспособления	Прочие затраты
1	2	3	4	5	6	7
Глава 1. Подготовка территории строительства УПН
1	Вертикальная планировка	200				200
Итого по главе 1:	200				200
Глава 2. Основные объекты строительства УПН
2	Установка УПН, в т.ч.: блоки колонн; блоки сырьевых и продуктовых насосов; блоки теплообменников; блок АВО; блок печи; блок подготовки печного топлива; оборудование, изделия и материалы межблочных связей.		1 000	11 000		12 000
3	Электрошкафы и АСУ ТП, КИПиА		100	300		400
Итого по главе 2:		1100	11 300		12 400
Глава 3. объекты подсобного и обслуживающего назначения УПН
4	Склад газоконденсата и нефтепродуктов с насосной		500	1300		1 800
5	Операторная	50		100		150
Итого по главе 3:	50	500	1 400		1 950
Глава 4. объекты энергетического хозяйства УПН
6	Трансформаторная подстанция			100		100
7	Малогабаритная котельная	200		220	10	430
8	Внутриплощадочные сети электроснабжения	50		70		120
Итого по главе 4:	250		370	10	650
Глава 5. Объекты связи УПН
9	Связь и сигнализация		50	100		150
Итого по главе 5:		50	100		150
Глава 6. Благоустройство территории строительства
10	Наружное освещение	30	20	50		100
11	Благоустройство	70				70
12	Ограждение территории	30				30
Итого по главе 6:	130	20	50		200
Итого по главам 1-6:
Глава 7. Прочие работы и затраты
13	Удорожание в зимнее время
14	Дополнительный транспорт привозных материалов					300
15	Командировочные расходы					100
16	Пусконаладочные расходы					350
17	Вознаграждение за ввод в эксплуатацию (письмо МинТруда и Госстроя от 10.10.01г. 1336-ВК/1-Д п. IV.5)					200
Итого по главе 7:					950
18	Резерв на непредвиденные работы и затраты (СНиП 1.02.01-85)					500
Всего по сводному сметному расчету, в том числе возвратные суммы					17 000

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.

Расчет и выбор технологического оборудования

Наименование	Обозначение на схеме	Кол-во	Технологические параметры макс/мин	Материал	Примеча-ние
давлен. мПа	темпер ОС
1. Ректификационный аппарат	Б-1	1	0,15- 0,06	350/ 140	Сталь 10	Количество камер-от 24 до 40.
2. Трубчатая печь	П-1	1	0,3/0,15	350	12Х18Н10Т
3. Рефлюксная емкость	Е-2	1	Атм.	60	12Х18Н10Т
4. Эвапоратор	Е-1	1	0,15	350	Сталь 10
5. Теплообменник сырье/керосин	Т-1	1	0,62	180/10		Пластинчатый или труба в трубе
6. Теплообменник сырье/дизтопиво	Т-2	3	0,59	280/24	Сталь 10	Пластинчатый или труба в трубе
7. Теплообменник сырье/мазут	Т-3	4	0,50	350/89	Сталь 10	Пластинчатый или труба в трубе
8. Конденсатор-холодильник бензина	КХ-1	4	Атм	140/60	12Х18Н10Т	Теплообменник возд. Охлаждения
9. Холодильник бензина	Х-1	1	Атм	60/30	12Х18Н10Т	Теплообменник возд. Охлаждения
10. Холодильник мазута	Х-2	1	0,05	130/85	Сталь10	Теплообменник возд. Охлаждения
11. Насосы сырьевой, откачки, холодного орошения	Н-1, Н-2, Н-4-Н-6	5	-	60/10	-	Плунжерные, с регулируемой подачей
12. Насос откачки мазута	Н-3	1	-	130/85	-	------ Охлажден. проточной части

Все оборудование, входящее в состав установки Н30 является нестандартным, кроме насосов, вентиляторов, запорной арматуры и КИПиА.

Расчет и выбор технологического оборудования

Расчет технологических параметров процесса ректификации Принятая схема ректификации с одной сложной ректификационной колонной в виде горизонтального ректификационного аппарата, (свидетельство на полезную модель 2001108679/20), отличается простотой и компактностью, что диктуется малогабаритностью установки. Кроме этого, отсутствие крупногабаритных аппаратов, требующих монтажа на месте, позволяет добиться заводской готовности всей установки.
За основу для проектирования ректификационного аппарата приняты результаты исследований математической модели ректификационной колонны и макетирование прямоточной контактной камеры. Результаты этих работ являются собственностью авторов, конфиденциальны и до момента их патентования разглашению не подлежат.
Для расчета элементов ректификации использован метод от тарелки к тарелке, как наиболее точный и учитывающий влияние большинства факторов. Согласно Общим правилам взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств установка относится к III категории взрывоопасности.

Параметры процесса ректификации.

Таблица 5.1.

Показатель	Значение
1. Флегмовое число	3,78
2. Поток холодного орошения	960кг/ч
3. Внутреннее флегмовое число на 1-й тарелке	0,678
4. Поток паров: в верхней части аппарата, макс	417 м3/ч
в нижней части аппарата	189 м3/ч
5. Поток жидкости: в верхней части аппарата, макс	1,638 м3/ч
в нижней части аппарата	0,051 м3/ч
6. Температура: верхней части аппарата	116ОС
нижней части аппарата	337ОС
7. Давление: верхней части аппарата	1,02 МПа
нижней части аппарата	1,5 МПа
8. Плотность паров: в верхней части аппарата,	3,09 кг/м3
в нижней части аппарата	5,11 кг/м3
9. Плотность жидкости: в верхней части аппарата	730 кг/м3
в нижней части аппарата	806 кг/м3
10. Превышение доли отгона сырья над содержанием светлых нефтепродуктов (% на сырье)	18,7

Параметры отборов Таблица 5.2.

Отбор	Количество, кг/ч	Плотность, кг/м3	tотбора, ОС
1. Бензиновый дистиллят	254	730	116
2. Керосиновая фракция	118	784	162
3. Фракция дизтоплива	402	839	280
4. Остаток	524	916	350

Параметры ректификационного аппарата Таблица 5.3.

Показатели	Значения
1. Наружный диаметр контактной камеры, мм	500
2. Площадь сечения, м2	0,196
3. Скорость паров линейная к 1/2 сечения, м/с, макс	1,22
мин	0,52
4. Внутренний диаметр входного патрубка, мм	100
5. Внутренние диаметры выходных патрубков (4 шт), мм	70
6. Максимально допустимое аэродинамическое сопротивление камеры, Па	920
7. Внутренний диаметр сливных патрубков, мм	48

Трубчатая печь

Трубчатая печь служит для нагрева сырья до 300 - 350 ОС. Учитывая особенности технологической схемы и требования Технического задания для проекта принята цилиндрическая печь с верхним расположением конвектора.
Полезная тепловая нагрузка печи - 220 кВт.
Расход топлива - 22 кг в час.
Проектная теплонапряженность труб экрана - 30 кВт/м2.
Змеевик радиантной части печи выполнен в виде однорядной спирали, ось которой расположена вертикально. Это позволяет обеспечить слив сырья из печи в случае прекращения работы установки.
Материал труб змеевика - коррозионностойкая сталь 12Х18Н10Т. Радиантная часть печи снабжена по торцам рефлекторными конусами для более равномерного распределения энергии, передаваемой излучением.
Число ходов сырья в змеевике радиантной камеры - 2.
Способ сжигания топлива - пламенное горение со свободным факелом. Топливом является печное или дизельное топливо.
Для осуществления дозирования, распыления топлива, его розжига, контроля за наличием пламени применена жидкотопливная модулируемая горелка производства фирмы Вейсхаупт, Германия. Автоматика горелочного устройства управляется сигналами микроконтроллера установки Н-30.
Конвектор печи выполнен из оребренных труб с внутренним диаметром 16 мм. Материал оребрения - медь М3.
Трубы в конвективной части уложены в 6 горизонтальных рядов. Число ходов сырья в трубах конвективной части печи -2.
Дымовая труба печи съемная для транспортировки установки автомобильным транспортом.

Теплообменники

В проекте используется подогрев поступающей в трубчатую печь нефти за счет тепла отходящих потоков целевых фракций.
Рекуперация тепла осуществляется в пластинчатых теплообменниках, специально разработанных для этого проекта. Их отличает компактность и высокие значения коэффициентов теплопередачи.
Могут также применяться теплообменники типа труба в трубе.
Принятая схема теплообмена позволяет рекуперировать 41,6% тепла, сообщаемого сырью аппаратурой установки. Фракции керосина и дизельного топлива охлаждаются до температур, позволяющих безопасно обращаться с этими фракциями в обычных условиях, складировать их.
Теплообменники набираются из штампованных пластин с условной площадью 0,161м2. Боковые плиты у теплообменников не предусматриваются, пластины между собой соединяются сваркой, что позволяет использовать такие теплообменники при температурах до 400 ОС и давлении до 1,0 МПа.
Все теплообменники компонуются из унифицированных теплообменных секций, соединенных последовательно.
Параметры унифицированной секции:
1. Количество пластин в секции - 13;
2. Число ходов теплоносителя в пакете пластин - 2;
3. Число пакетов пластин в секции - 3;
4. Площадь теплообмена одной секции, м3 - 1,93
5. Параметры пластины:
Количество гофр - 36;
Размеры зоны теплопередачи - 720х200;
Толщина, мм - 2;

Параметры теплообменников

Таблица 5.1.

Показатель	Теплообменник нефть- керосин	Теплообменник нефть-дизтопливо	Теплообменник нефть-мазут
1. Температура неф-ти начальная, ОС	10	24	89
2. Температура неф-ти конечная, ОС	24	89	197
3. Температура охлаждаемого агента начальная, ОС	160	260	350
4. Температура охлаждаемого агента конечная, ОС	45	55	130
5. Тепловая нагрузка ,кВт	9,56	50,09	96,21
5. Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2*К)	126	168	199,9
6. Площадь поверхности, м2	1,93	5,8	7,74
7. Коэффициент за-паса площади поверхности	1,9	1,6	1,37
8. Число унифицированных секций	1	3	4
9. Гидравлическое сопротивление по ходу продукта, кГ/см2	0,005	0,1	0,28
10. Гидравлическое сопротивление по ходу нефти, кГ/см2	0,3	0,9	1,2

Пластинчатые теплообменники могут быть заменены теплообменниками типа труба в трубе, которые имеют большие габариты и меньшую стоимость. Теплообменники типа труба в трубе более предпочтительны при работе установки Н-30 на нефтяном сырье.

Холодильники продуктов и конденсатор-холодильник

Так как теплообменники, нагревающие сырьевой поток, не всегда могут обеспечить охлаждение целевых фракций до необходимых температур, в технологической схеме применяются холодильники.
Применение в качестве холодильников теплообменников воздушного охлаждения (ТВО) обусловлено требованиями автономности и экономичности малогабаритной нефтеперерабатывающей установки.
Для целей проекта принята схема вертикального ТВО нагнетательного типа. В холодильниках продуктов применяется многоходовое движение охлаждаемого агента, трубы ТВО соединены последовательно в горизонтальном положении.
При помощи оптимизации элементов конструкции ТВО на ЭВМ разработана базовая конструкция ТВО, применимая как для холодильников продуктов, так и для конденсаторов-холодильников бензиновых паров. Параметры базовой конструкции ТВО: 1. Длина труб, м - 0,8;
2. Число труб по высоте - 22;
3. Число труб по ширине - 4;
4. Количество труб - 88;
5. Габариты сердцевины ТВО - 800х800х195;
6. Общая длина труб, м - 70,4.
Материал камер и труб ТВО сталь 10 или 12Х18Н10Т. Трубы имеют накатные ребра из алюминия, толщина ребра - 0,3 мм.
Используя трубы с разными шагами между ребрами можно изготавливать ТВО с различными площадями теплопередающей поверхности.
Для конденсатора-холодильника принята та же конструкция сердцевины, но он сам и трубы расположены горизонтально. Движение продукта - в один ход.
В холодильнике бензина и в конденсаторе-холодильнике применяется увлажнение воздуха в теплое время года при повышении температуры выше 25 ОС. Подача воды насосом из блока подачи воды.
Вода для увлажнения подвергается химической очистке. Минимальное расчетное количество воды для увлажнения воздуха для климатических условий Северного Кавказа (относительная влажность - 40%, максимальная температура самого жаркого месяца - 42 ОС) - 52 кг/час.
Для уменьшения влияния внешних факторов ( осадки, солнечный свет), все теплообменники воздушного охлаждения имеют люки, поднимающиеся вверх. Параметры ТВО Таблица 5.2.

Показатель	Холодильник бензина	Холодильник мазута	Конденсатор-холодильник
1. Температура охлаждаемого агента начальная, ОС	60	130	124
2. Температура охлаждаемого агента конечная, ОС	30	85	60
3. Тепловая нагрузка ,кВт	3,7	16,1	147
4. Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2*К)	174	84	341
5. Коэффициент оребрения	25,1	7,9	18,5
6. Площадь поверхности, м2	114	35,9	337,5
7. Коэффициент запаса площ.	2,06	1,5	1,65
8.Число секций	1	1	4
9. Гидравлическ. сопр. кГ/см2	0,2	1,9	0,007

Насосы и вентиляторы

Для перекачивания жидких нефтепродуктов при температуре до 85 ОС используются насосы типа НД.
Для перекачивания нефтепродуктов при температуре до 400 ОС используется модификация этого насоса с охлаждением проточной части.
Производитель насосов предприятие Талнах, г. Тула, Россия.
Общее количество насосов НД на установке - 8.
Вентиляторы установлены в теплообменниках воздушного охлаждения. Для подачи воздуха в ТВО применены вентиляторы осевые 06-300 искрозащищенного исполнения 6,3 и 8.
В холодильниках продукта установлены вентиляторы с электродвигателем типа В71А6, мощность 1,5 кВт, частота вращения - 915 об/мин. Количество - 2 шт.
В конденсаторах-холодильниках установлены вентиляторы с электродвигателем типа В71В4, мощность 1,5 кВт, частота вращения - 1400 об/мин. Количество -2 шт.
Производитель вентиляторов - ОАО Московский вентиляторный завод, г. Москва.

Теплоизоляция

По нормам температура наружных поверхностей аппаратов не должна превышать 60 ОС. Для защиты работников от возможных ожогов и для снижения потерь энергии в окружающую среду применяется теплоизоляция.
В настоящем проекте предложена теплоизоляция из пенобетона и его сочетания в отдельных случаях со стеклянной ватой. Свойства применяемого материала: Марка по стандарту СЭВ 1406-78 D400;
Плотность в сухом состоянии, кг/м3 400;
Максимальная рабочая температура, ОС 300;
Коэффициент теплопроводности, Вт/(м*К) 0,00107.
Изделия из пенобетона изготавливаются в соответствии с Инструкцией по изготовлению изделий из ячеистого бетона СН-277-80 и ГОСТ 5742-76 Теплоизоляционные изделия.
При температуре поверхности более 300 ОС таких аппаратов, как трубчатая печь и эвапоратор, применяется композиция пенобетона с другими теплоизоляционными материалами.
Для теплоизоляции труб применяются скорлупы из пенобетона, которые легко монтируются и демонтируются. Скорлупы из пенобетона не требуют облицовки металлом и могут быть окрашены.
При теплоизоляции аппаратов пенобетоном в композиции с другим теплоизолирующим материалом применяется технология заливки жидкого состава непосредственно между стенками аппарата и его защитным кожухом.
Назначенная толщина теплоизоляционного слоя:
Трубчатая печь 60 мм+5 мм стеклянная вата;
Трансферная линия 25 мм +5 мм стеклянная вата;
Паропровод от эвапоратора 25 мм+5 мм стеклянная вата;
Паропровод от ректификационного аппарата 25 мм;
Трубопроводы до Ду=20мм и t300 ОС 10 мм+5 мм стеклянная вата;
Трубопроводы до Ду=20мм и t300 ОС 10 мм.

Компоновка оборудования

Взаимное расположение аппаратов, узлов и агрегатов выполнено с учетом обеспечения последовательности технологического процесса, исключения встречных потоков, обеспечения минимальной протяженности коммуникаций и удобства обслуживания.
Установка снабжена поддонами для предотвращения утечек нефти и нефтепродуктов в почву.
В зависимости от взаимного расположения сырьевой емкости и установки Н30, питающий насос Н-1 может выноситься за пределы установки на отдельном постаменте для обеспечения заполнения его всасывающей магистрали нефтью.