close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

код для вставкиСкачать
«СТРОИТЕЛЬСТВО
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО
КОМПЛЕКСА ГЛУБОКОЙ
ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ »
(НПЗ-300)
Информационное письмо
(резюме бизнес-плана)
Заказчик: НПЗ «»
Разработчик: Научно-производственный центр
РЕЗЮМЕ ПРОЕКТА
Предлагается строительство нефтеперерабатывающего завода глубокой переработки жидкого углеводородного сырья (смеси нефти и газового конденсата)
производительностью до 300 тыс. тонн в год по сырью (НПЗ-300).
Цель проекта - создание производства для получения прибыли от реализации
высоколиквидных товарных нефтепродуктов: автомобильных бензинов, моторных дизельных топлив, а так же легких и тяжелых судовых топлив и топочных мазутов.
Интерес к данному проекту объясняется возможностью организации высокоэффективного устойчивого бизнеса путем создания вертикально интегрированного нефтяного холдинга, объединяющего частные нефтяные компании разрабатывающие низкодебитные скважины, нефтеперерабатывающее производство и
организацию оптовой и розничной торговли ГСМ через сеть собственных автозаправочных станций на региональных автодорогах и федеральной трассе М-5.
Преимущества предполагаемого проекта:
- возможность снабжения завода региональной нефтью по более низким ценам
частных нефтяных компаний с низкодебитных скважин;
- исключение из стоимости продукции транспортных затрат, обеспечение ритмичности поставки и сезонный выбор ассортимента товарной продукции за
счет выпуска судовых топлив;
- значительное уменьшение стоимости строительства НПЗ за счет привязки к
существующей инфраструктуре производственной площадке (нефтебаза с ж/д
подъездными путями);
- высокая рентабельность производства за счет глубокой (более 80% на сырье)
глубине переработки и низким эксплуатационным затратам, малыми сроками
строительства за счет комплексной поставки оборудования и сквозного проектирования объекта;
НПЗ-300 включает в себя:
1. Установка первичной ректификации сырья (ЭЛОУ-АТ-300);
2. Установка термического крекинга мазута (ТКм-150) с блоком стабилизации
качества;
3. Установка гидроочистки прямогонных дизельных дистиллятов и смеси вторичных дистиллятов (ГО-150);
4. Установка каталитического риформинга бензиновых фракций (КРб-100) с
АТ-300 и с ТКм-200.
Объем привлекаемых инвестиций –1,7 миллиарда рублей.
Расчетная валовая прибыль – 1 013,1 млн. рублей.
Чистая прибыль от реализации проекта – 719,3 млн. рублей.
Рентабельность – 24%
Оценочный срок окупаемости не более 1,3 года
Срок строительства - 18 месяцев
СОДЕРЖАНИЕ
стр.
Резюме проекта……..………………………………………………………….. 2
План производства и производственные мощности………………………… 4
Принципиальная технологическая блок-схема производства……………... 5
Материальный баланс производства………………………………………… 8
Технико-экономический анализ эффективности производства...…….…… 8
Обоснование объема необходимых инвестиций…………………………… 9
Структура капитальных вложений………………………………………….. 10
Расчет себестоимости продукции…………………………………………… 10
Выводы, технико-экономические показатели….…………………………... 12
О компании…………………………………………………………………… 14
Приложения
Приложение № 1………………………………………………………….. 15
Приложение № 2………………………………………………………….. 16
Приложение № 3………………………………………………………….. 17
Приложение №4…………………………………………………………… 18
Приложение №5…………………………………………………………… 19
Альбом фото аналогичных технологических производств
План производства и производственные мощности.
В состав НПЗ-300 включены следующие установки:
1. Комбинированная установка атмосферной ректификации нефти (АТ-300)
производительностью до 300 тыс. тонн сырья в год с блоком подготовки
сырья (ЭЛОУ);
2. Комбинированная установка термического крекинга прямогонного мазута
(ТКм-150) суммарной производительностью 150 тыс. тонн в год
переработкой до 150 тыс. тонн мазута с
установки АТ-300 с блоком
стабилизации вторичных дистиллятов;
3. Установка гидроочистки (ГО-150)
прямогонной дизельной фракции с
установки АТ-300 и вторичных
дистиллятов установки ТКм-150
производительностью до 150 тыс. тонн
по смесевому сырью;
4.Установка каталитического риформинга прямогонных и вторичных
бензиновых фракций (КРб-100)
производительностью до 100 тыс. тонн
по смесевому сырью.
После пуска и освоения производства на НПЗ-300 планируется выпускать
следующую товарную продукцию:
- автобензин «Нормаль-80» по ГОСТ Р 51866-02;
- автобензин «Регуляр-92» по ГОСТ Р 51866-02;
- автобензин «Премиум-95» по ГОСТ Р 51866-02;
- дизельное топливо Евро летнее по ГОСТ 52368-2004;
- дизельное топливо Евро зимнее по ГОСТ 52368-2004;
- судовое маловязкое топливо СМТ по ТУ 38.101567-87;
- тяжелое судовое топливо ИФО-180/380 по ТУ 0252-014-00044434-2001
- мазут топочный марки М-100 по ГОСТ 10 585-99.
Принципиальная технологическая блок-схема производства
Блок-схема НПЗ включает в себя набор технологических производств,
позволяющих получать ликвидную товарную продукцию с наибольшей
рентабельностью и является типовой для малотоннажных производств с
производительностью от 300 тыс. до 1 млн. тонн/год по перерабатываемому
углеводородному сырью.
Углеводородное сырье из сырьевого парка первоначально поступает на установку ЭЛОУ
подготовки сырья к переработке, где сырая нефть проходит
электрообессоливание и электрообезвоживание.
Предварительная подготовка
сырья к переработке значительно увеличивает срок службы оборудования
установки атмосферной переработки нефти и позволяет использовать
оборудование из простых (нелегированных) сталей.
Подготовленное на ЭЛОУ сырье поступает на первичную перегонку –
установку АТ, где за счет нагрева в печи разделяется на базовые нефтяные
фракции (процесс ректификации нефти).
При стандартном наборе базовых фракций сырье ректифицируется на:
- прямогонную бензиновую фракцию (с tк.к.=180 0С);
- прямогонную дизельную фракцию (с пределами выкипания 180-330 0С для
зимнего дизельного топлива и 180-360 0С для летнего дизельного топлива);
- прямогонную мазутную фракцию (с пределами выкипания – 330 (360) 0С+).
Технологический процесс ректификации
ведется по 2-х колонной схеме с отводом
боковых погонов, которые отбираются
через стрипинг-секции. Процесс ректификации проводится под атмосферным
давлением или небольшом избыточном
давлении до (0,2 МПа).
Учитывая необходимость утилизации
(рекуперации) избыточного тепла
отходящих потоков установки ЭЛОУ и АТ
объединены в одну комбинированную
установку ЭЛОУ-АТ.
После первичной ректификации
прямогонные фракции направляются:
светлые - на облагораживание в
установку гидроочистки (ГО) и
каталитический риформинг (КР), темные –
на блок термокрекинга мазута (ТКм).
В предполагаемой схеме НПЗ заложен процесс легкого термического
крекинга мазута при температурах 450- 490 0С и времени реакции 0,15-0,5 часа
в выносной реакционной камере с последующим разделением на вторичные
дистилляты. Переработка прямогонного мазута в малотоннажных НПЗ
позволяет получать до 50% (на перерабатываемый мазут) дополнительных
объемов светлых дистиллятных фракций, что значительно повышает
рентабельность производства.
Гидрооблагораживание дизельной фракции проводят при температуре
3500С и давлении 4,0 МПа на алюмоникельмолибденовом катализаторе с
целью удаления гетероорганических соединений серы, азота, кислорода,
галогенов, металлов и гидрирования непредельных углеводородов, тем самым
улучшая эксплуатационные характеристики дизельного топлива.
Каталитические процессы гидроочистки дизельной фракции позволяют
снизить содержание серы до 50 мг/кг, тем самым достичь качества стандарта
«Евро-3, Евро-4».
Прямогонная бензиновая фракция с установки АТ-300 и вторичная
бензиновая фракция с установки ТКм поступают на установку каталитического
риформинга бензиновых фракций КРб-100. Назначение установки КРб-100 –
получение высокооктанового компонента автомобильных бензинов марок
Аи-80, 92 и 95.
Процесс проводится при температуре в реакторном блоке 480-5000С и
давлении 1,5 МПа. Получение товарных бензинов проводят в блоке
компаундирования путем смешения высокооктановых компонентов
(риформата) с прямогонными бензиновыми фракциями и отдельными
присадками (ММА, МТБЭ) для улучшения физико-химических показателей,
детонационной стойкости и т.д. После технологических установок
дистилляты направляются в сырьевой парк, где сертифицируются и
отгружаются.
Товарно-сырьевой парк представляет собой вертикальные резервуары
объемом от 1000 до 5000 м3 с отдельной насосной, операторной отгрузки и
аналитической лабораторией качества.
Используемые на НПЗ-300 технологические процессы атмосферной
перегонки нефти, каталитического риформинга, гидроочистки,
термического крекинга апробированы на существующих производствах,
прошли независимые экспертизы по Промбезопасности, Госпожнадзору,
Экологии и Госгортехнадзора и отвечают самым современным требованиям
эксплуатации.
Схема работы комплекса с направлениями материальных потоков показана
на блок-схеме производства.
Блок-схема
Материальный баланс производства
Расчет материального баланса производится из объема переработки сырой
нефти 300 тыс. тонн/год на АТ-300.
На НПЗ-300 мощностью 300 тыс.т./год после строительства и освоения производства предполагается следующий материальный баланс, % масс:
Продукт % масс тыс.тонн/год
Товарная нефть 100 300
Итого 100 300
Выработка
Автобензин «Нормаль-80» 3,8 11,5
Автобензин «Регуляр-92» 9,0 27,0
Автобензин «Премиум-95» 6,5 19,5
Дизельное топливо Евро летнее 22,5 67,5
Дизельное топливо Евро зимнее 16,6 50,0
Судовое топливо СМТ 10,2 30,5
ИФО180/380 и/или Мазут М-100 25,7 77,0
Газ топливный и потери 5,7 17,0
Итого 100 300
Технико-экономический анализ эффективности производства.
Цель данного раздела - обоснование экономической целесообразности строительства комплекса по переработке углеводородного сырья и определение сроков и
темпов возврата инвестиций при реализации данного проекта.
Выполненная оценка экономической эффективности строительства данного
комплекса позволяет определить способность проекта за счет денежных поступлений от реализации проекта покрыть ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечив в приемлемые сроки возврат инвестиций, а также прирост некоторого чистого текущего дохода.
Основные положения, принятые при расчетах
Оценка экономической эффективности проводилась по следующим показате-
лям:
Валовая прибыль, ВП= Выручка-Затраты-Акциз;
Чистая прибыль, ЧП= ВП-Налоги;
Рентабельность, Р= ВПх100/Выручка;
Срок окупаемости, Ср.ок.=Инвестиции/ЧП.
Экономические расчеты выполнены в рублях и при сложившихся на рынке
уровне цен на углеводородное сырье, нефтепродукты, электроэнергию и др. на
15.07.2010 г.
Цены* и акцизные ставки на нефтепродукты:
Нефтепродукт Отпускная цена Акциз
Нормаль-80 19000 2923
Регуляр-92 23200 3992
Премиум-95 26400 3992
Дизельное топливо летнее 15850 1188
Дизельное топливо зимнее 17100 1188
Судовое топливо СМТ 18300 Судовое топливоИФО-380 12700 *-приняты средневзвешенные отпускные цены НПЗ по региону (Орский, Сызранский и Новокуйбышевский НПЗ).
В расчетах учтены следующие налоги:
- налог на добавленную стоимость, ставка – 18%;
- налог на имущество, ставка - 2% от среднегодовой стоимости;
- налог на прибыль, ставка – 20% от налогооблагаемой прибыли;
- ЕСН – 34%.
Другие налоги в расчет не принимаются из-за незначительности по размерам
платежа.
Обоснование объема необходимых инвестиций
Капитальные вложения в строительство комплекса рассчитаны исходя из необходимых средств на строительство комплекса и представлены в таблице 1.
Уточнение размеров капитальных вложений в строительство по данным компонентам станет возможным только на стадии выполнения работ.
Стоимость строительно-монтажных работ определена на основании изучения
фактических данных по строительству аналогичных комплексов с корректировкой
на металлоемкость и регион возведения.
Структура капитальных вложений
Таблица 1
№ Наименование капитальных вложений Стоимость,
млн. руб.
% ко всему
проекту
1 Приобретение основного технологического оборудования, в т.ч.:
540 55,7
-установка ЭЛОУ-АТ 140
-установка термического
крекинга (ТК) 90
-установка каталитического
риформинга (КР) 180
-установка гидроочистки (ГО) 130
3 Приобретение дополнительного
оборудования объектов ОЗХ*
220 22,7
4 Строительно-монтажные работы
по основному производству
130 13,4
5 Строительно-монтажные работы
по объектам ОЗХ
80 8,2
Итого: 970100 и более на момент производства
* Предполагаемые к строительству дополнительные объекты ОЗХ к инфраструктуре нефтебазы:
1. Товарный парк;
2. Насосная товарно-сырьевого парка;
3. Блок компаундирования автобензинов;
4. Автомобильная эстакада слива-налива;
5. АБК, гараж, мастерские;
6. Объекты электро- и теплоэнергетики;
7. Лаборатория аналитического контроля;
8. Система оборотного водоснабжения;
9. Локальные очистные сооружения;
10. Инженерные сети и межобъектовые эстакады.
Расчет себестоимости продукции.
Планирование себестоимости осуществляется с использованием нормативов
затрат на производство и реализацию каждой единицы товарной номенклатуры.
В составе себестоимости продукции материальные затраты определены исходя из расценок, установленных поставщиками сырья и материалов.
Структура затрат, включаемых в себестоимость продукции представлена в
таблице 2.
Структура прямых затрат выпускаемого объема продукции за год.
Таблица 2.
Наименование затрат
Единица
измерения
Количество Цена Стоимость,
млн. руб.
1.Материальные
затраты
1.1. Сырье – нефть
товарная, в т.ч.
НДС
тонн/год 300 10300 3090
471,3
1.2. Затраты на содержание установки, приобретение реагентов,
запчастей и т.д.,
в т.ч. НДС
0,5% от стоимости сырья
15,45
2,36
1.3.Энергозатраты,
в т.ч. НДС
млн.
кВт.ч. 1,5 1,75 2,6
0,4
1.4. Внутрицеховые
расходы
0,5% от стоимости сырья 15,45
2. Затраты на оплату труда чел.месяц 120*12 30000 43,2
2.1. ЕСН 34% от затрат на оплату труда 14,69
3. Амортизация 8% от стоимости основ. обо-
рудования 60,8
4. Прямые затраты
на переработку - 152,21
5. Всего прямых
затрат на переработку
(со стоимостью
сырья)
- 3242,21
6.НДС - 474,11
7.Затраты без НДС - 2768,1
PDF created
Выводы по результатам исследования экономической эффективности
строительства комплекса
Формирование выручки от реализации готовой продукции представлено в
таблице 3.
Годовая выручка от реализации выпускаемого объема продукции за год.
Таблица 3.
Продукция кол-во,
тыс. т.
Цена*,
руб./т.
Акциз,
руб./т.
Выручка,
млн. руб.
Акциз,
млн.руб.
НДС,
млн.руб.
Аи-80 11500 19000 2923 218,5 33,6 28,2
Аи-92 27000 23200 3992 626,4 107,78 79,11
Аи-95 19500 26400 3992 514,8 77,84 66,65
ДТл 67500 15850 1188 1069,88 80,19 151,0
ДТз 50000 17100 1188 855,0 59,4 121,36
СМТ 30500 18300 - 558,15 0 85,14
ИФО-380 77000 12700 - 977,9 0 149,17
всего 4820,63 358,83 680,61
Всего без
НДС
4140,013
Диаграмма «Годовая выручка от реализации продукции»
0
200
400
600
800
1000
1200
Аи-80 Аи-92 Аи-95 ДТл ДТз СМТ ИФО-380
Выпускаемая продукция
Выручка, млн. руб./год Проект характеризуется следующими технико-экономическими и
финансовыми показателями эффективности, представленными в таблице 4.
Сводные технико-экономические и финансовые показатели
эффективности строительства нефтеперерабатывающего комплекса
Таблица 4.
№
п/п
Показатели Ед. изм. Значения показателя
1. Производительность по сырью т/год 300 000
2. Численность персонала чел. 130
3. Капитальные вложения руб. 970 000 000
4. Выручка от реализации
товарной продукции
руб. 4 820 630 000
5. Продолжительность
строительства
месяцев 18
7. Чистая прибыль руб./год 719 265 000
10. Рентабельность % 24
11. Расчетный срок окупаемости 1,3 года
Полученные показатели экономической эффективности свидетельствуют о
хорошем запасе экономической прочности данного проекта и, следовательно, об
экономической целесообразности его реализации.
На основании произведенного расчета показателей экономической эффективности инвестиций в строительство комплекса можно сделать вывод о том,
что данный проект является достаточно жизнеспособным, отличающимся
значительным итоговым эффектом, а также может полностью отвечать
требованиям инвестора по эффективности, номенклатуре и качеству товарной продукции.
Примечание:
В Приложениях № 1-5 представлены копии квалификационных требований на
товарную продукцию, отвечающие требованиям ГОСТ.
О компании.
Научно-производственный центр «» основан в 1994 году и является
инжиниринговой компанией, выполняющей полный комплекс работ по проектированию и строительству нефтеперерабатывающих производств.
Основная производственная задача
– разработка и внедрение новейших
технологий, повышающих глубину и
эффективность переработки углеводородного сырья, в том числе процессов термокрекинга, получение битумов из малосернистых, парафинистых
нефтей.
Компания имеет большой опыт работы, высококвалифицированный
штат сотрудников, имеющих государственную аттестацию для ведения и
контроля работ при сооружении комплексных установок, сложившиеся
отношения с ведущими научно-исследовательскими и проектными институтами,
проверенные субподрядные организации, долгосрочные договора с заводамиизготовителями технологического и вспомогательного оборудования.
Компания НПЦ «» выполняет следующие виды работ:
· исследование сырья с целью определения материального баланса установки и
разработки оптимальной технологической схемы производства;
· разработка технологического регламента на проектирование;
· расчет ТЭР, ТЭО строительства, бизнес-планов;
· проектирование нефтеперерабатывающих комплексов и объектов ОЗХ;
· расчет оценочных показателей по воздействию на окружающую среду (ОВОС);
· техническая экспертиза проектов, технических решений и обоснований,
связанных с созданием новых и реконструкцией действующих объектов;
· выполнение функций Генерального подрядчика, а также ведение строительства, монтажа, выполнение контроля над соблюдением качества работ,
шефмонтаж и организация пуско-наладочных работ;
· разработка технологической и нормативно-технической документации,
связанной с обеспечением безопасной эксплуатации производств, объектов
и оборудования.
Наша компания готова рассмотреть и проанализировать для Заказчика различные варианты технологических процессов и производств, очередность из строительства с минимизацией затрат и увеличением рентабельности.
Компания НПЦ «» выполняет следующие виды работ:
· исследование сырья с целью определения материального баланса установки и
разработки оптимальной технологической схемы производства;
· разработка технологического регламента на проектирование;
· расчет ТЭР, ТЭО строительства, бизнес-планов;
· проектирование нефтеперерабатывающих комплексов и объектов ОЗХ;
· расчет оценочных показателей по воздействию на окружающую среду (ОВОС);
· техническая экспертиза проектов, технических решений и обоснований,
связанных с созданием новых и реконструкцией действующих объектов;
· выполнение функций Генерального подрядчика, а также ведение строительства, монтажа, выполнение контроля над соблюдением качества работ,
шефмонтаж и организация пуско-наладочных работ;
· разработка технологической и нормативно-технической документации,
связанной с обеспечением безопасной эксплуатации производств, объектов
и оборудования.
Наша компания готова рассмотреть и проанализировать для Заказчика различные варианты технологических процессов и производств, очередность из строительства с минимизацией затрат и увеличением рентабельности.
Приложение № 1
Физико-химические и эксплуатационные показатели
автомобильных бензинов по ГОСТ Р 51105-97
Значение для марки
Наименование показателя
Нормаль-80 Регуляр-92 Премиум-95
1. Октановое число, не менее:
- по моторному методу 76,0 83,0 85,0
- по исследовательскому
методу
80,0 92,0 95,0
3. Концентрация фактических
смол, мг на 100 см3 бензина,
не более:
5,0
4. Индукционный период бензина, мин, не менее 360
5. Массовая доля серы, %, не
более
0,05
6. Объемная доля бензола, %,
не более
5
7. Испытание на медной пластине
Выдерживает класс 1
8. Внешний вид Чистый, прозрачный
9. Плотность при 15 °С, кг/м3 700-750 725-780 725-780
6
Приложение № 2
Дизельное топливо
Стандарт Евро-3 (Евро-4)
российский аналог – Топливо дизельное автомобильное ЕН-590 сорт Е
по ТУ 38.401-58-29-6-2005.
Показатель Значение
Цетановое число, не менее 51,0
Цетановый индекс, не менее 46,0
Плотность, при 15 0С, кг/м3 820-845
Содержание полициклической ароматики,
%, не более
11
Содержание сернистых соединений, мг/кг,
не более
вид I (для Евро-3)
вид II (для Евро-4)
вид III (для Евро-5)
350,0
50,0
10,0
Температура вспышки в закрытом тигле, не ниже 55
Коксуемость 10%-ного остатка разгонки,
%,не более 0,3
Зольность, %, не более 0,01
Содержание воды, мг/кг, не более 200
Общее загрязнение, мг/кг, не более 24
Коррозия медной пластинки (3 ч. при 50 0С) Класс 1
Окислительная стабильность, г/м3, не более 25
Смазывающая способность (диаметр пятна износа при 60 0С), мкм, не более 460
Кинематическая вязкость при 40 0С, мм2/с 2,0-4,5
Фракционный состав:
- при температуре 250 0С, %, не более
- при температуре 350 0С, %, не более
- 95% перегоняется при температуре, 0С, не выше
65
85
360
Наименование Значение для сорта
показателя А В С D E F
Метод
испытания
Предельная температура фильтруемости, 0С, не выше
5 0 -5 -10 -15 -20 По ГОСТ 22254
Приложение № 3
Маловязкое судовое топливо
ТУ 38.101567- 87
Показатели Значение
12
Вязкость:
условная при 20 град. С, град. ВУ, не более
соответствующая ей кинематическая, мм2/с, не более
Цетановое число, не менее
Температура, град. С:
вспышки в закрытом тигле, не ниже
застывания, не выше
Массовая доля, %, не более
серы
меркаптановой серы
воды
механических примесей
Коксуемость, %, не более
Зольность, %, не более
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
Плотность при 20 град. С, кг/м3, не более
Йодное число, г иода на 100 г топлива, не более
2,0
11,4
40
62
-10
1,5
0,025
следы
0,02
0,2
0,01
отсутствие
890
20
Приложение № 4
Физико-химические показатели судового топлива
по ТУ 0252-014-00044434-2001 (аналог топлива IFO по ISO 8217:1996)
Наименование показателя Значение для марки ИФО-180 ИФО-380
1. Вязкость кинематическая, сСт при 50°С,
не более: 180 380
2. Вязкость кинематическая, сСт при 80°С,
не более: 45 95
3. Вязкость кинематическая, сСт при
100°С, не более: 25 35
4. Зольность, % масс., не более, 0,10 0,15
5. Массовая доля мехпримесей,
%, не более 0,10-0,2 0,10-0,20
6. Массовая доля воды, %, не более 1,0 1,0
7. Массовая доля серы, %, не более:
1 вида
2 вида
2,0
3,5
3,5
5,0
8. Коксумость, %, не более 15 18
9. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже: 60 60
10. Температура текучести, °С, не выше 30 30
11. Массовая доля ванадия, %, не более 0,02-0,03 0,03-0,06
12. Массовая доля алюминия и кремния, %, не более 0,008 0,008
13. Плотность при 20 °С, кг/м3, не более 991 991
Приложение № 5
Котельное топливо ГОСТ 10585-99
Показатели Топочный
мазут М-100
Вязкость при 80 0С, не более:
условная, 0ВУ
соответствующая ей кинематическая, мм2/с
Зольность, % не более, для мазута:
малозольного
зольного
Массовая доля, %, не более
механических примесей
воды
Массовая доля серы,%, не более, для мазута:
низкосернистого
малосернистого
сернистого
высокосернистого
Коксуемость, %, не более
Температура вспышки в открытом тигле, 0С,
не ниже
Температура застывания, 0С, не выше
Теплота сгорания (низшая) в пересчете на сухое
топливо (не браковачная), кДж/кг, не менее, для
мазута:
низкосернистого, малосернистого и сернистого
высокосернистого
Плотность при 20 0С, кг/м3, не более
16,0
118,0
0,05
0,14
1,0
1,0
0,5
1,0
2,0
3,5
110
25;42*
40530
39000
* -для продукции, выделенной из высокопарафинистой нефти
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа